Kogeneracja na biomasę

Transkrypt

1 Kogeneracja na biomasę Autor: Robert Wróblewski - Politechnika Poznańska ("Energia Gigawat" - nr 10-11/2014) Postęp cywilizacji jest związany ze stałym wzrostem zużycia energii, która jest niezbędna do rozwoju gospodarczego i społecznego ludzkości. Przeważająca część zużywanej energii jest wytwarzana z paliw kopalnych w konwencjonalnych elektrowniach parowych. Biorąc pod uwagę strukturę krajowego systemu elektroenergetycznego, można powiedzieć, że mamy do czynienia z praktycznym monopolem węgla w źródłach wytwarzania energii. Prawie 53% mocy zainstalowanej stanowią elektrownie opalane węglem kamiennym, 25% elektrownie opalane węglem brunatnym, a elektrownie przemysłowe też w części pracują na węglu (rys. nr 1). Jeżeli chodzi o produkcję energii elektrycznej, to udział węgla jest jeszcze większy (rys. nr 2). Wynika to głównie z kapryśnej produkcji z OZE (szczególnie wiatru). W przypadku elektrowni wodnych, część z nich stanowią jednostki szczytowo-pompowe, w których moc zainstalowanych hydrozespołów jest większa niż wynika z energetycznych możliwości cieku wodnego. Ponadto moc cieku wodnego, mimo, że mniej kapryśna od wiatru, również zależy od warunków meteorologicznych i nie jest stała w ciągu roku. Duży udział produkcji energii elektrycznej w oparciu o paliwo węglowe jest przyczyną znacznej emisji CO 2 w przeliczeniu na MWh wytwarzanej energii. Ponadto część mocy wytwórczych ciągle stanowią wyeksploatowane bloki pracujące ze stosunkowo małą sprawnością, które dodatkowo przyczyniają się do zwiększenia i tak wysokiego wskaźnika emisyjności. Zwiększenie efektywności wykorzystania paliw, a co za tym idzie, zmniejszenie wskaźnika emisyjności, może zostać osiągnięte poprzez udoskonalanie technologii energetycznych i wprowadzanie nowoczesnych jednostek wytwórczych, wykorzystujących paliwa kopalne. Rysunek nr 1: Struktura procentowa mocy zainstalowanej w KSE stan na roku

2 Rysunek nr 2: Procentowy udział w krajowej produkcji energii elektrycznej poszczególnych grup elektrowni według rodzajów paliw w 2012 roku Coraz szersze stosowanie kogeneracji jako wysokosprawnego procesu, również prowadzi do wzrostu sprawności wykorzystania energii chemicznej paliw pierwotnych. Straty energii w przypadku wytwarzania skojarzonego są podobnego rzędu, co straty w ciepłowni (rys. nr 3a). Wytwarzanie energii elektrycznej w elektrowni systemowej cechuje się dużo większymi stratami. Na rysunku nr 3b przedstawiono porównanie, z którego wynika, że w kogeneracji ze 100 jednostek energii chemicznej paliwa wytwarzane jest tyle jednostek energii użytecznej (ciepła grzewczego i energii elektrycznej), co ze 133 jednostek energii w przypadku rozdzielenia produkcji. Dla różnych technologii skojarzonej produkcji stosunek wytworzonej energii elektrycznej do ciepła użytkowego, jak również efektowność wykorzystania energii chemicznej paliwa, zmienia się, ale zastosowanie kogeneracji w większości przypadków prowadzi do oszczędności energii chemicznej paliw kopalnych. Rysunek nr 3: Porównanie efektywności energetycznej produkcji rozdzielonej i gospodarki skojarzonej: a) sprawność wytwarzania w poszczególnych technologiach, b) porównanie produkcji w jednostkach energii (je jednostka energii) [opracowanie własne] a) b)

3 Paliwa kopalne, w tym węgiel, należą do nieodnawialnych zasobów energii. Ciągle rosnący na nie popyt i konieczność sięgania po coraz trudniejsze w eksploatacji złoża, są przyczyną wzrastających kosztów wydobycia. Powoduje to ciągły wzrost cen paliw kopalnych, a co za tym idzie, również wzrost cen energii elektrycznej i ciepła. Ograniczoność zasobów paliw kopalnych oraz wspomniana wcześniej emisja CO 2 spowodowały wzrost zainteresowania alternatywnymi źródłami energii, w tym szczególnie odnawialnymi źródłami energii. Rozwój tych źródeł i technologii z nimi związanych wspierają również uwarunkowania prawne i ekonomiczne: Protokół z Kioto, Prawo energetyczne, rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie świadectw pochodzenia. W warunkach naszego kraju znaczący udział, wśród źródeł odnawialnych, powinna mieć biomasa. Można ją wykorzystać bezpośrednio jako paliwo lub jako wsad do bioreaktorów (fermentacja alkoholowa, lub metanowa), w których uzyskujemy paliwo gazowe lub ciekłe. W niniejszym artykule zostanie przedstawiona pierwsza z tych możliwości, czyli wykorzystanie biomasy bezpośrednio jako paliwo w procesie spalania lub zgazowania. Spalanie biomasy charakteryzuje się zerowym współczynnikiem emisji ditlenku węgla. Ponadto biomasa może być uprawiana na terenach wyłączonych z produkcji rolniczej (zdegradowanych przez przemysł, zalewowych itp..). Do celów energetycznych można pozyskać również odpady z leśnictwa i przemysłu drzewnego oraz odpadowe opakowania drewniane, a także słomę zbożową z roślin oleistych i strączkowych oraz siano. Ze względu na specyfikę tego paliwa i problem z magazynowaniem większych jego ilości oraz małą opłacalnością transportu na większe odległości, powinna ona być wykorzystywana w małych lokalnych ciepłowniach i elektrociepłowniach. Rozwiązanie takie pozwala połączyć odnawialne paliwo z wysokosprawnymi technologiami jego wykorzystania. W przypadku układów kogeneracyjnych małej mocy zasilanych biomasą możemy wykorzystać następujące technologie: o parowe: z turbiną parową przeciwprężną; z turbiną parową upustowo-przeciwprężną; z turbiną parową upustowo-kondensacyjną; z silnikiem parowym; o z turbinami gazowymi: układy proste; układy gazowo-parowe; o z silnikami tłokowymi; o ORC; o silnik Stirlinga; o ogniwo paliwowe. Układy parowe Pierwszą z wymienionych technologii są układy parowe. Zasadą działania tych układów jest oparty o dobrze znany z konwencjonalnych elektrowni i elektrociepłowni obieg Rankine a.

4 Największym elementem tej instalacji jest kocioł parowy, w którego palenisku spalana jest biomasa i dzięki wydzielonemu w ten sposób ciepłu kocioł produkuje parę. Para z kotła trafia do turbiny, gdzie część niesionej energii przekazywana jest łopatkom znajdującym się na jej wirniku. Uzyskana w ten sposób energia mechaniczna w generatorze jest zamieniana na energię elektryczną. W typowym obiegu elektrowni parowej pozostała część energii czynnika jest oddawana do kondensatora w postaci ciepła skraplania pary. Jeżeli z takiej turbiny pobierzemy upustem część pary i skierujemy do wymiennika ciepłowniczego, uzyskamy obieg elektrociepłowni upustowo-kondensacyjnej (rys. nr 6). Jeżeli zaś zastosujemy turbinę o mniejszej liczbie stopni i zamiast rozprężać do bardzo niskiego ciśnienia na końcu turbiny uzyskamy ciśnienie wyższe od atmosferycznego, to będziemy mieli do czynienia z turbiną przeciwprężną (rys. nr 4). Układ z turbiną upustowo-przeciwprężną ma bardziej rozbudowaną część wymienników ciepłowniczych (dodatkowy upust rys. nr 5). Obieg z turbiną przeciwprężną charakteryzuje się wysoką sprawnością energetyczną. Jego wadą jest natomiast ścisłe powiązanie produkcji energii elektrycznej z produkcją ciepła. Brak zapotrzebowana na ciepło oznacza brak możliwości produkcji energii elektrycznej. Tego typu rozwiązanie najczęściej jest stosowane w elektrociepłowniach przemysłowych, gdzie jest stałe w ciągu roku zapotrzebowanie na ciepło oraz jako jednostki podstawowe w elektrociepłowniach miejskich. Szczytowe zapotrzebowanie na ciepło jest wówczas pokrywane przez kotły wodne. Układ z turbiną parową upustowo-kondensacyjną może produkować energię elektryczną niezależnie od zapotrzebowania na ciepło, jednak im mniejsze jest to zapotrzebowanie, tym mniejsza jest sprawność energetyczna. Produkcja ciepła w tych blokach nieznacznie ogranicza możliwości produkcyjne energii elektrycznej. Przykładami elektrociepłowni parowych są układy technologiczne bloków z kotłami parowymi opalanymi biomasą o mocach znamionowych 10 i 17 MW zasilających turbiny parowe oferowanych przez firmę Wärtsilä. Podstawowe dane techniczne tych układów są przedstawione na tablicy nr 1. Koszt elektrociepłowni BioPower5, zbudowanej w Vilppula, o mocy elektrycznej 2,9 MW, wyniósł , co oznacza jednostkowy koszt inwestycyjny 2931 /kw mocy zainstalowanej. Biomasą mogą być opalane również kotły wodne, pracujące jako jednostki szczytowe. Rysunek nr 4: Schemat układu elektrociepłowni z turbiną parową przeciwprężną. [opracowanie własne] Biomasa Sieć ciepłownicza

5 Rysunek nr 5: Schemat układu elektrociepłowni z turbiną parową upustowo-przeciwprężną. [opracowanie własne] Biomasa Sieć ciepłownicza Rysunek nr 6: Schemat układu elektrociepłowni z turbiną parową upustowo-kondensacyjną. [opracowanie własne] Biomasa Sieć ciepłownicza Rysunek nr 7: Schemat układu elektrociepłowni z silnikiem śrubowym [opracowanie własne] Przekładnia Biomasa Koci oł pa rowy Silnik śrubowy Wymiennik cie płowniczy Kondensator Zb iorni k wody zasilające j Sieć ciepłownicza

6 Tabela nr 1: Układy technologiczne bloków z kotłami parowymi opalanymi biomasą firmy Wärtsilä Typ elektrociepłowni BioPower2 BioPower5 Moc [MW] 9,8 16,8 Kocioł Turbina parowa przeciwprężna, produkcja gorącej wody o parametrach 90/50[ C] Turbina parowa przeciwprężna, produkcja gorącej wody o parametrach 115/90[ C] Turbina parowa upustowokondensacyjna, produkcja gorącej wody o parametrach 115/90[ C] Ciśnienie pary [bar] Temperatura pary [ C] Moc elektryczna [MW] 1,7 3,5 Moc cieplna [MW] 7,7 13 Moc elektryczna [MW] 1,3 2,9 Moc cieplna [MW] 8 13,5 Moc elektryczna [MW] 2,2-1,3 4,3-2,9 Moc cieplna [MW] Turbina kondensacyjna, parowa Moc elektryczna [MW] 2,5 4,5 Moc cieplna [MW] W układach mniejszej mocy (poniżej 1 MW), oprócz turbin parowych, rozważane jest również zastosowanie silników parowych śrubowych (screw-type engine) oraz nowoczesnych silników parowych tłokowych, w konstrukcji których są zastosowane materiały ceramiczne, pozwalające na wyeliminowanie konieczności smarowania. Silnik śrubowy o mocy od 200 do 1000 kwe charakteryzuje się wyższą sprawnością wytwarzania energii elektrycznej niż tradycyjne turbiny parowe w tym zakresie mocy. Ponadto, w zakresie obciążeń od 30 do100% mocy znamionowej może praktycznie pracować ze stałą sprawnością wytwarzania energii elektrycznej. Pilotowa elektrociepłownia z silnikiem parowym śrubowym pracuje w miejscowości Graz w Austrii. Uproszczony schemat układu technologicznego tego typu elektrociepłowni jest przedstawiony na rysunku nr 7. Moc nominalna tego układu wynosi 730 kwe, z której 20 kwe jest zużywane na potrzeby własne. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej wynosi 11%, a sprawność cieplna układu wynosi 70%. Moc wymiennika ciepłowniczego zasilanego parą z wylotu silnika wynosi 4800 kw. W układach kogeneracyjnych można zastosować również silniki parowe tłokowe, które, mimo upływu czasu, są nadal stosowane. Wadą ich była konieczność smarowania i związane z tym zanieczyszczenie skroplin olejem. Problem ten został jednak wyeliminowany w najnowszych rozwiązaniach tego typu silników. Modułowa ich konstrukcja pozwala na

7 montowanie w jednym urządzeniu od 1 do 6 cylindrów różnych mocy (rys. nr 9). Są one stosowane w elektrociepłowniach małej mocy od kilkudziesięciu kw do 1200 kw. W tym zakresie mocy mają wyższą sprawność od turbin parowych. Do zalet tego typu silników należy również płaska charakterystyka sprawności w funkcji stopnia obciążenia. Rysunek nr 8: Charakterystyka mocy silnika i turbiny parowej w funkcji zużycia pary Rysunek nr 9: Moduł silnika parowego sprzęgniętego z generatorem. Według danych producenta, układy kogeneracyjne z tymi silnikami osiągają stosunkowo wysoką sprawność wytwarzania energii elektrycznej do 19% sprawność wytwarzania ciepła rzędu 60-70%, przy sprawności energetycznej rzędu 70-85%. Zarówno silniki parowe śrubowe jak i parowe tłokowe są niewrażliwe na zmienne parametry pary i stopień jej zawilgocenia. Jest to dużą zaletą, gdyż małe kotły parowe pracują mniej stabilnie. Układy ORC W ostatnich latach, jako układy skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła małej mocy, zostały wdrożone, między innymi dzięki wsparciu środkami Unii Europejskiej, układy z Organicznym Obiegiem Rankine`a (Organic Rankine Cycle ORC). W układach tych klasyczny kocioł parowy został zastąpiony bezciśnieniowym kotłem olejowym.

8 W układzie technologicznym ORC para wodna została zastąpiona substancjami organicznymi, takimi jak: olej silikonowy, benzen, toluen itp. Porównanie klasycznego obiegu parowego i obiegu ORC zostało przedstawione na wykresie T-S na rysunku 4.5. Niektóre właściwości wybranych organicznych czynników termodynamicznych są przedstawione na tablicy nr 2. Tabela nr 2: Przykładowe parametry wybranych czynników termodynamicznych Czynnik termodynamiczny Temperatura krytyczna [ C] Ciśnienie krytyczne [bar] Temperatura skraplania (1 bar) [ C] R134a 101,1 40,6-27,1 5,7 R227ea 101,7 29,3-16,5 3,9 R236fa 124,9 32,0-1,4 2,3 R245fa 154,1 36,4 14,9 1,2 Ciśnienie skraplania (20 C) [bar] Rysunek nr 10: Porównanie obiegu parowego (po lewej) z obiegiem ORC (po prawej) na wykresie T-s. [opracowanie własne] Uproszczony schemat układu elektrociepłowni z kotłem olejowym i obiegiem ORC, jest przedstawiony na rysunku nr 11. Kocioł olejowy przekazuje ciepło uzyskane ze spalania biomasy olejowi termalnemu, który krąży w pierwotnym obiegu czynnika. Dalej w parowniku olej termalny przekazuje ciepło czynnikowi obiegu ORC, powodując jego odparowanie. Pary czynnika roboczego przekazują energię łopatkom turbiny, która napędza generator, gdzie wytwarzana jest energia elektryczna. Następnie para czynnika roboczego trafia na wymiennik regeneracyjny i do skraplacza. Kondensator jest wymiennikiem ciepłowniczym, w którym oddawane jest ciepło skraplania. Dalej czynnik, za pomocą pompy, uzyskuje wysokie ciśnienie i trafia ponownie do parownika. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej w układach ORC dochodzi do 14% przy sprawności energetycznej dochodzącej do 80%.

9 Rysunek nr 11: Schemat układu elektrociepłowni z obiegiem ORC. [opracowanie własne] Kocioł olejowy Obieg oleju Obieg ORC Biomasa Powietrze Kocioł wodny Olejowe kotły opalane biomasą są bezciśnieniowe i dlatego nie podlegają badaniom dozoru technicznego, co stanowi ich zaletę w stosunku do tradycyjnych kotłów parowych i znacznie upraszcza eksploatację. Zaletą jest także modułowy system budowy układów ORC, co znacznie ułatwia montaż elektrociepłowni. Zgazowanie biomasy Biomasa jest przyszłościowym surowcem do produkcji paliwa gazowego w generatorach gazu, które może służyć jako paliwo podstawowe dla jednostek wytwórczych elektrociepłowni. Dzięki technice zgazowana paliw stałych, staje się możliwe uzyskanie wyższych sprawności energetycznych i obniżenie emisji zanieczyszczeń, w porównaniu z tradycyjnymi układami wytwarzania energii elektrycznej i ciepła opalanymi paliwami stałymi. W układach ze zgazowaniem biomasy stosuje się oczyszczanie gazu przed jego spaleniem w przeciwieństwie do oczyszczania produktów spalania w układach tradycyjnych. Technologia ta posiada następujące zalety: proces oczyszczania gazu odbywa się w niższej temperaturze; znacznie mniejszy jest strumień gazu generatorowego w porównaniu ze strumieniem spalin; łatwiejsze jest usuwanie H 2 S z gazu niż SO 2 ze spalin; w większości przypadków produktem ubocznym procesu odsiarczania jest siarka organiczna;

10 stosunkowo proste jest usuwanie metali ciężkich, związków chloru i metali alkalicznych z gazu, w porównaniu ze spalinami, przez zastosowanie skruberów i mokrych procesów oczyszczania. Układy elektrociepłowni zintegrowanych ze zgazowaniem biomasy są bardziej złożone niż układy opalane paliwami tradycyjnymi. Występująca w nich większa liczba elementów powoduje, że jest bardziej złożony proces optymalizacji układu oraz doboru urządzeń i wzajemnych powiązań między nimi. Większa liczba elementów systemu ma również wpływ na jego niezawodność i dyspozycyjność. W elektrociepłowniach zintegrowanych ze zgazowaniem biomasy można wyróżnić następujące ważniejsze układy: przygotowania biomasy do procesu zgazowania; przygotowania czynnika zgazowującego (powietrze, para wodna, tlen); zgazowania; obróbki gazu surowego (chłodzenie, oczyszczanie); układu wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Gaz uzyskiwany w procesie zgazowania biomasy pozwala na zastosowanie urządzeń energetycznych wymagających paliw gazowych, np. silniki i turbiny gazowe. Turbiny gazowe W układach elektrociepłowni małych mocy często są stosowane układy z turbinami gazowymi pracującymi w obiegu prostym (Simple Gas Turbine SGT). Układ technologiczny elektrociepłowni z taką turbiną jest przedstawiony na rysunku nr 12. W układach tych są stosowane zarówno turbiny typu przemysłowego jak i lotniczego. Wadą przemysłowych turbin gazowych jest stosunkowo niska sprawność wytwarzania energii elektrycznej. Charakteryzują się one przez to wyższą temperaturą spalin wylotowych niż klasyczne turbiny energetyczne. Wyższa temperatura spalin wylotowych jest korzystna dla parowego kotła odzysknicowego. Jest to ważne w tych przypadkach, w których jako czynnik termodynamiczny jest stosowana para wodna o stosunkowo wysokich parametrach. Turbiny typu lotniczego charakteryzują się wysokim stosunkiem sprężania, dzięki czemu uzyskuje się wyższą sprawność wytwarzania energii elektrycznej, niż w przypadku turbin przemysłowych. Na wylocie z tych turbin spaliny posiadają jednak niższą temperaturę, przez co mogą być stosowane przede wszystkim w układach gazowych skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, a nie gazowo-parowych. W układach tych energia elektryczna wytwarzana jest tylko w generatorze turbiny gazowej, a ciepło spalin wylotowych z turbiny wykorzystywane jest wyłącznie do podgrzewania wody sieciowej. W przypadku turbin gazowych z regeneracyjnym podgrzewaniem powietrza stosuje się podgrzewanie tego czynnika, przed komorą spalania, ciepłem spalin wylotowych

11 w wymienniku regeneracyjnym. Schemat układu elektrociepłowni z turbiną z regeneracyjnym podgrzewaniem powietrza przedstawiono na rysunku nr 13. Zastosowanie regeneracyjnego podgrzewania powietrza pozwala osiągnąć przez układ wyższą sprawność wytwarzania energii elektrycznej. Szczególnie korzystne efekty energetyczne, dzięki regeneracyjnemu podgrzewaniu powietrza, są uzyskiwane w zakresie niskich stosunków sprężania turbiny gazowej. W układach małej mocy z niskim stosunkiem sprężania turbiny gazowej, dzięki regeneracyjnemu podgrzewaniu powietrza, sprawność wytwarzania energii elektrycznej może wzrosnąć o kilkanaście procent. W układach takich zwiększa się bowiem różnica temperatury między spalinami wylotowymi a powietrzem za sprężarką. Pozwala to na przekazanie przez spaliny wylotowe zwiększonej ilości ciepła podgrzewanemu powietrzu, a przez to zmniejsza zużycie paliwa. Proces regeneracyjnego podgrzewania powietrza znalazł zastosowanie przede wszystkim przy budowie mikroturbin. Rysunek nr 12: Schemat układu elektrociepłowni z turbiną gazową pracującą w obiegu prostym [opracowanie własne] Gaz z generatora gazu Kocioł wodny Powietrze Rysunek nr 13: Schemat układu elektrociepłowni z turbiną gazową z regeneracyjnym podgrzewaniem powietrza [opracowanie własne] Regeneracyjny podgrzew powietrza Kocioł wodny Gaz z generatora gazu Powietrze

12 Pojęcie mikroturbina używane jest w stosunku do stacjonarnych turbin gazowych, charakteryzujących się bardzo małą mocą elektryczną rzędu kw. Mikroturbiny różnią się od turbin gazowych zastosowaniem promieniowej sprężarki powietrza i turbiny (zamiast osiowych) oraz zastosowaniem regeneracyjnego podgrzewania powietrza. Mikroturbiny charakteryzują się niskim stopniem sprężania i obniżoną temperaturą na wlocie do turbiny. Dzięki zastosowanemu regeneracyjnemu podgrzewaniu powietrza, mogą one osiągać stosunkowo wysokie sprawności wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu (25-30%). Mogą one konkurować z silnikami gazowymi małej mocy, zarówno pod względem wielkości układu, ciężaru, emisji hałasu i drgań oraz kosztów obsługi i remontów. Temperatura na wlocie do wymiennika ciepłowniczego jest stosunkowo niska, gdyż część ciepła spalin jest wykorzystywana do podgrzewania powietrza. Okres eksploatacji mikroturbin wynosi około 10 lat, czyli jest znacznie krótszy niż turbin gazowych. Mikroturbiny mogą znaleźć zastosowanie w układach skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła małej mocy jako indywidualne źródła zasilania. Układy elektrociepłowni gazowo-parowych są rozwinięciem układów elektrociepłowni z turbiną gazową pracującą w obiegu prostym. Kocioł odzysknicowy, podgrzewający wodę sieciową, jest w tych układach zastąpiony kotłem odzysknicowym wytwarzającym parę wodną zasilającą turbinę parową. Układ taki stanowi więc połączenie dwóch obiegów: gazowego i parowego. Posiada więc zalety obiegu gazowego oraz obiegu parowego, czyli wysoką temperaturę górnego źródła ciepła, którą posiada obieg gazowy oraz niską temperaturę dolnego źródła ciepła, którą charakteryzuje się obieg parowy. Połączenie obiegu gazowego z obiegiem parowym odbywa się w kotle odzysknicowym, gdzie ciepło spalin wylotowych z turbiny gazowej wykorzystywane jest do wytwarzania pary dla obiegu parowego. Energia elektryczna jest wytwarzana zarówno w generatorze turbiny gazowej, jak i w generatorze turbiny parowej. Wytwarzanie ciepła w skojarzeniu odbywa się w wymiennikach ciepłowniczych przyturbinowych, które są zasilane parą z upustu turbiny parowej, jak również w wymienniku kotła odzysknicowego, zwanym ekonomizerem. Początkowo układy gazowo-parowe były stosowane wyłącznie w elektrociepłowniach średnich i dużych mocy. Wynikało to z analiz ekonomicznych, które korzystniejsze były dla elektrociepłowni o większych mocach. Obecnie buduje się elektrociepłownie gazowo-parowe również mniejszych mocy. W ofertach producentów urządzeń energetycznych znajdują się układy elektrociepłowni tego typu o mocach elektrycznych mniejszych od 10 MW. Na tablicy nr 3 przedstawiono podstawowe parametry energetyczne elektrociepłowni gazowo-parowych dużej i średniej oraz małej mocy.

13 Tabela nr 3: Dane techniczne układów gazowo-parowych Dane techniczne Turbina gazowa Moc elektryczna układu w tym turbina gazowa turbina parowa Układ STAC 60 Taurus 60 7,3 5,5 1,8 UGT 10CC1 UGT ,5 10 3,5 KAX S84.3A GTX 100 Liczba poziomów ciśnień Paliwo V84.3A gaz ziemny gaz ziemny gaz ziemny gaz ziemny Sprawność elektryczna 39,6 45, ,1 Jednostkowy nakład USD/kWel inwestycyjny Elektrociepłownie gazowo-parowe małej mocy są budowane jako układy z kotłami jednociśnieniowymi. W układach z odgazowywaczem zasilanym parą upustową, konieczne jest zainstalowanie w końcowej części kotła wymiennika ciepłowniczego, w celu obniżenia temperatury spalin i zwiększenia sprawności całkowitej elektrociepłowni. Innym rozwiązaniem jest zastosowanie dodatkowego parownika deaeracyjnego zasilającego odgazowywacz. Maksymalne parametry pary w układzie parowym są uzależnione od temperatury spalin na wylocie z turbiny gazowej. W elektrociepłowniach gazowo-parowych znajdują zastosowanie zarówno turbiny parowe przeciwprężne (rys. nr 14) jak i upustowokondensacyjne (rys. nr 15). Rysunek nr 14: Schemat układ technologiczny elektrociepłowni gazowo-parowej z turbiną parową przeciwprężną [opracowanie własne] Gaz z generatora gazu Kocioł wodny

14 Rysunek nr 15: Schemat układ elektrociepłowni gazowo-parowej z turbiną parową upustowokondensacyjną [opracowanie własne] Gaz z generatora gazu Kocioł wodny Podobnie jak w przypadku klasycznych siłowni parowych, układy gazowo-parowe z turbiną przeciwprężną osiągają wysoką sprawność energetyczną. W układach tych moc elektryczna generatora turbiny parowej ściśle jest związana z mocą cieplną w skojarzeniu. W przypadku układów z turbinami upustowo-kondensacyjnymi. sprawność energetyczna elektrociepłowni jest niższa, ale układ może w sposób elastyczny dostosowywać się do zapotrzebowania na ciepło użytkowe. Silniki tłokowe W przypadku układów elektrociepłowni zintegrowanych z procesem zgazowania biomasy, często stosowanymi urządzeniami w układach elektrociepłowni małej mocy są tłokowe silniki spalinowe. Wynika to między innymi z ich wysokiej sprawności wytwarzania energii elektrycznej, nawet w układach małych mocy, przy ponoszeniu stosunkowo niskich kosztów inwestycyjnych. Ponadto silniki tokowe mają mniejsze wymagania co do czystości gazu, jakim są zasilane w porównaniu z turbinami gazowymi. Schemat układu bloku ciepłowniczego z silnikiem gazowym jest pokazany na rysunku nr 16. W układzie tym ciepło w skojarzeniu wytwarzane jest: w chłodnicy powietrza doładowanego, w chłodnicy oleju, w wymienniku cieczy chłodzącej blok silnika oraz w wymienniku spalin wylotowych. Silniki gazowe najczęściej są instalowane w systemach grzewczych współpracujących z siecią niskotemperaturową, np. 110/70 C lub 90/50 C. W celu wyrównania zmiennego zapotrzebowania na ciepło w układach z silnikami gazowymi często stosuje się akumulatory ciepła. Natomiast jako szczytowe źródła ciepła stosowane są kotły wodne (KW). Układy z silnikami gazowymi są wyposażone często w rezerwowe chłodnice wentylatorowe, które umożliwiają produkcję energii elektrycznej również w przypadku braku zapotrzebowania na ciepło. Przykładem silnika kogeneracyjnego może być silnik J320 GS o znamionowej mocy

15 elektrycznej 681 kw. Charakteryzuje się on sprawnością wytwarzania energii elektrycznej 36% i sprawnością wytwarzania ciepła 47%. Rysunek nr 16: Schemat układu elektrociepłowni z silnikiem gazowym [opracowanie własne] Wymiennik woda spaliny Chłodnica powietrza doładowanego Powietrze + gaz z generatora gazu Silnik Chłodnica wody Chłodnica oleju KW Akumulator ciepła Rysunek nr 17: Schemat elektrociepłowni z silnikami tłokowymi zintegrowanej ze zgazowaniem biomasy Przykładem elektrociepłowni z silnikami gazowymi zintegrowanej ze zgazowaniem biomasy może być elektrociepłownia Kokemäki (rys. nr 17). Zastosowano w niej generator gazu ze złożem stałym, przeciwprądowy zasilany biomasą drzewną o wilgotności do 30%. Z generatora gazu gaz trafia do komory konwertującej smoły a następnie jest chłodzony w podgrzewaczu powietrza i chłodnicy gazu. W dalszej kolejności gaz jest oczyszczany w filtrze na sucho oraz w skruberze na mokro. Tak oczyszczony gaz zasila zespół trzech silników gazowych napędzających generatory. W ofercie producenta znajdują się elektrociepłownie o mocy elektrycznej do 3 MW. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej wynosi od 30 do 36%, w zależności od początkowej wilgotności biomasy.

16 Silnik Stirlinga Kolejnym urządzeniem, które znajduje zastosowanie w układach mikrokogeneracji, jest Silnik Stirlinga. Należy on do urządzeń energetycznych zewnętrznego spalania. Dlatego może być zasilany spalinami uzyskiwanymi w procesie spalania różnych paliw (gazowych, ciekłych i stałych). W silniku tym spaliny nie mają bezpośredniego kontaktu z elementami roboczymi, co przyczynia się do mniejszego zużywania się jego części i wydłużenia okresów międzyremontowych. Schemat typowego silnika Stirlinga z tłokami w układzie V przedstawiono na rysunku nr 18. Rysunek nr 18: Schemat układu elektrociepłowni z silnikiem Stirlinga [opracowanie własne] Powietrze Komora spalania Gaz z generatora gazu Silnik Stirlinga Sieć ciepłownicza Do zalet silnika Stirlinga, w porównaniu z silnikami tłokowymi Otta i Diesla, należą: niezawodność uruchamiania (rozruch sprowadza się do wzniecenia płomienia w komorze spalania); istotne zmniejszenie spalania niezupełnego, co zmniejsza do minimum emisję do środowiska szkodliwych substancji; mała hałaśliwość; brak układu zapłonowego; prosta konstrukcja (brak zaworów). Do wad silnika Stirlinga należy zaliczyć stosunkowo niską sprawność wytwarzania energii elektrycznej, dużą bezwładność cieplną oraz dużą masę na jednostkę mocy. Ogniwa paliwowe Kolejną technologią, którą w przyszłości będzie można zastosować w kogeneracji, będą ogniwa paliwowe, które są przedmiotem badań i rozwiązań eksperymentalnych. W ogniwach paliwowych następuje bezpośrednia konwersja energii chemicznej paliwa w energię elektryczną. Teoretyczna sprawność konwersji energii chemicznej paliwa do energii elektrycznej w ogniwie paliwowym wynosi 100%, ale w praktyce występują znaczne straty,

17 których głównymi źródłami są reformer, przekształtnik prądu stałego na przemienny (falownik) oraz urządzenia pomocnicze. W układach doświadczalnych ogniwa paliwowe osiągają obecnie sprawność wytwarzania energii elektrycznej na poziomie 45%. Możliwe jest również zastosowanie ogniw paliwowych w układach skojarzonych, hybrydowych zintegrowanych z turbinami i mikroturbinami gazowymi, silnikami tłokowymi czy turbinami parowymi. Obecnie maksymalny poziom sprawności takich układów sięga 55% a ocenia się, że może osiągać 70%. W układach hybrydowych najczęściej stosuje się ogniwa wysokotemperaturowe (SOFC oraz MCFC). Spalanie paliw kopalnych powoduje emisję ditlenku węgla, który jest uznawany za gaz cieplarniany. Zastąpienie części tych paliw biomasą powoduje obniżenie emisji CO 2, gdyż jego spalanie charakteryzuje się zerowym bilansem tego związku. Ponadto musimy pamiętać, że paliwa kopalne są zasobami nieodnawialnymi, więc wykorzystywanie energii chemicznej biomasy zamiast energii chemicznej paliw kopalnych powoduje oszczędność tych drugich. W przyszłości dostęp do paliw, takich jak ropa naftowa, gaz a w dalszej perspektywie także do węgla będzie ograniczony, więc stosowanie paliw alternatywnych powoduje zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego. Najprawdopodobniej nie da się całej potrzebnej ludzkości energii zastąpić biomasą. Dlatego istnieje potrzeba poszukiwania rozwiązań alternatywnych. Biomasa jako paliwo, mimo wielu zalet, ma niestety szereg niedogodności, takich jak zmienny stopień zawilgocenia, często jest niejednorodna pod względem rozmiarów oraz występuje w znacznym rozproszeniu, co jest przyczyną problemów logistycznych. Ze względu na ograniczone zasoby paliw kopalnych jak i odnawialnych, ich energetyczne zastosowanie powinno się odbywać przy wykorzystaniu wysokosprawnych technologii. Wysoką efektywnością wykorzystania energii chemicznej paliw charakteryzują się układy kogeneracyjne. W przypadku układów kogeneracyjnych małej mocy zasilanych biomasą możemy wykorzystać następujące technologie: układy parowe z turbiną parową przeciwprężną, z turbiną parową upustowo-przeciwprężną, z turbiną parową upustowokondensacyjną oraz z silnikiem parowym; układy z turbinami gazowymi: układy proste i układy gazowo-parowe; układy z silnikami tłokowymi; ORC oraz silnik Stirlinga. Najwyższą sprawność wytwarzania energii elektrycznej można osiągnąć w układach zintegrowanych ze zgazowaniem biomasy. Ogniwo paliwowe na chwilę obecną nie jest jeszcze technologią ogólnie dostępną poza rozwiązaniami doświadczalnymi. Zastosowanie małych układów kogeneracyjnych, zasilanych biomasą, pozwoli lepiej wykorzystać lokalne zasoby tego paliwa mniejsze nakłady energetyczne na transport. ***