Biomasa jako paliwo w małych elektrociepłowniach Pojęcie energetyki lokalnej (rozproszonej) wiąże się ze źródłami wytwórczymi małej mocy, niepodlegającymi centralnemu planowaniu, z reguły produkującymi energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem. Na rynku energetyki lokalnej rozróżniać można np. źródła: małe o mocy generatora poniżej 2 MW, mini poniżej 500 kw i mikro poniżej 20 kw. Biomasa stała stanowi obecnie największe źródło energii odnawialnej w Polsce. Podstawowe sposoby wykorzystania biomasy w instalacjach energetycznych realizowane są poprzez jej spalanie (jako paliwa podstawowego), współspalanie (z innym paliwem w warunkach krajowych przede wszystkim z węglem), zgazowanie/pirolizę i wykorzystanie produktu zgazowania jako paliwa. W grę wchodzi także przygotowywanie paliw specjalnych na bazie biomasy (brykiety, pelety itp). Współspalanie jest sposobem stosowanym przede wszystkim w większych instalacjach (np. w energetyce zawodowej), w kotłach przystosowanych zwykle do innego paliwa (w warunkach krajowych węgla) Udział biomasy w procesie współspalania limitowany jest przede wszystkim przez jej własności, w tym dużą wilgotność, zawartość składników mogących powodować korozję oraz problemy z żużlowaniem kotłów. Przy dużej wilgotności, przekraczającej niekiedy granicę 50%, oraz znaczącym udziale biomasy we wsadzie energetycznym zagrożeniem może być nawet radykalne obniżenie sprawności kotła. Za racjonalną dla dużych kotłów energetycznych granicę udziału masowego we wsadzie paliwa uznaje się zwykle ok. 10%. Jednym z trendów rozwoju ciepłownictwa w krajach europejskich jest budowa małych elektrociepłowni, przystosowanych konstrukcyjnie do korzystania z biomasy jako paliwa podstawowego. Doskonalone są technologie tradycyjne, znane od dawna, ale obok nich rozwijane są także zupełnie nowe. Wykorzystanie biopaliw w małych elektrociepłowniach jest intensywnie rozwijane w starych krajach unijnych co najmniej od lat 80-tych ubiegłego wieku. Polska wstąpiła na drogę intensywniejszego rozwoju tej klasy obiektów dopiero od drugiej połowy lat 90-tych (tab. 1). Rozpowszechnienie zarówno różnorodności stosowanych technologii, jak i skali wykorzystania biopaliw w naszym kraju należy uznać za umiarkowane. Wobec planów radykalnego rozwoju wykorzystania energii odnawialnej oczekiwać należy w bliskiej przyszłości intensywnego rozwoju zarówno palety technologii, jak i ilości wdrożeń. Dopiero obecnie pojawiają się pierwsze elektrociepłownie budowane wg koncepcji upowszechnionych już w innych krajach. Rozwój małych elektrociepłowni w Polsce W tab. 1. zestawiono dane z lat 1998-2005 charakteryzujące rozwój w Polsce małych elektrociepłowni, opalanych biogazem. Są to praktycznie wyłącznie jednostki wyposażone w silniki tłokowe, pracujące na wysypiskach oraz w oczyszczalniach ścieków. Łączna moc zainstalowana dla kilkudziesięciu istniejących już obiektów tej kategorii jest wciąż nieznaczna. Do końca 2005 r. minimalnie przekroczyła ona poziom 30 MW. Łącznie moc małych elektrociepłowni gazowych w
Polsce, po uwzględnieniu nieujętych tu instalacji z silnikami oraz turbinami opalanymi gazem ziemnym i kopalnianym, osiągnęła w końcu 2005 r. poziom w granicach 200 MW. Odpowiada to w przybliżeniu stanowi rozwoju tego sektora w Republice Federalnej Niemiec z pierwszej połowy lat 80-tych1. W przytoczonych danych nie ujęto turbin oraz silników przeznaczonych do napędów maszyn innych niż generatory, pracujących w tłoczniach i kopalniach gazu ziemnego oraz instalacji przeznaczonych do pracy awaryjnej. Tab. 1. Małe elektrociepłownie biogazowe w Polsce. Według danych2, dla roku 2006 dane przybliżone, zebrane w oparciu o inne źródła, w tym [6]. Rok '98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 Liczba elektrowni 17 22 28 35 42 49-67 74 Moc zainstalowana [MW] 5,03 7,07 9,1 12,83 15,81 20,06 25,64 32,70 ~38,0 Produkcja energii [GWh]* 13 23,2 30,7 41,5 48,1 55,8 81,48 110,17 ~100 * do 2003 r. w tabeli wykazana sprzedaż, od 2004 r. produkcja brutto Jako osobną pozycję wyróżnia się elektrownie opalane biomasą o łącznej mocy zainstalowanej, równej w latach 2004-2005 ok. 51 MW i rocznej produkcji na poziomie 273 GWh (w 2004 r.) oraz 352 GWh (w 2005 r.)3. Jeśli ująć wszystkie instalacje do spalania biomasy, łączna ich moc zainstalowana sięgała w roku 2005 granicy 190 MW, zaś w roku 2006 przekroczyła 252 MW. Znaczącą pozycją w krajowym bilansie energii elektrycznej odnawialnej jest produkcja oparta na współspalaniu biomasy w instalacjach elektrowni parowych (głównie dużych). Według URE, na koniec roku 2006 współspalanie biomasy realizowane było w 18 instalacjach o łącznej mocy 1700 MW6. Biomasa stała była w naszym kraju w przeszłości tradycyjnym surowcem dla niewielkich przemysłowych siłowni parowych (np. w zakładach przemysłu drzewnego). Małe elektrociepłownie biomasowe, korzystające z technologii rozwijanych, obecnie doczekały się dopiero pierwszych, jeszcze nielicznych realizacji. Przykładami są: aktualnie uruchamiana komunalna elektrociepłownia wyposażona w turbinę parową o mocy 2,1 MW w Płońsku, elektrociepłownia ORC na biomasę w Ostrowie Wielkopolskim oraz szereg niewielkich elektrociepłowni planowanych do realizacji w najbliższym czasie. Technologie przystosowane dla małych EC Jako źródło napędu generatora w małych elektrociepłowniach (wykorzystywane lub przewidywane do stosowania) wymieniane są m.in.: gazowe silniki tłokowe pracujące wg obiegu Otto w tej kategorii stosuje się dwa sposoby spalania paliw: przy wykorzystaniu tzw. mieszanek ubogich lub spalanie w warunkach bliskich stechiometrycznym; silniki wysokoprężne (Diesla); silniki gazowe, korzystające z dawki paliwa ciekłego inicjującego zapłon (Diesel gaz); turbiny gazowe małej mocy; silniki Stirlinga; tłokowe silniki parowe; parowe silniki śrubowe; małe turbiny parowe, w tym instalowane w siłowniach ORC te ostatnie na czynniki robocze inne niż para wodna. Buduje się także zasilane biomasą elektrociepłownie z ogniwami paliwowymi oraz układami, w których ogniwa paliwowe stanowią element bardziej złożonych instalacji.
W przypadku wymienionych technologii parowych silniki działają zgodnie z obiegiem Rankine a w układzie siłowni parowej na niskie parametry. Celem ich wprowadzania jest zapewnienie możliwie niskich kosztów produkcji energii z zachowaniem dostatecznie wysokiej sprawności konwersji energii w elektrociepłowni parowej o małej mocy, pomimo niskich parametrów początkowych pary oraz umiarkowanych strumieni masy (a w konsekwencji objętości) czynnika roboczego. W pozostałych przypadkach w grę wchodzi wykorzystanie do podgrzania obiegu czynnika roboczego energii pozyskiwanej bezpośrednio (lub za pośrednictwem wymienników ciepła) z paliw gazowych, ewentualnie ciekłych bądź produktów zgazowania paliw stałych. Rys. 1. Klasyfikacja koncepcji małych elektrociepłowni opalanych biomasą Na rys. 1 zilustrowano klasyfikację wymienionych technologii, przewidywanych jako perspektywiczne do stosowania przy wykorzystaniu biomasy jako źródła energii. Niektóre z nich omówiono poniżej. Sprawność siłowni pracujących wg tych technologii jest znacząco niższa niż osiągana w dużych instalacjach energetycznych. Mamy jednak do czynienia z instalacjami ciepłowniczymi małej mocy, opalanymi specyficznym paliwem. Elektrociepłownie ORC na biopaliwa Organic Rankine Cycle ORC są to układy pracujące w obiegu siłowni parowej, w których czynnikiem roboczym jest wybrany związek organiczny. Pierwsza eksperymentalna elektrownia ORC powstała w 1967 r. w miejscowości Paratunka (Kamczatka, Rosja) i miała moc 680 kwe, a zasilana była wodą geotermalną o temperaturze 81 C. Od tamtego czasu na całym świecie zostało zainstalowanych setki megawatów w układach ORC, wykorzystywanych zarówno jako instalacje pilotażowe, jak i (ostatnio coraz liczniejsze) komercyjne. Po początkowej fascynacji technologią ORC prace nad jej rozwojem wstrzymano w końcu lat 80-tych. Powodem było stosowanie węglowodorów fluorochlorowych w roli czynników roboczych (zagrożenie dziurą ozonową). Obecnie, w związku z wejściem do użycia nowych czynników chłodniczych, zainteresowanie nią ponownie wzrosło. W układach ORC jako czynnik roboczy wykorzystuje się związki organiczne, umożliwiające (dzięki odpowiednim parametrom przemian fazowych) dokładne dostosowanie do temperatury źródeł ciepła4. Lekkie węglowodory stosowane w układach ORC charakteryzują się ciepłem parowania stanowiącym ok. 17% ciepła parowania wody. Związki te spełniają w układzie taką samą rolę jak woda w układzie parowym, jednakże pracują w innym przedziale ciśnień (np. mogą skraplać się przy ciśnieniu atmosferycznym). Instalacje ORC charakteryzują się zwartą budową i niewielką ilością elementów składowych, dodatkowo małe jednostki mogą być uruchamiane i sterowane zdalnie, praktycznie bez udziału obsługi.
Jedną z odmian układów ORC jest tzw. układ Kalina. Różnica ogranicza się jedynie do czynnika roboczego: w klasycznym układzie ORC jest to najczęściej izobutan lub izopentan, a w układzie Kalina mieszanina amoniaku z wodą. Stosunek amoniaku do wody zmieniany jest w zależności od procesu występującego w obiegu i nie jest stały podczas wszystkich przemian w nim zachodzących. Układ Kalina jest obiegiem opartym o cykl Rankine a z dodanymi członami: destylacyjnym i absorpcyjnym. Możliwość zmiany temperatury wrzenia i kondensacji czynnika roboczego podczas eksploatacji siłowni daje układowi Kalina jeden stopień swobody więcej w stosunku do klasycznego układu ORC. Rys. 2. Schemat cieplny siłowni ORC z kotłem olejowym na biomasę Źródło energii dla elektrociepłowni ORC stanowić może kocioł energetyczny, w tym opalany biomasą. Do wyprowadzenia ciepła z kotłów zasilających takie układy stosuje się zwykle gorący olej silikonowy. Przykładowy schemat cieplny układu ORC z regeneracją został zamieszczony na rys. 2. W praktyce spotkać można także instalacje bardziej rozbudowane, np. o podgrzewacz powietrza zasilany energią spalin opuszczających kocioł. Bardzo istotny z punktu widzenia osiągów jest dobór odpowiedniego czynnika roboczego oraz jego parametrów w poszczególnych punktach układu cieplnego. Ilość czynników możliwych do zastosowania w układach ORC jest bardzo duża. Do tej pory wykorzystywano szereg związków (np. CFC, freony, izopentan, izobutan, amoniak, izooktan, toluen lub olej silikonowy). Układy ORC stosowane są do produkcji energii elektrycznej z niskotemperaturowych źródeł ciepła, dla których obieg wodno-parowy mógłby okazać się bardzo mało sprawny oraz trudny do zrealizowania w związku z bardzo dużymi strumieniami objętości pary, pojawiającymi się w strefie niskiego ciśnienia. Korzystanie z pary wodnej o niskim ciśnieniu prowadzi do zwiększenia rozmiarów, a w konsekwencji podwyższenia kosztów turbozespołu. Biomasa jako paliwo charakteryzuje się stosunkowo wysoką zawartością wilgoci (nawet powyżej 50%), co powoduje, iż bardzo trudno jest uzyskać wysoką temperaturę spalania, stąd celowość stosowania układów ORC. Obecnie budowane układy ORC oparte o kotły opalane biomasą realizowane są dla mocy z zakresu od 400 do 1 500 kwe. Przedział uzyskiwanej sprawności to orientacyjnie 10-20%. W Polsce przedmiotem realizacji są dwie instalacje ORC korzystające z biomasy. W miejscowości Siemiatycze powstaje elektrociepłownia opalana biomasą (wierzba energetyczna oraz odpady z lokalnych lasów). Moc elektryczna ma wynieść 1,1 MW zaś cieplna 13 MW. Zadanie budowy bloku
kogeneracyjnego ORC, składającego się z kotła na olej termalny wraz z systemem podawania paliwa i turbogeneratora ORC o mocy elektrycznej netto 1,5 MW oraz mocy cieplnej 9 MW, zostało zrealizowane przez Zakład Ciepłowniczy w Ostrowie Wielkopolskim. Turbina gazowa o odwróconym obiegu W konwencjonalnym obiegu turbiny gazowej sprężane jest powietrze, paliwo doprowadza się oraz spala w strumieniu powietrza, a spaliny dostarczane są do rozprężenia w turbinie. W obiegu odwróconym turbiny gazowej spalanie prowadzone jest przy ciśnieniu atmosferycznym, spaliny są rozprężane w turbinie do zakresu podciśnienia, a na końcu trafiają do sprężarki w celu ponownego sprężenia do ciśnienia otoczenia (rys. 3). Zaletą omawianego procesu jest możliwość prowadzenia spalania przy ciśnieniu atmosferycznym. Eliminuje to trudny do realizacji proces doprowadzenia paliwa (w postaci biomasy) do ciśnieniowej komory spalania. Energia spalin opuszczających turbinę może być wykorzystywana do wytwarzania pary lub podgrzewania wody dla celów gospodarki skojarzonej. Równocześnie zmniejszana jest praca sprężania spalin dzięki ich wcześniejszemu schłodzeniu. W procesie sprężania spalin do ciśnienia atmosferycznego ich temperatura ponownie ulega podwyższeniu. Odzyskiwane ciepło może być wykorzystywane do podgrzania powietrza przed komorą spalania. Podwyższenie sprawności procesu wytwarzania energii możliwe jest również przez skierowanie pary wodnej, wygenerowanej przy wykorzystaniu ciepła spalin opuszczających turbinę gazową, na jej wlot (rozwiązanie analogiczne do znanego z klasycznych układów z turbinami gazowymi). Kolejnym możliwym do rozważenia wariantem poprawy sprawności rozważanej instalacji jest budowa układu gazowo-parowego, opartego na wykorzystaniu turbiny gazowej o odwróconym obiegu. Rys. 3. Schemat układu z turbiną gazową w obiegu odwróconym, z odzyskiem energii ze spalin w kotle odzysknicowym Koncepcje układów rozważanej kategorii powstały na Uniwersytecie Technicznym Graz5. Opracowano je z myślą o spalaniu biomasy. Rozwiązanie jest jeszcze wciąż w stadium prac koncepcyjnych. Podstawową sygnalizowaną wadą są problemy w pracy z częściowym obciążeniem. Przewidywane parametry to: zakres mocy od kilkuset kw do ok. 1,5 MW, temperatura na wlocie do turbiny gazowej 600-800ºC, podciśnienie za turbiną 0,03-0,04 MPa. Spodziewany zakres możliwej do uzyskania sprawności mieści się w przedziale 14-21%. Instalacje z silnikiem śrubowym Silnik śrubowy złożony jest z dwóch wirników o kształcie śrubowym i wzajemnie się przenikających (rys. 4). Przestrzeń robocza uformowana pomiędzy wirnikami jest zmienna cyklicznie w czasie. Gdy przestrzeń ta otwarta jest od strony wlotu, wnika do niej czynnik roboczy. Na skutek ruchu wirników wlot zamyka się, czynnik zaczyna się wówczas rozprężać. Ten proces jest źródłem energii napędowej
dla wirników. Rozprężanie realizuje się na zasadach analogicznych do sprężania w sprężarce śrubowej. Silniki śrubowe cechują się zdolnością do pracy z czynnikiem roboczym w postaci pary przegrzanej, nasyconej również wilgotnej, a nawet mogą służyć rozprężaniu (w warunkach odparowania) cieczy (rys. 5). Wśród koncepcji instalacji energetycznych z silnikami śrubowymi wymienia się6: przeznaczone do wykorzystania energii z niskotemperaturowych źródeł ciepła, układy ORC z silnikiem śrubowym, instalacje z dwufazowym silnikiem śrubowym i wodą jako czynnikiem roboczym oraz z odparowaniem wewnętrznym, pracujące w tzw. układzie TFC (Trilateral-Flasch-Cycle), układy z parowym silnikiem śrubowym pracujące wg cyklu Rankine a. Wszystkie wymienione technologie mogą być wykorzystane w układach zasilanych biomasą jako paliwem. Dotychczas opanowano technologię z wykorzystaniem silników śrubowych do pracy w układzie Rankine a. Układy TFC uznawane są za bardzo obiecujące. Rozprężanie gorącej wody z odparowaniem w silniku śrubowym pozwalałoby na eliminację klasycznego parownika w obiegu siłowni. Woda byłaby doprowadzana pod ciśnieniem do specjalnie ukształtowanych dysz zasilających przestrzeń roboczą silnika. W przestrzeni tej zachodzić miałoby spontaniczne odparowanie. Rys. 4. Schemat przekroju osiowego silnika śrubowego Rys. 5. Schemat rozprężania pary w silniku śrubowym przy pracy z różnym stanem początkowym czynnika roboczego, a para przegrzana/nasycona sucha, b para wilgotna, c woda
Rozwijane były dwa rodzaje konstrukcji parowych silników śrubowych, tzw. mokra oraz sucha. Różnica sprowadzała się do obecności lub braku procesu smarowania olejem. Technologia mokra, rozwijana na przełomie lat 70-tych i 80-tych ubiegłego wieku, wymaga wprowadzenia oleju do przestrzeni roboczej silnika. Olej następnie musi zostać usunięty z obiegu wodno-parowego. Można go potem zutylizować lub spalić z biomasą w kotle. Pozostałości oleju w obiegu parowym były jednak źródłem osadów na powierzchniach ogrzewalnych kotłów. W technologii suchej olej nie jest wymagany, ale trzeba wprowadzić w układzie wirniki-kadłub większe luzy. Dzięki specjalnym przekładniom synchronicznym unika się bezpośredniego styku wzajemnego wirników. Z uwagi na zwiększone w tym przypadku luzy liczyć się trzeba jednak z powiększonymi przeciekami pary. Mimo tego utrudnienia ta właśnie technologia okazała się bardziej perspektywiczną. Technologia śrubowych silników parowych rekomendowana jest do realizacji w zakresie mocy generatora 20-1500 (2500) kw. Jako potencjalne paliwo dla współpracujących kotłów parowych przewiduje się biomasę, choć możliwe jest także stosowanie innych rodzajów paliwa. Istotne zalety to: zwarta budowa, (względnie) dobre osiągi w zakresie obciążeń częściowych, możliwość pracy zarówno na parze przegrzanej, nasyconej suchej, jak i wilgotnej oraz niewielkie wymogi w zakresie obsługi. Wadą jest ograniczony zakres ciśnienia pary dolotowej (1-3 MPa). Do teraz na świecie uruchomiono: w 1998 r. instalację doświadczalną na uniwersytecie w Dortmundzie (moc 250 kw) oraz w austriackiej, opalanej zrębkami Elektrociepłowni Hartberg (730 kw) w 2003 r. Sprawność siłowni z silnikami śrubowymi oscyluje w zakresie 10-20% przy czym obecnie uzyskiwana dla układu dwustopniowego to 12,6% (Hartberg). W przypadku wymienionych technologii przy spalaniu biomasy sprawność możliwa do uzyskania okazuje się wyższa niż oczekiwana przy rozwiązaniach tradycyjnych w układzie turbinowej siłowni parowej tej klasy mocy (ok. 6-10% w układach ciepłowniczych z turbiną jednostopniową). Źródła 1. Badyda K., Trzybiński J., Wróbel E., Kamiński L.: Turbina gazowa czy silnik jako źródło energii w lokalnej elektrociepłowni?. Materiały Międzynarodowej III Konferencji Naukowo Technicznej Energetyka Gazowa. T. 1. 2005. 2. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej. Agencja Rynku Energii. Warszawa 2006. 3. Milewski J., Badyda K., Miller A.: System and Turbine Parameters of Organic Rankine Cycles. Proceedings IGTC 07 International Gas Turbine Congress. Tokyo 2007. 4. Technologie Portrait Kraft-Wärme-Kopplung. Institut für Thermische Turbomaschinen und Maschinendynamic. Wien 2002. 5. Fost C.: Ein Beitrag zur Verbesserung der Kammerfüllung von Schraubenmotoren. Dissertation. Universität Dortmund, Fakultät Maschinenbau. 2003. 6. Skoczkowski T. i zespół: Ocena prawna oraz analiza możliwości realizacji celów wynikających ze Strategii rozwoju energetyki odnawialnej oraz Dyrektywy 2001/77/WE Parlamentu Europejskiego i Rady. Krajowa Agencja Poszanowania Energii. Warszawa 2007. autor:prof. dr hab. inż. Krzysztof Badyda, Politechnika Warszawska, Instytut Techniki Cieplnej Artykuł pochodzi z miesięcznika Czysta Energia 01/2008 źródło: www.seo.org.pl