ROZWIĄZANIE TECHNICZNE PRODUKCJI ENERGII I BIOPALIW Adam Kryłowicz; Kazimierz Chrzanowski; Janusz Usidus Stowarzyszenie Elektryków Polskich Oddział w Zamościu ROZWIĄZANIE TECHNICZNE PRODUKCJI ENERGII I BIOPALIW CHEŁM 28 marca 2008 r.

Wprowadzenie W nowym układzie zgłoszonym do patentowania w Urzędzie Patentowym RP, w polskim patencie nr 197595 pt.:”Sposób i układ wytwarzania metanu i energii elektrycznej i cieplnej” wytworzone paliwo gazowe po ustandardowieniu jest wykorzystywane do napędu agregatu prądotwórczego i ogniwa termoregeneracyjnego. Zgłoszony układ do opatentowania (również w systemie PCT w Europejskim Urzędzie Patentowym) jest układem multienergetycznym, służącym do wytwarzania paliwa gazowego (metanu lub ustandardowionej mieszaniny CH4 i CO2), energii mechanicznej, energii elektrycznej i energii cieplnej. Charakteryzuje się wysoką sprawnością wytwarzania energii elektrycznej – przez agregat prądotwórczy do 42%, a przez układ skojarzony agregat- ogniwo do 70%.

Obecny stan techniki Wytwarzanie energii elektrycznej z biomasy jest obecnie realizowane w sposób następujący: Pierwszy jest oparty na procesach spalania, w wyniku czego wytwarzana jest para wodna napędzająca turbinę parową połączoną z generatorem prądu elektrycznego. Układ taki charakteryzuje się niska sprawnością, wynikającą głównie z niskich parametrów pary uzyskiwanej przy spalaniu biomasy. Znacznie większą sprawnością charakteryzuje się metoda wytwarzania energii elektrycznej poprzez wykorzystanie do napędu agregatu prądotwórczego biogazu powstającego w procesach fermentacji metanowej.

Obecny stan techniki Tradycyjne źródła pozyskiwania biogazu: fermentacja osadu czynnego w komorach fermentacyjnych oczyszczalni ścieków; fermentacja organicznych odpadów przemysłowych i konsumpcyjnych na wysypiskach; fermentacja gnojowicy i obornika w indywidualnych gospodarstwach rolnych. Analizując przydatność takich źródeł biogazu do wytwarzania energii elektrycznej należy zwrócić uwagę na niską wydajność wytwarzania metanu, zmienny skład biogazu oraz długotrwały proces utylizacji takiej biomasy. Wszystko to ma wpływ na bardzo wysokie koszty jednostkowe budowy komór fermentacyjnych, które muszą posiadać dużą objętość.

Nowe rozwiązania w produkcji metanu i energii Aby proces uzyskiwania biogazu był opłacalny należy zastosować biomasę o dużej wydajności metanu z 1 tony suchej masy. Biomasę o takich własnościach otrzymuje się z celowych upraw rolniczych. Odpady roślinne, śmieci z wysypisk oraz odpady pochodzenia zwierzęcego mogą stanowić dodatkowe źródło biomasy. Wytwarzanie biometanu przebiega z zastosowaniem anaerobowego przetwarzania biomasy i fermentacji metanowej przez bakterie metanowe mezofilne, termofilne i psychrofilne. Część metanu wydzielonego z biogazu i biogaz miesza się otrzymując standardowe paliwo gazowe służące do napędu agregatu prądotwórczego. Pozostała część może być sprzedawana odbiorcom. W procesie wytwarzania energii elektrycznej powstaje znaczna ilość energii cieplnej, która może generować dodatkowy dochód z eksploatacji MEB. W elektrogazowni całe ciepło pozyskane z kogeneracji kierowane jest do ogrzewania fermentorów o większej objętości, przez co kieruje się na sprzedaż większą ilość wyprodukowanego biometanu.

Działanie układu MEB Przygotowanie biomasy polega na jej rozdrobnieniu i połączeniu z wodą w mieszarce biomasy (1f). W uzasadnionych przypadkach natomiast wody można używać płynnych odpadów organicznych, np. ścieki z mleczarni (1c). Tak przygotowana biomasa jest kierowana do hydrolizera (2) gdzie następuje proces hydrolizy. W trakcie tego procesu następuje rozszczepienie dużych cząstek organicznych na mniejsze przy udziale wody. Następnym etapem procesu wytwarzania biometanu jest fermentacja metanowa biomasy, która przebiega w układzie szeregowym fermentorów: mezofilnym (3a) i termofilnym (3c) połączonych w dalszej części z kompostownikiem (3g). Polega na anaerobowym przetwarzaniu biomasy do biogazu początkowo przez bakterie metanowe mezofilne, następnie przez bakterie termofilne, a w końcowym etapie tej części fermentacji przez bakterie metanowe psychrofilne . Sterowanie tym procesem jest realizowane przez zawracanie odcieków zawierających odpowiednie kultury bakteryjne do odpowiednich procesów technologicznych (4a, 4c 4e). Rozdział biogazu na metan i CO2 przebiega w saturatorze (8a). Następnie w mieszaczu gazów (11) metan miesza się z częścią oczyszczonego biogazu w wyniku czego uzyskuje się gazowe paliwo standardowe o wartości opałowej (8,6 kWh/m3) i liczbie metanowej (104,4)

Działanie układu MEB Otrzymane w ten sposób paliwo służy do napędzania silnika gazowego (13a) sprzężonego z prądnicą (13b). Możliwe jest również skojarzenie termiczne kogeneratora silnika gazowego z ogniwem termoregeneracyjnym (13c) produkującym prąd stały zamieniany przez falownik na prąd przemienny. Tak otrzymaną energię elektryczną można wprowadzić do sieci elektrycznej. Na ostatnim etapie całego procesu powstają znaczne ilości ciepła. Jest ono pozyskiwane z cieczy chłodzącej silnik oraz ze spalin. Ciepło to jest wykorzystane do ogrzewania hydrolizera, fermentorów oraz termogeneratora ogniwa termoregeneracyjnego. Nadwyżki ciepła mogą być skierowane do sieci CO (14d). W innym układzie mogą być produkowane nadwyżki biometanu (9a, 9c) jaki inaczej ustandardowione paliwo gazowe do paliwa GZ 50 albo do CNG albo do LNG albo do LCNG. Należy zauważyć, iż w całym procesie otrzymujemy jeszcze jeden produkt, który będzie oferowany do sprzedaży. Jest to wysokiej jakości kompost (3h).

Produkcja i zużycie roczne biometanu i biogazu dla MEB 5MWe Roczna produkcja biometanu wynika z zawartości chemicznej energii w paliwie, o wartości opałowej Hu=35,79 MJ/m3=9,94 kW/m3 aby wytworzyć rocznie 105 GWh energii, stąd Va=10,6x106m3/a. Średni przepływ biometanu Va=1325m3/h; Ma=949,8 kg/h przy gęstości metanu m=0,7168 kg/m3. Najczęściej wytworzony biogaz zawiera w swej objętości 75% obj. CH4 i 25% obj. CO2, czyli w stosunku objętości 3:1. Stąd roczna produkcja dwutlenku węgla: Vd=0,33Va=3,5 x 106m3/a; Md=6,34 x 106kg/a, a przy gęstości CO2 d=1.811 kg/m3; Md=792,5 kg/h. Roczna produkcja biogazu wyniesie 14,1 x 106m3/a.

Docelowe parametry układu moc elektryczna oddawana do sieci Pe=5MWe; moc potrzeb własnych Pw=250kWe; roczna produkcja energii elektrycznej We=42 GWh; roczne zużycie biometanu przy sprawności elektrycznej agregatów prądotwórczych e=0,4 i wartości opałowej biometanu Hu=9,94 kWh/m3 wynosi Va=10,6 x 106m3; przepływ mieszanki V M5=3,9t/h=3,3 tsm/h

Zwrot nakładów inwestycyjnych. Tabela 1. Efekty ekonomiczne MEB 5 MWe Produkcja roczna Wariant I Wariant II Wariant III Cena Wartość tys. zł energia elektryczna 40 GWh energia cieplna 164 200 GJ Kompost 27 270 t 360 zł/MWh 33 zł/GJ 35 zł/t 14 400 5 418,6 954,45 260 zł/MWh 28 zł/GJ 25 zł/t 10 400 4 597,6 681,75 220 zł/MWh 20 zł/GJ 20 zł/t 8 800 3 284 545,4 Przychód RAZEM tys. PLN 20 773,05 15 679,35 12 629,40 Minus koszty tys. PLN 9 430 Zysk ze sprzedaży PLN 11 343,05 6 249,35 3 199,40 Wskaźnik rentowności sprzedaży % 54,6 39,9 25,3 Zwrot nakładów inwestycyjnych. Zwrot nakładów inwestycyjnych budowy MEB 5 MW nastąpi w okresie 2 lat i 3 miesięcy (wariant I) do 7 lat i 10 miesięcy (wariant III). Nie uwzględniając amortyzacji zwrot nakładów inwestycyjnych budowy MEB 5 MW ulegnie skróceniu do 1 roku i 10 miesięcy (wariant I) oraz do 4 lat i 5 miesięcy (wariant III).

Współdziałanie systemu MEB z siecią energetyki dystrybucyjnej (Zakładów Energetycznych) Dotychczas energia elektryczna wytwarzana jest głównie w dużych elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych i przemysłowych dostarczających energię elektryczną do połączonego systemu sieci krajowych 400, 220 i 110 kV. Następnie sieciami średnich i niskich napięć energia elektryczna dostarczana jest do odbiorców komunalnych i drobnego przemysłu. Z wymienionych uwarunkowań technicznych droga przesyłu energii elektrycznej do odbiorców komunalnych, a w szczególności do odbiorców terenów wiejskich jest bardzo wydłużona. Powoduje to powstawanie dużych strat na przesyle wynoszących (łącznie) 9% i więcej (do 18%) energii wprowadzonej do sieci. Dywersyfikacja wytwarzania energii elektrycznej przez MEB zlokalizowanych na terenach wiejskich zbliży odbiorców tych terenów do źródeł energii, powodując tym samym zmniejszenie strat energii na przesyle. Ma to istotny wpływ na efekty ekonomiczne zakładów energetycznych, a tym samym winno się przełożyć na zmniejszenie cen sprzedaży tej energii. Ponadto dywersyfikacja wytwarzania energii elektrycznej i innych nośników podniesie pewność dostaw tych nośników zarówno w skali mikroregionalnej jak również makroregionalnej i krajowej. Wykorzystanie biomasy roślinnej do produkcji biometanu na szeroką skalę (np. z upraw roślin na obszarze ok. 5 mln ha) może całkowicie zapewnić bezpieczeństwo energetyczne Polski i być motorem rozwoju gospodarczego kraju.

Działanie elektrogazowni Spośród trzech możliwości zestawienia układu: elektrociepłowni, elektrowni o wysokiej sprawności i elektrogazowni, jedną z bardziej perspektywistycznych jawi się możliwość budowy sieci elektrogazowni, zwłaszcza na terenie pozbawionym sieci dostawczej gazu ziemnego. Dla takiego układu całe ciepło z kogeneratora kierowane jest do kaskadowego układu hydrolizera i fermentorów a część ustandardowionego paliwa gazowego (ok. 25% ) kierowana jest do zasilania kogeneratorów, pozostała część biogazu ustandardowiona zostaje do gazu o parametrach GZ 50 kierowanego do magistrali gazowej lub ustandardowiona do prawie czystego biometanu kierowanego do skraplacza. Przykładem takiej elektrogazowni jest elektrogazownia o mocy elektrycznej 1642 kWe o parametrach: moc oddawana do sieci 1492 kWe, produkcja energii elektrycznej na sprzedaż ~ 12 GWh, produkcja biometanu ~ 15,4 mln m3, w tym zużycie przez kogeneratory 3,4 mln m3, sprzedaż biometanu do sieci ok. 12 mln m3. Szacunkowy koszt budowy MEB ok. 17 mln zł. Dla porównania koszt budowy jednego odcinka gazociągu w okolicach Białegostoku transportującego 6 mln m3 gazu ziemnego rocznie wyniesie ok. 33 mln zł. (na podstawie danych z konferencji w Białymstoku, październik 2005 r.).

Działanie elektrogazowni Istotną możliwością zastosowania biometanu jest użycie go w postaci CNG (sprężony metan) lub LNG (skroplony metan) lub LCNG do napędu pojazdów. Paliwo to, podobnie jak gaz ziemny, będzie ok. 5-krotnie tańsze od benzyny, czy oleju napędowego a więc 5-krotnie tańsze od biopaliwa RME z oleju rzepakowego („Jazda za grosze „ - nr 3(24) czerwiec 2004) Inne zalety CNG: 3 razy mniej związków toksycznych w porównaniu z benzyną, nie wydziela dymu, pyłu, sadzy; o 10 dB spadek hałasu (czyli kilka razy ciszej);zwiększa żywotność silnika (gaz nie zmywa filtru olejowego z powierzchni cylindrów).

Działanie elektrogazowni Porównanie z RME: przy wysokim plonie ziarna rzepakowego- 3 tony z ha uzyskuje się 1143 kg (1,3 m3) biopaliwa o energii 42,5 GJ/ha (energia dostarczona do uzyskania tego paliwa to 36,3 GJ/ha). Wytwarzanie biometanu z roślin energetycznych stwarza możliwość uzyskania ok. 13 500 m3 CH4 o energii 483,2 GJ/ha – czyli ponad 11 razy więcej w porównaniu z RME. CNG z biometanu będzie 5 krotnie tańsze od RME. Koszt jednostki energii chemicznej z zakupionej słomie zbóż w cenie 100 zł/tsm i przy wytworzeniu ze słomy 390 m3/tsm biometanu wynosi 7,16 zł/GJ (0,26 zł/m3) a w zakupionym sianie w cenie 200 zł/tsm i przy wytworzeniu z siana 540 m3/tsm biometanu wynosi 10,35 zł/GJ (0,37 zł/m3). Stąd koszt jednostki energii chemicznej z mieszanki nr 5 (słoma +siano) wynosi 8,76 zł/GJ. Stąd też wynikają wysokie przychody z ha dla rolników z upraw traw introdukowanych (miskant, spartina preriowa).

Działanie elektrogazowni Porównanie z gazem ziemnym: biometan jest tańszy od gazu ziemnego kupowanego za granicą, wykazuje zerową emisję CO2 do otoczenia; elektrogazownie budować można w pobliżu stacji paliwowych przez co nie będzie konieczności budowy rozległej i kosztownej sieci gazowej gazu ziemnego do dostarczania CNG do tych stacji. Biometan jest łatwy do przechowywania i dystrybucji. Przechowywać go można w postaci CNG lub LNG albo w klatratach w lodzie metanowym. Metan posiada także szereg zastosowań w przemyśle chemicznym.