Biogaz
Biogaz w systemach kogeneracyjnych
28.10.2008
Sprawność przetwarzania energii paliwa dla rozwiązań konwencjonalnych (układy rozdzielone) rzadko przekracza 40% (ograniczenia termodynamiczne), stąd konieczność wdrażania rozwiązań kogeneracyjnych lub trójkogeneracyjnych, umożliwiających konwersję chemiczną paliw w pojedynczym urządzeniu do skojarzonych nośników (prąd, ciepło, zimno) przy sprawności bliskiej 90%.
Zalety kogeneracji
Kogeneracja jest możliwa w elektrociepłowniach scentralizowanych dużej mocy (zawodowych czy przemysłowych) oraz rozproszonych małej mocy (szpitalach, osiedlach, szkołach, hotelach, restauracjach, obiektach sportowych, zakładach przemysłowych, chłodniach itp.).
Zalety kogeneracji:
- korzystne wskaźniki ekonomiczne,
- optymalny dobór układu do potrzeb odbiorcy,
- niskie wskaźniki emisji i wysokie sprawności energetyczne oraz niskie straty,
- bezobsługowa eksploatacja,
- małe rozmiary elektrociepłowni,
- wykorzystanie lokalnych paliw.
Jednym z paliw wykorzystywanych w systemach kogeneracyjnych jest biogaz (produkt fermentacji metanowej) lub syngaz (zgazowywanie, piroliza), uzyskany z lokalnych zasobów masy organicznej odpadowej lub celowo uprawianych roślin energetycznych, zastosowany w modułowych urządzeniach kogeneracyjnych (silnik gazowy, silnik Stirlinga, ogniwo paliwowe, mikroturbina lub turbina gazowa). Dodatkowym modułem wykorzystującym ciepło odpadowe spalin jest silnik Rankina (organiczny czynnik roboczy), umożliwiający wzrost wskaźnika skojarzenia w przypadku braku odbioru całkowitej energii cieplnej.
Podstawowe warianty modułów kogeneracyjnych:
- z silnikiem gazowym (obieg Otta)
Układy CHP z tłokowymi silnikami gazowymi (tzw. silniki wewnętrznego spalania) stosowane są najczęściej do produkcji gorącej wody lub pary nasyconej. Ciepło odzyskuje się z wymiennika sprężanego biogazu (WG), wymiennika płaszcza silnika (WP), wymiennika oleju (WO) oraz wymiennika spalin (WS). Powyższy proces przedstawia poniższy rysunek:
Zalety silników gazowych:
- wysoka sprawność elektryczna,
- niskie koszty jednostkowe inwestycji (600-1600 EUR/kWe).
- z silnikiem Stirlinga:
Silnik Stirlinga przetwarza energię cieplną w energię mechaniczną - bez procesu wewnętrznego spalania paliwa. Wskutek dostarczania ciepła z zewnątrz możliwe jest jego zasilania energią pochodzącą z dowolnego źródła. Silnik Stirlina nie ma rozrządu, nie korzysta ze spalania wybuchowego i nie ma wydechu, (czyli nie ma źródeł hałasu), dzięki temu jest niemal bezgłośny. Natomiast jego wadą są niskie obroty, kompensowane w dużym stopniu możliwością dokładnej kontroli procesu spalania paliwa (znacznie lepszej niż w przypadku silnika tłokowego), co umożliwia utrzymanie niskiej toksyczności spalin.
W silniku Stirlinga, w przeciwieństwie do silników gazowych, tłok nie jest napędzany wskutek rozprężania gazów spalinowych pochodzących z wewnętrznego spalania mieszanki, lecz poprzez ekspansję zamkniętego gazu, który rozpręża się dzięki doprowadzeniu energii z zewnętrznego źródła ciepła. Dzięki wyizolowaniu źródła ciepła od własnej, wytwarzanej w silniku energii, wymagane ciepło może pochodzić z różnych źródeł energetycznych (np. palnika gazowego zasilanego przez biogaz).
Dzięki ciągłemu spalaniu silniki Stirlinga charakteryzują się niską emisją substancji szkodliwych oraz niskimi nakładami na konserwację. Temperatura spalin mieszczą się w zakresie 250-300 st. C. Z uwagi na zewnętrzne spalanie wymagania dotyczące jakości biogazu nie są wysokie, z tego powodu w układach tego typu można wykorzystywać biogaz o niskiej zawartości metanu.
Zalety zastosowania silnika Stirlinga:
- brak wymiany ładunku,
- brak rozrządu,
- spalanie zewnętrzne,
- niska emisja gazów cieplarnianych,
- niskie koszty eksploatacji,
- możliwość wykorzystania energii słońca,
- wysoka sprawność przy małych mocach.
- z silnikiem Rankina:
Silnik Rankina umożliwia wykorzystanie energii odpadowej (pary, spalin i wody) o temperaturze powyżej 1000 st. C do produkcji energii elektrycznej i cieplnej w skojarzeniu. Pracuje on wg. tradycyjnego obiegu Rankina, ale czynnikiem roboczym jest medium organiczne o niskiej temperaturze wrzenia.
Zalety silnika Rankina:
- możliwość utylizacji ciepła niskoenergetycznego,
- redukcja emisji gazów cieplarnianych,
- zerowa emisja spalin,
- spalanie zewnętrzne.
- z mikroturbiną:
Mikroturbina to stacjonarny turbo zespół gazowy, charakteryzujący się niewielką mocą elektryczną rzędu 25-500 kW, składający się ze sprężarki i turbiny promieniowej oraz regeneracyjnego podgrzewacza powietrza zintegrowanego z całym układem. Ponieważ biogaz musi być wprowadzony do komory spalania mikroturbiny, w której panuje nadciśnienie rzędu kilku barów, biogaz musi być uprzednio sprężony. Zanieczyszczenia zawarte w biogazie mogą uszkodzić mikroturbiny, dlatego biogaz musi być wcześniej oczyszczony i osuszony. Mikroturbiny gazowe spalają biogaz o zawartości metanu od 35 do 100%. Wskutek ciągłego spalania z nadmiarem powietrza i niskimi ciśnieniami w komorze spalania, mikroturbiny wykazują w stosunku do silników spalinowych wyraźnie mniejsze wartości emisji spalin. Umożliwia to rozwój nowych dróg wykorzystania spalin (np. w suszarniach rolniczych lub wykorzystanie CO2 w szklarniach). Odzyskane ciepło dostępne jest na względnie wysokim poziomie temperaturowym i transportowane jest tylko przez spaliny.
Wykorzystanie mikroturbin posiada następujące zalety:
- mała liczba elementów wirujących i ruchomych,
- kompaktowa budowa, mała waga i gabaryty,
- łatwy montaż i konserwacja,
- niska emisja zanieczyszczeń i niski poziom hałasu.
Z uwagi na ww. zalety mikroturbiny gazowe znajdują zastosowanie do zasilania w nośniki energii małych obiektów (biura, mieszkania czy domki jednorodzinne) i dzięki temu stają się podstawą do budowy małych systemów elektryczno-chłodniczo-grzewczych, tzw. BCHP (Building Cooling Heat and Power).
Porównanie sprawności omówionych silników wykorzystujących biogaz przedstawiono w tabeli:
| Silniki | Sprawność | |
| Elektryczna [%] | Ogólna [%] | |
| Gazowe | 25 - 43 | 70 - 90 |
| Sterlinga | 30 - 40 | 65 -85 |
| Rankina | 12 - 19 | 81 -88 |
Układy z ogniwami paliwowymi
Zasada działania ogniwa paliwowego jest porównywalna z odwróconą elektrolizą wody. Przy elektrolizie, dzięki doprowadzeniu energii elektrycznej, następuje rozbicie molekuły wody w cząsteczkę wodoru (H2) oraz cząsteczkę tlenu (O2). W ogniwie paliwowym H2 oraz O2 reagują, wydzielając energię elektryczną i ciepło do wody.
Ogniwo paliwowe do reakcji elektrochemicznej wymaga wodoru oraz tlenu. Źródłem wodoru dostarczanego do ogniw paliwowych stosowanych w transporcie jest metanol, zaś do ogniw stacjonarnych ? np. metan, a więc paliwa pochodzące z przetwarzania biomasy. Biogaz przed podaniem do ogniwa paliwowego jest uzdatniany. Z kolei H2S zostaje usunięty na drodze biologicznego odsiarczania lub katalitycznej dekompozycji z dodatkiem węgla aktywnego.
Ostatecznie następuje koncentracja metanu poprzez przemywanie gazu wodą lub na drodze odwróconej adsorpcji ciśnieniowej na sitach molekularnych (w przypadku, gdy ogniwa paliwowe wymagają takiego zabiegu). Następnie w procesie katalitycznego zgazowywania parowego z metanu pozyskiwany jest wodór.
W zależności od zastosowanych elektrolitów wyróżnia się 3 typy ogniw paliwowych: niskotemperaturowe (AFC), średniotemperaturowe (PAFC) i wysokotemperaturowe (MCFC, SOFC).
Dobór ogniwa zależy od sposobu wykorzystania ciepła i dyspozycyjności klas dostępnych mocy. Ogniwo paliwowe polimer-elektrolit-membrana (PEM) przedstawia możliwości zastosowania biogazu w membranach. Dzięki swej temperaturze pracy (80 st. C) ciepło można wpiąć bezpośrednio do istniejącej instalacji ciepłej wody użytkowej. Rodzaj zastosowanych elektrolitów wykazuje długą żywotność ogniwa PEM, jednak jest ono bardzo wrażliwe na zanieczyszczenia zawarte w spalanym gazie (włącznie z dwutlenkiem węgla), stąd wysoki koszt oczyszczania biogazu. Najbardziej rozwiniętym ogniwem paliwowym jest PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell). Ma ono niższą sprawność elektryczną, ale jest mniej wrażliwe na dwutlenek i tlenek węgla.
Ogniwo MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell) zasilane jest roztopionym, płynnym karbonem użytym jako elektrolit i jest niewrażliwe na tlenek węgla, a także toleruje jego stężenie do 40% udziału objętościowego. Z uwagi na swoją temperaturę pracy (600-700 st. C) transformacja metanu w wodór zachodzi we wnętrzu ogniwa. Ciepło ogniwa może być wykorzystane dodatkowo w turbinach.
Ogniwo SOFC (Solid Oxid Fuel Cell) pracuje w zakresie temperatur 750-1000 st. C. Posiada ono wysoką sprawność elektryczną i może w nim zachodzić przejście metanu w wodór. Ogniwo do wykazuje niską wrażliwość w stosunku do siarki, co stanowi zaletę w przypadku wykorzystania takiego paliwa jak biogaz.
Dla wszystkich typów ogniw paliwowych koszty inwestycyjne kształtują się na bardzo wysokim poziomie ? ok. 12 tys. EUR/kW, czyli zdecydowanie powyżej kosztów instalacji wykorzystujących biogaz i napędzanych za pomocą silnika. Obniżenie kosztów inwestycyjnych i rozwiązywanie obecnie istniejących problemów technicznych jest przedmiotem badać różnych stacji pilotażowych. Maksymalne sprawności w jednostkach dostępnych komercyjnie kształtują się na poziomie 45%. Wskaźnik wykorzystania energii paliwa w układzie skojarzonym to ok. 90% przy wskaźniku skojarzenia rzędu 0,8-1.
Możliwe jest również zastosowanie ogniw paliwowych w układach skojarzonych hybrydowych zintegrowanych np. z turbinami gazowymi (oraz mikroturbinami gazowymi), silnikami tłokowymi czy turbinami parowymi. Maksymalny poziom sprawności takich układów to obecnie 55% - a w perspektywie nawet 70%. W układach hybrydowych stosowane są najczęściej ogniwa wysokotemperaturowe (tzn. SOFC i MCFC).
Przyrost zaludnienia, wzrost potrzeb energetycznych i wzrost emisji gazów cieplarnianych wymuszają stosowanie technologii umożliwiających wykorzystanie odpadów organicznych i nieorganicznych oraz celowych upraw roślin energetycznych do produkcji energii. Jedną z najbardziej racjonalnych technologii jest fermentacja beztlenowa, czyli przetwarzanie przez bakterie anaerobowe biogazu ulegającego konwersji w modułach kogeneracyjnych.
Stanisław Rusak, Zeneris S.A.
dr inż. Alina Kowalczyk Juśko, Akademia Rolnicza w Lublinie
Artykuł pochodzi z czasopisma Czysta Energia, 10 (60)/2006 - Październik 2006 (str. 41-42). Zamieszczono za zgodą wydawcy.