PRACA DYPLOMOWA INŻYNIERSKA - Zielona energia · Praca mocno nawiązuje do przedstawionej powyżej sytuacji. Jej celem jest dokonanie analizy termodynamicznej układów kogeneracyjnych
Post on 27-Feb-2019
219 Views
Preview:
Transcript
POLITECHNIKA ŁÓDZKA
WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI, ELEKTRONIKI, INFORMATYKI I AUTOMATYKI
INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI
ZAKŁAD ELEKTROWNI
PRACA DYPLOMOWA INŻYNIERSKA
ANALIZA PORÓWNAWCZA UKŁADÓW KOGENERACYJNYCH MAŁEJ
MOCY ZASILANYCH BIOMASĄ
ANALYSIS OF LOW-POWER COGENERATION SYSTEMS FUELED BY BIOMASS
Autor:
Wiktor Furmańczyk
Nr albumu: 171714
Promotor pracy:
dr inż. Andrzej Wawszczak
ŁÓDŹ, luty 2015
2
Za cenną pomoc i wskazówki
w trakcie pisania niniejszej pracy
Panu dr inż. Andrzejowi Wawszczakowi
składam serdeczne podziękowania
Wiktor Furmańczyk
3
SPIS TREŚCI
1. WPROWADZENIE ....................................................................................................... 4
1.1. Cel i zakres pracy................................................................................................ 4
1.2. Biomasa w sektorze energetycznym Polski ........................................................ 6
2. CHARAKTERYSTYKA BIOMASY .......................................................................... 10
3. PRZYGOTOWANIE BIOMASY DO SPALANIA .................................................... 17
3.1. Pozyskiwanie .................................................................................................... 17
3.2. Przetwarzanie .................................................................................................... 18
3.2.1. Rozdrabnianie ....................................................................................... 18
3.2.2. Zagęszczanie ......................................................................................... 22
3.3. Suszenie ............................................................................................................ 25
3.4. Magazynowanie ................................................................................................ 27
3.5. Transportowanie ............................................................................................... 30
4. SPALANIE BIOMASY ............................................................................................... 33
4.1. Proces spalania.................................................................................................. 33
4.2. Instalacje spalające ........................................................................................... 36
4.2.1. Kotły domowe małej mocy ................................................................... 37
4.2.2. Kotły przemysłowe średniej i dużej mocy ............................................ 41
5. KOGENERACJA MAŁEJ MOCY .............................................................................. 49
5.1. Turbiny parowe w obiegu Rankina................................................................... 51
5.2. Silniki parowe ................................................................................................... 54
5.2.1. Silniki tłokowe ...................................................................................... 54
5.2.2. Silniki śrubowe ..................................................................................... 56
5.3. Turbiny parowe w organicznym obiegu Rankina (ORC) ................................. 60
5.4. Silniki Stirlinga ................................................................................................. 64
5.5. Podsumowanie .................................................................................................. 66
5.6. Wysokosprawna kogeneracja ........................................................................... 67
6. ANALIZA ENERGETYCZNA PRZY POMOCY PROGRAMU IPSEPRO-PSE ..... 69
6.1. Wybór układu, założenia i omówienie zasady analizy obiegu ......................... 69
6.2. Układ cieplny elektrociepłowni parowodnej zasilany różnymi rodzajami
biomasy ............................................................................................................. 70
6.3. Porównanie i wnioski ....................................................................................... 77
7. PODSUMOWANIE ..................................................................................................... 80
8. SPIS LITERATURY .................................................................................................... 82
8.1. Ustawy i dokumenty ......................................................................................... 82
8.2. Książki i artykuły .............................................................................................. 82
8.3. Strony internetowe ............................................................................................ 83
9. STRESZCZENIE ......................................................................................................... 85
10. SUMMARY ................................................................................................................. 86
4
1. WPROWADZENIE
1.1. Cel i zakres pracy
Zapewnienie innowacyjności i zrównoważonego rozwoju sektora energetycznego są
priorytetowymi działaniami państw wysoko uprzemysłowionych i rozwijających się
na świecie. Postęp techniczno-technologiczny w produkcji energii determinuje dynamikę
wzrostów gospodarczego i społecznego kraju oraz pozwala na zachowanie bezpieczeństwa
energetycznego. Jednakże w dzisiejszych czasach o potencjale energetycznym
i konkurencyjności gospodarki świadczą głównie zasoby paliw kopalnych. Ich nadmierna
eksploatacja i spalanie związane z szybkim rozwojem cywilizacyjnym powodują
wyczerpywanie się złóż oraz zanieczyszczenie środowiska. Dlatego obserwuje się pewne
reorientacje w energetyce, w której coraz istotniejszą wagę przywiązuje się do odnawialnych
źródeł energii (OZE).
Energia pochodząca ze źródeł odnawialnych oznacza energię z odnawialnych źródeł
niekopalnych w wyniku powtarzających się naturalnych procesów przyrodniczych. Są to m.in.
energie: wiatru, promieniowania słonecznego, aerotermalna, geotermalna, hydrotermalna,
oceanów, hydroenergia, a także energia pozyskiwana z biomasy, gazu pochodzącego
z wysypisk śmieci, z oczyszczalni ścieków i ze źródeł biologicznych (biogaz). [1]
W niniejszej pracy dyplomowej zajęto się zagadnieniami związanymi
z energetycznym wykorzystaniem biomasy. W ogólnej definicji, biomasa dotyczy wszystkich
tych substancji organicznych, które pochodziły z bezpośrednich i pośrednich procesów
fotosyntezy. W tym kontekście do biomasy zalicza się przede wszystkim odpady z surowców
leśnych i rolnych. Z kolei bioenergią nazywa się energię uwolnioną z zamiany energii
chemicznej biomasy w inną postać. Medium transportującym bioenergię jest biopaliwo.
Na świecie, zarówno w wytwarzaniu jak i w zużyciu energii największe znaczenie
wśród OZE ma bioenergia, której głównym biopaliwem jest biomasa stała (43 EJ - 90%),
spalana w większości dla produkcji ciepła. W 2011 r. bioenergia stanowiła 10% (54,9 EJ)
łącznej globalnej produkcji energii pierwotnej, zaś jej konsumpcja - 14,3% tej energii
(48,5 EJ) [41]. Ponadto paliwo to odgrywa ważną rolę dla realizacji umów
międzynarodowych traktujących o ograniczaniu antropogenicznej (wywołanej przez
człowieka) emisji gazów cieplarnianych. Takie postanowienia uwzględnia Unia Europejska
(UE), której polityka klimatyczno-energetyczna obowiązująca od 17 grudnia 2008 r.,
określana mianem ,,3x20%”, zakłada ([1]):
ograniczenie emisji dwutlenku węgla o 20% do 2020 r. w odniesieniu do emisji z 1990 r.,
5
poprawę efektywności wytwarzania energii elektrycznej o 20% do tego samego czasu,
zwiększenie udziału energii elektrycznej z nośników odnawialnych w całkowitej
produkcji energii brutto o 20% w 2020 r.
Jednakże najnowsza polityka klimatyczna UE ogranicza emisje CO2 o co najmniej 40% do
2030 r. względem emisji z 1990 r., podnosi udział OZE i aprobuje zwiększenie efektywności
energetycznej do 27% w tym samym czasie. Ostatni zapis o efektywności jest w tej chwili
niewiążący, a pozostałe wymienione wartości mają obowiązywać na poziomie całej
wspólnoty, a nie dla poszczególnych państw członkowskich.
W świetle powyższych unijnych przepisów, biomasa pozwala na redukcję
zanieczyszczeń. Według raportu Komisji Europejskiej z 2010 r., spalanie biomasy
(niezależnie od pochodzenia) dla skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła
(w kogeneracji) zmniejsza emisję CO2 od 55 do 98% w porównaniu do spalania paliw
kopalnych. Jednakże wykorzystanie biomasy w układach dużej mocy może powodować
nieodwracalne zmiany w bioróżnorodności (utrata węgla pierwiastkowego) ze względu
na znaczne ilości spalanego paliwa. W efekcie, pomimo dość wolnego wzrostu potencjału
biomasy (obecnie ok. jedna trzecia wartości prognozy europejskich scenariuszy) i istniejących
barier organizacyjnych, wspomniane układy kogeneracyjne małej mocy mogą być prawnie
i technicznie atrakcyjne. [6, 30]
Praca mocno nawiązuje do przedstawionej powyżej sytuacji. Jej celem jest dokonanie
analizy termodynamicznej układów kogeneracyjnych (CHP - Combined Heat and Power)
małej mocy (<1 MWe) zasilanych energią ze spalania biomasy. Ze względu na rodzaj
stosowanego paliwa w tego typu instalacjach, skupiono się głównie na opisie biomasy stałej,
określanej w dalszej części ogólnie biomasą. Przedstawione treści dotyczą zagadnień
technicznych związanych z realizacją wyznaczonego celu.
Rozdział pierwszy stanowi wprowadzenie do kwestii pozwalających na energetyczne
stosowanie biomasy. W rozdziale przedstawiono status biomasy w sektorze energetycznym
Polski, uwypuklono najważniejsze dane statystyczne i wskazano potencjalne kierunki rozwoju.
W rozdziale drugim wymieniono i opisano różne typy biomasy stałej przydatnej do
spalania. Za kryterium kwalifikacyjne podziału wybrano okres wzrostu wybranych roślin.
Rozdział trzeci traktuje o poszczególnych etapach przygotowania biomasy do
spalania. Ze względu na jej właściwości fizykochemiczne, omówione metody mają różny
zakres stosowania. Od prawidłowych sposobów ich realizacji, w dużej mierze zależy
poprawność procesu spalania i eksploatacja elementów instalacji spalających.
6
Rozdział czwarty przedstawia przegląd kotłów spalających biomasę. Podzielono je
ze względu na miejsce wykorzystania: domowe i przemysłowe oraz osiąganą moc.
W rozdziale piątym zajęto się opisem układów kogeneracyjnych małej mocy z różnymi
silnikami cieplnymi. Dla wybranych silników przedstawiono rzeczywiste przykłady obiegów.
Rozdział szósty obejmuje część obliczeniową pracy. Dla przyjętego układu
elektrociepłowni parowodnej wykonano symulację termodynamiczną w programie IPSEpro
przy spalaniu różnych rodzajów biomasy. Analizowano zrębki drzewne: świeże i w stanie
powietrzno-suchym oraz pelety słomiane. Zbadano wpływ parametrów początkowych pary na
uzyskiwane sprawności oraz dokonano porównania wyników obliczeń.
Wykorzystane w pracy materiały bibliograficzne to głównie podręczniki akademickie
i monografie polskie oraz angielskie, z których najczęściej odwoływano się do [14, 17, 19].
Cennymi źródłami wiedzy były także artykuły naukowe oraz strony internetowe na temat
energetyki, które traktowano jako uzupełnienie graficzne pracy i aktualizacja informacji.
1.2. Biomasa w sektorze energetycznym Polski
Biomasa to ważne paliwo odnawialne w energetyce zawodowej i przemysłowej
Polski, które pozwala na spełnienie wymogów UE określonych w ramach polityki ,,3x20%”.
Dla Polski przewidywany udział OZE w końcowej produkcji energii jest 15% w 2020 r. [1].
W 2011 r. osiągnięto wynik 10,4% [34]. W dokumencie [3] kreślącym politykę energetyczną
Polski do 2030 r. zakłada się rozwój OZE, w tym biopaliw. Biomasa ma być wykorzystywana
przez generację (i kogenerację) rozproszoną na lokalnie dostępnych surowcach przy
zrównoważonej eksploatacji obszarów leśnych i rolniczych.
Szacuje się, że lesistość Polski wynosi 29,1% powierzchni kraju, a łączny potencjał
drewna jest 6,1 mln m3, czemu odpowiada ekwiwalent 41,6 EJ energii [34]. Pomimo
środowiskowych i prawnych barier limitujących pozyskiwanie biomasy leśnej, produkcja
z niej energii pierwotnej na przestrzeni ostatnich lat rośnie (rys. 1.1). Przyczynami są rozwój
specjalnych upraw energetycznych, np. wierzby i spalanie odpadów leśnych (peletów
i brykietów z trocin drzewnych).
7
Rys. 1.1. Produkcja energii pierwotnej (w Mtoe) w Polsce z biomasy stałej
w latach 2003 - 2012 (opr. wł. na podstawie [34])
Najtańszym i najpopularniejszym sposobem pozyskiwania ,,zielonej energii”
z biomasy jest jej współspalanie z innymi paliwami kopalnymi, np. węglem. Energia
wytwarzana w ten sposób otrzymuje swoje świadectwo pochodzenia od Urzędu Regulacji
Energetyki (URE) i w postaci zielonego certyfikatu stanowi przedmiot obrotu na Towarowej
Giełdzie Energii [5]. Ponadto URE nakłada na przedsiębiorstwa energetyczne obowiązek
zakupu zielonych certyfikatów (lub udzielenia opłaty zastępczej) w odpowiedniej ilości
w stosunku do produkowanej energii. System ten, działający w Polsce od 1 października
2005 r., wpłynął w dużym stopniu na wzrost zainteresowania metodami spalania biomasy.
Od 2006 do 2012 r. produkcja elektryczności i ciepła z biomasy zwiększyła się kolejno
o ponad pięć i sześć razy [34]. Na rys. 1.2 i 1.3 pokazano ten trend z wyszczególnieniem
produkcji z elektrociepłowni i ciepłowni dla ciepła użytkowego.
Rys. 1.2. Produkcja energii elektrycznej (w TWh) w Polsce z biomasy stałej
w latach 2006 - 2012 (opr. wł. na podstawie [34])
8
Rys. 1.3. Produkcja ciepła użytkowego (w Mtoe) w Polsce z biomasy stałej
w latach 2006 - 2012 (opr. wł. na podstawie [34])
Duże udziały biomasy w wytwarzaniu energii wynikają także z jej znacznego potencjału
i dużej ilości elektrowni węglowych. Energetyka kraju opiera się na paliwach kopalnych,
które dostarczają ok. 90% elektryczności. Przystosowanie kotłów spalających węgiel
współspalania biomasy jest zatem ekonomicznie opłacalne. W 2011 r. obrót w tym sektorze
wyniósł 600 mln euro, zaś rok później już 1990 mln euro [34]. W tym samym czasie
koncesjonowanych było 18 elektrowni na biomasę i 41 elektrowni realizujących technologię
współspalania [35]. Największy w Polsce (i na świecie) blok energetyczny o mocy 205 MWe
spalający wyłącznie biomasę (80% zrębków drzewnych i 20% odpadów rolniczych) znajduje
się w Połańcu. Szacuje się, że jednostka ta, której inwestycja wyniosła ok. 1 mld zł, jest
w stanie wyprodukować rocznie energię dla zaspokojenia potrzeb 600 tys. gospodarstw
domowych (1,2 TWh) przy wykorzystaniu 1 mln ton biomasy. Przy tych założeniach emisja
CO2 będzie spadać o 1,2 mln ton każdego roku w tej elektrowni [28, 38].
Według badań Instytutu Energetyki Odnawialnej w Polsce istnieje blisko 200 firm
związanych z wywarzaniem, dystrybucją i transportem biomasy. W całym sektorze
związanym z biomasą stałą w 2012 r. pracowało ok. 20500 osób [34].
Cena biomasy zależy w głównej mierze od wahań rynkowych oraz pochodzenia
(biomasa leśna, rolnicza lub odpadowa), które determinuje jej właściwości fizykochemiczne
wpływając na procesy technologiczne jej przetwarzania. Przykładowo koszt pozyskania
biomasy drzewnej w energetyce w 2013 r. wyniósł 18 - 30 zł/GJ energii [25].
W perspektywie najbliższych lat przewiduje się w Polsce dalszy wzrost produkcji
energii z biomasy. Przyczyną tego są działania UE na rzecz promocji OZE i ochrony klimatu.
W Polsce, dla wsparcia produkcji energii elektrycznej z paliw odnawialnych, wprowadzono
9
system zielonych certyfikatów. W związku z dużym potencjałem energetycznym biomasy
w kraju, ma ona szczególne znaczenie w wywiązywaniu się z międzynarodowych porozumień.
Elektrownie na biomasę w 2011 r. stanowiły trzecie pod względem sumarycznej mocy
zainstalowanej odnawialne źródło energii (po elektrowniach wiatrowych i wodnych) [36].
Jednakże wspomniany system zielonych certyfikatów od dwóch lat cechuje się
nadpodażą, co powoduje, że produkcja z OZE staje się nieopłacalna. Wielu wytwórców
energii bankrutuje z powodu niewywiązywania się z długoterminowych kontraktów
z dostawcami biomasy przy jednocześnie spadających cenach jednostkowych energii
elektrycznej. Poza tym obserwuje się coraz częstsze tendencje do pozyskiwania biomasy
z zagranicy (wschodnia Europa, Afryka, Azja), powodujące ograniczanie konkurencyjności
rodzimej produkcji. Co więcej, najnowsze nowelizacje prawne zmniejszają wartość wsparcia
dla instalacji tzw. spalania wielopaliwowego. Plany energetyczne zakładają także redukcję
technologii spalających biomasę leśną, promując uprawy energetyczne i odpady z produkcji
rolnej. Z drugiej strony obecne prace rządowe dążą do stworzenia możliwości dla szybszego
rozwoju prosumenckiego (jednoczesny producent i konsument) wytwarzania energii z OZE
w mikro- (<40 kWe i <70 kWt) i małych (<200 kWe i <300 kWt) instalacjach [26]. Promocja
tego typu inwestycji potwierdza celowość problematyki pracy dyplomowej.
10
2. CHARAKTERYSTYKA BIOMASY
Większość biomasy spalanej w kotłach energetycznych jest pochodzenia roślinnego.
Zalicza się do niej ogólnie odpady z produkcji i przetwarzania roślin oraz specjalne uprawy
roślin energetycznych szybko rosnących. Przydatność energetyczną biomasy określa jej ilość
możliwa do uzyskania na określonym terenie w określonym czasie. Podstawowy podział
biomasy roślinnej pokazano na rys. 2.1, zaś na rys. 2.2 zilustrowano wybrane rodzaje paliw.
Rys. 2.1. Podział biomasy roślinnej (opr. wł.)
Biomasa
leśna
nieprzerobione drewno
energetyczne
drewno opałowe
paliwo rozgniatane (kora, igły, liście itp.)
paliwo rozbijane
zrębki
przerobione drewno
energetyczne
trociny i wióry
brykiety
granulaty (pelety)
pył drzewny
rolna
słoma i ziarno
z roślin zbożowych (pszenica, owies itp.)
z roślin oleistych (rzepak,
słonecznik itp.)
z roślin strączkowych
(bobik, łubin itp.)
uprawy energetyczne
wierzba
malwa pensylwańska
miskant olbrzymi
miskant cukrowy
słonecznik bulwiasty
11
Rys. 2.2. Wybrane rodzaje paliw [24]
Biorąc pod uwagę okres wzrostu, wyróżnia się ([19]):
biomasę pochodzącą od roślin o okresie wzrostu do jednego roku (gr. I),
biomasę pochodzącą od roślin o okresie wzrostu od jednego roku do trzech lat (gr. II),
biomasę pochodzącą od roślin o okresie wzrostu powyżej trzech lat (gr. III).
Grupa I
W tej grupie znajdują się głównie rośliny zbożowe, takie jak: żyto, pszenżyto,
jęczmień, pszenica, owiec, kukurydza oraz pozostałe rośliny uprawne: oleiste, np. rzepak,
słonecznik, soja i strączkowe, np. bobik, łubin, a także wysłodki owocowo-warzywne.
Dla celów energetycznych rośliny te spala się w postaci słomy lub ziaren.
Słoma w energetyce to zazwyczaj wysuszone źdźbła rzepaku, bobiku i słonecznika.
W Polsce produkuje się ok. 25 mln ton słomy rocznie, która jest w większości użytkowana
w rolnictwie jako ściółka i dodatek do pasz [20]. Około 10 - 12 mln ton w każdym roku
można by przeznaczyć dla potrzeb energetyki. Jej wartość opałowa w znacznej mierze zależy
od zawartości wilgoci, która obniża sprawność procesu spalania (tab. 2.1). Kolor słomy
wynika z udziałów metali alkalicznych (potas, sód) i chloru. Słoma świeża, która zawiera
te pierwiastki ma barwę żółtą i dla ograniczenia szkodliwych składników wypłukuje się ją
na deszczu w procesie więdnięcia. Przybiera ona wtedy kolor szary. Według duńskich badań,
12
słoma o zawartości 0,5% chloru w suchej masie (s. m.), traci go prawie całkowicie
pod wpływem deszczowego opadu w ilości 200 mm [15].
Tabela 2.1. Wartości opałowe słomy wybranych zbóż (opr. wł. na podstawie [14])
Słoma Wartość opałowa słomy
szarej, [MJ/kg]
Wartość opałowa słomy
żółtej, [MJ/kg]
Zawartość wilgoci
w słomie żółtej, [%]
Pszeniczna 17,3 12,9 - 14,9 12 - 22
Jęczmienna 16,1 12,0 - 13,9 12 - 22
Kukurydziana 16,8 3,3 - 7,2 50 - 70
Ziarna zbóż owsa i kukurydzy, oprócz zastosowania w celach żywieniowych ludzi
i zwierząt, spala się także w kotłach energetycznych. Z powodu niewielkich rozmiarów
i jednorodnego kształtu jest je łatwo gromadzić i transportować. Cechują się wartością
opałową wynoszącą ok. 17 MJ/kg.
Do grupy I zalicza się także biopaliwa płynne z roślin oleistych. Szczególne znaczenie
w energetyce posiadają wysokoerukowe nasiona rzepaku, z których produkuje się w procesie
tłoczenia olej napędowy I i II generacji oraz olej opałowy.
Grupa II
Grupę tę reprezentują rośliny specjalnie hodowane dla celów energetycznych
o stosunkowo krótkim okresie wzrostu. Najbardziej spopularyzowanymi odmianami są:
wierzba wiciowa (Salix viminalis), ślazowiec pensylwański (Sida hermaphrodita), miskant
olbrzymi (Miscantus giganteus) i słonecznik bulwiasty (Helianthus tuberosus).
Wierzba krzewiasta
Najpopularniejszymi gatunkami wierzby są wierzba wiciowa i purpurowa. Jest to
roślina drzewiasta rozmnażana wegetatywnie z zrzezów (ściętych pędów) o długości
ok. 25 cm. Posiada dość ostre wymagania glebowe i rośnie najlepiej na terenach aluwialnych
bogatych w wodę lub nawożonych, o odczynie lekko kwaśnym. Nasadzanie wierzby
prowadzi się wiosną, sadząc ok. 60 tys. sadzonek na 1 ha w cyklu jednorocznych zbiorów lub
20 - 30 tys. dla dwu- i trzyletniego okresu żniw. Z 1 ha plantacji otrzymuje się materiał do
obsadzenia kolejnych 3 - 5 ha. Plonowanie wierzby zależy od intensywności nawożenia
i częstotliwości zbiorów (tab. 2.2). Wykonuje się je zimą przy najmniejszej zawartości
wilgoci w roślinie (ok. 45%), którą dodatkowo się obniża w stanie powietrzno-suchym do
ok. 20%. Wartość opałowa wierzby wynosi ok. 18 MJ/kg.
13
Tabela 2.2. Plony wierzby i jej wartości opałowe (opr. wł. na podstawie [16])
Częstotliwość
zbioru
Plon
wierzby,
[t/ha]
Plon suchej
masy, [t/ha]
Wartość energetyczna
plonu, [GJ/ha]
Równowartość
w tonach węgla
Coroczny 22,7 11,2 217 7,2
Co 2 lata 55,4 27,8 548 18,2
Co 3 lata 90,8 46,8 920 30,7
Zagrożeniami dla kultywacji wierzby są chwasty wieloletnie, np. ostrożeń, dlatego
wymaga się stosowania herbicydów (pestycydów). Ciekawym rozwiązaniem jest jej uprawa
w pobliżu wód odpadowych z oczyszczalni ścieków, które zawierają duże ilości azotu i metali
ciężkich. Roślina, dzięki gęstemu i głębokiemu systemowi korzeni, może całkowicie je
wchłonąć, oczyszczając wodę. Oczywiście w tym przypadku spalanie przerobionego paliwa
z wierzby związane jest z większą emisją szkodliwych substancji.
Malwa pensylwańska - ślazowiec pensylwański
Uprawia się ją na wieloletnich plantacjach energetycznych o okresie użytkowania
20 - 30 lat. Rośnie na glebach wszystkich klas z wyjątkiem czwartej i piątej o odczynie obojętnym
lub lekko kwaśnym i pozbawionej chwastów. W zimowym okresie zbiorów, po czterech latach od
obsadzenia, można uzyskać ok. 15 ton s. m./ha o wartości opałowej 18 MJ/kg. Jej pielęgnację
prowadzi się tradycyjnymi metodami z zastosowaniem typowych maszyn rolniczych.
Malwę uprawia się w całej szerokości klimatu umiarkowanego, także w Polsce.
W Puławach została opatentowana i wyhodowana jej odmiana PETEMI przez firmę ,,Biotek”,
która jest odporna na susze, wymarzanie i gleby o słabej jakości [33].
Miskant olbrzymi
Jest to gatunek trawy, wyhodowany w Danii. Charakteryzuje się niezwykle dużym
tempem wzrostu (do 5 cm na dzień) i nie wymaga dobrych gleb. Uprawa tej rośliny ma
poważną wadę, polegającą na nieodporności na mróz. Dlatego konieczne jest jej
zabezpieczenie przed ujemnymi temperaturami (przykrycie słomą). Zbiory wykonuje się
corocznie w miesiącach luty i marzec, kiedy zawartość wilgoci w trawie nie przekracza 25%.
Otrzymuje się wtedy do 30 t s. m./ha po okresie trzech lat od założenia plantacji. Wydajność
plonowania na tym poziomie utrzymuje się do dziewięciu lat życia uprawy. Wartość opałowa
suchej masy rośliny wynosi ok. 18 MJ/kg.
14
Słonecznik bulwiasty - topinambur
Pochodzi z Ameryki Północnej. Ma łagodne wymagania klimatyczne, preferuje
pogodę ciepłą i wilgotną, ale jego uprawa prowadzi do wyjałowienia gleby. Osiąga wysokości
do 2 - 4 m i średnicę łodygi do 3 cm. Plonuje obficie co najmniej 10 lat i daje potencjał
10 - 16 t s. m./ha. W energetyce wykorzystywany jest do produkcji etanolu (bulwy) lub jako
paliwo (części nadziemne) po wysuszeniu w postaci brykietów i peletów do spalania.
Grupa III
Do tej grupy należy przede wszystkim leśne drewno energetyczne pochodzące
ze ściętych drzew i z odzysku, które nadaje się do ponownego wykorzystania. Drewno to
materiał komórkowy o ściankach złożonych z substancji organicznej zawierającej pory
(20 - 45%) wypełnione zmienną ilością wody i powietrza. Jest to budowa chemicznie
niejednorodna, składająca się z celulozy (40 - 60%), hemicelulozy (15 - 20%) i ligniny
(18 - 30%), przy czym wartości poszczególnych składników zależą od wieku drzewa.
Lignifikacja (drewnienie) ścian komórkowych wzrasta, zaś zawartość wody maleje wraz
ze starzeniem się rośliny. Z elementów budulcowych drewna największą wartość opałową
mają żywice (36 MJ/kg). Oznacza to, że spalając drewno z żywicą można uzyskać nawet do
25% więcej ciepła spalania niż drewno jej pozbawione.
Paliwa drewnopochodne mają dużą zawartość składników lotnych (80% masy suchej
drewna odgazowuje podczas spalania, a tylko 20% stanowi stałą pozostałość koksową).
Wilgoć całkowita drewna może się zmieniać w określonych warunkach atmosferycznych
ze względu na higroskopijność. Natomiast porowatość wpływa na gęstość nasypową odpadów
drzewnych. Im drewno zawiera więcej porów w luźno ułożonej objętości, tym jego gęstość
jest mniejsza.
Drewno kawałkowe
Są to odpady konstrukcyjne (tzw. drewno rozbiórkowe) z twardych drzew (klocki,
kłody), które nie nadają się do ponownego wykorzystania jako materiał budowlany. Posiadają
jednak różną wartość opałową zależną od pochodzenia (11 - 22 MJ/kg), dość dużą suchość
(20 - 30% wilgotności) i zawartość popiołu 0,6 - 1,5% w suchej masie. Zużyte drewno
budowlane może być kłopotliwe w spalaniu, ponieważ zawiera zanieczyszczenia z farb,
lakierów, klejów itp., a poza tym jest to odpad.
15
Trociny i wióry
Stanowią odpady z przemysłu leśnego i tartacznego oraz powstają w procesach
technologicznych obróbki drewna (skrawanie, frezowanie itp.). Są to bardzo małe fragmenty
o różnej wilgotności w zależności od miejsca pozyskiwania (od 10 do 60% dla trocin
ze świeżo ściętych drzew i od 5 do 15% dla wiór) oraz niewielkiej zawartości popiołu
(poniżej 0,5% w suchej masie) i zanieczyszczeń. Ze względu na rozmiary można je łatwo
kształtować i preparować. Są jednak trudne w przechowywaniu, ponieważ ulegają
zawilgoceniu i samozapłonowi. Powinno spalać się je więc w pierwszej kolejności.
Zrębki drzewne
Do zrębków kwalifikuje się drewno z trzebienia drzewostanów, z wycinania chorych i
przejrzałych drzew, z upraw energetycznych (gr. II) i z odpadów przemysłowych.
Są rozdrobnionym paliwem o nieregularnych kształtach w postaci długich ścinków
(0,5 - 5 cm). Ich wartość opałowa jest w granicach 6 - 16 MJ/kg, a zawartości wilgoci
20 - 60% i popiołu 0,6 - 1,5%. Podobnie jak trociny i wióry, są wrażliwe na zmiany
wilgotności powietrza i choroby pleśniowe. Mogą się zawieszać, co utrudnia ich transport.
Znajdują zastosowania w produkcji płyt wiórowych i jako topnik w hutnictwie. W miejskim
ciepłownictwie spala się je w kotłach rusztowych z możliwością wykorzystania ciepła
kondensacji wilgoci.
Kora
Jest to niejednorodny odpad drzewny, który zawiera wiele drobnych ziaren
i zanieczyszczeń (piasek, ziemia) w udziale masowym. Stanowi 10 - 15% masy
pozyskiwanego drewna. Ma wartość opałową 18 - 20 MJ/kg. Spośród wymienionych paliw
drewnopochodnych odznacza się największą wartością wilgoci (55 - 65%) i dość dużym
udziałem popiołu (1 - 3%), który wykazuje skłonność do żużlowania. Zazwyczaj w celach
energetycznych poddaje się ją rozdrobnieniu (zrębkowaniu) i przetwarza na trociny.
Biomasę roślinną często poddaje się procesom waloryzacji (uszlachetniania)
ze względu na jej niekorzystne właściwości fizykochemiczne: zawartość wilgoci, mała
gęstość nasypowa, niejednorodne rozmiary cząstek, włóknista natura. Wśród metod
poprawiających parametry paliwa wyróżnia się przede wszystkim podsuszanie biomasy oraz
jej kawałkowe preparowanie poprzez brykietowanie i peletowanie. W ten sposób otrzymuje
16
się brykiety i granulaty (pelety). Wymienione wyżej techniki omówiono szczegółowo
w rozdz. 3.2.2.
Brykiet
Jest to paliwo o określonym kształcie geometrycznym (najczęściej zbliżonym do
prostopadłościanu) powstałe w wyniku sprasowania pod wysokim ciśnieniem (ok. 20 MPa)
kawałkowego drewna (trocin, wiórów lub zrębków). Naturalnym lepiszczem w tym procesie
jest lignina, która zastyga po obniżeniu temperatury i spaja surowiec. Brykiet spala się wolno
i stopniowo ze względu na duże zagęszczenie materiału w odniesieniu do zajmowanej
objętości. Cechuje się wartością opałową 19 - 21 MJ/kg oraz zawartościami wilgoci 8 - 9%
i popiołu 0,4 - 1% w suchej masie.
Pelet
Powstaje w podobnym procesie technologicznym jak brykiet. Produktami wytłaczania
w specjalnych prasach są cylindryczne granulaty o długości 5 - 40 mm i średnicy 8 - 12 mm.
Można je łatwo magazynować, transportować i eksploatować. Mają wartość opałową
16,5 - 17,5 MJ/kg, wilgotność 6 - 8% i zawartość popiołu 0,4 - 1% w suchej masie.
W tab. 2.3 podsumowano składy elementarne przedstawionych paliw w przeliczeniu
na stan suchy.
Tabela 2.3. Analiza elementarna różnych rodzajów biomasy (opr. wł. na podstawie [14])
Składnik Jedn. Słoma
żółta
Słoma
szara
Drewno
bez kory Zrębki Kora
Pelety/
brykiety Wierzba
Wilgoć % 10 - 20 10 - 25 5 - 60 20 - 50 45 - 65 7 - 12 50 - 60
Części lotne % 70 - 80 70 - 80 >70 76 - 86 69 - 77 >70 >70
Popiół % 5 3 0,4 - 0,5 0,8 - 1,4 3,5 - 8 0,4 - 1,5 1,1 - 4,0
Węgiel % 45 - 48 43 - 48 48 - 52 47 - 52 48 - 52 48 - 52 47 - 51
Wodór % 5 - 6 5 - 6 6,2 - 6,4 6,1 - 6,3 4,6 - 6,8 6,0 - 6,4 5,8 - 6,7
Tlen % 36 - 48 36 - 48 38 - 42 38 - 45 24,3 -
42,4 40 40 - 46
Chlor % 0,97 0,14 0,01 -
0,03 0,02
0,01 -
0,03
0,02 -
0,04
0,02 -
0,05
Azot % 0,3 -
0,6
0,3 -
0,6 0,1 - 0,5 <0,3 0,3 - 0,8 0,3 - 0,9 0,2 - 0,8
Potas % 1,3 0,7 0,02 -
0,05 0,02 0,01 - 0,4 - 0,2 - 0,5
Ciepło spalania MJ/kg 17,4 17,4 18,5 -
20,0
19,2 -
19,4 18 - 23
16,2 -
19,0
18,4 -
19,2
Gęstość nasypowa kg/m3
100 -
170
100 -
170 390 - 640
250 -
350 320 500 - 780 120
Temperatura
topnienia popiołu oC
800 -
1000
800 -
1000
1300 -
1700
1000 -
1400
1400 -
1700 >1120 -
17
3. PRZYGOTOWANIE BIOMASY DO SPALANIA
3.1. Pozyskiwanie
Proces pozyskiwania biomasy do spalania składa się z kilku etapów, które zazwyczaj
obejmują: wzrost, uprawę i zbiór oraz są zdeterminowane przez rodzaj paliwa i lokalne warunki.
Biomasa leśna
Przygotowanie terenu leśnego pod wycinkę i pozyskanie drewna są czynnościami
złożonymi i zależą m.in. od rodzaju i rozmiaru drzew, typu terenu (nizina, wyżyna) i zdolności
produkcyjnych. Najefektywniejszym i najekonomiczniejszym sposobem pozyskiwania tego
rodzaju biomasy jest zintegrowany system produkcji, który obejmuje: wycinkę, obróbkę
i złożenie ściętych drzew, rozdrobnienie, suszenie i transport do miejsca spalania.
Biomasa rolna
Uzyskanie łatwego w transporcie i spalaniu paliwa ze słomy, ziaren i trawy wymaga
stosowania maszyn rolniczych, które umożliwiają belowanie i brykietowanie skoszonych
pokosów roślin (rys. 3.1). Wytworzone produkty magazynuje się następnie w suchych
i zamkniętych pomieszczeniach (silosach). Możliwe jest także pozostawienie ściętej trawy
na polu w celu wypłukania z niej niepożądanych metali przez deszcz.
Rys. 3.1. Proces pozyskiwania biomasy rolnej (opr. wł. na podstawie [17])
18
W porównaniu do biomasy leśnej, uprawa roślin z grup I i II związana jest
z koniecznością używania środków agrochemicznych. Powodują one zanieczyszczenie paliwa
metalami alkalicznymi, które mają istotny wpływ na proces spalania, powodując mięknięcie
popiołu, szkodliwe emisje i korozję.
3.2. Przetwarzanie
Pozyskanie biomasy wymaga jej właściwego przygotowania do spalania. Dąży się do
ujednolicenia i ujednorodnienia struktury biomasy, co ma szczególne znaczenie w systemach
zautomatyzowanego podawania paliwa do kotła. Poprawa jakości paliwa to także wzrost
gęstości nasypowej w celu ekonomiczniejszego magazynowania i transportowania oraz
redukcji zanieczyszczeń.
3.2.1. Rozdrabnianie
Różne rozmiary odpadów leśnych, tartacznych i konstrukcyjnych determinują ich
konieczność rozdrabniania na kawałki. Stosuje się różnego rodzaju rębaki, z których
otrzymuje się biomasę w postaci zrębków (50 - 250 mm), trocin (5 - 50 mm) i wiórów
(<80 mm). Wyróżnia się rębaki tarczowe i bębnowe (rys. 3.2).
Rys. 3.2. Rębaki: a) tarczowy, b) bębnowy (opr. wł. na podstawie [17])
Rębak tarczowy złożony jest z masywnego obrotowego dysku o średnicy 60 - 100 cm
i dwóch lub czterech regulowanych noży. Pozwala on na uzyskiwanie dość jednakowych
wiórów niezależnie od grubości kłody pnia ze względu na stały kąt cięcia w stosunku do
pozycji drewna. Z kolei rębak bębnowy posiada obrotowy bęben o średnicy 45 - 60 cm
na którym znajdują się noże osadzone w dwóch lub czterech podłużnych wyżłobieniach
na obwodzie. Ruch obrotowy bębna i noży powoduje zmiany między kątem cięcia
19
w odniesieniu do ułożenia drewna. W rezultacie, cięciu ulegają różne kształty kłody
i uzyskuje się mniej jednorodne wióry.
Rębaki zasila się przeważnie silnikami spalinowymi. Szacuje się, że zużywają one
1 - 3% energii zawartej w paliwie, przy czym niższa wartość dotyczy bardziej zawilgoconej
biomasy (mniejszy współczynnik tarcia). Można je obsługiwać manualnie lub automatycznie
z podajnikiem paliwa. Dla przykładu, rębak, który tnie 25 - 40 m3 drewna na godzinę
o średnicy kłody 35 - 40 cm zużywa energię 60 - 200 kWh [17].
Innym rozwiązaniem cięcia drewna są rozdrabniarki spiralne (rys. 3.3). Głównym
elementem maszyny jest linia śrubowa o stałym skoku na całej długości wału napędowego.
Składa się ona ze spiralnych łopatek o rosnącej średnicy, które wykonują ruch obrotowy i tną
materiał. Zaletą tych rozdrabniarek jest niskie zużycie energii, jednakże uzyskuje się z nich
wióry o różnych rozmiarach.
Rys. 3.3. Rozdrabniarka spiralna (opr. wł. na podstawie [17])
Dla uzyskania kawałków drewna o wymiarach mniejszych niż 5 mm wykorzystuje się
młyny młotkowe (rys. 3.4). Młyn złożony jest z wirnika z wahliwymi młotkami na obwodzie,
który obracając się z dużą prędkością rozdrabnia materiał w komorze. Cechuje się dużą
wydajnością, ale wykazuje wrażliwość na wtrącenia ciał obcych w paliwie (np. gwoździe).
Dlatego stosuje się separatory z magnesami dla wychwycenia metalowych zanieczyszczeń.
20
Rys. 3.4. Młyn młotkowy (opr. wł. na podstawie [17])
Drewno odpadowe (kawałkowe) ze względu na różne źródła pochodzenia jest
paliwem wysoce niejednorodnym, o różnym składzie chemicznym i zawartości
zanieczyszczeń. Dlatego jego spalanie wymaga ograniczenia do minimum kluczowych
komponentów określonych w przepisach środowiskowych. Według aktualnych badań,
koncentracja zanieczyszczeń i pierwiastków obniżających temperaturę topnienia popiołu
wzrasta w przypadku rozdrabniania paliwa do rozmiarów <7 mm (z wyjątkiem chloru
21
i kadmu) [14]. W związku z tym, redukuje się to zjawisko poprzez odpowiednią jakościową
selekcję cząsteczek drewna z wykorzystaniem separatorów metali. Na rys. 3.5 przedstawiono
pilotażową instalację dla przetwarzania odpadów drzewnych. W pierwszej kolejności odpady
(1) są rozdrabniane w wolnoobrotowej rozdrabniarce z sitami o 100 mm oczkach (2).
Następnie żelazne części usuwa się z paliwa za pomocą specjalnych magnesów (3).
Dalej drewno poddaje się kolejnej selekcji na 10 mm oczkach sita (4). Na końcu eliminuje się
zbyt małe cząsteczki (5) i metale nieżelazne (6). W wyniku procesu otrzymuje się przerobione
paliwo o rozmiarach 10 - 100 mm (7). Drewno poddane powyższemu procesowi
technologicznemu ma wyższą jakość, co w rezultacie ogranicza powstawanie popiołów i żużli
w palenisku podczas jego spalania.
Rys. 3.5. Instalacja doświadczalna dla przetwarzania odpadów drzewnych [7]
(oznaczenia w tekście)
W przypadku małych i średnich wydajności spalanego paliwa odpadowego
(50 - 10000 kg/h) stosuje się tak zwane wolnoobrotowe rozdrabniacze (rys. 3.6). Biomasa,
podawana od góry, trafia na napędzany hydraulicznie suwak, który kieruje ją na wirnik
z hartowanymi stalowymi nożami. W efekcie, drewno zostaje pocięte do odpowiednich
rozmiarów. Zaletami tego rozwiązania są: mały pobór mocy (9 - 60 kW), łatwość obsługi,
mały poziom hałasu, niskie koszty eksploatacyjne i duża elastyczność.
22
Rys. 3.6. Rozdrabniacz wolnoobrotowy dla przetwarzania drewna odpadowego
(opr. wł. na podstawie [17])
3.2.2. Zagęszczanie
Belowanie i wiązanie
Prasowanie rolnej i leśnej biomasy roślinnej ma na celu przede wszystkim
zwiększenie gęstości nasypowej, ułatwienie magazynowania i transportowania (obniżenie
kosztów) oraz poprawienie właściwości fizykochemicznych (mniejsze wrażliwości
na biodegradowalność i wilgotność).
Dla biomasy rolnej w postaci słomy i trawy, belowanie jest zwykle realizowane wraz
ze zbiorem ziarna lub tuż po. Jednakże ściętą słomę często pozostawia się na polu dla opłukania
przez deszcz, który wymywa szkodliwe substancje. Istnieją różne rozmiary i kształty balotów
w zależności od użytych maszyn rolniczych. Mogą być one kwadratowe i okrągłe. W tab. 3.1
przedstawiono przegląd danych technicznych dla różnych technologii belowania.
Tabela 3.1. Dane techniczne dla różnych technologii belowania (opr. wł. na podstawie [17])
Parametr Jedn. Małe
kwadratowe Okrągłe
Duże
kwadratowe Kompaktowe
Moc napędu kW >25 >30 >60 >70
Wydajność t/h 8 - 20 15 - 20 15 - 20 14
Gęstość
jednostkowa
kg s.
m./m3
120 110 150 300
Kształt - prostopadłościan walec prostopadłościan walec
Gęstość
magazynowa
kg s.
m./m3
120 85 150 270
Wymiary cm 40x50x50-120 Ø120-200x
120-170
120x130x
120-250
Ø25-40x
różne długości
Waga
(wilg. 20%) kg 8 - 25 300 - 500 500 - 600 różne długości
23
W przypadku biomasy leśnej, jej wiązanie przed transportem w kombinacji
z rozdrabnianiem pozwala na osiągnięcie oszczędności produkcyjnych. Transport związanych
odpadów leśnych jest ok. 10% tańszy niż transport luźnych zrębków i ok. 50% tańszy niż
transport nierozdrobnionego materiału [17]. Podobnie jak dla biomasy rolniczej, uzyskuje się
różne wymiary i formy związanych pakietów, które następnie transportuje się ciężarówkami
lub koleją do miejsca spalania. W tab. 3.2 pokazano różne możliwości transportowania
odpadów leśnych na przykładzie Szwecji. Z drugiej strony technologia ta, wysoce
zmechanizowana, przyczynia się do degradacji runa leśnego i jest ograniczona w stosowaniu
na terenach górskich.
Tabela 3.2. Porównanie ładowności i wartości energetycznej dla transportu samochodowego
odpadów leśnych na przykładzie Szwecji (opr. wł. na podstawie [17])
Odpad leśny Objętość/liczba
belek
Ładowność
ciężarówki
[tona]
Wartość
energetyczna
[MWh]
Zrębki drzewne 105 m3 33 85
Nierozdrobnione odpady ze ścinki drzew 135 m3 18 46
Nierozdrobnione odpady ze ścinki drzew
w belkach 60 belek 37 95
Oznaczenia: belka o wymiarach 1,2x1,2 m i wadze 600 kg przy wilgotności 45%, waga ciężarówki - 60 t.
Peletowanie i brykietowanie
Tworzenie brykietów i peletów z trocin jest procesem ujednorodniania biomasy
z większą gęstością. Brykiety znajdują zastosowanie jako substytut dla drewna opałowego
w zasilaniu domowych pieców, zaś pelety wykorzystuje się przeważnie
w zautomatyzowanych instalacjach spalających. Cechują się one jednorodną strukturą
fizyczną i chemiczną oraz dużą ziarnistością, więc łatwo można je magazynować i przewozić.
Proces peletyzacji (rys. 3.7) składa się z kolejnych etapów:
1. Suszenie
Wymaga się dostarczania nieprzerobionego materiału do prasowania o wilgotności od 8 do
12%. Zbyt sucha biomasa może doprowadzić do nadmiernego podgrzania powierzchni
peletów i spalenia lepiszcza. Z kolei zbyt wilgotna, zwiększa objętość uzyskiwanych
produktów i osłabia ich właściwości mechaniczne.
2. Mielenie
Gotowy materiał poddaje się mieleniu w młynach młotkowych w celu homogenizacji surowca
oczyszczając go z metali, piasku i innych najdrobniejszych frakcji.
24
3. Ogrzanie
W celu uwolnienia ligniny z biomasy i wzmocnienia adhezji warstw surowca ogrzewa się
rozdrobniony materiał do temperatury ok. 70oC za pomocą niewielkiej ilości pary.
4. Prasowanie
Polega na podawaniu luźnego materiału do prasy i przepychaniu go przez otwory matrycy dla
wyciśnięcia w formie peletów. Stosuje się dwa typy granulatów: z obracającą się
pierścieniową matrycą i z płaską matrycą z umieszczonymi na niej walcami (rys. 3.8).
5. Chłodzenie
Wytworzone produkty mają wysoką temperaturę uzyskaną w procesie zagęszczania, dlatego
chłodzi się je dla zagwarantowania wysokiej trwałości.
Rys. 3.7. Instalacja do produkcji peletów (opr. wł. na podstawie [17])
Rys. 3.8. Granulatory z matrycą: a) pierścieniową, b) płaską [17]
25
Zużycie energii w procesie produkcji peletów z suchych trocin wynosi ok. 3%
wartości opałowej paliwa. Wartość ta rośnie do ok. 20%, gdy przetwarzany surowiec wymaga
suszenia [17].
Paliwo to jest szczególnie popularne w Europie. W 2013 r. kraje UE wyprodukowały
12,2 mln ton i zużyły 18,3 mln ton peletów, co stanowi ok. 50% produkcji i ok. 80%
konsumpcji na świecie [21].
Z kolei brykiety z biomasy wytwarzane są przemysłowo w prasach tłokowych
i ślimakowych (rys. 3.9). Dla produkcji brykietów wymaga się wilgotności 12 - 14%
nieprzerobionego surowca.
Rys. 3.9. Prasy: a) tłokowa, b) ślimakowa (opr. wł. na podstawie [17])
3.3. Suszenie
Zawartość wilgoci w biomasie zależy od jej rodzaju, czasu zbiorów, sposobu
rozdrobnienia i metody magazynowania. Przykładowo, wilgotność świeżo ściętego drewna
wynosi ponad 50%, natomiast w drewnie odpadowym lub słomie jest zwykle poniżej 15%.
Podsuszanie paliwa (obniżanie wilgotności) wykonuje się zatem z kilku powodów:
dla podniesienia wartości opałowej i zwiększenia sprawności obiegu energetycznego
w instalacji spalającej,
dla redukcji kosztów inwestycyjnych (prostsze technologie spalania dla biomasy z stałą
wartością wilgoci) i eksploatacyjnych (mniejsze emisje zanieczyszczeń),
dla zmniejszenia biologicznej degradacji magazynowanej biomasy i utraty suchej masy,
dla produkcji peletów i brykietów.
Jednym z efektywnych sposobów suszenia nierozdrobnionej biomasy jest jej
przechowywanie na otwartej przestrzeni. Szacuje się, że pod wpływem energii
promieniowania słonecznego, zawartość wilgoci w paliwie obniża się z ok. 50 do 30%.
Technika ta posiada jednak wady związane z zmiennością pogody i wymaganym długim
26
czasem magazynowania. Efektem ubocznym jest także termiczny rozkład paliwa
powodowany przez mikroorganizmy. Powietrze cyrkuluje w stosie biomasy, przenosząc parę
wodną na jej powierzchnię. W wyniku, warstwy centralne są suchsze niż zewnętrzne.
Według austriackich badań, na efektywność suszenia ma wpływ długość
magazynowanych zrębków drzewnych [17]. Im ta długość jest większa, tym mniejsze są
zawartości wilgoci, tendencje do pleśnienia, straty energii i suchej masy. W pracy
za optymalną (minimum strat) uznano długość zrębków 10 cm i czas przechowywania poniżej
dwóch tygodni.
Z ekonomicznego punktu widzenia, dla biomasy w postaci większych kawałków
drewna lub balotów słomy, najdogodniejszym miejscem magazynowania jest odpowiednio
duża, naturalnie wentylowana zadaszona szopa lub wiata. Duże możliwości stwarza także
wykorzystanie kolektorów słonecznych i ciepła odpadowego ze skraplania wilgoci
w spalinach opuszczających kocioł. Oba procesy oparte są na wymuszonym obiegu
powietrza. Ich zasady działania przedstawiono na rys. 3.9 i 3.10.
Rys. 3.9. Suszenie biomasy z wykorzystaniem energii promieniowania słonecznego
(opr. wł. na podstawie [17])
27
Rys. 3.10. Suszenie biomasy ciepłem skraplania wilgoci w spalinach (opr. wł. na podstawie [17])
3.4. Magazynowanie
Magazynowanie biomasy, zarówno długo- jak i krótkoterminowe dotyczy wszystkich
instalacji spalających z zasobnikami paliwa. Najprostszym sposobem na jej składowanie jest
wiązanie w stosy i trzymanie na otwartej przestrzeni lub pod przewiewną wiatą. Głównymi
problemami takiego rozwiązania, częściowo wspomnianymi w rozdziale 3.3, są zmiany
wilgotności i związane z tym ubytki suchej masy oraz możliwości biochemicznej degradacji
i utleniania (samozapłonu). Wymienione zjawiska są złożone i zależą m.in. od: rozmiarów
cząsteczek paliwa (trociny, wióry, kloce drewna, trawa), rodzaju materiału (drewno, słoma),
wilgotności, sposobu przechowywania (szopa, wiata, otwarta przestrzeń) i metody wentylacji
(naturalne, wymuszone).
Stosów biomasy nie powinno się zagęszczać, ponieważ może to doprowadzić do
lokalnych koncentracji wilgoci, co w efekcie zwiększa skłonność do samozapłonu.
Dla przykładu w celu wyeliminowania ryzyka utlenienia gromadzonej w sterty kory powinno
ograniczać się ich wysokość do 8 m i czas składowania do 5 miesięcy. Z kolei w przypadku
świeżych zrębków drzewnych, ich temperatura może się podnieść do 60oC w ciągu
pierwszych dni sortowania w stosy, jeśli rozmiary paliwa są mniejsze niż 20 cm.
Przechowywanie, zarówno kory jak i zrębków prowadzi do straty suchej masy w ilości 5%
na miesiąc. Na jej wzrastający ubytek składają się: wysoka wilgotność, wczesny okres
zbiorów i małe rozmiary (duże powierzchnie) cząstek. Środkami zaradczymi są naturalne
wentylowanie stosów przez konwekcję i gromadzenie nierozdrobnionej biomasy, która może
być skuteczniej suszona niż biomasa w formie zrębków.
28
Kolejnym czynnikiem inicjującym tworzenie się ognisk samo ogrzewania jest
niejednorodność struktury stogu, np. różne partie materiału z inną wilgotnością i granulacją.
Dla kontroli omawianego ryzyka realizuje się pomiary temperatury różnych punktów nad stosem,
ponieważ ogniska te tworzą się lokalnie. Mierzy się również emisje gazów: CO2 we wczesnym
oraz CO - w późniejszym etapie samozapłonu, kiedy istnieje już poważna groźba pożaru.
Składowanie biomasy w piętrzących się warstwach powoduje emisje zanieczyszczeń.
Trociny i wióry magazynowane bez zadaszenia emitują pyły, dlatego przechowuje się je
w specjalnych silosach. Konstrukcje te chronią także paliwo przed mineralnymi wtrąceniami,
takimi jak: piasek, ziemia, kamienie. Biomasa, z której wypłukuje się chlor i inne metale
przez deszcz, zanieczyszcza wodę dostającą się do gleby. Woda ściekowa ma wtedy odczyn
kwaśny i może wymagać oczyszczenia.
Urządzeniem transportującym paliwo (w szczególności korę i zrębki drzewne)
w obrębie bunkra paliwowego lub składowiska jest ruchoma podłoga, która wykonuje ruchy
posuwisto-zwrotne (rys. 3.11 i 3.12). System ruchomej podłogi służy do automatycznego
rozładowywania składowisk długoterminowych, ponieważ jest on w stanie przenieść cały
ciężar zalegającej biomasy. Jednakże w celu uzyskania określonej wysokości sterty, paliwo
należy ładować na podłogę od góry. Przenoszenie biomasy może odbywać się także przy
użyciu samobieżnych ładowarek kołowych i obrotowych żurawi. Przyjmuje się maksymalną
wysokość 10 m dla ładownia bunkra o wymiarach 10x25 m, co w rezultacie daje pojemność
2500 m3 magazynowanego paliwa [17].
Rys. 3.11. Ruchoma podłoga dla transportu biomasy wewnątrz bunkra
(opr. wł. na podstawie [17])
29
Rys. 3.12. Ruchoma podłoga dla rozładowywania biomasy ze składowisk długoterminowych
(opr. wł. na podstawie [17])
Natomiast przy magazynowaniu drobnych frakcji paliwa (trociny i wióry) w silosach
wykorzystuje się dla ich przenoszenia pochyłe podajniki ślimakowe (rys. 3.13). Zbiorniki
zamknięte projektuje się do wysokości 40 m i średnicy 15 m. Ze względu na lotne
właściwości drobnych cząsteczek paliwa, istnieje w nich groźba nawisów i lokalnych
wzrostów temperatury. Dlatego stanowią one przestrzeń zagrożoną wybuchem.
Rys. 3.13. Pochyły podajnik ślimakowy dla transportu drobnej biomasy w silosach [17]
Podsumowując, biomasa leśna nadaje się do magazynowania na polu, ponieważ jest
dość dobrze odporna na biodegradację i wilgotność. Aby zapobiec jej zanieczyszczeniu przez
piasek i kamienie, zaleca się budowę składowiska na utwardzonej powierzchni. W przypadku
30
biomasy rolnej, bardziej wrażliwej na utratę suchej masy, wskazane jest jej przechowywanie
w zamkniętym pomieszczeniu, choć powoduje to wzrost kosztów.
3.5. Transportowanie
Transport biomasy do kotła jest związany z zastosowaną techniką spalania.
Przy projektowaniu urządzeń zasilających kocioł w paliwo, bierze się pod uwagę odległość
na jaką ma być transportowana biomasa o określonych właściwościach przy danej
wydajności. Należy także rozważyć dopuszczalne emisje hałasów i stężenia atmosfer
wybuchowych uwalnianych pyłów.
Przy transportowaniu sypkiej biomasy (trociny, pelety, zrębki) na małe odległości
używa się przenośników ślimakowych (rys. 3.14). Ślimak podajnika napędzany jest silnikiem
elektrycznym przez przekładnię o dużym przełożeniu. Obraca się on w zamkniętym kanale,
gdzie na jednym z jego końców znajduje się otwór wlotowy, a na drugim otwór odbioru
biomasy. Przy obu końcach instaluje się często zawieradła odcinające przepływ paliwa.
Urządzenie to jest stosunkowo tanie i ma małe rozmiary. Wymaga jednak napędu o dość
dużej mocy i czystego paliwa bez wtrąceń metalicznych i mineralnych. Nie zaleca się jego
stosowania dla transportu kory.
Rys. 3.14. Przenośnik ślimakowy [17]
Jeśli odległość kotła od zasobnika jest większa, stosuje się przenośniki taśmowe.
Ich prosta konstrukcja składa się z długiej taśmy założonej na kołach pasowych, którą można
dodatkowo obciążać. Dedykuje się je dla drobnej biomasy. Problemy eksploatacyjne
związane są z ograniczeniami kąta nachylenia, zmianami temperatury i emisją kurzu,
osadzającego się na kołach napędowych.
W celu możliwości transportowania paliwa w różnych płaszczyznach (do 90o)
instaluje się przenośniki łańcuchowe. Są elastyczne pod względem przenoszonych rozmiarów
cząstek, które można dowolnie dystrybuować na całej długości łańcucha. Dla uniknięcia
31
emisji pyłów, zabezpiecza się je barierami. Przenośniki te są stosunkowo energochłonne oraz
pracują z małymi prędkościami, więc i niewielkimi obciążeniami. Prawidłowa eksploatacja
wymaga okresowej konserwacji łańcucha.
Tłoki hydrauliczne służą do podawania biomasy w formie balotów i w kawałkach do
kotłów rusztowych (rys. 3.15). Mogą pracować z różnymi rozmiarami cząsteczek
i mieszaniną paliw.
Rys. 3.15 Tłok hydrauliczny w instalacji z paleniskiem cygarowym (opr. wł. na podstawie [17])
Dla przemieszczania najdrobniejszych frakcji biomasy zasilających palniki pyłowe
wykorzystuje się przenośniki pneumatyczne. Układy wysokociśnieniowe pozwalają na
osiąganie prędkości pyłu do 40 m/s, którego droga może mieć różne kształty. Zasada
działania polega na sprężaniu przefiltrowanego powietrza w kompresorze, które
pod ciśnieniem transportuje pyłoprzewodami cząsteczki biomasy do zbiornika.
Przenośniki kubełkowe umożliwiają, zarówno pochyły jak i pionowy transport
biomasy o małych i średnich rozmiarach. Pracują z maksymalną wysokością podnoszenia do
40 m i wydajnością do 400 t/h. Paliwo nie tworzy ciągłego strumienia, lecz jest przenoszone
w specjalnych koszykach (kubełkach). Emisje pyłów pojawiają się, gdy kubełki są
podnoszone z dużymi prędkościami.
W tab. 3.3 podsumowano systemy podawania różnych rodzajów paliwa i preferowane
dla nich technologie spalania.
32
Tabela 3.3. Urządzenia zaopatrujące kocioł w paliwo i techniki spalania (opr. wł. na podstawie [17])
Rodzaj paliwa Maksymalny
rozmiar cząstek
Dedykowany system
podawania
Dedykowane
technologie spalania
Trociny <5 mm bezpośrednie wdmuchiwanie,
przenośniki pneumatyczne
paleniska cyklonowe,
CFBC
Wióry <50 mm przenośniki ślimakowe
i taśmowe
ruszty podsuwowe,
paleniska rusztowe,
BFBC, CFBC
Zrębki <100 mm przenośniki łańcuchowe,
tłoki hydrauliczne
paleniska rusztowe,
BFBC
Materiał
w kawałkach <500 mm
kształtowniki poślizgowe,
przenośniki łańcuchowe
paleniska rusztowe,
BFBC
Rozdrobnione
baloty <50 mm
rozdrabniacz z przenośnikiem
pneumatycznym, ślimakowym
lub taśmowym
paleniska cyklonowe,
paleniska rusztowe,
BFBC, CFBC
Baloty, plastry
z balotów całe baloty
dźwigi i suwnice,
tłoki hydrauliczne
paleniska rusztowe,
paleniska cygarowe
Pelety <30 mm przenośniki ślimakowe
i taśmowe
ruszty podsuwowe,
paleniska rusztowe,
BFBC, CFBC
Brykiety <120 mm kształtowniki poślizgowe,
przenośniki łańcuchowe
paleniska rusztowe,
BFBC
BFBC (Bubbling Fluidized Bed Combustion) - palenisko fluidalne z warstwą pęcherzykową,
CFBC (Circulating Fluidized Bed Combustion) - palenisko fluidalne z warstwą cyrkulacyjną.
Na rys. 3.15 pokazano przykładową instalację przygotowania słomy do spalania
w kotle pyłowym w bloku duńskiej elektrowni w Studstrup o mocy 150 MWe.
Rys. 3.15. Schemat instalacji przygotowania słomy do spalania w kotle pyłowym w bloku elektrowni
w Studstrup o mocy 150 MWe (opr. wł. na podstawie [17])
33
4. SPALANIE BIOMASY
4.1. Proces spalania
Przebieg procesu spalania jest złożony z wielu zjawisk fizycznych i reakcji
chemicznych oraz zależy od właściwości paliwa i wybranej techniki konwersji termicznej.
Zasadniczo dzieli się go na kilka cykli: suszenie, pirolizę, zgazowanie i spalenie. Na rys. 4.1
pokazano ilościowy tok dla spalania małej cząsteczki paliwa. W przypadku większych
rozmiarów biomasy, np. kloce drewna poszczególne fazy spalania mogą nie posiadać
widocznej granicy i wzajemnie się nakładać. W energetycznym wykorzystaniu w procesie
spalania dominuje biomasa drzewna o budowie lignino-celulozy, dlatego opis zjawisk
zachodzących w komorze przedstawiono dla tego rodzaju paliwa.
Rys. 4.1. Proces spalania małej cząsteczki biomasy (opr. wł. na podstawie [17])
W pierwszej kolejności drewno nagrzewa się i suszy, praktycznie bez chemicznego
reagowania. Wilgoć odparowuje w niskich temperaturach (<100oC). Proces odparowania
odbywa się kosztem ciepła spalania, więc powoduje straty energii w komorze spalania,
obniżając w niej temperaturę. Im drewno zawiera więcej wody, tym większa jest jego
przewodność cieplna i mniejsza wartość opałowa. Poza tym biomasa z dużą zawartością
wody wydłuża konieczny czas przebywania cząstki paliwa w palenisku i może powodować
wzrost emisji jako rezultat niecałkowitego spalania. Zakłada się maksymalną wartość wilgoci
wynoszącą 60% poniżej której spalanie zachodzi autotermicznie (samorzutnie),
tj. bez doprowadzania dodatkowej energii z zewnątrz.
Dalej cząsteczka paliwa ulega degradacji termicznej powyżej temperatury 220oC
z wydzieleniem części lotnych, popiołu, substancji oleistych i karbonizatu (wysoko uwęglona
34
frakcja mineralna) o znacznej wartości opałowej. Najszybciej rozkłada się hemiceluloza
(>220oC) i celuloza (>320
oC), które wydzielają więcej produktów lotnych, a następnie lignina
w postaci większej pozostałości koksowej. Na intensywność wydzielania się części lotnych
mają wpływ atmosfera, temperatura i stopień uwęglenia. Przy większej zawartości węgla
w paliwie, ilość części lotnych maleje (pozostaje więcej karbonizatu), a przy swobodnym
dopływie tlenu i wysokiej temperaturze - rośnie. Dlatego biomasa, która charakteryzuje się
dużą zawartością produktów lotnych (2,5 krotnie większą niż dla węgla) wymaga
doprowadzenia dodatkowych ilości powietrza w celu zupełnego (bezdymnego) spalenia.
Do gazowych produktów termicznego rozkładu węgla należą głównie: CO, CO2, CH4 i H2,
zaś ciekłymi składnikami są: H2O, CH3OH i smoła. W tym procesie wyróżnia się dwie fazy:
pirolizę w warunkach praktycznie beztlenowych (jedynie tlen zawarty w przekształcanym
termicznie paliwie) i zgazowanie w atmosferze ubogiej w tlen.
Właściwa temperatura spalania części lotnych z rozkładu drewna jest ok. 1750oC,
ale wilgotność paliwa znacznie ją obniża. Najwięcej energii (60 - 70% wartości opałowej
drewna) pochodzi z rozkładu produktów gazowych, którego szybkość determinuje przede
wszystkim zawartość wody. Zmienne wartości dotyczą ilości popiołu i sadzy powstającej
w tej fazie. Dla czystego drewna, które zawiera ok. 0,5% popiołu w suchej masie, udziały te
są niższe. Z kolei dla słomy (ok. 12% popiołu w suchej masie) emisje pyłów rosną.
Źródło tych zanieczyszczeń to głównie pierwiastki mineralne: Si, Ca, Mg, K, Na i P, które
dostały się do paliwa roślinnego podczas zbiorów lub transportu.
Strefa utleniania części lotnych jest znacznie rozciągnięta ze względu na duże
zawartości pary wodnej i tlenu. Temperatura spalania węgla drzewnego jest dość niska
(800 - 1000oC). Wynika ona z dużej reaktywności i porowatości paliwa, które odpowiadają
za zapłon części lotnych już w temperaturze 200 - 250oC. Jednakże dopalenie małych
(<100 μm) cząsteczek pozostałości koksowej wymaga bardzo wysokiej temperatury
płomienia 1200 - 1700oC. Na rysunkach poniżej przedstawiono zależności adiabatycznej
temperatury spalania od wilgotności (4.2) i nadmiaru powietrza (4.3) dla ciągłego procesu
spalania biomasy.
35
Rys. 4.2. Adiabatyczna temperatura spalania w funkcji wilgotności i nadmiaru powietrza dla ciągłego
procesu spalania paliwa (opr. wł. na podstawie [17]) skład paliwa: 50% s. m. węgla, 6% s. m. wodoru i 44% s. m. tlenu.
Rys. 4.3. Adiabatyczna temperatura spalania w funkcji nadmiaru i temperatury powietrza dla
ciągłego procesu spalania paliwa (opr. wł. na podstawie [17]) skład paliwa jak przy rys. 4.2.
W tab. 4.1 podsumowano cechy fizyczne i chemiczne paliw roślinnych oraz ich
wpływ na proces spalania.
36
Tabela 4.1. Cechy fizyczne i chemiczne paliw roślinnych oraz ich najważniejsze skutki na proces
spalania (opr. wł. na podstawie [17])
Cechy Skutki
Właściwości fizyczne
Wilgotność trwałość magazynowa, strata suchej masy, wartość opałowa,
samozapłon, projektowanie instalacji
Ciepło spalania,
wartość opałowa wykorzystanie paliwa, projektowanie instalacji
Części lotne przebieg rozkładu termicznego
Zawartość popiołu emisje pyłu, przetwarzania i zagospodarowanie popiołu,
technologia spalania
Topliwość popiołu bezpieczeństwo eksploatacji, technologia spalania,
automatyka sterowania, tworzenie się twardych frakcji
Pleśnie i grzyby ryzyko dla zdrowia
Gęstość nasypowa logistyka paliwa (magazynowanie, transportowanie, obsługa)
Gęstość ziaren przewodność cieplna, rozkład termiczny (piroliza)
Rozmiar, forma,
skład ziarnowy
podnoszenie i przenoszenie, technologia spalania,
mostkowanie (nawisy), bezpieczeństwo eksploatacji
Rozdrobnienie,
zagęszczenie przestrzeń magazynowa, straty transportowe, powstawanie pyłu
Odporność na ścieranie zmiany jakości, segregacja, drobne elementy
Właściwości chemiczne
Węgiel C ciepło spalania
Wodór H ciepło spalania, wartość opałowa
Tlen O ciepło spalania
Chlor Cl kwas solny, emisje PCDD/F, korozja,
obniżenie temperatury mięknięcia popiołu
Azot N emisje tlenków azotu i podtlenku azotu
Siarka S emisje tlenków siarki, korozja
Fluor F emisje fluorowodorów, korozja
Potas K
korozja (wymienniki ciepła, przegrzewacze),
obniżenie temperatury mięknięcia popiołu, tworzenie aerozoli,
unieszkodliwianie popiołu (zakłady nawozowe)
Sód Na korozja (wymienniki ciepła, przegrzewacze),
obniżenie temperatury mięknięcia popiołu, tworzenie aerozoli
Magnez Mg obniżenie temperatury mięknięcia popiołu,
unieszkodliwianie popiołu (zakłady nawozowe)
Wapń Ca obniżenie temperatury mięknięcia popiołu,
unieszkodliwianie popiołu (zakłady nawozowe)
Fosfor F unieszkodliwianie popiołu (zakłady nawozowe)
Metale ciężkie emisje, unieszkodliwianie popiołu, tworzenie aerozoli
PCDD/F (polychlorinated dibenzo-p-dioxin/polychlorinated dibenzofuran) - polichlorowane dibenzo-dioksyny/dibenzofurany.
4.2. Instalacje spalające
Instalacje do spalania biomasy powinny być projektowane i eksploatowane w oparciu
o najbardziej efektywną i ekonomicznie uzasadnioną technikę. W ogólnym znaczeniu
rozumie się przez to dążenie do osiągania wysokiego stopnia ochrony środowiska przy
niezawodnej pracy kotła. Z eksploatacyjnego punktu widzenia oznacza to [18, 19]:
całkowite i zupełne spalenie biomasy,
37
uzyskanie żużla bez zawartości substancji toksycznych rozpuszczalnych w wodzie,
dotrzymanie standardów emisyjnych przez właściwy dobór metod redukujących poziomy
zanieczyszczeń w spalinach,
energetyczne wykorzystanie ciepła odpadowego spalin (np. w procesie suszenia biomasy),
bezawaryjną i bezpieczną pracę z możliwością przerobu odpadów: żużli i popiołu.
Spełnienie powyższych wymogów wymaga stosownej konstrukcji palenisk oraz sprawdzonej
techniki prowadzenia procesu spalania z możliwością automatycznej regulacji i wdrożenia
systemów kontrolno-pomiarowych. Ważnymi parametrami komory paleniskowej w przypadku
objętościowego spalania biomasy, są m.in. optymalna temperatura oraz odpowiedni nadmiar
powietrza w stosunku do ilości i formy paliwa (jak najbardziej jednorodnej). Ponadto kotły
spalające biomasę powinno projektować się z dwoma wydzielonymi przestrzeniami:
odgazowania i zupełnego spalenia lotnych produktów rozkładu paliwa.
Biomasę spala się, podobnie jak węgiel, w kotłach z paleniskami: rusztowymi,
fluidalnymi i pyłowymi. Jednakże ze względu na właściwości fizykochemiczne biomasy,
kocioł taki będzie znacznie większy i droższy niż kocioł na węgiel kamienny (o zbliżonych
wydajnościach). Ze względu na moc, dzieli się je na:
kotły małej mocy - do 150 kWt,
kotły średniej mocy - od 150 do 1000 kWt,
kotły dużej mocy - od 1 do 10 MWt,
kotły bardzo dużej mocy - powyżej 10 MWt.
Inny podział może dotyczyć celu zastosowania kotła. Wyróżnia się wtedy kotły
w wykorzystaniu domowym (komunalnym) i kotły w użyciu przemysłowym [17]. Za wartość
mocy granicznej przyjmuje się umownie 150 kWt.
Kotły małej mocy do zastosowań domowych służą do podgrzewania wody użytkowej
(ciepła woda użytkowa - cwu) lub sieciowej (centralne ogrzewanie - co), więc nie odgrywają
roli w układach kogeneracyjnych. Ich prezentacja ma jedynie na celu pokazanie dostępnych
metod spalania.
4.2.1. Kotły domowe małej mocy
Spalanie biomasy w kotłach małej mocy do użytku domowego odbywa się na stałym
ruszcie w warstwie stacjonarnej lub w retorcie. Kryterium klasyfikacyjnym kotłów jest
sposób doprowadzania paliwa względem przepływu powietrza: pierwotnego niezbędnego do
zgazowania części stałych biomasy i wtórnego dopalającego gaz drzewny.
38
Kotły z górnym spalaniem z powietrzem doprowadzonym pod ruszt
W tego typu kotłach paliwo jest dostarczane od góry, zaś powietrze przepływa przez
wszystkie warstwy złoża (rys. 4.4). Spalanie ma więc miejsce w całej objętości załadowanego
paliwa w praktycznie tym samym czasie. Wadą tych kotłów są duże straty niezupełnego
spalania i emisje, w szczególności przy pracy z niepełnym obciążeniem. Wynika to z braków:
drugiej komory dopalającej części lotne biomasy i rozdziału powietrza na pierwotne i wtórne.
Dlatego nie zaleca się ich stosowania do spalania biomasy.
Rys. 4.4. Kocioł z górnym spalaniem (opr. wł. na podstawie [17])
Kotły z dolnym spalaniem
W tym rozwiązaniu konstrukcyjnym zgazowanie i częściowe spalanie ma miejsce
w dolnej warstwie wsadu paliwowego, natomiast ostateczne spalanie zachodzi w komorze
dopalającej gaz (rys. 4.5). Powietrze pierwotne dystrybuowane jest pod ruszt, a wtórne do
kanału spalinowego u wylotu produktów lotnych z komory spalania. Początek komory
dopalającej wymaga zabezpieczenia materiałami ogniotrwałymi (np. cegła szamotowa)
z powodu wysokich temperatur płomienia (do 1000oC). Spaliny z dużą zawartością palnego
gazu omywają zewnętrzne ściany płaszcza wodnego, do którego konwekcyjnie oddają ciepło.
Kręta konstrukcja kanału spalinowego pozwala na dobre wymieszanie się powietrza wtórnego
i gazu, co umożliwia zupełne spalenie paliwa. Wypalające się złoże opada niżej w kierunku
rusztu, pod którym znajduje się pojemnik na popiół. Zaletami kotłów z górnym spalaniem są
mniejsze emisje i większa stabilność procesu spalania. Nadają się one do spalania drewna
39
kawałkowego i zrębków, lecz nie są odpowiednie dla biomasy o drobnych rozmiarach
cząsteczek i dużej gęstości, np. peletów.
Rys. 4.5. Kocioł z dolnym spalaniem (opr. wł. na podstawie [17])
Do kotłów z dolnym spalaniem zalicza się kotły zgazowujące (rys. 4.6). Ich zasada
pracy polega na przepływie powietrza pierwotnego od dołu złoża, powodującego zgazowanie
dolnych części. Uwolniona energia w postaci ciepła zużywana jest na osuszenie i podgrzanie
górnych warstw drewna. W efekcie komora załadowcza w jej dolnej części staje się komorą
zgazowującą, a wydzielające się części lotne przedostają się niżej przez specjalne otwory
(dysze) w materiale ceramicznym do komory spalania. Powietrze wtórne dostarcza się do
komory przez tę samą dyszę lub przez otwory w ścianach. W jej wnętrzu panuje wysoka
temperatura (ponad 1200oC), która przy wydłużonym czasie przebywania gazu drzewnego
ułatwia całkowite i zupełne spalenie paliwa. Spaliny następnie ochładzają się przy przepływie
w rurkach wymiennika płomieniówkowego i podgrzewają wodę. Nowoczesność kotła
zgazowującego polega na wyeliminowaniu rusztu i zastosowaniu wentylatora wyciągowego
spalin, który wymusza zarazem przepływ powietrza. Kotły te osiągają wysokie sprawności
powyżej 90%, jednak wymagają dla prawidłowego procesu spalania całkowicie wypełnionej
komory załadowczej i pracy przy maksymalnej (znamionowej) wydajności. Dlatego powinny
być one połączone ze zbiornikiem wodnym magazynującym ciepło (akumulator).
40
Rys. 4.6. Kocioł zgazowujący z przepływem powietrza wymuszonym przez wentylator spalin
(opr. wł. na podstawie [17])
Kotły z górnym spalaniem z powietrzem doprowadzonym do górnej warstwy paliwa
Kotły te nie posiadają rusztu, a paliwo ulega zgazowaniu tylko w górnej warstwie
z pominięciem pozostałych. Są przeznaczone do spalania biomasy o drobnej budowie
(peletów, trocin, wiórów, ziaren zbóż). Wśród tych kotłów można wyróżnić kotły z palnikami
retortowymi (rys. 4.7).
Podział tych palników wynika z kierunku palącego się płomienia i może być poziomy
lub pionowy. Palnik retortowy składa się najczęściej z podajnika ślimakowego, który
transportuje biomasę do otworu w dnie żeliwnej retorty. Ma ona zwykle kształt lejowatej
misy złożonej z bocznych otworów dystrybuujących powietrze, które dostarcza się
oddzielnym kanałem. Na końcu palnika powietrze rozdziela się na pierwotne i wtórne.
Palnik posiada także automatyczny zapalnik, umiejscowiony tuż przed retortą z bezpośrednim
doprowadzeniem powietrza rozpałkowego.
Zaletą kotłów z palnikami retortowymi jest możliwość pracy w szerokim zakresie
zmian obciążenia (20 - 100%). Ponadto można je łatwo zautomatyzować w celu regulacji
procesu spalania i wymiany ciepła w wymienniku typu spaliny-woda. Reguluje się: prędkość
obrotową podajnika w zależności od zapotrzebowania na ciepło i strumienie powietrza dla
zmiany temperatury spalin i współczynnika nadmiaru powietrza (λ = 1,4 - 1,6). Montuje się:
41
sondę lambda w kanale spalinowym dla pomiaru zawartości tlenu i termometry na wyjściu
wody gorącej z kotła i na powrocie zimnej. Ważną cechą spalanej biomasy powinna być jej
wysoka temperatura mięknięcia popiołu (powyżej 1000oC), aby ograniczyć powstawanie
osadu w palniku.
Rys. 4.7. Kocioł z palnikiem retortowym (opr. wł. na podstawie [31])
4.2.2. Kotły przemysłowe średniej i dużej mocy
Kotły rusztowe
Proces spalania rozdrobnionej biomasy w kotłach przemysłowych średniej i dużej
mocy ma miejsce na ruchomym ruszcie, którego część elementów wykonuje ruchy
posuwisto-zwrotne (rys. 4.8). Paleniska rusztowe umożliwiają spalanie różnych rozmiarów
cząsteczek biomasy o dużych zawartościach wilgoci i popiołu. Dla paliwa o wilgotności
20 - 25% stosuje się kotły z rusztami poziomymi, natomiast przy większych wartościach
(40 - 60%) zastosowanie znajdują kotły wyposażone w ruszty schodkowe z różnymi kątami
nachylenia (rys. 4.9). Drobnoziarnistą biomasę spala się na rusztach wibracyjnych.
42
Rys. 4.8. Ruszt posuwisto-schodkowy [35]
Rys. 4.9. Kocioł z rusztem posuwisto-schodkowym [32]
Praca rusztu ruchomego polega na wykonywaniu rewersyjnych ruchów przez część
rusztowin z różnymi prędkościami. Pozwala to na przepychanie biomasy wzdłuż rusztu
z jednoczesnym wymieszaniem i przesypaniem cząsteczek paliwa, co zapewnia jednakową
dystrybucję powietrza pierwotnego na całej długości. Powietrze dostarcza się pod ruszt, które
następnie omywa spalane frakcje wsadu przedostając się przez małe kanały rozdzielające
wąskie rusztowiny. Ruchome elementy wykonuje się z żaroodpornej stali stopowej i chłodzi
się przepływem powietrza pierwotnego. Ma to miejsce wtedy, gdy spala się wilgotną biomasę
roślinną (świeże zrębki, trociny, kora). Natomiast w przypadku spalania suchej biomasy
43
o małej zawartości popiołu i niskiej temperaturze spiekania, ruszt dodatkowo ochładza się
wodą z powodu jego wyższych temperatur od promieniowania komory spalania.
Popiół odbiera się spod rusztu w suchej lub mokrej formie z odpopielaniem mechanicznym
lub hydraulicznym.
Ruch posuwisto-zwrotny elementów rusztu jest wymuszany przez siłownik
hydrauliczny lub silnik elektryczny z zamianą ruchu obrotowego na rewersyjny poprzez
mechanizm korbowy. Regulacja procesu spalania dotyczy zmiany częstości ruchów
rusztowin. W celu przeciwdziałania nagłemu wzrostowi warstwy paliwa na ruszcie, montuje
się nad poszczególnymi sekcjami czujniki promieniowania podczerwonego, co umożliwia
skuteczne prowadzenie procesu spalania.
W rusztach poziomych pozycja rusztu wynika z ukośnego położenia rusztowin. Takie
ułożenie hamuje niekontrolowane przesypy paliwa, co prowadzi do bardziej jednorodnego
rozkładu paliwa na ruszcie z mniejszą wysokością złoża.
Dla spalania rozdrobnionej biomasy z tendencją do żużlowania (drewno odpadowe,
słoma) stosuje się ruszty, których części rusztowin wykonują w krótkich odstępach czasu
ruchy wibracyjne dla ograniczenia spiekania się większych cząstek. Jednakże w tym
przypadku zwiększa się strata niezupełnego spalania i emisja pyłu z powodu cyklicznych
zakłóceń w pracy rusztu. Na rys. 4.10 przedstawiono fragment kotła z rusztem wibracyjnym
chłodzonym wodą.
Rys. 4.10. Fragment kotła z rusztem wibracyjnym chłodzonym wodą [39]
44
Skuteczna realizacja procesu spalania w kotłach rusztowych związana jest z zupełnym
spaleniem (dopaleniem) części lotnych uwolnionych z biomasy nad rusztem. Jednakże
ze względu na dość dużą przestrzeń komory spalania, trudno jest doprowadzić odpowiednią
ilość powietrza dla dobrego wymieszania z gazem. Dlatego projektuje się takie kształty
komory z której opuszczające ją spaliny, z dużą ilością produktów lotnych muszą
przyspieszać w specjalnym przewężeniu. W tym miejscu instaluje się dysze powietrza
wtórnego z których dozuje się duży strumień gazu (tlenu). Prowadzi to do zawirowania
niedopalonych części lotnych z powietrzem oraz ich zupełnego i całkowitego spalenia
w atmosferze gorących spalin. Zaletą tego rozwiązania jest możliwość
podstechiometrycznego i strefowego doprowadzania powietrza pierwotnego, co pozwala na
dokładną kontrolę procesu spalania przy różnych obciążeniach i ograniczenie emisji tlenków
azotu. Ponadto ściany komory wykłada się materiałem ceramicznym, którego duża pojemność
i bezwładność cieplna optymalizują temperaturę spalania niezależnie od chwilowej ilości
i wilgotności wydzielonych części lotnych.
Wyróżnia się trzy metody odprowadzania spalin z komory spalania przez przewężenie
w ceramicznej przegrodzie do komory dopalania gazu (rys. 4.11).
Rys. 4.11. Klasyfikacja różnych systemów rusztowych: a) przeciwprądowy, b) współprądowy,
c) mieszany (opr. wł. na podstawie [17])
Przepływ przeciwprądowy jest najbardziej odpowiedni dla paliw wilgotnych o małej
wartości opałowej (wilgotne zrębki, mokra kora). Polega on na odprowadzaniu gorących
spalin w pobliżu wlotu świeżej biomasy nad strefą suszenia, co dodatkowo wzmaga proces
odparowywania wilgoci w wyniku konwekcji (odgazowanie części lotnych paliwa następuje
głównie przez promieniowanie w komorze). Kierunki przepływów spalin i paliwa są w dużej
części przeciwne. Spaliny chłoną wilgoć z biomasy, więc mają tendencje do tworzenia
niejednorodnych struktur. Dlatego wymaga się ich dobrego wymieszania dla ograniczania
formowania się strug o niejednolitym składzie z zawartością palnych gazów.
45
Przepływ współprądowy stosuje się natomiast przy spalaniu biomasy suchej
(rozdrobniona słoma, drewno odpadowe) lub w systemach z podgrzewem powietrza
pierwotnego. W tym przypadku wylot spalin z komory zgazowania ma miejsce w końcu
rusztu w strefie spalania części stałych paliwa. Zarówno kierunek przepływu spalin jak
i cząsteczek na ruszcie są zgodne. W rezultacie, uwolnione gazy z rozkładu termicznego
paliwa przebywają dłużej w strefie wysokich temperatur, co ułatwia ich całkowite dopalenie
i redukcję emisji tlenków azotu. Ważną rolę spełnia tutaj konstrukcja paleniska i rozdział
strumieni powietrza, tak aby unoszące się spaliny nie porywały z powierzchni rusztu
drobnych cząsteczek popiołu i paliwa.
Z kolei przepływ mieszany stanowi kombinację dwóch wcześniejszych. Spaliny wydostają
się z komory nad strefą odgazowania paliwa. Dla zintensyfikowania mieszania się palnych gazów
i powietrza wtórnego, często realizuje się nawrót gorących spalin. Jednakże recyrkulacja gazów
zwiększa ich objętość i stwarza niebezpieczeństwo żużlowania kanałów wylotowych.
Wspomniane wymienniki płomieniówkowe w kotłach domowych znajdują także
zastosowanie w rozwiązaniach przemysłowych. W jednostkach o małej mocy cienkościenne
rurki (płomieniówki) wymiennika są w układzie pionowym, zaś w kotłach o dużej mocy
zabudowuje się je w poziomie (rys. 4.12), z wykorzystaniem recyrkulacji spalin.
Rys. 4.12. Schemat kotła o dużej mocy (opr. wł. na podstawie [17])
46
W kotłach o średniej i dużej mocy przeznaczonych do skojarzonego wytwarzania
elektryczności i ciepła, oprócz wymiennika podgrzewającego wodę, instaluje się parownik
i przegrzewacze pary (rys. 4.13). Swoją budową są podobne do węglowych kotłów walczakowych,
które wytwarzają wysokociśnieniową, przegrzaną parę wodną zasilającą turbinę parową.
Rys. 4.13. Kocioł rusztowy z instalacją oczyszczania spalin (opr. wł. na podstawie [23])
Kotły tego typu są wyposażone w urządzenia odpylające spaliny: multicyklony, ale
również elektrofiltry oraz filtry workowe. Są to instalacje osiągające w kogeneracji moc
elektryczną do 10 - 15 MWe.
Kotły fluidalne
Technologia fluidyzacji, podobnie jak dla palenisk rusztowych, polega na dostarczaniu
powietrza do paliwa (biomasy) w złożu od dołu (rys. 4.14). Na płycie rusztowej znajduje się
rozdrobniona biomasa (<5%) i tzw. materiał inertny (krzemionka, piasek, popiół, >95%).
Proces fluidyzacji polega na wynoszeniu i ekspansji złoża w temperaturze 750 - 950oC
pod wpływem strumienia przepływu powietrza z prędkością krytyczną fluidyzacji (ok. 2,5 m/s)
[13]. W pierwszej kolejności cząsteczki paliwa odgazowują w złożu w czasie 4 - 5 s tworząc
pęcherze. Proces spalania części lotnych trwa poniżej 30 s i odbywa się nad złożem.
47
Rys. 4.14. Kotły fluidalne: a) bąbelkowy BFBC, b) cyrkulacyjny CFBC (opr. wł. na podstawie [17]) BFBC (Bubbling Fluidized Bed Combustion) - palenisko fluidalne z warstwą pęcherzykową,
CFBC (Circulating Fluidized Bed Combustion) - palenisko fluidalne z warstwą cyrkulacyjną.
Z powodu wysokich kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych spalanie fluidalne
jest stosowane w kotłach o bardzo dużej mocy >20 MWt. Jednakże w ostatnich latach
pojawiły się kotły o średniej i dużej mocy z niskotemperaturowym, forsowanym złożem
fluidalnym [27]. Nadają się one do spalania węgli, ale także i biomasy roślinnej. Ich zasada
działania zbliżona jest do pracy kotłów CFBC, gdzie proces spalania jest prowadzony w całej
objętości komory paleniskowej w temperaturze 800 - 1000oC. Umożliwia to całkowite
i zupełne dopalenie części lotnych oraz drobnych frakcji paliwa poniżej 1%. Z drugiej strony
kotły te pracują w warstwie stacjonarnej (podobnie jak kotły BFBC) z dużą prędkością
cyrkulacji (3 -10 m/s), co wzmacnia zjawisko płynięcia złoża i ogranicza spiekanie się żużli.
Wymienione cechy pozwalają na efektywniejsze wykorzystanie powierzchni ogrzewalnych
komory paleniskowej, więc eliminuje się w niej konieczność zabudowy wewnętrznych
wymienników ciepła. Ponadto zapewniają one możliwość pracy w szerokim zakresie
obciążeń i spalania paliwa o granulacji <50 mm z dużą obciążalnością cieplną rusztu
(do 15 MW/m2) i niskimi emisjami.
Cechą charakterystyczną procesu spalania w kotłach z forsowanym złożem fluidalnym
jest podstechiometryczne (λ = 0,3 - 0,7) dostarczanie pod złoże powietrza pierwotnego.
W tym przypadku o efektywności procesu decyduje jakość dopalenia produktów spalania.
Odbywa się ono nad złożem na kilku poziomach, gdzie dystrybuuje się duże ilości powietrza
wtórnego (70% całkowitego powietrza) z wytworzeniem wiru. Jednakże może to powodować
dość duże straty wylotowe (kominowe) i utratę materiału inertnego z komory.
Na rys. 4.15 przedstawiono przykłady kotłów parowych fluidalnych o parametrach
pary: 2,4 MPa/425oC/25 t/h i mocy cieplnej do 20 MWt [27].
48
Rys. 4.15. Kotły parowe z niskotemperaturowym, forsowanym złożem fluidalnym [27]
W nowoczesnych konstrukcjach kotłów, dla osiągania maksymalnych sprawności
procesu spalania, stosuje się wymienniki odzyskujące ciepło skraplania wilgoci w spalinach
[17]. Wykorzystuje się je np. w procesie suszenia biomasy lub do podgrzewania wody
sieciowej. Wymienniki te instaluje się w kanale wylotowym spalin między kominem,
a wentylatorem wyciągowym. Budowane są jako trójstopniowe. W pierwszych dwóch
stopniach zimna woda powracająca z sieci cieplnej wstępnie się podgrzewa, ochładzając
spaliny do temperatury powyżej temperatury punktu rosy i wykraplając z nich wilgoć.
Im temperatura ta jest wyższa, tym para skrapla się przy także wyższej temperaturze,
co zwiększa sprawność wymiennika (w tym odpylania). Dlatego dąży się do obniżania
zawartości tlenu w spalinach, ograniczając nadmiar powietrza w komorze lub wykorzystując
recyrkulację spalin. W trzecim stopniu następuje wymiana ciepła między powietrzem
(zassanym z zewnątrz), a częściowo wilgotnymi spalinami. Podgrzane powietrze jest
przeznaczone do spalania lub wymieszania ze spalinami, co zmniejsza ich wilgotność
i przeciwdziała wykropleniu wody na ścianach metalowych kanału kominowego zapobiegając
intensywnej korozji.
49
5. KOGENERACJA MAŁEJ MOCY
Efektywność pracy układów CHP określa się przez sprawności, które definiuje się
następująco:
sprawność elektryczna brutto (dalej określana ogólnie jako sprawność elektryczna ηel):
(5.1)
gdzie: Pe – moc elektryczna generatora [kWe];
QBIO – strumień energii w spalanej biomasie [kWt].
sprawność elektryczna netto:
(5.2)
gdzie: Ppw – moc elektryczna potrzeb własnych [kWe].
sprawność termiczna (cieplna):
(5.3)
gdzie: QSC – ciepło użyteczne w sieci ciepłowniczej [kWt].
sprawność energetyczna brutto:
(5.4)
sprawność energetyczna netto:
(5.5)
Dla oceny ekonomicznej zużycia paliwa wyznacza się wskaźnik cieplno-elektryczny
elektrociepłowni, definiowany za pomocą wzoru:
(5.6)
gdzie: Ap – energia elektryczna wyprodukowana przez strumień pary w określonym czasie [kWh],
Qp – ciepło odprowadzone z silnika cieplnego do odbiorników w tym samym czasie [GJ].
Na wartość wskaźnika mają wpływ parametry początkowe pary odbieranej dla celów
grzewczych i zastosowany układ technologiczny. Im większa jest jego wartość, tym mniejsze
jest spalanie paliwa i większa oszczędność. Typowe wartości σ dla elektrociepłowni na
biomasę z turbiną parową o mocy >150 kWe są 30 - 79 kWh/GJ [14].
50
Na rys. 5.1 pokazano wykresy strumieniowe (Sankeya), z których wynika
ekonomiczna opłacalność produkcji energii w skojarzeniu. Przy 100 jednostkach energii
chemicznej w paliwie dla produkcji elektryczności i ciepła w elektrociepłowni o sprawności
ogólnej 87%, trzeba zużyć 159 jednostek tego samego paliwa dla identycznych strumieni
oddawanych energii w wytwarzaniu rozdzielonym o sprawności 54,7%.
Rys. 5.1. Wykresy Sankeya w układach: rozdzielonym i skojarzonym [13]
W układach kogeneracyjnych ciepło pary wylotowej z silnika cieplnego wykorzystuje
się w wymienniku z wodą sieciową, więc można założyć, że ciepło doprowadzone do obiegu
(w kotle) równa się adiabatycznemu spadku entalpii przy rozprężaniu czynnika w silniku
(100% sprawności teoretycznej). Ponadto straty wewnętrzne w silniku, które powodują,
że para rozpręża się politropowo i część ciepła nie jest zamieniana na pracę, nie oznaczają
tracenia tej energii, lecz odbiera się ją w wymienniku ciepłowniczym.
Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w oparciu o realizację procesu
spalania biomasy, może odbywać się w układach z obiegiem otwartym lub zamkniętym.
Obiegi otwarte typowe są dla paliw gazowych i płynnych używanych w silnikach
z wewnętrznym spalaniem lub w turbinach gazowych z zewnętrzną komorą spalania.
Jednakże technologie te są kosztowne i złożone, więc nie przedstawiono ich w pracy.
W rozdziale opisano te silniki cieplne, które pracują w obiegach zamkniętych
z wykorzystaniem ciepła: przegrzanej pary wodnej, przegrzanej pary czynników
organicznych (niskowrzących) lub spalin. Procesy spalania i produkcji energii elektrycznej i
ciepła są w tych układach fizycznie rozdzielone przez transfer ciepła od gazów spalanego
paliwa do czynnika roboczego (wody/oleju termalnego). Pozwala to na pracę silnika
wyłącznie z czystym płynem i jego ochronę przed agresywnymi chemicznie spalinami.
51
5.1. Turbiny parowe w obiegu Rankina
Układy kogeneracyjne z turbiną parową uznaje się za sprawdzoną, wysoce rozwiniętą
technologię. W jednostkach małej mocy stosuje się przede wszystkim turbiny
przeciwprężne/upustowo-przeciwprężne jedno lub kilku stopniowe, promieniowe lub osiowe.
Projektuje się je jako wysokoobrotowe i łączy poprzez przekładnię z generatorem.
Na rysunku 5.2 pokazano turbozespół z turbiną akcyjną przeciwprężną o mocy do 750 kWe.
Rys. 5.2. Turbina przeciwprężna SST-050 firmy Siemens o mocy do 750 kWe [29]
Układ z turbiną przeciwprężną
Rys. 5.3. Elektrociepłownia z turbiną przeciwprężną (opr. wł.)
K – kocioł, T – turbina, G – generator, WC – wymiennik ciepłowniczy, ODG – odgazowywacz,
SC – sieć ciepłownicza, PWZ – pompa wody zasilającej, PSK – pompa skroplin,
PWS – pompa wody sieciowej, SRS – stacja redukcyjno-schładzająca, ZR – zawór regulacyjny.
52
Rys. 5.4. Obieg Rankina dla elektrowni z turbiną kondensacyjną (A) i elektrociepłowni z turbiną
przeciwprężną (B) na wykresie T-s [17]
Układ na rys. 5.3 realizuje obieg Rankina (rys. 5.4), w którym woda pełni rolę
czynnika roboczego. Proces rozpoczyna się od pompowania wody do kotła przez pompę
wody zasilającej, co podnosi jej ciśnienie (linia 1-2). W kotle woda ulega podgrzaniu do
temperatury parowania (linia 2-3), następnie odparowuje (linia 3-4) i w sekcji rur
przegrzewaczy przegrzewa się (linia 4-5). Linia 5-6 oznacza rozprężanie politropowe
(rzeczywiste) pary, zaś linia 5-6’ - izentropowe (idealne). W przypadku obiegu czynnika
w elektrociepłowni (B) linia ekspansji kończy się bliżej krzywej nasycenia, gdzie woda
znajduje się w stanie pary suchej, niż w obiegu w elektrowni kondensacyjnej (A). Wynika to
z charakteru pracy turbiny przeciwprężnej, w której ogranicza się rozprężanie pary dla
podwyższenia końcowego ciśnienia do potrzeb odbiorców ciepła. Oznacza to, że różnica
(spadek) entalpii czynnika w punktach 5 i 6 jest zamieniana na energię elektryczną, natomiast
pozostała część (punkty 6 i 1) może być w całości zużyta do celów grzewczych. Para po
oddaniu ciepła skraplania w wymienniku ciepłowniczym kondensuje (linia 6-1) i skropliny
trafiają do odgazowywacza atmosferycznego, gdzie następuje usunięcie z wody gazów,
głównie tlenu w celu zapobieżenia korozji. Uzdatniona woda jest pompowana przez pompę
wody zasilającej do kotła i obieg się powtarza.
W pracy z turbiną przeciwprężną wytwarzana moc elektryczna ściśle zależy od poboru
pary do celów ciepłowniczych. W jednostkach małej mocy dąży się zazwyczaj do jak
największej mocy cieplnej w sieci ciepłowniczej, więc wytwarzana energia elektryczna ma
drugorzędne znaczenie.
53
Jednym ze sposobów poprawy sprawności elektrycznej obiegu jest podniesienie
parametrów początkowych górnego źródła ciepła (przegrzanej pary wodnej).
Jednakże produkcja pary o wyższej temperaturze i ciśnieniu przez spalanie biomasy może
prowadzić do występowania korozji wysokotemperaturowej przegrzewaczy pary (tab. 4.1).
Dlatego ogranicza się temperaturę pary świeżej do 400 - 450oC.
Turbiny przeciwprężne pracują przy ciśnieniu wylotowym 70 - 400 kPa wymuszonym
przez odbiory ciepła, gdzie na zasilaniu sieci ciepłowniczej panuje temperatura 90 - 140oC.
Układ z turbiną upustowo-przeciwprężną
Rys. 5.5. Elektrociepłownia z turbiną upustowo-przeciwprężną (opr. wł.)
PT – para technologiczna, WS – wymiennik szczytowy, WP – wymiennik podstawowy.
Jeśli turbina jest wielostopniowa (większej mocy), to można zaprojektować w niej
upust/upusty w celu uzyskania pośrednich parametrów pary zgodnie z krzywą ekspansji.
Takie zadanie spełnia turbina upustowo-przeciwprężna, w której parę pobieraną z upustów
wykorzystuje się do celów technologicznych lub zasilania szczytowego wymiennika
ciepłowniczego (rys. 5.5). Rozwiązanie to pozwala na dobranie upustu z określonymi
parametrami pary w zależności od wymagań odbiorców. Upust można także regulować dla
zachowania stałego ciśnienia w zależności od obciążenia turbiny.
54
Omawiane w podrozdziale układy kogeneracyjne o mocy <1 MWe cechują się małą
sprawnością elektryczną (ηel = 8 - 12%), ale ze względu na produkcję ciepła użytkowego -
wysoką sprawnością całkowitą (ηECb ≤ 80%). Instalacja turbiny małej mocy w układzie CHP
związana jest z dość wysokimi kosztami inwestycyjnymi i eksploatacyjnymi, szczególnie
zmiennymi w przypadku spalania różnej jakości biomasy. Jej cechy determinują żywotność
elementów kotła narażonych na wysokie temperatury i produkcję energii, która przy małych
obciążeniach jest nieefektywna. Decydujący wpływ na wybór tego silnika cieplnego ma
charakter obciążenia sieci ciepłowniczej.
5.2. Silniki parowe
5.2.1. Silniki tłokowe
Parowe silniki tłokowe są dostępne w zakresie mocy od 25 kW do 1500 kW, dlatego
stosuje się je w małych jednostkach skojarzonych, jako rozwiązanie alternatywne dla obiegów
z turbiną parową. Dzieli się je ze względu na liczbę cylindrów, na jedno- i wielocylindrowe
(do sześciu cylindrów), w których para może rozprężać się jedno- i wielokrotnie, w zależności
od wartości jej parametrów.
Rys. 5.6. Zasada działania parowego silnika tłokowego jednocylindrowego [14]
Zasada działania silnika tłokowego wielocylindrowego polega na rozprężaniu pary
w kolejnych szeregowo połączonych cylindrach. Efektem wykonanej pracy przez ekspansję
pary jest ruch posuwisto-zwrotny tłoka. Czynnik doprowadza się do cylindra jedno-
lub wielostronnie. W drugim przypadku naprzemiennym wlotem pary do górnej i dolnej
części steruje rozrząd tłokowy (rys. 5.6).
55
Rys. 5.7. Obieg parowodny dla elektrociepłowni z silnikiem tłokowym na wykresie T-s [17]
Obieg parowodny z silnikiem tłokowym jest podobny do układu z turbiną
przeciwprężną (rys. 5.3). Ciśnienie pary na wlocie do cylindra jest między 0,6 - 6 MPa.
Para rozpręża się do ciśnienia końcowego o wartości ok. 3 razy mniejszej od ciśnienia pary
świeżej. W porównaniu z obiegiem Rankina, czynnik w tym procesie znajduje się w obszarze
pary nasyconej: mokrej (o stopniu suchości >0,88) i suchej, nie ulegając przegrzaniu
(rys. 5.7). Poza tym krzywa rozprężania pary (linia 4-5) jest krótka, następuje natychmiastowa
przemiana energii pary w energię mechaniczną pracy tłoka. Silniki wyposaża się
w mechanizm korbowodowy dla zamiany rewersyjnych ruchów tłoków w ruch obrotowy
wału silnika.
Z doświadczeń eksploatacyjnych wynika, że dla zbliżonych parametrów pary
maksymalne sprawności silników są podobne lub nawet nieco większe niż sprawności turbin,
także przy częściowych obciążeniach [17]. Większe sprawności obiegów (do 20%) i moce
otrzymuje się dla silników z wieloma cylindrami. Obieg z parą nasyconą o niskim ciśnieniu
pozwala na zmniejszenie wymiarów i kosztów kotła, ale jednocześnie redukuje osiąganą moc
silnika w porównaniu do pracy z parą suchą.
Prawidłowe działanie silnika wymaga odpowiedniej gospodarki olejowej dla
smarowania tłoków. Problem eksploatacyjny związany jest z właściwym odbiorem zużytego
oleju, który usuwa się ze skroplin na separatorach i filtrach z węglem aktywnym.
Pozostałości środka smarnego w ilości 1 mg/l wody mogą uszkodzić odgazowywacz i rury
parownika kotła. Obecnie na rynku można znaleźć silniki bezolejowe (Spillinga), które
56
eliminują ten problem. Kolejną wadą silników są drgania i hałas przy prędkości obrotowej
750 - 1500 obr/min.
5.2.2. Silniki śrubowe
Kolejną odmianą silnika parowego jest silnik śrubowy (rys. 5.8). Zasada działania
silnika jako maszyny rozprężnej oparta jest na analogicznej metodzie sprężania powietrza
w sprężarce śrubowej. Jego zamkniętą przestrzeń roboczą stanowią dwa wirniki o kształcie
śrubowym i takim ukształtowaniu uzębienia, które pozwala na ich wzajemne przenikanie się
(w kształcie litery V).
Rys. 5.8. Parowy silnik śrubowy (opr. wł. na podstawie [22])
Objętość komory silnika zmienia się cyklicznie i zależy od chwilowego kąta rotacji.
Odpowiednie położenia zębów wirników decydują o otwarciu otworu wlotowego pary
i zamknięciu wylotowego. Następny ruch wirników zmienia pozycję otworów, a para ulega
ekspansji powodując obrót wału napędowego. Na częstotliwość powtarzania się procesu ma
wpływ ilość zębów wału zewnętrznego, sterującego przepływem pary. Podczas rozprężania
czynnika maleje jego energia i rośnie objętość komory. Niewątpliwą zaletą pracy silników
śrubowych jest separacja obiegu czynnika chłodzącego (oleju) łożyska, co pozwala
na zachowanie czystości pary.
57
Rys. 5.9. Elektrociepłownia z parowym silnikiem śrubowym (opr. wł.)
SP – silnik parowy, ZRED – zawór redukcyjny.
Rys. 5.10. Obieg parowodny dla elektrociepłowni z silnikiem śrubowym na wykresie T-s [17]
Silniki śrubowe mogą pracować z czynnikiem roboczym obiegu Rankina w różnym
stanie skupienia (rys. 5.10). Poszczególne krzywe oznaczają rozprężanie: pary przegrzanej
(linia 4-5), pary nasyconej suchej i mokrej (linia 4’-5’), pary mokrej (linia 4”-5”) i gorącej
wody (linia 3-5’’’). Ostatni przypadek pozwala na zastosowanie silników w układach
skojarzonych bez instalowania kotła parowego (możliwość pracy z domowymi kotłami małej
58
mocy). W takich jednostkach uzyskuje się jednak mniejsze sprawności ze względu na niższe
spadki entalpii rozprężanego czynnika termodynamicznego.
Pilotażowa instalacja spalająca biomasę i wykorzystująca parowy silnik śrubowy
istnieje w austriackiej elektrociepłowni w Hartberg o mocy 710 kWe [23]. Pracuje tam kocioł
wodny o mocy termicznej 18 MWt, który produkuje parę o parametrach 225oC/2,6 MPa.
Jest ona częściowo zużywana dla potrzeb pobliskiej firmy mleczarskiej oraz miejskich
odbiorców ciepła w szczycie i dolinie obciążenia. Główna część pary ulega przegrzaniu
w rurach przegrzewaczy zabudowanych w trzecim ciągu kotła. Po ochłodzeniu przez
wtryskiwacze wody chłodzącej do temperatury 255oC, trafia do komór roboczych silnika
parowego: wysoko- i niskoprężnej. Wirniki silnika są połączone z wałem generatora przez
przekładnię transmisyjną. Rozprężona para o parametrach 110oC/150 kPa trafia następnie do
wymiennika ciepłowniczego. Skropliny z wymiennika są tłoczone przez pompę wody
zasilającej do walczaka kotła ulegając wcześniej podgrzaniu od spalin w ostatniej części
kanału wylotowego. Roczna produkcja energii elektrycznej w tej jednostce to 3000 MWh/a
przy ηel = 12,6% (pełne obciążenie). Na rys. 5.11 przedstawiono schemat obiegu
elektrociepłowni w Hartberg.
59
Rys. 5.11. Elektrociepłownia w Hartberg (opr. wł. na podstawie [23])
BIO – biomasa, OP – odprowadzenie popiołu, WS – wylot spalin, W – walczak, EKO – ekonomizer, PP – przegrzewacz, PWZ – pompa wody zasilającej,
ZWZ – zbiornik wody zasilającej, PWCHP – pompa wody chłodzącej parę, ZWCHP – zbiornik wody chłodzącej parę, WP – wysokoprężna część silnika,
NP – niskoprężna część silnika, PT – przekładnia transmisyjna, OC – odbiór ciepła, WC – wymiennik ciepłowniczy.
60
5.3. Turbiny parowe w organicznym obiegu Rankina (ORC)
Organiczny obieg Rankina różni się od klasycznego parowodnego rodzajem
zastosowanego czynnika roboczego i sposobem produkcji jego par. Zamiast wody czynnikiem
termodynamicznym jest związek chemiczny o niskiej temperaturze i ciśnieniu wrzenia,
np. izopentan, izooktan, toluen, siloksan. Węglowodory stosowane w układach ORC cechują się
ciepłem parowania stanowiącym ok. 17% ciepła parowania wody. Zapewnia to stosunkowo
niskie temperatury obiegu (70 - 300oC). W celu uzyskania maksymalnych sprawności obiegu,
zastosowanie znajduje najczęściej toluen - węglowodór aromatyczny o wzorze sumarycznym
C6H5CH3, temperaturze krytycznej 318,6oC i ciśnieniu krytycznym 4,13 MPa. Wśród związków
przedstawionych na rys. 5.12, odznacza się on największymi temperaturami kondensacji
i parowania, co pozwala na pracę układu z najwyższą górną temperaturą obiegu.
Rys. 5.12. Temperatura parowania różnych czynników organicznych w funkcji ich temperatury
kondensacji dla rozprężania w turbinach promieniowych (opr. wł. na podstawie [8]) WHR (Waste Heat Recovery) – odzysk ciepła odpadowego, R134a – 1,1,1,2-Tetrafluoroetan,
R245fa – 1,1,1,3,3-Pentafluoropropan, HFE7000 – 1,1,1,2,2,3,3-Heptafluoro-3-metylopropan,
R123 – 1,1-Dichloro-2,2-trifluoroetan, OMTS – siloksan.
Z rys. 5.12 wynika, że dla układów ORC, w których źródłem ciepła jest kocioł
opalany biomasą, chłodzony olejem termalnym o temperaturze wrzenia <320oC,
najdogodniejszymi czynnikami termodynamicznymi są: toluen i OMTS.
61
Rys. 5.13. Elektrociepłownia z turbiną parową w organicznym obiegu Rankina (opr. wł.) K – kocioł, T – turbina, G – generator, WC – wymiennik ciepłowniczy,
SC – sieć ciepłownicza, POB –pompa obiegowa, POT – pompa oleju termalnego,
PWS – pompa wody sieciowej, REG – regenerator, ZR – zawór regulacyjny.
Rys. 5.14. Obieg czynnika dla elektrociepłowni ORC na wykresie T-s [17]
Rysunek 5.13 przedstawia sposób realizacji układu ORC. Energia produkowana
w kotle na biomasę służy do podgrzania oleju termalnego. Procesy z tym związane
ze względu na niskie temperatury obiegu pozwalają na pracę kotła przy stosunkowo niskim
ciśnieniu i nie wymagają produkcji pary. Następnie ciepło oleju jest przekazywane
w parowniku do czynnika organicznego, gdzie ulega on podgrzaniu, odparowaniu
i przegrzaniu. Para po wykonaniu pracy w turbinie, trafia do regeneratora dla odzysku części
ciepła i poprawy sprawności obiegu. Dalej skropliny zasilają wymiennik ciepłowniczy
umożliwiając osiąganie temperatur na wejściu do sieci 80 - 120oC. Ochłodzone skropliny są
tłoczone przez pompę obiegową z powrotem do parownika przepływając wcześniej przez
regenerator. W układach ORC często buduje się także wymiennik typu: spaliny-woda
62
(ekonomizer) dla odzysku ciepła odpadowego ze spalin i podgrzania wody sieciowej
(rys. 5.15). Zastosowanie ekonomizera dla gorącej wody sieciowej pozwala na utrzymywanie
niższej temperatury na wyjściu z wymiennika ciepłowniczego, co daje w rezultacie wyższą
sprawność elektryczną.
Cechami charakterystycznymi obiegu płynu organicznego na rys. 5.14 są krzywe:
rozprężania par w turbinie (linia D-F) i kondensacji (linia E-F). Ekspansja par organicznych
w stanie nasycenia na łopatkach turbiny prowadzi do uzyskania na wylocie pary suchej
(na wykresie T-s linia kondensacji przesunięta jest w lewo, a nie w prawo jak dla wody).
Rys. 5.15. Elektrociepłownia ORC z odzyskiem ciepła odpadowego w spalinach
(opr. wł. na podstawie [12, 17])
Skojarzone układy ORC pozwalają na osiąganie ηel = 10 - 14% przy mocach
generatorów 300 - 1500 kWe i temperaturze pary czynnika organicznego ≤300oC.
Niewątpliwą zaletą instalacji ORC jest możliwość pracy z częściowym obciążeniem przy
podobnych (nominalnych) wartościach sprawności. Wynika to z konstrukcji turbiny, która
cechuje się osiowym przepływem czynnika niskowrzącego i małymi prędkościami
obrotowymi (mniejsze naprężenia mechaniczne). Z drugiej strony jednostki ORC pracują
ze znacznie mniejszymi ηeln ze względu na duże wartości mocy napędów potrzeb własnych.
Ciekawe rozwiązanie techniczne stanowi układ CHP na rys. 5.16. W tym przypadku
energie elektryczna i ciepło są produkowane jednocześnie w dwóch niezależnych obiegach
z różnymi silnikami cieplnymi.
63
Rys. 5.16. Elektrociepłownia ORC zasilana ciepłem odpadowym spalin z układu CHP z silnikiem
spalinowym (opr. wł. na podstawie [23])
W pierwszym z nich spala się roślinne biopaliwa płynne, np. olej rzepakowy
w wysokoprężnym silniku spalinowym. Paliwo jest dostarczane przez specjalne wtryskiwacze
do cylindrów silnika (od 1 do 16), w których panuje wysoka temperatura ze względu na
sprężone wcześniej powietrze pod tłokiem. W wyniku obecności gorącego utleniacza
następuje zapłon mieszanki, tłok się cofa i jego ruch poprzez mechanizm korbowodowy ulega
zamianie na ruch obrotowy wału generatora (podobnie jak w silniku parowym). Silniki te
mogą także pracować z kołem zamachowym, który gromadzi energię elektryczną w postaci
energii kinetycznej wirującego koła. Dla zwiększenia efektywności spalania paliwa, silniki
wyposaża się w turbosprężarki. Paliwa roślinne charakteryzują się niską wartością opałową,
dużą lepkością i gęstością oraz znaczną zawartością tlenu, więc ich wykorzystanie wymaga
odpowiednich metod magazynowania i oczyszczania.
Sieć ciepłownicza zaopatrywana jest w ciepło poprzez wymiennik ciepłowniczy, który
przejmuje energię odpadową od podgrzanych czynników: chłodzącego i smarującego silnik.
Natomiast gazy spalinowe, w układzie jak na rys. 5.16, po oczyszczeniu w odpylaczach, trafiają
do wymiennika podgrzewającego olej termalny. Drugi obieg dotyczy zatem układu ORC.
Sprawności elektryczne obiegów z silnikami spalinowymi są 20 - 45% i w dużej
mierze zależą od właściwości fizykochemicznych paliwa. Generatory z silnikami w układzie
64
rozdzielonym produkują energię elektryczną o mocy 5 - 8000 kWe. Z kolei w połączeniu
z układem ORC, moc elektryczna całego obiegu jest 0,3 MWe na każdy stopień turbiny.
5.4. Silniki Stirlinga
Silnik Stirlinga to maszyna cieplna pracująca w obiegu zamkniętym, w której gaz
(powietrze, hel, wodór) ulega sprężeniu w ,,zimnej” i rozprężeniu w ,,gorącej” komorze
(rys. 5.17). Zaletą tych silników, w porównaniu do silników spalinowych z wewnętrznym
spalaniem jest zasilanie energią z zewnętrznego, dowolnego źródła ciepła, np. kotła parowego
spalającego biomasę (zewnętrzne spalanie).
Rys. 5.17. Zasada działania silnika Stirlinga (opr. wł. na podstawie [17])
Na rys. 5.18 pokazano obieg cieplny w silniku Stirlinga (cykl Otto). Ciepło spalania
paliwa dostaje się do komory roboczej silnika, gdzie ogrzewa izochorycznie gaz do wysokiej
temperatury i ciśnienia (linia 2-3). Ogrzany czynnik wykonuje następnie pracę, rozprężając
się izotermicznie w przestrzeni nad tłokiem (linia 3-4). Powoduje to ruch tłoka i połączonego
z nim wału korbowego, który determinuje z kolei ruch drugiego tłoka w komorze sprężającej
gaz. Trafia tam czynnik, który nie uległ wcześniej ekspansji. Przy stałej objętości następuje
65
jego ochłodzenie przez wodę (linia 4-1). Dalej zachodzi proces izotermicznego sprężania
oziębionego medium i cofnięcie się tłoka (linia 1-2). Mechanizm korbowy przekazuje ruch na
pierwszy tłok i obieg się powtarza.
Rys. 5.18. Obieg czynnika dla elektrociepłowni z silnikiem Stirlinga na wykresie T-s [17]
Sprawności obiegów z silnikami Stirlinga zależą przede wszystkim od pracy
wysokotemperaturowego wymiennika ciepła. Przy spalaniu biomasy jest on narażony na
korozję i szlakowanie przez osadzający się popiół w spalinach. Dlatego buduje się je
ze specjalnych stali stopowych i wyposaża w systemy ciągłego czyszczenia,
np. z pneumatycznym wydmuchiwaniem popiołów przez sprężone powietrze.
Rysunek 5.19 przedstawia pilotażową elektrociepłownię, w której zainstalowano
czterocylindrowe hermetyczne silniki z helem o mocy 35 kWe i 70 kWe. Biomasę dostarcza
się do kotła z paleniskiem rusztowym. W komorze spalania spaliny osiągają temperaturę
ok. 1300oC. Następnie trafiają one do wymiennika w silniku Stirlinga, gdzie oddają ciepło
i ochładzają się do ok. 800oC. W dalszej kolejności spaliny omywają powierzchnie
ogrzewalne podgrzewacza powietrza do spalania i ekonomizera w obiegu sieci ciepłowniczej.
Ich zastosowanie ma ten sam cel jak w przypadku obiegu ORC. Dla obu typów silników
uzyskuje się ηel = 25% i ηECb = 88,3% [11].
Rys. 5.19. Elektrociepłownia z silnikiem Stirlinga (opr. wł. na podstawie [11])
66
5.5. Podsumowanie
W tabeli 5.1 podsumowano omawiane w rozdziale silniki cieplne oraz porównano ich
zalety i wady w układach CHP małej mocy (<1 MWe).
Tabela 5.1. Silniki cieplne w zamkniętych obiegach CHP małej mocy (<1 MWe) zasilanych energią
ze spalania biomasy (opr. wł.)
Turbiny parowe w obiegu Rankina
Zalety Wady
dojrzała, sprawdzona technologia;
szeroki zakres dostępnych mocy;
praca z czystą parą, której produkcja odbywa
się w odrębnym cyklu paliwowym.
ograniczone sprawności ze względu na
kapitałochłonność rozwiązań konstrukcyjnych
i technologicznych (ηel = 10 - 12%,
ηECb ≤ 70%);
praktyczne wykorzystanie wyłącznie turbin
przeciwprężnych;
jedno- lub kilkustopniowa budowa;
niskie parametry początkowe pary
w szczególności przy spalaniu biomasy
odpadowej i zawierającej chlor (słoma)
ze względu na korozję (450 - 540oC, 2 -
10 MPa);
małe sprawności przy częściowych
obciążeniach;
konieczność pracy z parą o wysokiej jakości.
Silniki parowe
Zalety Wady
odpowiednie dla pary o niskim ciśnieniu
w układach o mocy >25 kWe;
możliwość pracy z parą nasyconą;
sprawności prawie niezależne od częściowych
obciążeń i zależne od ilości cylindrów
(ηel = 8 - 14% dla silników
wielocylindrowych);
możliwość poboru pary z różnych miejsc
ze względu na modułową budowę;
prosta technologia i niskie koszty
inwestycyjne, które w parze z osiąganymi
sprawnościami konkurują z turbinami.
kłopotliwa utylizacja zużytego oleju
w starszych silnikach;
wysoki poziom drgań i hałasu;
duża masa układu;
czasami kłopotliwy rozruch.
Silniki śrubowe
Zalety Wady
dość duże sprawności (ηel = 10 - 13%), także
przy częściowych obciążeniach;
możliwość pracy z parą mokrą (o niskiej
entalpii);
powietrzna separacja obiegu parowego
i olejowego (smarującego) wewnątrz silnika;
pełna automatyzacja;
kompaktowa budowa;
niskie koszty eksploatacyjne.
konieczność regularnych przeglądów
serwisowych ze względu na zużycie części
mechanicznych;
niskie sprawności przy pracy z zawilgoconą
parą;
tylko jedna pilotażowa instalacja o mocy
730 kWe (rys. 5.11).
67
Turbiny parowe w obiegu ORC
Zalety Wady
dość duże sprawności ze względu na
właściwości czynników niskowrzących
(ηel = 10 - 14% przy mocy generatora
300 kWe), także przy częściowych
obciążeniach;
brak erozji łopatek;
brak przegrzewaczy pary;
pełna automatyzacja;
niskie koszty eksploatacyjne;
różne możliwości zasilania kotła na olej
termalny, np. przez spalanie biomasy, przez
omywanie gorącymi spalinami z innego
układu (rys. 5.16).
toksyczność i łatwopalność czynników
organicznych, np. toluenu;
wysokie koszty inwestycyjne;
wysokie zużycie energii na potrzeby własne.
Silniki Stirlinga
Zalety Wady
jedyna słuszna technologia w układach o mocy
<100 kWe;
ηel > 12% w dotychczasowych instalacjach
o mocy 30 - 70 kWe;
mała emisja substancji szkodliwych;
zwarta budowa;
cicha praca.
trudna eksploatacja wymiennika
wysokotemperaturowego;
konieczność spalania tylko biomasy o niskiej
zawartości popiołu.
5.6. Wysokosprawna kogeneracja
Ważnym kryterium techniczno-ekonomicznym działania elektrociepłowni jest jej
praca w wysokosprawnej kogeneracji. W ogólnej definicji, wysokosprawna kogeneracja
dotyczy procesu termodynamicznego, który daje oszczędność energii pierwotnej dzięki
skojarzonemu wytwarzaniu. Według ustawy ,,Prawo energetyczne” (art. 3, pkt 38) [5],
energię elektryczną i ciepło użytkowe produkuje się w wysokosprawnej kogeneracji, gdy
zużycie paliwa na te potrzeby jest mniejsze:
o 10%, w porównaniu z zastępczą elektrownią kondensacyjną i zastępczą ciepłownią
(kotłownią) o referencyjnych wartościach sprawności dla produkcji rozdzielonej,
o dowolną wartość w jednostkach o mocy <1 MWe w porównaniu do tych samych warunków.
Szczegółowe zasady kwalifikacyjne podaje Dyrektywa [2]. Objęte są nimi wszystkie
technologie kogeneracyjne wymienione w rozdziale 5. W załączniku I w części I tej
Dyrektywy wyznacza się roczną sprawność ogólną ustaloną (ηECb), jako graniczny,
minimalny warunek uznania wytworzonej energii elektrycznej w kogeneracji. Jej wartość dla
opisanych w pracy silników cieplnych jest 75%. Aby energia ta i ciepło zostały
zakwalifikowane jako produkty wysokosprawnej kogeneracji, elektrociepłownia musi spełnić
warunek opisany wzorem w załączniku II. Dotyczy on wielkości oszczędności energii
68
pierwotnej (PES - Primary Energy Savings) uzyskanej dzięki produkcji kogeneracyjnej, którą
definiuje się jako:
(5.7)
gdzie: ηreft – sprawność referencyjna dla rozdzielonego wytwarzania ciepła,
ηrefel – sprawność referencyjna dla rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej.
Zharmonizowane wartości sprawności referencyjnych podaje załącznik I
Rozporządzenia [4]. W przypadku energii elektrycznej, wynoszą one 33% przy zużyciu
paliwa w postaci drewna opałowego i odpadów drzewnych oraz 25%, gdy wykorzystuje się
biomasę pochodzenia rolniczego. Wartości te dotyczą jednostek kogeneracyjnych, które
rozpoczęły eksploatację w latach 2006 - 2015. Z kolei dla ciepła użytkowego, sprawności
referencyjne są odpowiednio 86% i 80%. Ma to zastosowanie wtedy, gdy sieć ciepłownicza
pracuje z parą technologiczną lub gorącą wodą użytkową.
Dla omawianych w pracy układów kogeneracyjnych o mocy <1 MWe, wartość
PES > 0. Jeśli warunek ten zostanie zrealizowany, energia elektryczna i ciepło użytkowe
wytworzone w skojarzeniu otrzymują świadectwo (gwarancję) pochodzenia
z wysokosprawnej kogeneracji, co uprawnia elektrociepłownię do korzystania z krajowych
mechanizmów wsparcia.
69
6. ANALIZA ENERGETYCZNA PRZY POMOCY PROGRAMU
IPSEPRO-PSE
6.1. Wybór układu, założenia i omówienie zasady analizy obiegu
Analizę przeprowadzono dla układu parowodnego z turbiną przeciwprężną napędzaną
parą przegrzaną. Wybór obiegu z wodą jako czynnikiem termodynamicznym ma na celu
pokazanie energetycznej atrakcyjności budowy komunalnej elektrociepłowni o mocy <1 MWe,
której eksploatacja jest wysokosprawna w oparciu o dojrzałą i sprawdzoną technologię.
W rozdziale porównano wpływ różnych rodzajów biomasy na uzyskiwane sprawności
i oszczędności energii pierwotnej dla zmiennych parametrów początkowych pary przed turbiną.
Układ cieplny (rys. 6.1) zamodelowano przy wykorzystaniu elementów dostępnych
w bibliotece programu. Jest on identyczny dla spalania wszystkich rodzajów paliw i pozwala
na otrzymywanie sprawności według zależności w rozdz. 5. Kocioł spalający biomasę składa
się z komory paleniskowej do której kierowane są ciągłe strumienie paliwa i powietrza
potrzebnego do spalania oraz wymienników reprezentujących parownik wraz z walczakiem,
podgrzewacze wody i powietrza oraz przegrzewacz pary. Stworzenie tak rozbudowanej
konstrukcji kotła ma za zadanie umożliwienie określenia mocy silników napędzających
wentylatory spalin i powietrza, które stanowią odbiory potrzeb własnych. Do tych odbiorów
zalicza się także moce silników napędzających pompę wody zasilającej, pompę skroplin
i pompę wody sieciowej.
Obieg parowodny symulowano dla biomasy w postaci zrębków drzewnych: świeżych
i w stanie powietrzno-suchym oraz peletów słomianych. W tab. 6.1 przedstawiono składy
elementarne drewna i słomy, z których otrzymano analizowane paliwa o założonych
zawartościach wilgoci.
Tabela 6.1. Składy elementarne drewna i słomy oraz wartości poszczególnych udziałów w wilgotnej
masie dla różnych rodzajów paliw (opr. wł. na podstawie [10], [18])
Rodzaj biomasy C
węgiel
H2
wodór
O2
tlen*
N2
azot
S
siarka
H2O
woda popiół
w masie suchej
Drewno popularnych drzew liściastych 0,48 0,06 0,453 0,001 0 0 0,006
Słoma zbóż (mieszana) 0,45 0,06 0,425 0,005 0 0 0,06
w masie wilgotnej
Świeże zrębki drzewne 0,288 0,036 0,2718 0,0006 0 0,4 0,0036
Zrębki drzewne w stanie powietrzno-
suchym 0,384 0,048 0,3624 0,0008 0 0,2 0,0048
Pelety słomiane 0,405 0,054 0,3825 0,0045 0 0,1 0,054
* udział tlenu stanowi zamknięcie bilansu pierwiastków
70
Głównym zadaniem lokalnej elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną bez upustów
ma być generacja ciepła w wysokosprawnej kogeneracji, dlatego założono stały strumień
energii przekazywany do sieci ciepłowniczej QSC. Wielkość ta wymusza zatem moc
elektryczną Pe i strumień energii w spalanej biomasie QBIO. Do obliczeń przyjęto:
(6.1)
Dla wszystkich urządzeń w obiegu założono stałe, niezależne od zmian parametrów
termodynamicznych sprawności, w szczególności sprawność wewnętrzną turbiny.
Ponadto pominięto spadki ciśnień w rurociągach łączących poszczególne elementy układu
oraz straty energii w komorze paleniskowej i odgazowywaczu atmosferycznym.
W obliczeniach nie uwzględniono mocy silnika napędzającego pompę cyrkulacyjną, który
w rzeczywistości w tego typu układach nie występuje (obieg naturalny). W tab. 6.2
zestawiono dane do obliczeń modelowych.
Tabela 6.2. Dane do obliczeń modelowych (opr. wł.)
Urządzenie Parametr Wartość Jednostka
kocioł sprawność 0,8 - spadek ciśnienia 6 bar
turbina sprawność wewnętrzna 0,76 - sprawność mechaniczna 0,96 -
pompy sprawność ciśnieniowa 0,76 - sprawność mechaniczna 0,96 -
odgazowywacz ciśnienie pary 1,1 bar spadek ciśnienia po stronie parowej 0 bar spadek ciśnienia po stronie skroplin 0 bar
generator sprawność elektryczna 0,96 - sprawność mechaniczna 0,96 -
silniki elektryczne sprawność elektryczna 0,92 - sprawność mechaniczna 0,96 -
wymiennik ciepłowniczy
spadek ciśnienia po stronie parowej 0,1 bar spadek ciśnienia po stronie wodnej 2 bar przechłodzenie Δtsub = 2 o
C niedogrzanie Δtout = 2 o
C
sieć ciepłownicza
ciśnienie na zasilaniu 7 bar
spadek ciśnienia 4 bar
temperatura wody na zasilaniu tZ = 90 oC
temperatura wody na powrocie tP = 60 oC
6.2. Układ cieplny elektrociepłowni parowodnej zasilany różnymi rodzajami
biomasy
W pierwszej kolejności przeprowadzono symulację termodynamiczną układu
cieplnego elektrociepłowni zasilanego świeżymi zrębkami drzewnymi i uzyskano sprawności
jak na rys. 6.1 dla parametrów początkowych pary przed turbiną: pT = 40 bar i tT = 450oC.
71
Paliwo otrzymano ze świeżo ściętych drzew liściastych, które w tym samym czasie zostało
odpowiednio rozdrobnione w rębakach tarczowych i bezpośrednio dostarczone do zbiornika
paliwowego. Tak przygotowane paliwo, o wilgotności 40%, podawane jest do komory
paleniskowej kotła przez przenośnik ślimakowy.
Rys. 6.1. Schemat i przykładowe wyniki obliczeń (pT = 40 bar i tT = 450
oC) w programie
IPSEpro-PSE elektrociepłowni zasilanej świeżymi zrębkami drzewnymi (opr. wł.)
Następnie wykonano obliczenia mające na celu pokazanie wpływu zmian ciśnienia
i temperatury pary przed turbiną na otrzymywane sprawności. Założono wartości parametrów
początkowych: pT = {10, 20, 40} bar i tT = {250, 300, 350, 400, 450}oC. Uzyskane wyniki
pokazano na rysunkach 6.2 i 6.3.
72
Rys. 6.2. Wpływ parametrów początkowych pary na zmiany sprawności cieplnej ηt oraz
energetycznych brutto ηECb i netto ηECn przy spalaniu świeżych zrębków drzewnych (opr. wł.)
Rys. 6.3. Wpływ parametrów początkowych pary na zmiany sprawności elektrycznych brutto ηelb
i netto ηeln przy spalaniu świeżych zrębków drzewnych (opr. wł.)
73
Dalszą analizę wykonano przy spalaniu zrębków drzewnych w stanie powietrzno-
suchym, których zawartość wilgoci w wyniku magazynowania w naturalnie wentylowanej
zadaszonej szopie jest mniejsza w porównaniu do świeżego paliwa i w chwili spalania wynosi
20%. Dla tych samych parametrów początkowych pary obliczono sprawności jak dla zrębków
świeżych oraz dla założonych poprzednio wartości ciśnień i temperatur czynnika (rys. 6.5 i 6.6).
Rys. 6.4. Schemat i przykładowe wyniki obliczeń (pT = 40 bar i tT = 450
oC) w programie
IPSEpro-PSE elektrociepłowni zasilanej zrębkami drzewnymi w stanie powietrzno-suchym
(opr. wł.)
74
Rys. 6.5. Wpływ parametrów początkowych pary na zmiany sprawności cieplnej ηt oraz
energetycznych brutto ηECb i netto ηECn przy spalaniu zrębków drzewnych w stanie
powietrzno-suchym (opr. wł.)
Rys. 6.6. Wpływ parametrów początkowych pary na zmiany sprawności elektrycznych brutto ηelb
i netto ηeln przy spalaniu zrębków drzewnych w stanie powietrzno-suchym (opr. wł.)
75
Na koniec przeprowadzono symulację modelu wykorzystując pelety słomiane ze zbóż
mieszanych jako paliwo. Cechują się one niską wilgotnością o wartości 10%, którą uzyskują
w procesie peletyzacji. Podobnie jak zrębki drzewne, transportuje się je do komory spalania
przy użyciu przenośnika ślimakowego. Poniżej powtórzono wcześniejsze obliczenia
i pokazano je na rys. 6.7, 6.8 i 6.9.
Rys. 6.7. Schemat i przykładowe wyniki obliczeń (pT = 40 bar i tT = 450
oC) w programie
IPSEpro-PSE elektrociepłowni zasilanej peletami słomianymi (opr. wł.)
76
Rys. 6.8. Wpływ parametrów początkowych pary na zmiany sprawności cieplnej ηt oraz
energetycznych brutto ηECb i netto ηECn przy spalaniu peletów słomianych (opr. wł.)
Rys. 6.9. Wpływ parametrów początkowych pary na zmiany sprawności elektrycznych brutto ηelb
i netto ηeln przy spalaniu peletów słomianych (opr. wł.)
77
6.3. Porównanie i wnioski
Wykonane obliczenia poszczególnych sprawności w zależności od parametrów pary
przed turbiną: pT i tT, pozwalają zauważyć, że:
sprawności energetyczne brutto i netto oraz cieplne osiągają maksymalną wartość, dla:
pT = 10 bar i tT = 250oC oraz ze wzrostem parametrów początkowych pary sprawności te
maleją, przy czym sprawność energetyczna nieznacznie i jest praktycznie stała, natomiast
sprawność cieplna obniża się o ok. 8 p. %,
sprawności elektryczne brutto i netto osiągają maksymalną wartość, dla: pT = 40 bar
i tT = 450oC oraz sprawności te maleją wraz ze spadkiem tych wielkości o ok. 8 p. %.
Istotnym zagadnieniem przy doborze parametrów termodynamicznych pary przed
turbiną jest określenie ich wpływu na suchość pary wylotowej z turbiny. Wpływ ten
zilustrowano na rysunku 6.10. Dla pT > 20 bar i tT > 350oC suchość pary na wylocie z turbiny
będzie x ≥ 0,99.
Rys. 6.10. Wpływ parametrów początkowych pary na zmiany suchości pary na wylocie z turbiny x (opr. wł.)
W tab. 6.2 zestawiono otrzymane wartości z obliczeń różnych parametrów
pokazanych na rys. 6.1, 6.4 i 6.7.
78
Tabela 6.2. Zestawienie wybranych wartości parametrów układu cieplnego przy spalaniu różnych
rodzajów biomasy (pT = 40 barów i tT = 450oC) (opr. wł.)
Rodzaj paliwa mPAL
[kg/s]
WPAL
[MJ/kg]
QBIO
[kWt]
Ppw
[kWe] ηelb ηeln ηt ηECb ηECn
Świeże zrębki
drzewne 0,5902 9,50 5609 88,3 0,1758 0,1601 0,7131 0,8890 0,8732
Zrębki drzewne w
stanie powietrzno-
suchym
0,4104 13,49 5534 83,3 0,1782 0,1632 0,7228 0,9010 0,8859
Pelety słomiane 0,3734 14,83 5538 82,1 0,1781 0,1633 0,7223 0,9005 0,8856
mPAL – strumień paliwa do kotła, WPAL – wartość opałowa paliwa
Z tab. 6.2 wynika, że dla uzyskania tej samej mocy elektrycznej generatora przy
zadanym strumieniu ciepła przekazywanym do sieci ciepłowniczej potrzeba spalać najmniej
peletów słomianych (0,3737 kg/s) o największej wartości opałowej (14,83 MJ/kg). Wynika
ona z najmniejszej dla peletów zawartości wilgoci (10%), która determinuje skład spalin.
W tym przypadku dla wyciągania spalin na zewnątrz przez wentylator potrzeba mniejszego
zapotrzebowania mocy przez silnik (24,5 kWe), która obok stałej mocy pompy wody
sieciowej (30,2 kWe) ma największy wpływ na odbiory potrzeb własnych. W ten sposób
całkowite zapotrzebowanie na moc przez urządzenia potrzeb własnych przy spalaniu peletów
jest najmniejsze (82,1 kWe), stąd największa sprawność elektryczna netto (0,1633). Jednakże
biorąc pod uwagę spalanie zrębków drzewnych w stanie powietrzno-suchym można uzyskać
prawie identyczną sprawność elektryczną netto (0,1632) i większe pozostałe sprawności.
Decyduje o tym wartość strumienia energii w paliwie, która dla tych zrębków wynosi
5534 kWt. Najmniejsze wartości sprawności otrzymano dla świeżych zrębków, co wynika
przede wszystkim z ich największej wilgotności (40%).
Przedstawiony układ cieplny elektrociepłowni z różnymi rodzajami spalanej biomasy
charakteryzuje się takimi samymi zmianami wskaźnika skojarzenia σ w zależności od
parametrów początkowych pary. Funkcja ta jest pokazana na rys. 6.11. Wartość σ osiąga
maksimum σmax = 0,247, dla pT = 40 bar i tT = 450oC (maksimum mocy elektrycznej generatora).
79
Rys. 6.11. Wpływ parametrów początkowych pary na zmiany wskaźnika skojarzenia σ (opr. wł.)
Przy wartości σmax występuje zatem największa oszczędność paliwa PES, która zależy
od rodzaju spalanej biomasy oraz uzyskiwanych sprawności cząstkowych wytwarzania
energii elektrycznej brutto i ciepła brutto (sprawność cieplna). W dotychczasowych
obliczeniach rozważano modelowy układ parowodny, w którym poszczególne sprawności
wynikają ze strumienia energii QBIO doprowadzonej z paliwem do kotła. W rzeczywistości,
w analizowanym obiegu można wyraźnie rozróżnić części związane z przemianami
termodynamicznymi w kotle i turbinie. Do komory paleniskowej kotła, oprócz strumienia
energii QBIO dostarczane są także strumienie energii: nieprzereagowanego paliwa QPAL
o założonym cieple właściwym 4 kJ/(kg K) w temperaturze 20oC oraz powietrza QPOW
tłoczonego przez wentylator powietrza, który zasysa powietrze atmosferyczne o tej samej
temperaturze. Z drugiej strony w instalacji kotłowej występuje pewna strata energii QSP
w spalinach (kominowa). Ponadto ciepło otrzymane w kotle ze spalonego paliwa jest
częściowo tracone, co wyraża się sprawnością kotła ηk. Należy również pamiętać, że
w rzeczywistym kotle oprócz dominującej straty kominowej, są jeszcze straty niecałkowitego
i niezupełnego spalania, których w analizowanym modelu nie można było uwzględnić.
Dla obliczenia wskaźnika PES posłużono się więc sprawnością ogólną η*ECb
skorygowaną o dodatkowe wielkości przy założeniu ηk = 0,8. W tym przypadku ujmuje się ją
wzorem 6.2:
(6.2)
80
Na rys. 6.12 przedstawiono zmianę wielkości PES w zależności od parametrów pary
świeżej dla paliwa w postaci świeżych zrębków. W celu pokazania różnicy w otrzymanych
wynikach obliczenia wykonano w oparciu o założenia modelowe (PES) i skorygowane (PES*).
Rys. 6.12. Wpływ parametrów początkowych pary na zmiany wskaźników oszczędności energii
pierwotnej PES i PES* przy spalaniu świeżych zrębków drzewnych (opr. wł.)
Z rys. 6.12 wyraźnie widać, że wskaźnik PES przy skorygowanych założeniach
posiada mniejsze wartości niż przy danych modelowych. Przykład ten pokazuje, że
w rzeczywistości elektrociepłownia uzyskuje mniejsze oszczędności paliwa. Oczywiście
wartości te przy obliczeniach skorygowanych byłyby większe, gdyby wyposażyć układ
w dodatkowy obieg odzysku ciepła spalin. Jednakże w obu przypadkach wielkość PES jest
>0, a więc instalacja pracuje w wysokosprawnej kogeneracji.
7. PODSUMOWANIE
Celem pracy była analiza porównawcza układów kogeneracyjnych małej mocy
(<1 MWe) zasilanych energią ze spalania różnych rodzajów biomasy stałej.
Współczesna energetyka stoi przed koniecznością modernizacji i optymalizacji.
Wielu ekspertów branżowych uważa, że deficyt mocy wytwórczej i znaczne emisje
zanieczyszczeń można obniżyć poprzez promocję i rozwój lokalnych (rozproszonych) źródeł
energii. Przykładem dla realizacji tego założenia jest właśnie kogeneracja rozproszona małej
81
mocy wykorzystująca odnawialne źródło energii, która z powodzeniem może być wdrażana
na terenach zurbanizowanych i wiejskich wypierając nieefektywne przydomowe lub
osiedlowe ciepłownie.
W pracy przeprowadzono analizę elektrociepłowni spalającej biomasę. Zasadniczą
cechą takiej instalacji powinna być lokalna dostępność zasobów energetycznych dla
minimalizacji kosztów pozyskiwania paliwa. Przyjmuje się, że spalanie biomasy jest
opłacalne, jeśli zbiera się ją z obszaru o promieniu 30 km, który pozwala na uzyskanie
średniorocznie 8,5 tys. m3 drewna opałowego. Zakładając dodatkowo, że 1 m
3 waży około
600 kg, to otrzymuje się 5100 t drewna na rok [9]. Gdyby tę wartość wziąć pod uwagę dla
oszacowania zapotrzebowania na zrębki drzewne, które były przedmiotem badań w rozdz. 6
(tab. 6.2), to elektrociepłownia może pracować z pełną mocą w oparciu o pozyskiwany
surowiec przez 2400 h/a dla świeżych zrębków i 3452 h/a dla zrębków w stanie powietrzno-
suchym. Dyspozycyjność rozważanej jednostki kogeneracyjnej jest więc nieduża w skali
roku, a dla jej podniesienia konieczne są dodatkowe umowy z dostawcami biomasy, np. od
rolników słomy lub z plantacji roślin energetycznych.
Bezawaryjna i efektywna praca kotła spalającego biomasę zależy od wartości
opałowej i wilgotności paliwa, ale też i składu elementarnego, przede wszystkim zawartości
chloru i metali alkalicznych. Ograniczenie tych udziałów jest ważne dla przeciwdziałania
korozji i zużycia stalowych elementów konstrukcyjnych ekranów parownika, przegrzewaczy
pary itp. Analiza pierwiastkowa biomasy ma także znaczenie przy wyborze metody suszenia,
magazynowania i transportowania paliwa, a jeżeli dostarczana jest ona w postaci
nieprzetworzonej, istotne są także odpowiednie sposoby jej przygotowania i transportowania.
Symulacja zaproponowanego układu cieplnego elektrociepłowni z różnymi rodzajami
biomasy pozwala na uzyskanie i porównanie osiąganych sprawności. Otrzymane wyniki nie
uwzględniają strat niecałkowitego i niezupełnego spalania, które występują w przypadku
wilgotnej i drobnej biomasy. Poza tym obliczenia wykonano przy założeniu QSC = 4 MWt.
Jednocześnie należy pamiętać, że elektrociepłownia pracuje efektywnie wówczas, gdy jest
odbiór ciepła do sieci ciepłowniczej, tak więc praca elektrociepłowni z pełną mocą przez cały
rok jest niemożliwa. Dlatego też prawidłowy (optymalny) dobór tego rodzaju układów
kogeneracyjnych wymaga stosunkowo złożonej analizy uwzględniającej warunki lokalne.
Ekonomiczna opłacalność analizowanego obiegu parowodnego wynika z oszczędności
energii pierwotnej w paliwie, która dla każdego rodzaju biomasy zalicza go do
wysokosprawnej kogeneracji. Zaletą skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła
jest także wysoka sprawność ogólna >87% (dla założeń modelowych).
82
8. SPIS LITERATURY
8.1. Ustawy i dokumenty
1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie
promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (Dz. U. L 140/16).
2. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r.
w sprawie efektywności energetycznej (Dz. U. L 315/1).
3. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów
z dnia 10 listopada 2009 r.
4. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 10 grudnia 2014 r. w sprawie sposobu obliczania
danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz
szczegółowego zakresu obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii
elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. 2014 poz. 1940).
5. Ustawa Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. (Dz. U. 1997 nr 54 poz. 348).
8.2. Książki i artykuły
6. Biomass: Carbon sink or carbon sinner?, UK Environment Agency, 2009.
Dostępne w Internecie pod adresem:
http://www.globalbioenergy.org/uploads/media/0904_Environment_Agency_-
_Biomass_carbon_sink_or_carbon_sinner.pdf (dostęp 10.12.2014 r.)
7. Brunner T., Obernberger I., Wellacher M.: Waste Wood Processing in Order to Improve its
Quality for Biomass Combustion, 2nd
World Conference on Biomass for Energy, Industry
and Climate Protection, Rome 2004, str. 250 - 253.
8. Chen H., Goswami D. Y., Stefanakos E. K.: A review of thermodynamic cycles and working
fluids for the conversion of low-grade heat, Renewable and Sustainable Energy Reviews 14
(2010) 3059 - 3067.
9. Furtak D.:, Czy pozyskiwanie energii elektrycznej z biomasy w dużych kotłach energetycznych
ma szansę w Polsce?, Energetyka i Ekologia, str. 235 - 240, 2004.
Dostępne w Internecie pod adresem:
http://www.elektroenergetyka.pl/upload/file/2004/4/elektroenergetyka_nr_04_04_e1.pdf
(dostęp 28.01.2015 r.)
10. Głodek E.:, Spalanie i współspalanie biomasy - przewodnik, Oddział Inżynierii Materiałowej,
Procesowej i Środowiska, Opole 2010.
Dostępne w Internecie pod adresem:
http://www.oze.opole.pl/zalacznik.php?id=364&element=470 (dostęp 22.01.2015 r.)
11. Obernberger I., Marinitsch G., Schöch M., Carlsen H.: Development of a hot heat exchanger
and a cleaning system for a 35 kWe hermetic four cylinder Stirling engine for solid biomass
83
fuels, in Proceedings of the 12th International Stirling Engine Conference and Technology
Exhibition. 1 ed., Durham University, UK, Durham, pp. 144-155.
12. Obernberger I., Thonhofer P., Reisenhofer E.: Description and evaluation of the new 1,000 kWe
Organic Rankine Cycle process integrated in the biomass CHP plant in Lienz, Austria,
Euroheat & Power, Volume, 10/2002.
13. Pawlik M., Strzelczyk F.: Elektrownie, WNT, Warszawa 2009, wyd. V.
14. Rybak W.: Spalanie i współspalanie paliw stałych, Oficyna Wydawnicza PW, Wrocław 2006.
15. Sander B.: Properties of Danish biofuels ant the requirements for power production, Biomass
and Bioenergy, volume 12, issue 3, 1997, str. 177 - 183.
16. Szczukowski S., Tworowski J.: Gospodarcze i przyrodnicze znaczenie krzewiastych wierzb
Salix sp., Zeszyty Problemowe Postępów Nauk Rolniczych 468, 69 - 77, 1997.
17. Van Loo S. & Koppejan J.: Biomass Combustion & Co-firing, Earthscan, London 2008.
18. Wandrasz J. W., Wandrasz A. J.: Paliwa formowane - biopaliwa i paliwa z odpadów
w procesach termicznych, Wydawnictwo Seidel-Przywecki, Warszawa 2006.
19. Wawszczak A., Kotlicki T.: Energetyczne wykorzystanie biomasy i odpadów, skrypt PŁ,
Łódź 2009.
20. Wojciechowski H.: Słoma lokalnym surowcem energetycznym do produkcji ciepła na terenach
wiejskich, ,,Instal”, 11/2012.
8.3. Strony internetowe
21. http://www.aebiom.org/wp-content/uploads/2014/11/Presentation-Statistical-Report-2014.pdf
22. http://www.airpol.com.pl/site.php/pl/productdescription/70,35/spr%C4%99%C5%BCarka%20%
C5%9Brubowa%20%20olejowa%20%20z%20przek%C5%82adni%C4%85%20pasow%C4%85
23. http://www.bios-bioenergy.at/en/electricity-from-biomass.html
24. http://www.czystaenergia.pl/pdf/poleko2011/17.pdf
25. http://www.ebiomasa.pl/cena-biomasy
26. http://www.ekocde.pl/ekologia/46/nowa-ustawa-o-oze/
27. http://www.ekozub.pl/files/artyku_technologia_nfks_1351700542.pdf
28. http://www.energetyka.wnp.pl/w-polancu-ruszyl-najwiekszy-na-swiecie-zielony-
blok,199158_1_0_0.html
29. http://www.energy.siemens.com/mx/en/fossil-power-generation/steam-turbines/sst-
050.htm#content=Description
30. http://www.europeanclimate.org/documents/Biomass_report_-_Final.pdf
31. http://www.greenerspace.com/wood-pellet-boilers/
32. http://www.homheater.com/biomass-boiler-germany/
33. http://www.midwig.pomorskie.eu/assets/files/INFRASTRUKTURA/ocena_pozysk_sur_en_odn.pdf
84
34. http://www.observer.cartajour-online.com/Interface_Standard/cart@jour.phtml?NOM_PROJET
=barosig&NOM_USER=&Langue=Langue2&Login=OK&Pass=OK
35. http://www.old.hamech.pl/ruszt-ruchomy,art,2.html
36. http://www.oze.pl/biomasa/biomasa,6.html
37. http://www.pl.wikipedia.org/wiki/Rumia
38. http://www.portalenergia.pl/wiadomosci/biezace/elektrownia-polaniec-oficjalny-start-
zielonego-bloku,684
39. http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2010/10/biomass-conversions-not-so-
cut-and-dried
40. http://www.um.rumia.pl/wp-content/uploads/2014/02/Rumia-Ciep%C5%82o-2011.pdf
41. http://www.worldbioenergy.org/content/wba-gbs-2014-figures
85
9. STRESZCZENIE
Przyjęty przez Unię Europejską pakiet klimatyczno-energetyczny, określany mianem
,,3x20%” oraz najnowszy program z celami redukcji emisji do 2030 r. zakładają gwałtowne
zmiany w współczesnej energetyce. Ma to szczególne znaczenie w krajach uzależnionych od
spalania węgla, w tym Polski, gdzie sektor energetyczny oparty jest na centralnych
jednostkach wytwórczych. Przeciwwagą dla tej sytuacji ma być promocja generacji
rozproszonej o charakterze prosumenckim i obywatelskim z wykorzystaniem lokalnych
i odnawialnych źródeł energii. Przykładem realizacji wyznaczonego celu jest wysokosprawna
kogeneracja w układach małej mocy (<1 MWe) zasilanych biomasą. W pracy zajęto się
analizą porównawczą tych obiegów w zależności od rodzaju spalanego paliwa.
Praca rozpoczyna się ogólną charakterystyką biomasy i przeglądem różnych rodzajów
paliw nadających się do energetycznego wykorzystania. Biomasa ma być spalana w kotle,
dlatego zawarto również opisy poszczególnych etapów jej przygotowania do spalania.
Dalej przedstawiono instalacje spalające i struktury obiegów z różnymi silnikami cieplnymi.
Część obliczeniowa dotyczy analizy energetycznej układu parowodnego elektrociepłowni
w programie IPSEpro-PSE. Omówiono przyjęte założenia i zasady pracy obiegu. Na tej
podstawie obliczono i porównano sprawności elektrociepłowni przy spalaniu zrębków:
świeżych i w stanie powietrzno-suchym oraz peletów słomianych. Dla różnych konfiguracji
parametrów początkowych pary pokazano trendy zmian sprawności oraz wpływ na
oszczędność energii pierwotnej w paliwie (PES). Wykazano, że wielkość PES dla tych
układów jest >0, co oznacza pracę w wysokosprawnej kogeneracji. Kryterium to stanowi
podstawowe założenie projektowe przy budowie elektrociepłowni, ponieważ pozwala na
korzystanie z krajowych mechanizmów wsparcia.
Występujące obecnie reorientacje w energetyce, w której coraz większe znaczenie
odgrywają odnawialne źródła energii, stwarzają duże szanse dla praktycznego wykorzystania
analizowanego układu z turbiną parową, jak i z innymi silnikami cieplnymi. Budowa
lokalnych elektrociepłowni małej mocy zasilanej biomasą z pewnością pozwoli na redukcję
zanieczyszczeń, dywersyfikację źródeł energii i zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego.
To także szansa na zwiększenie aktywności zawodowej w regionie i rozwój plantacji roślin
energetycznych. Ważne jest zapewnienie społecznej świadomości w zakresie opłacalności
inwestycji w energetykę rozproszoną przy racjonalnym wykorzystaniu biomasy i pewnym
wsparciu władz publicznych.
86
10. SUMMARY
The Climate and Energy package, which has been endorsed by the European Union,
briefly described as "3x20%" and the newest programme with the emission reduction targets
by 2030 assumed rapid change for modern power industry. This is particularly relevant for
countries dependent on coal combustion, including Poland, whose energy sector is based on
central power sources. The counterweight to this situation is to be promotion of distributed
generation with prosumer and social attitudes using local and renewable energy sources.
An example of reaching the stated goal is high-efficiency cogeneration in low-power systems
(<1 MWe) fueled by biomass. The study dealt with the comparative analysis of these cycles
depending on the type of fuel burned.
The study began with the general profile of the biomass and the overview on different
fuel types for energy purposes. Biomass is to be burnt in a boiler, hence there was also
the description of individual stages of biomass preparation for burning. Combustion
installations and cycle structures with different thermal engines were further presented.
Part of calculation work concerned the energy analysis of the CHP plant with water steam
in the IPSEpro-PSE. Explained assumptions and principles of cycle operation. On this basis,
efficiencies of CHP plant were calculated and compared when burning fresh woodchips,
woodchips in the air-dried state and straw pellets. Efficiency trends and their influence on
the Primary Energy Savings (PES) were shown for different fresh steam parameters. It was
demonstrated that the PES for these cycles is >0, which means that CHP plant works in high-
efficiency cogeneration. This design criterion is fundamental when building CHP plant since
allows to take advantage of national support mechanisms.
Current power industry restructuring with the growing importance of renewable
energy sources creates great opportunities to use analysed system with steam turbine
as well as with other thermal engines. The process of building low-power local CHP plants
fueled by biomass undoubtedly allows to reduce emissions, to diversify energy sources
and to ensure energy security. It also gives an opportunity to improve professional activity
and to develop energy plantations as a source of biomass. It is important to provide public
awareness in the field of return on investment in distributed power sector using biomass
sources reasonably and public authorities' support.
87
Łódź, dnia 4 lutego 2015 roku
Wiktor Furmańczyk
Nr albumu: 171714
Energetyka
Studia stacjonarne inżynierskie
OŚWIADCZENIE
Świadomy odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych zeznań oświadczam, że
przekładana praca inżynierska na temat:
ANALIZA PORÓWNAWCZA UKŁADÓW KOGENERACYJNYCH MAŁEJ MOCY
ZASILANYCH BIOMASĄ
została napisana przeze mnie samodzielnie.
Jednocześnie oświadczam, że ww. praca:
nie narusza praw autorskich w rozumieniu ustawy z dnia 4 lutego 1996 roku o prawie
autorskim i prawach pokrewnych (Dz. U. z 2006 r. Nr 90 poz. 631 z późniejszymi
zmianami) oraz dóbr osobistych chronionych prawem cywilnym, a także praca nie zawiera
danych i informacji, które uzyskałem w sposób niedozwolony,
nie była wcześniej podstawą żadnej innej urzędowej procedury związanej z nadawaniem
dyplomów wyższej uczelni lub tytułów zawodowych.
.................................................
(podpis studenta)
top related