PRACA DYPLOMOWA INŻYNIERSKA - cire.pl · politechnika ŁÓdzka wydziaŁ elektrotechniki,...

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


8

Rys. 1.3. Produkcja ciepła użytkowego (w Mtoe) w Polsce z biomasy stałej


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


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


29

Rys. 3.12. Ruchoma podłoga dla rozładowywania biomasy ze składowisk długoterminowych


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,


Wapń Ca obniżenie temperatury mięknięcia popiołu,


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


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).


oC) w programie

IPSEpro-PSE elektrociepłowni zasilanej zrębkami drzewnymi w stanie powietrzno-suchym

(opr. wł.)

74


energetycznych brutto ηECb i netto ηECn przy spalaniu zrębków drzewnych w stanie

powietrzno-suchym (opr. wł.)


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.


oC) w programie

IPSEpro-PSE elektrociepłowni zasilanej peletami słomianymi (opr. wł.)

76


energetycznych brutto ηECb i netto ηECn przy spalaniu peletów słomianych (opr. wł.)


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.


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.


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/[email protected]?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)

PRACA DYPLOMOWA INŻYNIERSKA - cire.pl · politechnika ŁÓdzka wydziaŁ elektrotechniki,...

Documents

Transcript of PRACA DYPLOMOWA INŻYNIERSKA - cire.pl · politechnika ŁÓdzka wydziaŁ elektrotechniki,...