Zgazowanie biomasy w kogeneracji

Jednakże można zauważyć coraz silniejszą tendencję do tworzenia jednostek w skali mikro (do 5 kW) oraz małej (od 5 kW do 5 MW). Energia z nich uzyskiwana jest wykorzystywana przede wszystkim przez odbiorców lokalnych. W zakresie paliw – czy raczej źródeł energii – stosowanych w tychże układach, nie ma praktycznie żadnych ograniczeń. Mogą to być paliwa konwencjonalne, takie jak: węgiel, ropa naftowa czy gaz ziemny, jednak coraz częściej eksploatujące moduły konwertujące energię słoneczną, chemiczną związaną z ogniwami paliwowymi czy też gaz otrzymany z odmetanowania kopalń. Również maszyny wykorzystywane do konwersji energii mogą znacznie różnić się między sobą koncepcją technologiczną.

Mała kogeneracja

W przypadku małych jednostek, gdyż te są głównym tematem niniejszego artykułu, najczęściej spotykane są silniki tłokowe, mikroturbiny gazowe oraz parowe, które mogą być powiązane z układami ORC. Bardzo często stosuje się również technologie wykorzystujące jako paliwo gaz pochodzący ze zgazowania biomasy. Jest to świetne rozwiązanie dla władz terytorialnych z obszarów obfitujących we wszelkiego rodzaju biomasę, jak również dla prywatnych gospodarzy, którzy przy odpowiednich krokach mogą silnie zredukować koszty ponoszone z tytułu konieczności opłacania mediów energetycznych, których cena systematycznie wzrasta.

Do zgazowania biomasy dochodzi w odpowiednio dostosowanych warunkach. Proces ten składa się z czterech etapów, następujących w różnych przedziałach temperaturowych. Są to suszenie, piroliza, oksydacja oraz redukcja. Samo zgazowanie zachodzi przy niedomiarze tlenu, natomiast piroliza przy jego całkowitym braku4. Wyróżnia się dwa podstawowe typy stosowanych reaktorów ze złożem stałym: przeciwprądowe oraz współprądowe. Oczywistą różnicą istniejącą pomiędzy nimi jest wynikająca z nazwy droga przypływu substratów i produktów zgazowania. Pierwszy z nich odznacza się niższą temperaturą uzyskanego gazu oraz wyższym ciepłem spalania aniżeli reaktor współprądowy. Dodatkowo zawiera więcej cząstek smoły w gazie. Produkty procesu to przede wszystkim gaz: średnio lub niskokaloryczny. Dokładny skład ilościowy samego gazu oraz jego parametry zależą przede wszystkim od czynnika zgazowującego, którym może być powietrze, para wodna z tlenem lub dwutlenek węgla, temperatury, ciśnienia czy też rodzaj biomasy. Produktami wtórnymi całego procesu są m.in. metanol, benzyna czy amoniak. Ważnym aspektem tego typu technologii jest fakt, iż nie występują przeciwwskazania do zastosowania wysoko zawilgoconej biomasy jako wkładu. Realizuje się wówczas proces zgazowania hydrotermalnego, podczas którego wilgotność substratu dochodzi do blisko 95%7.

Przykłady zgazowania

Pierwszy z przykładów pochodzi z Polski. Instalacja „Szepietowo” nazywa się tak, jak miejscowość, w której się znajduje. Jest to układ z silnikiem spalinowym zasilanym syngazem, czyli gazem wodnym. Powstaje on ze zgazowania biomasy, podczas którego jako czynnik zgazowujący wykorzystywane są para wodna oraz tlen. Gaz, będący produktem, przed skierowaniem do silnika spalinowego zostaje oczyszczony i uszlachetniony. W tym przypadku utworzono także system odzysku ciepła z poszczególnych etapów procesu na potrzeby suszenia biomasy. Wartość opałowa otrzymywanego syngazu to ok. 10 – 10 MJ/m3. Parametry układu to 500 kWe oraz 411 kWth. Moc dostarczana z paliwem wynosi ok. 1,5 MW.

Państwem europejskim, które wyróżnia się na tle innych pod względem wykorzystania układów kogeneracyjnych, w tym biomasy oraz produktów jej gazyfikacji, jest niewątpliwie Dania. Z tego też powodu zaprezentowany zostanie przykład małej jednostki kogeneracyjnej „Viking”, zlokalizowanej na Uniwersytecie Technicznym w Kopenhadze. Wykorzystano tam konfigurację, w której rozdzielono procesy pirolizy i właściwej gazyfikacji na dwa osobne reaktory. Moduł związany z drugim procesem posiada możliwość sterowania temperaturą, co skutkuje małym gromadzeniem się smoły i pochodnych w głównym produkcie. Moc wejściowa tego układu to 70 kW, zaś wychodząca termiczna i elektryczna to odpowiednio: 39 kW i 17,5 kW. Sprawność procesu to 25%. Paliwem w tym przypadku są trociny1.

Kolejnym znaczącym przykładem jest pilotażowy projekt małej jednostki kogeneracyjnej skonstruowanej w Rainford w Wielkiej Brytanii. Moce wynoszą odpowiednio 500 kWth oraz 250 kWe. Reaktory ze złożem stałym pracują w technologii dolnociągowej współprądowej. Paliwem zasilającym, podobnie jak w duńskiej instalacji, są trociny, głównie z drzew iglastych. Ważną kwestią jest zastosowanie filtrów ceramicznych, pozwalających oczyścić gaz z popiołów oraz cząsteczek smoły przed przekierowaniem go do silników. Sprawność danego układu wynosi ok. 34%. Utrudnieniami, z którymi należało się zmierzyć w przypadku tego projektu, była konieczność przebudowy istniejących rurociągów, które dotychczas przetłaczały skroplony gaz ziemny, zaś od tej pory czynnikiem krążącym w obiegu miał być gaz powietrzny, jak również obowiązek zasilania krajowej sieci elektroenergetycznej, co wymusiło wybudowanie stacji kontrolno-pomiarowej3.

Zastosowanie silników spalinowych zapewnia liczne korzyści, np.:
- możliwość szybkiego uruchomienia instalacji z obciążeniem nominalnym – ważne w przypadku pracy w charakterze zasilania awaryjnego,
- wysoka sprawność konwersji energii w szerokim spektrum mocy,
- zdolność do pracy z dala od sieci przesyłowych,
- niskie nakłady inwestycyjne.

Jak jednak wspomniano, nie jest to jedyny możliwy układ technologiczny.

Ostatnim z przytoczonych przykładów będzie elektrociepłownia Naturenergie Hersbruck zlokalizowana w Bawarii. Podstawową różnicą pomiędzy tym systemem a opisywanymi dotychczas jest wykorzystanie turbiny gazowej oraz obiegu ORC zamiast silników tłokowych. Parametry danego układu to: 345 kWe oraz 850 kWth, zaś całkowita sprawność obiektu brutto wynosi ok. 80%2.

Aspekty energetyki rozproszonej

W ujęciu bardziej ogólnym należy zaznaczyć, iż energetyka rozproszona ma wiele zalet, co powinno zachęcać do jej upowszechniania. Wspomniane obniżanie strat związanych z przesyłem, niskie obciążenie szczytowe, wykorzystanie zasobów lokalnych pozwalających na utworzenie wielu małych obiektów zamiast jednego dużego, a idąc dalej dywersyfikacja źródeł energii, zapewniająca możliwość poprawy statusu bezpieczeństwa energetycznego, to tylko niektóre z korzyści płynących z zastosowania energetyki rozproszonej. Nie da się jednak uniknąć pewnych utrudnień, którymi w tym przypadku mogą być znaczne koszty na wstępnym etapie realizacji projektu oraz często poruszana kwestia trudnych do przewidzenia warunków atmosferycznych, choć w przypadku biomasy nie odgrywa to kluczowej roli6.

Liczne zalety ma również zgazowanie biomasy. Należy jednak pamiętać o wadach oraz utrudnieniach, jakie niesie za sobą ta technologia. Chodzi m.in. o duże zawartości związków alkalicznych, mogących powodować korozję lub erozję powierzchni ogrzewalnych oraz kanałów, jak również doprowadzić do zalegania osadów w tychże ciągach, niską temperaturę mięknięcia popiołu, znaczną zawartość substancji smolistych w produktach procesowych, które to mogą uszkodzić układy wykorzystujące silniki spalinowe. Ostatecznie niezbędne jest również zwrócenie uwagi na konieczność zapewnienia ciągłości dostaw paliwa wsadowego oraz optymalizację jego transportu i składowania5.

W efekcie przeprowadzonej analizy nasuwa się kilka podstawowych wniosków. Po pierwsze, zgazowanie biomasy należy rozpatrywać w ujęciu wielopłaszczyznowym. Główne wymagania dotyczą aspektów energetycznych, technicznych, ekologicznych i oczywiście ekonomicznych. Po drugie, jest to technologia uwikłana w liczne zależności. Wpływają na nią rodzaj podawanego wsadu oraz metoda zgazowania, sposób zagospodarowania gazu powiązany z założeniami koniecznej do wygenerowania mocy elektrycznej i cieplnej czy też perspektywy utylizacji produktów ubocznych procesu. Po trzecie, metody zagospodarowania biomasy w celu uzyskania z niej gazu wciąż są w fazie badań, tak samo jak różne rodzaje tego surowca, które mają być wykorzystywane na skalę przemysłową. Jest to jednak technologia, która może przyczynić się do usprawnienia zagospodarowania lokalnych źródeł energii, a dzięki temu do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. To możliwe, zwłaszcza biorąc pod uwagę kwestie prawne, czyli unijne dyrektywy czy zielone, żółte, fioletowe i czerwone certyfikaty.

Źródła
1. Ahrenfeldt J., Clausen L., Henrisen U., Thomsen T.: Biomass gasification cogeneration. Roskilde 2011.
2. Duvia A.: Biomass cogeneration: Activities and experiences with plants based on biomass gasification. Turyn 2009.
3. European Biomass Industry Association: Cogeneration at Small Scale – Simultaneous Production of Electricity and Heat. Bruksela 2010.
4. Grochal B.J.: Wybrane aspekty zgazowania biomasy. Toruń 2006.
5. Kalina J., Skorek J.: Uwarunkowania technologiczne budowy układów energetycznych zintegrowanych z termicznym zgazowaniem biomasy. „Energetyka” 7/2006.
6. Kiciński J., Lampart P.: Siłownie kogeneracyjne energetyki rozproszonej skojarzone z układami produkcji paliw z biomasy (http://www.imp.gda.pl/bioenergy/biznes /kogeneracja-biomasa.pdf).
7. Piechocki J., Sołowiej P., Neugebauer M.: Gazyfikacja biomasy odpadowej z produkcji rolniczej. „Inżynieria Rolnicza” 5/2010.