Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Jacek KALINA, Janusz SKOREK
Zakład Termodynamiki i Energetyki Gazowej
Instytut Techniki Cieplnej,
Politechnika Śląska

PALIWA GAZOWE DLA UKŁADÓW KOGENERACYJNYCH

Jedną z istotnych cech gazowych układów kogeneracyjnych jest możliwość zasilania ich

różnymi paliwami gazowymi. Zwiększa to możliwość stosowania kogeneracji na małą skalę
w układach rozproszonych. Często wykorzystanie innego paliwa niż systemowy gaz ziemny
poprawia efektywność ekonomiczną projektu. Problematyka pozyskania i wykorzystania
paliw gazowych w układach kogeneracyjnych jest jednak szeroka. Obejmuje ona zagadnienia
takie jak ocena zasobów i kosztów pozyskania, ocena zmienności podaży w czasie, analiza
składu i właściwości paliw, zagadnienia konstrukcji poszczególnych typów urządzeń,
możliwe konfiguracje układów i analiza parametrów pracy urządzeń, aspekty środowiskowe,
efekty ekonomiczne i inne.

Większość paliw gazowych, znajdujących zastosowanie do zasilania układów

kogeneracyjnych, charakteryzuje się niższą (czasami znacznie) wartością opałową w stosunku
do gazu ziemnego. W niektórych przypadkach paliwa te różnią się także radykalnie od gazu
ziemnego składem (np. gaz koksowniczy, gazy syntezowe). Często paliwa te określane są
mianem gazów specjalnych,

Do podstawowych paliw

•
•

gazowych, mogących, poza gazem systemowym, znaleźć

zastosowanie w układach kogeneracyjnych zalicza się [6], [7], [9]:

gaz ziemny zaazotowany,
biogazy a w tym:
- gaz z fermentacji biologicznej (np. z oczyszczalni ścieków),
- gaz wysypiskowy,

•
•
•
•
•
•

gazy z procesów zgazowania paliw stałych, biomasy lub odpadów,
gazy syntezowe,
gaz z odmetanowania kopalń,
gaz koksowniczy,
inne gazy odpadowe z procesów technologicznych (głównie hutniczych i chemicznych),
propan i mieszaniny propanu z butanem (LPG).

O przydatności paliwa w aspekcie zastosowania w układach CHP decyduje szereg

właściwości, z których najważniejsze to:

- wartość opałowa,
- wartość liczby Wobbego,
- wysoka odporność na spalanie detonacyjne (stukowe),
- odpowiednia prędkość spalania mieszanki paliwowo – powietrznej,
- niska zawartość zanieczyszczeń i inne.

Zasadniczym problemem technicznym związanym z wykorzystaniem gazów

niskokalorycznych (w szczególności gazów syntezowych o dużej zawartości tlenku węgla CO
i wodoru

H

2

, oraz o znikomej zawartości metanu) jest dostosowanie silnika tłokowego czy

turbiny do spalania tego rodzaju gazu. Wartość opałowa paliwa zależy od jego składu.
Odporność paliwa gazowego na spalanie stukowe określa tzw. liczba metanowa. Im większa
jest wartość liczby metanowej, tym większa jest odporność paliwa na spalanie stukowe. W
obowiązującej skali określono dwa skrajne punkty: liczba metanowa czystego metanu CH

4

Prof. nzw. dr hab. inż. Janusz Skorek, tel.: (032) 237 – 24 –27; e-mail:

[e-mail]

Dr inż Jacek Kalina, tel.: (032) 237 – 29 –89; e-mail: [e-mail]

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

wynosi 100, a liczba metanowa wodoru H

2

jest równa 0. Wartość liczby metanowej

odpowiada udziałowi objętościowemu metanu w mieszaninie metanu z wodorem [10].
Przykładowo wartość liczby metanowej 90 (gaz ziemny) odpowiada odporności na spalanie
stukowe mieszaniny o udziale objętościowym metanu 90 % i wodoru 10 %.

Wartość liczby metanowej paliw gazowych zależy od zawartości metanu oraz innych

węglowodorów w gazie jak też od udziału gazów inertnych jak CO

2

i N

2

. Liczba metanowa

obniża się wraz ze wzrostem zawartości węglowodorów innych niż metan, rośnie natomiast w
przypadku większego udziału CO

2

i N

2

. Mała liczba metanowa powoduje konieczność

obniżenia stosunku sprężania silnika. Przydatność paliw stosowanych do zasilania silników
tłokowych w aspekcie odporności na spalanie stukowe przedstawia się następująco:

Tabela 1. Liczba metanowa paliw gazowych stosowanych w silnikach spalinowych [4]

Przydatność paliwa do spalania w silniku w zależności od liczby

metanowej

Liczba metanowa

Przydatność

100 i wyższa

Bardzo dobre

85 do 100

Dobre

70 do 85

Dostateczne

55 do 70

Trudne do spalenia

Poniżej 55

Bardzo trudne do spalenia

Wartości liczby metanowej różnych gazów

GAZ

LICZBA METANOWA

Wodór

0,0

Butan

10.5

Propan

35,0

Etan

43,5

Tlenek węgla

73,0

Gaz ziemny

90,0

Metan

100,0

Gaz ziemny (ok. 89 % CH

4

)

72 - 98

Gaz ziemny (15 % CO

2

)

104,4

Gaz ziemny (20 % CO

2

)

111,5

Gaz ziemny (40 % N

2

)

105,5

Gaz ziemny (50 % N

2

)

117,0

Gaz z oczyszczalni ścieków (65
% CH

4

+ 35 % CO

2

)

134,0

Gaz wysypiskowy (50 % CH

4

+

40 % CO

2

+ 10 % N

2

)

136,0

Istotnym parametrem charakteryzującym własności użytkowe gazu pod kątem wykorzystania
go w danych urządzeniach energetycznych jest tzw. liczba Wobbego. Określa ona również
możliwość zamiennego stosowania różnych paliw gazowych. Jest wielkością o wymiarze
takim samym jak wartość opałowa i ciepło spalania, a wyraża się ją następująco:

p

g

g

W

k

ρ

ρ

=

(1)

gdzie: W

g

– ciepło spalania,

ρ

g

– gestość gazu,

ρ

p

– gęstość powietrza

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Przykładowe wartości liczby Wobbego dla wybranych paliw gazowych przedstawiają się
następująco [3]:

- CH

4

: 45.53 MJ/m

n

3

- H

2

: 38.71 MJ/m

n

3

.

- CO: 12.15 MJ/m

n

3

.

- Gaz wielkopiecowy: 3.42 MJ/m

n

3

.

- Gaz koksowniczy: 28.8 MJ/m

n

3

.

- Gazy z procesów zgazowania różnymi technologiami: 4.28 do 20.86 MJ/m

n

3

W przypadku spalania gazów niskokalorycznych czynnikiem decydującym o

przydatności danego paliwa do zasilania poszczególnych urządzeń jest prędkość spalania.
Prędkość spalania mieszanki w silniku gazowym nie może być ani zbyt mała (z uwagi na
konieczność zupełnego spalenia paliwa przed opuszczeniem cylindra), ani zbyt duża w celu
uniknięcia spalania detonacyjnego. Prędkość spalania zależy od stosunku nadmiaru powietrza
do spalania. Maksymalna wartość prędkości spalania występuje przy

λ nieznacznie

mniejszym od 1 [10]. Przyjmuje się, że minimalna prędkość spalania w gazowych silnikach
tłokowych, przy której paliwo może być wykorzystywane samodzielnie (bez domieszek
innego gazu palnego), wynosi 0,008 m/s [6].

Niektóre z paliw gazowych stosowanych w małych układach skojarzonych spalane są

samodzielnie, niektóre zaś wzbogacane są gazem ziemnym. Na efektywność ekonomiczną
inwestycji wpływa tu zwykle niski koszt paliwa oraz często uniknięte opłaty i kary za
spalanie gazów odpadowych lub odprowadzanie ich do atmosfery.

1.1. GAZ ZIEMNY ZAAZOTOWANY

Gaz ziemny systemowy wysokometanowy (GZ-50) stanowi obecnie w Polsce jedynie 85

% całkowitej ilości gazu rozprowadzanego siecią gazową. Pozostałość stanowi gaz ziemny
zaazotowany (GZ-35). Przewiduje się, że ok. roku 2010 w Polsce będzie rozprowadzany już
tylko jeden rodzaj gazu ziemnego, tj. wysokometanowy. Gaz zaazotowany ze źródeł
lokalnych będzie mógł znaleźć zastosowanie w lokalnych układach energetycznych jako gaz
pozasystemowy.

Obecnie parametry gazu ziemnego zaazotowanego, w przypadku zastosowania go jako

gazu systemowego, odpowiadać muszą Polskiej Normie - PN-87/C-96001 (Paliwa gazowe
rozprowadzane wspólną siecią i przeznaczone dla gospodarki komunalnej). Oznacza to, że
powinien on spełniać następujące wymagania:

- nominalna liczba Wobbego: 35 MJ/m

n

3

,

- zakres zmienności liczby Wobbego: 32.5 – 37.5 MJ/m

n

3

,

- ciepło spalania: nie mniej niż 26 MJ/m

n

3

,

- wartość opałowa: nie mniej niż 24 MJ/m

n

3

,

Gaz ziemny zaazotowany stanowi paliwo doskonale nadające się do zasilania silników i

turbin gazowych. W Polsce jego złoża znajdują się w środkowo- i północno zachodniej części
kraju. Przykładem wykorzystania lokalnych źródeł gazu ziemnego zaazotowanego jest układ
kombinowany gazowo-parowy w Elektrociepłowni Gorzów S.A..

Zarówno skład gazu jak i jego wartość opałowa i inne własności są zmienne w zależności

od miejsca wydobycia. Przykładowy skład gazu ziemnego zaazotowanego wydobywanego z
jednego ze źródeł w środkowo-zachodniej Polsce jest następujący (skład objętościowy): CH

4

– 46.35 %; C

2

H

6

– 3.56 %; C

3

H

8

– 0.92 %; C

4

H

10

– 0.4 %; N

2

– 47.87 %; CO

2

– 0.90 %.

Wartość opałowa gazu wynosi: 20.197 MJ/m

n

3

. Gęstość w warunkach normalnych 1.021

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

kg/m

n

3

. Jak widać gaz ten nie spełnia warunków określonych normą stąd może zostać

wykorzystany jako gaz pozasystemowy bądź też wzbogacony gazem wysokometanowym i
wprowadzony do sieci krajowego podsystemu gazoenergetycznego.

1.2. GAZY PŁYNNE LPG I LNG

Osobną grupę paliw, znajdujących zastosowanie w gazowych układach kogeneracyjnych

są gazy płynne. Najczęściej stosowane są tu: propan techniczny , mieszaniny propanu z
butanem, butan techniczny oraz skroplony gaz ziemny. Właściwości gazów płynnych reguluje
w Polsce norma PN-C/96008 (Przetwory naftowe. Gazy węglowodorowe. Gazy skroplone C

3

- C

4

).

Mieszanina propanu i butanu charakteryzuje się wysoką wartością opałową lecz niską

odpornością na spalanie stukowe (niską liczbą metanową). Z tego też powodu gaz płynny
LPG stosowany jest zwykle do zasilania silników o zapłonie iskrowym o niskich stosunkach
sprężania. Może on być również stosowany w turbinach gazowych, pod warunkiem, że
komora spalania została przystosowana do zasilania tym paliwem.

Skraplanie węglowodorów będących produktami rafinacji ropy naftowej, jakimi są

propan i butan techniczny odbywa się przy stosunkowo niewielkich nadciśnieniach. Gazy te
mają bowiem przy ciśnieniu atmosferycznym stosunkowo wysokie temperatury skraplania
(odpowiednio rzędu – 40 i – 12

O

C). Powoduje to, że instalacje skraplania, magazynowania i

ponownego odparowania tych gazów oraz ich mieszanin charakteryzują niskim kosztem. Stąd
duża popularność stosowania, zwłaszcza do napędu silników trakcyjnych, gdzie koszt LPG
jest znacznie niższy od paliw płynnych.

W przypadku skroplonego gazu ziemnego (LNG) wymagane są bardziej złożone

instalacje skraplania. Temperatura skraplania metanu przy ciśnieniu atmosferycznym wynosi
około -161

O

C. Powoduje to znacznie większy koszt instalacji. Zwykle stosuje się tu

kaskadowe systemy skraplania lub układy z wykorzystaniem turboekspanderów [28].

Konieczność transportu, magazynowania oraz zwykle odparowania przed bezpośrednim

zasileniem urządzenia energetycznego jest wadą gazów płynnych, wykorzystywanych jako
paliwa do zasilania stacjonarnych układów skojarzonych. Niekorzystnie na liczbę instalacji
wpływa tu również zwykle stosunkowo wysoki koszt paliwa. Dodatni efekt ekonomicznym
może jednak wystąpić w sytuacji, gdy nie ma możliwości doprowadzenia do układu
gazociągu gazu systemowego bądź też koszt doprowadzenia gazu jest wysoki.

1.3. GAZY FERMENTACYJNE

Gazy fermentacyjne zaliczane są do grupy biogazów tj. gazów powstałych w wyniku

aktywności metanogennych bakterii beztlenowych powodujących rozkład substancji
organicznej. Głównym składnikiem biogazów jest metan i dwutlenek węgla.

Proces utylizacji odpadów organicznych przy wykorzystaniu fermentacji metanowej

najbardziej rozpowszechniony jest w rolnictwie. Ostatnio jednak coraz częściej znajduje on
zastosowanie do utylizacji odpadów z innych źródeł. Fermentacja metanowa obecnie
stosowana jest głównie w oczyszczalniach ścieków do biologicznego rozkładu osadów
ściekowych. Możliwe jest również wytwarzanie biogazu w układach specjalnie w tym celu
projektowanych tzw. biogazowniach.

Fermentacja metanowa prowadzona jest w zamkniętych komorach fermentacyjnych bez

udziału tlenu. Biogaz uzyskiwany w wyniku fermentacji metanowej charakteryzuje się
różnym składem i właściwościami w zależności od wielu czynników, z których jako

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

najważniejsze można wymienić początkowy skład substancji organicznej, wilgotność
substancji organicznej, temperaturę, ciśnienie oraz rodzaj zastosowanej technologii komory
fermentacyjnej.

Proces beztlenowego rozkładu substancji organicznej, zachodzący w komorze

fermentacyjnej, podzielić można na cztery fazy [11]:

- hydroliza – rozkład wielocząsteczkowych związków organicznych;
- faza kwaśna – produkcja kwasów organicznych alkoholi i aldehydów;
- faza oktanogenna – produkcja lotnych kwasów tłuszczowych,
- faza metanogenna – rozkład lotnych kwasów tłuszczowych do postaci CH

4

i CO

2

.

Dla uzyskania wysokiej wydajności procesu wydzielania metanu wymagane jest

zapewnienie następujących czynników:

- brak tlenu w komorze fermentacyjnej,
- brak metali ciężkich lub siarczków, mogących hamować proces fermentacji;
- pH powinno mieścić się w zakresie 6.6 – 7.6,
- odpowiednie stężenie substancji, takich jak azot i fosfor, które są konieczne dla

właściwego wzrostu bakterii anaerobowych,

- temperatura w zakresie 30 - 38 stopni C dla fermentacji mezofilowej i 49 - 57 stopni C

dla fermentacji termofilowej.

Podany zakres temperatury przebiegu fermentacji mezofilowej i termofilowej wskazuje na

konieczność podgrzewania komory fermentacyjnej, zwłaszcza w okresie zimowym. W tym
celu stosowane są zwykle zewnętrzne źródła ciepła jak kotły wodne. Często zasilane są one
biogazem wydzielonym w procesie. Dla prawidłowego przebiegu procesów biochemicznych
konieczne jest również mieszanie osadu poddawanego fermentacji.

Zawartość metanu w biogazie zawiera się w szerokich granicach: 42% do 85%. Można

przyjąć średnie wartości: 65% CH

4

i 35% CO

2

. Wartość opałowa biogazu mieści się w

przedziale 18 - 24 MJ/m

n

3

. Przykładowy skład biogazu z komór fermentacyjnych

oczyszczalni ścieków komunalnych, wykorzystywanego do zasilania silników tłokowych
[12]: CH

4

= 57 – 65 %, CO

2

= 32 – 37 %, N

2

= 0.2 – 0.4 %. Zawartość siarki w gazie

wynosiła 0.06 g/m

n

3

, a średnia wartość opałowa 20.9 MJ/m

n

3

.

Wydajność procesu fermentacji jest różna, w zależności od konstrukcji komory

fermentacyjnej, składu odpadów i innych czynników. W tablicy 2 przedstawiono
przykładowe ilości biogazu uzyskiwanego w procesie fermentacji odpadów roślinnych,
zwierzęcych oraz osadów z oczyszczalni ścieków.

Tabela 2. Uzyski biogazu z komór fermentacyjnych w procesie przetwarzania odpadów
roślinnych, odchodów zwierzęcych i szlamu z oczyszczalni ścieków [13]

Rodzaj odpadów

Czas wytwarzania

biogazu,

dni

Ilość biogazu wytworzona w

ciągu 26 dni,

dm

3

/kg suchej masy odpadów

Słoma rzepakowa

109

184

Łodygi i liście ziemniaczane

107

171

Liście buraczane

21

418

Trawa

26

427

Słoma pszenicy

95

206

Słoma żyta

81

252

Odchody trzody

16

203

Odchody bydła

121

159

Szlamy z oczyszczalni ścieków

118

175

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

1.4. GAZ WYSYPISKOWY

Gaz wysypiskowy powstaje w procesie biologicznego rozkładu substancji organicznej

zawartej w odpadach poddanych odpowiednio prowadzonemu procesowi składowania.
Zasadniczym składnikiem palnym gazu wysypiskowego jest metan CH

4

. W przybliżeniu 90

% metanu powstaje w wyniku rozkładu odpadów celulozowych, 8.5 % z organicznych
związków azotowych i 0.5 % z cukrów. Typowy skład gazu wysypiskowego z prawidłowo
utworzonego i eksploatowanego złoża składa się około 45 - 58 % metanu, 32 - 45 %
dwutlenku węgla, 0 - 5 % azotu, >1 - 2 % wodoru, 2 % tlenu oraz śladowe ilości innych
związków jak chlorowodór, węglowodory wyższych rzędów, związki alkaiczne, siarkowodór
(10 – 200 ppm), amoniak, tlenek węgla i inne [15]. Typowo wartość opałowa gazu
wysypiskowego jest w granicach 12 – 22 MJ/m

n

3

[16]. W tabeli 3 przedstawiono wyniki

pomiarów składu gazu na wybranych krajowych składowiskach odpadów komunalnych.

Tabela 3. Objętościowy skład gazu wysypiskowego z wybranych wysypisk krajowych

Składnik gazu

Wysypisko 1

Wysypisko 2

Wysypisko 3

CH

4

, %

33.8

25.2

28.1

CO

2

, %

28.2

17.8

29.7

H

2

, %

15.6

4.2

6.2

O

2

, %

22.2

48.7

34.3

N

2

, %

28.2

4.1

1.7

Wartość opałowa, kJ/m

n

3

12 000

10 600

12 000

Wyniki pomiarów przedstawione w [17] pokazują, że całkowita liczba związków

chemicznych, których występowanie odnotowano w gazie wysypiskowym wynosi około 90.
Zawartość większości z odnotowanych składników jest mniejsza od 100 ppm (a wielu nawet
poniżej 1 ppm) to jednak część z nich może wpływać znacząco na pracę i trwałość
urządzenia, w którym gaz wysypiskowy może zostać wykorzystany. Dlatego każdorazowo
wymagana jest dokładna analiza chemiczna gazu.

Metan ma około dwudziestokrotnie silniejszy wpływ na tworzenie się efektu

cieplarnianego niż dwutlenek węgla. Powoduje to, że odprowadzanie gazu wysypiskowego ze
składowiska i jego energetyczne wykorzystanie zapobiega jego swobodnemu wydzielaniu się
co prowadzi do zmniejszenia szkodliwego oddziaływania składowiska na środowisko oraz
szeregu innych niebezpieczeństw.

Rozkład biologiczny substancji organicznej na wysypisku podzielić można na cztery

zasadnicze etapy:

I. Rozkład tlenowy (aerobowy )
II. Rozkład beztlenowy (anaerobowy)
III. Rozkład beztlenowy metanogenny niestabilny
IV. Rozkład beztlenowy metanogenny stabilny

W pierwszym etapie powstaje głównie dwutlenek węgla. Po wyczerpaniu się tlenu

dominują procesy anaerobowe z udziałem jonów azotowych i siarczanowych. Wzrasta ilość
dwutlenku węgla oraz pojawiają się kwasy organiczne, amoniak i wodór. Dopiero w trzeciej
fazie rozkładu pojawiają się warunki sprzyjające powstawaniu metanu. Następuje wzrost
bakterii metanogennych. Zanika wodór i azot, zawartość dwutlenku węgla zmniejsza się do
wielkości odpowiadającej końcowemu stanowi równowagi. Szybko wzrasta ilość CH

4

.

Faza rozkładu tlenowego może trwać w zależności od rodzaju wysypiska od 6 do 18

miesięcy w dolnych i 3 do 6 miesięcy w górnych partiach składowiska [17]. Podobny okres

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

obejmuje faza II. Uproszczony schemat zmian ilości poszczególnych składników w gazie
wysypiskowym w czasie przedstawiono na rys. 1. W fazie IV skład gazu i jego szybkość
wydzielania się pozostają z reguły stałe. Faza ta może trwać nawet trwać nawet 20 - 25 lat.

Rys. 1. Zmiany składu gazu wysypiskowego w czasie [17]

Wydzielanie się metanu uzależnione jest od wielu innych czynników oraz procesów

fizycznych, chemicznych i biologicznych . Należą do nich:

- skład odpadów
- stopień zawilgocenia odpadów (minimalna wilgotność wynosi 50 %),
- temperatura składowiska (wraz z obniżaniem temperatury maleje szybkość

wydzielania się metanu; 54 – 71

O

C w procesie rozkładu tlenowego, 30 – 41

O

C przy

rozkładzie beztlenowym; zmienna w różnych częściach składowiska),

- odczyn pH (optymalne pH wynosi 6.8 – 8.5),
- gęstość upakowania złoża (im większa tym mniej tlenu atmosferycznego zawiera

złoże, tym większe ciśnienie i temperatura),

- warunki atmoesferyczne.

Teoretyczne i osiągalne ilości gazu wysypiskowego odnotowane w literaturze kształtują

się po między 6 a 240 m

3

z tony odpadów komunalnych [17]. Średnio zakłada się, że z 1 tony

odpadów powstaje od 30 - 120 m

3

gazu. Po ustaleniu fazy stabilnego rozkładu anaerobowego

ilość osiągalnego metanu można w prosty sposób oszacować używając liniowej zależności od
masy odpadów znajdujących się w składowisku [17]:

(2)

G

G

CH

)

52

.

6

52

.

2

(

4

÷

=

&

gdzie:

4

CH

&

G

- strumień CH

4

w m

3

/min, (2.25

÷ 6.52) – przedział dla poziomu ufności 95 %, G

– ilość odpadów w tonach,

Składowiska odpadów mniejsze niż 0.5 miliona ton oraz składowiska stare nie nadają się

do energetycznego wykorzystania. Składowiska o zwartości 0.5 – 3 milionów ton mogą
wytwarzać gaz na potrzeby układów o mocy 500 do 2000 kW.

Gaz wysypiskowy z reguły wykorzystywany jest w układach silnik tłokowy-generator,

rzadziej w układach siłowni z turbinami gazowymi [14]. Wynika to przede wszystkim z
większej sprawności silników oraz niższych nakładów inwestycyjnych. Wysoka sprawność
jest tu szczególnie istotna, gdyż zwykle w układach tych nie jest prowadzony odzysk ciepła

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

(lub prowadzony jest w niewielkim stopniu), co związane jest ze znaczną zwykle odległością
od układów do potencjalnych odbiorców ciepła. Alternatywnie możliwe jest umiejscowienie
układu skojarzonego w pobliżu odbiorców ciepła, co wymaga jednak przesyłu gazu
wysypiskowego. Opłacalność inwestycji powinna każdorazowo zostać potwierdzona analizą
ekonomiczną. Zestawienie kosztów inwestycyjnych budowy układu skojarzonego zasilanego
gazem wysypiskowym przedstawiono w tabeli 4.

Tabela 4. Typowy rozkład kosztów budowy elektrociepłowni biogazowej [18]

Komponent układu

Jednostkowy nakład inwestycyjny US$/kW

e

System kolektorów gazu

200 - 400

System poboru i przesyłu

200 - 300

Układ utylizacji gazu (np. moduł CHP)

850 - 1200

Projektowanie

250 – 350

Suma:

1550 - 2250

Obecnie w Polsce znajduje się obecnie około 700 zarejestrowanych wysypisk odpadów

komunalnych. Według różnych opracowań są one źródłem rocznej, niekontrolowanej emisji
metanu do atmosfery w ilości około 600 milionów m

n

3

[19]. Ocenia się również, że po

uwzględnieniu czynników technicznych i ekonomicznych około 25 –30 % metanu z około 80
– 100 wysypisk może zostać wykorzystane energetycznie.

Systemy pozyskiwania gazu wysypiskowego można ogólnie podzielić na dwie grupy:

systemy pasywne i systemy aktywne [17]. W systemach pasywnych gaz przemieszcza się pod
wpływem naturalnej różnicy ciśnień. System aktywny bazuje na odsysaniu gazu z wysypiska.

W większości istniejących instalacji gaz wysypiskowy pozyskiwany jest na drodze

pionowych odwiertów [18]. W niektórych przypadkach spotyka się również system
rurociągów poziomych zabudowywanych równolegle z usypywaniem złoża (szczególnie w
przypadkach gdy wysypisko usypywane jest warstwami). Pozwala to na pozyskiwanie gazu
jeszcze przed zakończeniem eksploatacji wysypiska i jego ostatecznym przykryciem warstwą
wierzchnią.

1.5. GAZ Z ODMETANOWANIA KOPALŃ

Metan towarzyszący pokładom węgla powstał w wyniku procesu uwęglania substancji

roślinnej. Ogólnie proces ten podzielić można na dwa etapy [21]:

1) diageneza – procesy fizyczne, chemiczne i biologiczne prowadzące do przeobrażenia

się substancji roślinnej w torf, a następnie węgiel brunatny,

2) metamorfizm – dalsze uwęglenie węgla brunatnego do postaci węgla kamiennego i

antracytu.

Metan tworzył się zarówno w jednym jak i w drugim stadium uwęglania, przy czym w

każdym z nich w skutek działania innych mechanizmów. W stadium diagenezy dominowała
fermentacja metanowa i rozkład anaerobowy substancji roślinnej. Procesy zachodzące w
stadium metamorfizmu nie są dokładnie znane, istotną rolę odgrywają tu jednak procesy
termochemiczne uzależnione od ciśnienia, temperatury i czasu.

W skutek zalegania złóż substancji roślinnej na znacznych głębokościach, utrudnione

było przenikanie wytworzonych gazów do atmosfery. Zostały one zakumulowane w
porowatej strukturze węgli oraz w przestrzeniach wolnych. Możliwość migracji gazów w
złożu jest uzależniona od przepuszczalności złoża. Również różnorodny skład i budowa skały
jałowej wpłynęły na fakt obecnych lokalnych zmian koncentracji metanu w pokładach węgla.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Istotne znaczenie dla powstawania obecnych zasobów metanu w pokładach węgla miały

zjawiska tektoniczne towarzyszące procesowi uwęglania. Częściowo doprowadziły one do
odgazowania pokładów i wypływ metanu do atmosfery. Obecnie ilości gazu zakumulowane
w pokładach węgla są stosunkowo trudne do oceny, jednak z pewnością są one mniejsze od
ilości powstałych w procesie tworzenia się węgla. W Polsce zasoby metanu występują
głównie na terenie Górnośląskiego Zagłębia Węglowego, przy czym większe w jego
południowej i południowo-zachodniej części.

Metan zakumulowany w złożach węgla kamiennego możliwy jest do pozyskania z trzech

źródeł [20]:

- bieżąca eksploatacja kopalń,
- kopalnie, w których zaprzestano wydobycia,
- dziewicze pokłady węgla kamiennego.

Gaz zakumulowany w pokładach węgla zawiera od 80 – 98 % CH

4

. Pozostałe składniki

to głównie azot i dwutlenek węgla oraz niewielkie ilości innych związków (C

2

H

6

i wyższe,

He, H

2

, H

2

S, HCN, NH

3

, NO

x

, SO

2

, S organiczna i inne). Zawartość CH

4

w gazie

pozyskiwanym ze złoża zależna jest od sposobu jego wydobycia. W tabeli 5 przedstawiono
typowy zakres zmienności parametrów gazu z pokładów węgla w zależności od źródła dla
różnych światowych zasobów węgla.

Tabela 5. Zawartość metanu w gazie pozyskiwanym ze złóż wegla kamiennego [20]

Źródło gazu

Udział CH

4

, %

Strumień czystego CH

4

,

m

n

3

/dobę

Dziewicze pokłady węgla –
pojedynczy odwiert (USA)

> 95

1400 – 8400

Eksploatowane kopalnie

35 – 75

6000 – 194 400

Powietrze wentylacyjne z
eksploatowanych kopalń

0.05 – 0.08

4320 – 138 240

Zamknięte kopalnie

35 – 90

11 000 – 86 000

Metan z dziewiczych pokładów węgla eksploatowany jest zwykle za pomocą odwiertów

z powierzchni [20]. Wydajność pojedynczego odwiertu uzależniona jest w dużym stopniu od
przepuszczalności pokładu węgla.

W eksploatowanych kopalniach metan wydziela się na skutek prowadzenia robót

górniczych w skutek odprężania pokładów węgla. Stanowi on poważne zagrożenie i ze
względów bezpieczeństwa musi zostać z wyrobiska usunięty. Ilość wydzielanego metanu
uzależniona jest warunkami stanu równowagi pomiędzy gazem wolnym i zaadsorbowanym
znajdującym się pod danym ciśnieniem.

Na skutek porowatej struktury węgla metan występuje zarówno w procesie wydobycia

jak i transportu, składowania i obróbki węgla kamiennego. W eksploatowanych kopalniach
metan zakumulowany w pokładach rozdziela się na cztery części:

- metan wydzielający się z pokładu do wyrobiska i odprowadzany z powietrzem

wentylacyjnym (źródło szkodliwej emisji),

- metan odprowadzany systemami odmetanowania (możliwy do energetycznego

wykorzystania),

- metan adsorbowany w porach węgla wydobywanego na powierzchnię (wydzielający

się w dalszych fazach obróbki i będący źródłem szkodliwej emisji),

- metan pozostający w złożu.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

W eksploatowanych kopalniach, proces odprowadzania gazu z pokładów węgla nim

przeniknie on do powietrza wentylacyjnego nosi nazwę odmetanowania. W każdym z
przypadków jest to jednak proces kosztowny i powinien być uzasadniony względami
bezpieczeństwa oraz technicznie i ekonomicznie. Nie we wszystkich eksploatowanych
kopalniach prowadzone jest odmetanowanie. W Polsce z reguły odmetanowanie prowadzone
jest w kopalniach zaliczanych do IV grupy zagrożenia metanowego [21], [22], gdzie ilość
wydzielającego się CH

4

przekracza 8 m

3

/tonę czystej substancji węglowej (csw) w złożach

udostępnionych i przygotowywanych do eksploatacji i 15 m

3

/tonę csw w złożach

eksploatowanych. Przy tak dużym natężeniu wydzielania się metanu, z technicznego i
ekonomicznego punktu widzenia, trudne jest odprowadzenie go z wyrobiska przy
wykorzystaniu wyłącznie powietrza wentylacyjnego.

W ogólnym ujęciu odmetanowanie polega na wierceniu w porowatym górotworze

otworów drenażowych i przez mechaniczne wytworzenie różnicy ciśnień skierowanie gazu ze
złoża do rurociągów systemu odmetanowania a stąd bądź na powierzchnię do stacji
odmetanowania bądź do szybu wydmuchowego powietrza wentylacyjnego. Obecnie znanych
jest kilka technologii odmetanowania złóż. Ogólnie podzielić je można na trzy kategorie:

- odmetanowanie wyprzedzające prowadzone w górotworze nieodprężonym,
- odmetanowanie eksploatacyjne,
- odmetanowanie starych wyrobisk.

Skład oraz ilości metanu ujmowanego przez system odmetanowania uzależniony jest od

sposobu odmetanowania i wielkości sieci rurociągów tego systemu oraz licznych czynników
fizycznych jak głębokość złoża i jego przepuszczalność, ciśnienie, temperatura i inne.
Przykładowo w tabeli 6 przedstawiono ilość wydzielającego się metanu oraz efektywność
odmetanowania w kopalniach Jastrzębskiej Spółki Węglowej S.A. (JSW). W tabeli 7
przedstawiono przykładowy skład gazu uzyskanego z odmetanowania eksploatowanej kopalni
w warunkach polskich

Tabela 6. Metanowość kopalń Jastrzębskiej Spółki Węglowej S.A. [22]

Metanowość absolutna [m

3

/min]

Kopalnia

Metanowość

realtywana, [m

3

/t]

wentylacja

Odmetanowanie

razem

Efektywność

odmetanowania, [%]

„Borynia”

3,35

25,27

2,06

27,33

7,53

„Jas-Mos”

8,86

54,36

20,47

74,83

27,35

„Krupiński”

11,24

36,86

27,40

64,26

42,63

„Pniówek”

34,10

140,79

100,30

241,09

41,60

„Zofiówka”

17,07

47,36

37,40

84,76

44,12

JSW SA

12,82

304,64

187,63

492,27

38,11

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Tabela 7. Skład gazu z odmetanowania jednej z kopalń JSW S.A. [22]

Parametr

Wartość

Udział CH

4

, %

50.89

Udział C

2

H

6

, %

0.0

Udział C

2

H

4

, %

0.0

Udział N

2

, %

40.39

Udział CO, %

0.0008

Udział CO

2

, %

1.37

Udział O

2

, %

7.35

Udział H

2

, %

0.0

Wartość opałowa, MJ/m

n

3

18.1

Gęstość w warunkach normalnych, kg/m

n

3

1.002

Masa cząsteczkowa, kg/kmol

22.41

Liczba Wobbego, MJ/m

n

3

20.56

Udział H

2

S, NO

x

, siarki organicznej, %

0.0

Zawartość cząstek stałych, mg/m

n

3

1

÷ 2

W kopalniach zamkniętych, w których zaprzestano eksploatacji węgla metan wciąż

wydziela się do wyrobisk. Ma to związek z odprężeniem skały o porowatej strukturze, której
przepuszczalność znacznie wzrasta co ułatwia migrację gazu. Prędkość przepływu gazu w
gazu w mikroporach jest bardzo mała (od kilki

µm/s do kilkunastu cm/s [21]) przez co proces

może trwać kilka do kilkudziesięciu lat. Przykładowo w szybie wykonanym w 1929 roku na
obszarze górniczym Marklowice początkowy wypływ metanu był na poziomie 40 m

3

CH

4

/min. W roku 1946 gaz wydobywał się jeszcze w ilościach 20 m

3

CH

4

/min, w 1957 – 6.5

m

3

CH

4

/min a w 1971 jeszcze około 3 m

3

CH

4

/min [21].

Według różnych szacunków (Państwowy Instytut Górniczy, US Environmental

Protection Agency, dane kopalń) zasoby metanu pokładów węgla wynoszą Polsce pomiędzy
355 a 1328 mld m

n

3

. Osobnym zagadnieniem jest ocena kosztów pozyskania gazu

kopalnianego oraz ocena czasu eksploatacji poszczególnych złóż. Elementy te muszą być
uwzględnione w analizie efektywności ekonomicznej projektów układów skojarzonych.

1.6. GAZY Z PROCESÓW ZGAZOWANIA PALIW STAŁYCH, BIOMASY I

ODPADÓW

Zgazowaniem nazywamy konwersję paliwa stałego do postaci gazowej. Ponadto

produktami procesu jest żużel, substancje ciekłe i smoliste. Zgazowaniu podawać można
paliwa stałe, torf, drewno, odpady, pozostałości rafineryjne, mieszaninę odpadów
komunalnych i węgla oraz inne.

Choć w zasadzie zgazowanie to wyłącznie proces w którym realizowane są

endotermiczne reakcje chemiczne z udziałem pierwiastka węgla, dwutlenku węgla, tlenku
węgla wodoru, pary wodnej i metanu, terminem zgazowanie określa się cały cykl przemian

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

prowadzący do wytworzenia gazu syntezowego. Ogólnie ujmując proces zgazowania złożony
jest z szeregu egzo- i endotermicznych reakcji, przy obecności czynnika utleniającego, w
wyniku których powstaje gaz bogaty w tlenek węgla i wodór.

Proces prowadzony jest w generatorach gazu (nazywanych również czadnicami lub

gazyfikatorami). Poprzedzony jest on suszeniem i odgazowaniem substancji stałej.
Czynnikiem utleniającym jest zazwyczaj powietrze, para wodna, tlen lub dwutlenek węgla.
Główne reakcje procesu zgazowania to:
- reakcje utlenienia w strefie spalania

2

2

CO

O

C

⇔

+

(3)

CO

O

C

⇔

+

2

2

/

1

(4)

- reakcje w strefie redukcji

CO

C

CO

2

2

⇔

+

(5)

CO

H

C

O

H

+

⇔

+

2

2

(6)

O

H

CO

H

CO

2

2

2

+

⇔

+

(7)

4

2

2

CH

H

C

⇔

+

(8)

2

4

2

2

2

CO

CH

H

CO

+

⇔

+

(9)

O

H

CH

H

CO

2

4

2

2

2

4

+

⇔

+

(10)

Przedstawione reakcje są odwracalne. Ich kierunek oraz prędkość przebiegu zależą od

temperatury i ciśnienia w reaktorze. Przykładowo dla reakcji (5) wzrost ciśnienia wywołuje
reakcję w kierunku tworzenia się CO

2

, spadek zaś w kierunku tworzenia CO. Wzrost

temperatury powoduje nasilenie reakcji endotermicznej w kierunku tworzenia CO, obniżenie
zaś temperatury powoduje zwiększenie wydajności egzotermicznego tworzenia CO.

Wzrost zawartości metanu CH

4

w gazie powoduje jego wyższą wartość opałową.

Wydzielanie się metanu wg reakcji (8) jest tym wydajniejsze im większe jest ciśnienie i im
niższa jest temperatura. Warunki te jednak sprzyjają również powstawaniu CO

2

i H

2

O. W

generatorze ciśnieniowym można więc uzyskiwać gaz, z którego w dalszej obróbce zostaną
stosunkowo w prosty sposób usunięte. Proces taki prowadzi do uzyskania gazu o stosunkowo
wysokiej wartości opałowej.

Zagadnienia związane z procesem zgazowania paliw stałych, biomasy czy odpadów są

bardzo złożone. W dużym uproszczeniu proces ten można omówić na przykładzie
przeciwprądowego generatora gazu ze złożem stałym 2.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

powietrze

H

2

O

gaz

wsad

Strefa żużla

Strefa spalania

Strefa redukcji

Strefa odgazowania

(pirolizy)

Strefa suszenia

ruszt

S

tr

efa r

ea

kc

ji

Rys. 2. Uproszczony schemat gazyfikatora przeciwprądowego ze złożem stałym [26]

Cechą charakterystyczną przeciwprądowego generatora gazu, przedstawionego na rys 2,

jest przeciwny kierunek przepływu fazy stałej i gazowej. Czynnik utleniający (mieszanina
powietrza i pary wodnej) podawany jest do strefy spalania, gdzie zachodzą głównie reakcje
utleniania substancji palnej. Powstały gaz, niezawierający tlenu, przepływa dalej do strefy
redukcji gdzie zachodzi cały szereg endotermicznych (a także egzotermicznych) reakcji
chemicznych. W strefie redukcji zachodzą głównie reakcje (3) do (10).

Wraz z oddalaniem się od strefy spalania temperatura w reaktorze maleje (głównie na

skutek reakcji endotermicznych) co powoduje, że reakcje przebiegają z coraz mniejszą
prędkością; strefa redukcji rozszerza się. Strefa utlenienia oraz strefa redukcji tworzą tzw.
strefę reakcji.

W strefach odgazowania (pirolizy) i suszenia nie zachodzą, żadne reakcje chemiczne

[26]. W procesie następuje uwolnienie z substancji stałej gazowych części lotnych w
podwyższonej temperaturze w atmosferze beztlenowej. Proces pirolizy może być również
realizowany samodzielnie. Temperatura procesu zawiera się w dość szerokich granicach, tzn.
od 200 do 600

O

C. Produktami pirolizy są:

- składniki gazowe (odgazowane): CH

4

, CO, CO

2

, H

2

, para wodna, węglowodory

aromatyczne (benzen, toluen, ksylen itp.),

- skondensowane pary (smoły, oleje),
- frakcje stałe (węgiel drzewny, koks oraz balast mineralny).

Skład równowagowy gazu otrzymanego w procesie zgazowania zależy w głównej mierze

od następujących parametrów procesu:

- temperatury zgazowania,
- ciśnienia zgazowania,
- początkowego składu reagentów (frakcji zgazowanej i zgazowywacza),
- powierzchni strefy redukcji oraz czasu przebywania gazu w strefie redukcji.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Wzrost temperatury reakcji przesuwa skład równowagowy reakcji endotermicznych w

kierunku prawej strony tych reakcji, a więc w kierunku zwiększonego udziału składników
palnych (CO, H

2

, CH

4

). Z tego też powodu dąży się do prowadzenia procesu w jak

najwyższych temperaturach. Pozytywnym skutkiem wysokiej temperatury procesu jest
również niższa zawartość dioksyn w gazie.

Wzrost ciśnienia zgazowania zwiększa wydajność reakcji powstawania metanu, przez co

zwiększa się wartość opałowa gazu i jego liczba metanowa. Technologie te są więc bardzo
wskazane przy wykorzystywaniu gazu przy spalaniu w silnikach spalinowych i turbinach
gazowych.

Początkowy skład reagentów (a głównie zgazowywacza) ma istotny wpływ na końcowy

skład gazu. Bardzo celowe jest wyeliminowanie ze zgazowania azotu w wyniku stosowania
czystego tlenu (lub wzbogaconego w tlen powietrza). Uzyskuje się wtedy gaz o znacznie
wyższej wartości opałowej. Zwiększenie udziału pary wodnej sprzyja zwiększeniu ilości
wodoru oraz metanu w gazie syntezowym.

Od powierzchni kontaktu gazu z frakcją stałą w strefie redukcji oraz od czasu

przebywania gazu w strefie redukcji zależy wydajność procesu (stopień przereagowania).
Wydatne zwiększenie powierzchni strefy redukcji można uzyskać stosując technologie
zgazowania fluidalnego. Zastosowanie dodatkowo recyrkulacji gazu pozwala jednocześnie
wydłużyć czas reakcji.

Wszystkie wymienione zabiegi pozwalają ostatecznie zwiększyć wartość opałową gazu

syntezowego oraz zwiększyć wydajność procesu. Należy jednak pamiętać, że zazwyczaj jest
to związane z podwyższeniem nakładów inwestycyjnych oraz ze zwiększeniem zużycia
energii na potrzeby własne (produkcja czystego tlenu, technika fluidalna, podwyższanie
ciśnienia procesu)

Wyprodukowany gaz jest zazwyczaj oczyszczany. Do oczyszczania stosuje się

najczęściej metody mokre (np. w skruberach) lub suche z wykorzystaniem np. filtrów
ceramicznych. Poważnym problemem może tu być degradacja chemiczna pozostałości po
procesach oczyszczania. Pozostałością po procesie zgazowania jest popiół zawierający
głównie składniki mineralne.

Przykładowy skład gazu ze zgazowania węgla przy wykorzystaniu jako utleniacza

mieszaniny o składzie molowym: H

2

O = 16.81 %, O

2

= 17.47 % i N

2

= 65.72 % przedstawia

się następująco [26]: CO = 26.69 %, CO

2

= 6.64 %, H

2

= 11.64 %, H

2

O = 1.87 %, CH

4

= 0.04

%, N

2

= 53.12 %. Wartość opałowa gazu wynosi 4580 kJ/m

n

3

.

W tabeli 8 przedstawiono przykładowy skład gazu uzyskiwanego w procesie zgazowania

biomasy na złożu stałym wraz z uzyskiwanymi ilościami odpadów stałych. Z kolei w tabeli 9
przedstawiono przykładowy skład gazu uzyskany w procesie zgazowania odpadów stałych w
reaktorze ciśnieniowym. Oczyszczony gaz wykorzystywany jest między innymi do zasilania
turbiny gazowej.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Tabela 8. Przykładowy skład gazu uzyskiwany w procesie gazyfikacji na złożu stałym [23]

Składnik

Gazyfikator

przeciwprądowy

Gazyfiakator

współprądowy

CO, %

15 - 20

10 - 22

H

2

, %

10 - 14

15 - 21

CO

2

, %

8 - 10

11 - 13

CH

4

, %

2 - 3

1 - 5

N

2

, %

pozostałość

pozostałość

H

2

O, %

10 - 20

10 - 20

W

d

, MJ/ m

n

3

3.7 - 5.1

4.0 - 5.6

Cząstki stałe, mg/m

n

3

100 - 3000

20 - 8000

Zanieczyszczenia smoliste, mg/m

n

3

10000 - 150000

10 - 6000

Tabela 9. Przykładowy skład gazu ze zgazowania odpadów stałych w reaktorze ciśnieniowym
[24]

Składnik:

H

2

, %

O

2

, %

N

2

, %

CH

4

, % CO, %

CO

2

, % C

n

H

m

,

%

H

2

S,

mg/m

n

3

Gas surowy 45.90

0.01

1.8

6.89

10.33

34.4

0.62

1520

Gaz
oczyszczony

64.09

0.06

1.40

8.38

19.63

6.32

0.12

<0.05

Rozwój technologii związany jest z rozwojem gazyfikatorów, układów oczyszczania

uzyskanego gazu oraz technologii utylizacji pozostałości stałych z procesu. Obecnie proces
zgazowania może być prowadzony w gazyfikatorze ze złożem stałym, ze złożem fluidalym
bądź w reaktorze strumieniowym. Istnieje kilka technologii zgazowania paliw stałych i
biomasy. Najbardziej znane z nich to technologie Lurgi, Shell, Texaco. Wykorzystywane są
one w większości pracujących obecnie na świecie instalacji.

W przypadku zgazowania tlenowego węgla, znane technologie zwykle gwarantują

stopień konwersji tego paliwa na poziomie wyższym od 99 % [25]. Dla zgazowania
powietrznego stopień konwersji jest nieco niższy, na poziomie 90 – 92 % oraz 96 % dla
technologii KRW - parowo-powietrznej ze złożem fluidalnym [25]. Głównymi składnikami
gazu palnego są CO (33 – 62 % w zależności od technologii) oraz H

2

(30 – 42 % w zależności

od technologii). Ponadto rozwijanych jest obecnie szereg nowych technologii zgazowania co
zmierza do zwiększenia ich sprawności, efektywności ekologicznej i kosztów.

Wydajność procesu zgazowania jest różna w zależności od zastosowanej technologii.

Spotykane są obecnie instalacje zarówno dużych mocy jak i układy małe, wytwarzające
paliwo gazowe do zasilania silników i turbin gazowych, ogniw paliwowych i innych urządzeń
o niewielkich mocach. Przykładowy gazyfikator biomasy, wytwarzający paliwo na potrzeby
układów skojarzonych małej mocy, przedstawiono na rysunku 3. Nominalna moc elektryczna
układu zintegrowanego z jednostką zgazowania mieści się w zakresie 150 – 1500 kW a moc
cieplna 300 – 3000 kW.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Rys. 3. Współprądowy gazyfikator biomasy małej mocy (konstrukcja belgijska firmy
XYLOWATT S.A.) [27]

Istotna z energetycznego i ekonomicznego punktu widzenia jest sprawność procesu

(szczególnie w przypadku zgazowania biomasy). Sprawność tę zazwyczaj określa się jako
stosunek energii chemicznej wytworzonego gazu syntezowego do energii chemicznej
wsadowej biomasy. Sprawność ta zawiera się w bardzo szerokim zakresie: od 20% dla
najprostszych instalacji do około 90% dla najbardziej zaawansowanych technologii. Dla
mniejszych sprawności zgazowania zwiększa się zużycie paliwa stałego czy biomasy, a co za
tym idzie rosną koszty eksploatacyjne całego układu. Może to wpłynąć niekorzystnie na
efektywność ekonomiczną inwestycji jak również na koszty zewnętrzne stosowania danej
technologii.

1.7. GAZY SYNTEZOWE

Gazem syntezowym nazywany jest gaz wykorzystywany zazwyczaj jako surowiec w

procesach chemicznych, a będący mieszaniną wodoru, tlenku i dwutlenku węgla. Zwykle jest
on uzyskiwany na drodze zgazowania paliw stałych czy pozostałości z procesu rafinacji ropy
naftowej, konwersji metanu parą wodną lub częściowego utlenienia metanu tlenem.
Wykorzystywany jest głównie do syntezy m.in. alkoholi, benzyn, olejów napędowych,
parafin, kwasów karboksylowych i innych.

Gaz syntezowy wytwarzany w nadwyżce w stosunku do zapotrzebowania w danym

procesie technologicznym może znaleźć zastosowanie do zasilania układu elektrociepłowni
gazowej. Ponadto technologie wykorzystywane do produkcji gazu syntezowego znajdują
zastosowanie do wytwarzania bogatych w wodór paliw wymaganych do zasilania układów
skojarzonych z ogniwami paliwowymi i turbinami gazowymi.

Znanych jest obecnie kilka technologii produkcji gazu syntezowego. Najbardziej

popularna jest konwersja gazu ziemnego przy wykorzystaniu pary wodnej oraz technologie

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

zgazowania. Przykładowe składy gazów uzyskanych przy zastosowaniu różnych technologii
przedstawiono w tabeli 10.

Tabela 10. Orientacyjne porównanie składu gazu syntezowego otrzymywanego z różnych
surowców i różnymi metodami [28]

Surowiec

:

Wegiel

Pozostałości z procesu rafinacji ropy

naftowej

Gaz ziemny

Zgazowanie

Zgazowanie

Proces

Technologia

Koppers-Totzek

Technologia

Lurgi

Technologia

Shell

Technologia

Texaco

a)

Konwersja

parą wodną

Ciśnienie procesu

0.105 MPa

2 – 3 MPa

5.4 MPa

8.5 MPa

2 – 35 MPa

Objętościowy skład gazu surowego, %

H

2

CO
CH

4

C

2

+

N

2

CO

2

H

2

S

Stosunek
H

2

: CO

28.7
57.0

0.1

-

1.4

12.6

0.2

0.5

40.2
20.6
10.7

1.0
0.3

26.9

0.3

1.95

45.9
48.6

0.5

-

0.2
4.0
0.8

0.94

63.0

1.8
0.3

-

0.1

34.2

0.6

-

76.0
13.0

2.0

-
-

9.0

-

5.85

wyjściowy

a)

skład po konwersji CO parą wodną

Proces parowego reformingu gazu ziemnego pozwala na uzyskanie z gazu wejściowego

gazu o znacznym udziale H

2

i CO. Jego przebieg podobny jest do procesu zgazowania paliw

stałych. Istotne jest, że poza gazem ziemnym, konwersji można poddać również inne
węglowodory jak etan, propan czy butan.

Podstawową reakcją konwersji metanu jest jego endotermiczny rozpad w reakcji z parą

wodną [26]:

2

2

4

3H

CO

O

H

CH

+

⇔

+

(Q

d

= 205 kJ/mol)

(11)

Równocześnie w procesie konwersji parą wodną zachodzą reakcje:

2

2

2

4

4

2

H

CO

O

H

CH

+

⇔

+

(12)

2

2

H

CO

O

H

C

+

⇔

+

(13)

2

2

2

2

2

H

CO

O

H

C

+

⇔

+

(14)

2

2

2

H

CO

O

H

CO

+

⇔

+

(15)

Oraz niepożądana reakcja termicznego rozpadu metanu w wyniku której może tworzyć się
sadza, utrudniająca przebieg pozostałych reakcji:

2

4

2H

C

CH

+

⇔

(16)

W celu uprzywilejowania pożądanych reakcji i zwiększenia wydajności procesu stosuje

się katalizatory. Są nimi zwykle związki niklu osadzone na elementach (osnowach)
ceramicznych. Reakcja (11) prowadzona jest na katalizatorze niklowym w reaktorze
podgrzewanym przez spalanie gazu ziemnego. Jej równowaga przesuwa się w prawo, tj. w
kierunku większego udziału CO i H

2

, wraz ze wzrostem temperatury procesu. Typowo w

instalacjach przemysłowych katalityczną konwersję metanu parą wodną prowadzi się w
temperaturach 750 – 900

O

C i pod ciśnieniem 3 – 4 MPa [28]. Uzyskiwany w procesie gaz

syntezowy charakteryzuje się znacznym stosunkiem objętościowym H

2

: CO (rzędu 3:1).

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Przykładowe składy gazów syntezowych uzyskiwanych w procesie konwersji metanu parą
wodną przedstawiono w tabeli 11.

Tabela 11. Przykładowe składy gazów przed i po konwersji parą wodną metodą ciągłą [26]

Gaz ziemny

Gaz rafineryjny

Propan

Udziały molowe składników gazu, %

Składnik

początkowe po konwersji

początkowe po konwersji początkowe po konwersji

H

2

CH

4

C

2

H

4

C

2

H

6

C

3

H

6

C

3

H

8

C

4

H

10

CO
CO

2

O

2

N

2

-

87.0

-

2.6

-

0.6
0.1

-

0.4
0.1
9.2

73.5

0.5

-
-
-
-
-

19.4

4.2

-

2.4

5.0

40.0
10.0
25.0
10.0

9.0
1.0

-
-
-
-

74.2

0.3

-
-
-
-
-

14.2
11.3

-
-

-
-
-
-
-

10.0
90.0

-
-
-
-

65.2

0.5

-
-

0.9
8.5

-

16.7

8.2

-
-

Ciepło
spalania,
MJ/m

n

3

34.2

11.2

54.8

10.5

89.6

10.8

Gęstość
względem
powietrza

0.62

0.33

0.81

0.36

1.51

0.37

Poza konwersją metanu parą wodną wodór uzyskać można w wyniku katalitycznego

reformingu tlenowego. W procesie tym w obecności katalizatora zachodzi reakcja
egzotermiczna:

2

2

2

4

2H

CO

O

CH

+

⇔

+

(Q

w

= 319 kJ/mol)

(17)

W celu uniknięcia kosztownego chłodzenia reformera przy reformowaniu tlenowym oraz

podgrzewania przy konwersji parą wodną, często stosuje się kombinację obu procesów o
przeciwnym kierunku przepływu ciepła. Proces ten nosi nazwę reformingu autotermicznego.

Przyszłościowym rozwiązaniem w zakresie układów zasilanych gazem syntezowym są

układy hybrydowe z wykorzystaniem ogniw paliwowych, zintegrowane z modułami
wytwarzania gazu syntezowego. Układy takie mają dwie podstawowe zalety. Po pierwsze
dają możliwość redukcji emisji dwutlenku węgla CO

2

, gdyż jest on zużywany bezpośrednio w

ogniwie paliwowym. Ponadto dają one możliwość zwiększenia sprawności układów z
wykorzystaniem gazów z procesów zgazowania do około 60 % [39]

1.8. GAZY ODPADOWE Z PROCESÓW TECHNOLOGICZNYCH

Gazy odpadowe z procesów chemicznych to gazy zawierające w głównej mierze CO,

CO

2

oraz H

2

. powstają one głównie w procesach hutniczych i chemicznych. Do

najważniejszych gazów odpadowych, które znajdują zastosowanie w energetyce, często do
zasilania układów ciepłowni i elektrociepłowni zaliczyć można:

- gaz wielkopiecowy,
- gaz konwertorowy,
- gaz gardzielowy,

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

- gaz generatorowy,
- gaz oczyszczający w instalacji syntezy amoniaku,
- gaz poreakcyjny w procesie produkcji formaliny,
- gaz odpadowy z procesu konwersji węgla na tzw. „paliwo bezdymne” [29],
- gazy odpadowe z procesów rafineryjnych i inne.

Gazy odpadowe, w zależności od procesu technologicznego, z jakiego pochodzą,

charakteryzują się różnym składem, wartością opałową, zawartością zanieczyszczeń oraz
innymi właściwościami. Przykładowo w tabeli 12 przedstawiono udział wodoru w gazach
odpadowych z różnych procesów technologicznych. Przyjmuje się, że jako samodzielne
paliwa mogą być wykorzystywane gazy o wartości opałowej większej niż 120 MJ/kmol [30].

Tabela 12. Orientacyjne stężenia wodoru w gazach odpadowych z różnych procesów
przemysłowych [28]

Produkcja

(gałąź przemysłu)

Źródło wodoru (rodzaj gazu)

Orientacyjne stężenie

wodoru, % obj.

Gazy wydmuchowe z instalacji hydrorafinacji

23-35

Przemysł rafineryjny

Gazy suche z krakingu katalitycznego

10-15

Produkcja

etylenu

(piroliza)

Gaz wodorowy (produkt uboczny)

60-85

Produkcja metanolu Gaz wydmuchowy

70-80

Produkcja amoniaku Gaz wydmuchowy

ok. 60

Średnie, orientacyjne parametry innych gazów odpadowych przedstawiają się

następująco:
-

Gaz wielkopiecowy: CO = 25 – 30 %, CO

2

= 10 – 15 %, N

2

= 50 – 60 % oraz

H

2

, O

2

i CH

4

. Średnia wartość opałowa gazu wielkopiecowego wynosi 3200 – 3700

kJ/m

n

3

. Surowy gaz charakteryzuje się znaczną zawartością pyłów oraz wilgoci [31].

-

Gaz konwertorowy: CO = ~ 60 %, CO

2

= 16 – 18 %, N

2

= 16 – 18 % oraz

nieznacznej ilości H

2

. Średnia wartość opałowa gazu wielkopiecowego wynosi 7000 –

8500 kJ/m

n

3

. Podobnie jak gaz wielkopiecowy, surowy gaz konwertorowy się znaczną

zawartością pyłów [31]. Posiada on także wysoką temperaturę rzędu 1250 – 1600

O

C.

-

Gaz koksowniczy: jest gazem powstającym w procesie produkcji koksu. W

przybliżeniu 15 % wsadu węgla przechodzi do postaci gazowej. Skład gazu zależy od
parametrów procesu i jakości węgla. Średnio gaz koksowniczy zawiera H

2

= ~ 50 %,

CH

4

= ~ 25 %, CO = ~ 10 %, C

n

H

m

= ~ 3 %, N

2

+ CO

2

= ~ 10 % oraz O

2

i związki

siarki. Wartość opałowa typowo znajduje się w przedziale 17000 – 18000 kJ/m

n

3

.

-

Gaz gardzielowy: powstaje w procesie wytopu kamienia miedziowego w piecu

szybowym. Wstępnie oczyszczony posiada wartość opałową rzędu 3000 kJ/m

n

3

. Po

dokładnym oczyszczeniu (usunięciu związków smolistych) wartość opałowa gazu
gardzielowego obniża się do ok. 2200 kJ/m

n

3

. Skład gazu to: H

2

= ~ 4 %, CO

2

= ~ 13 %,

CO = ~ 14 %, C

n

H

m

= ~ 3 %, N

2

= ~ 60 % oraz O

2

i związki siarki.

Przykładowy skład gazu suchego z instalacji do produkcji „paliwa bezdymnego” [29]:

[CO] = 10.20 %, [H

2

] = 10.20 %, [CH

4

] = 7.00 %, C

n

H

m

= 1.76 %, [CO

2

] = 13.30 %, [N

2

] =

56.30 %, [SO

2

]

=

0.04 %, [H

2

S] = 0.15 %, [O

2

] = 0.58 %. Wartość opałowa gazu suchego

wynosi 135 MJ/kmol.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Gazy odpadowe z procesów technologicznych charakteryzują się następującymi

cechami:

- stosunkowo duży udział wodoru i tlenku węgla,
- niska wartość opałowa,
- prędkość spalania niższa od gazu ziemnego,
- węższe granice zapłonu mieszanki gazowo-powietrznej,
- stosunkowo niskie ciśnienie,
- zmienna podaż uzależniona od realizacji procesu technologicznego,
- znaczny udział zanieczyszczeń gazowych, stałych, smolistych i innych.

Energetyczne wykorzystanie gazów odpadowych z procesów technologicznych powoduje

zmniejszenie szkodliwego wpływu na środowisko, związanego z bezpośrednią ich emisją do
atmosfery oraz zmniejszenie zużycia paliw pierwotnych. Z drugiej strony wymaga ono
zwykle nakładów inwestycyjnych zarówno na urządzenia energetyczne jak na układ
oczyszczania i przygotowania zwykle zanieczyszczonego paliwa.

Ze względu na zapewnienie niezawodności dostaw nośników energii, zasilania

elektrociepłowni przemysłowej nie można oprzeć wyłącznie na gazach technologicznych.
Dostępność tych gazów jest bowiem uzależniona od specyfiki procesu i w przypadku niskiej
podaży lub wręcz braku tych paliw elektrociepłownia musi być zasilana energią chemiczną
paliw nieodpadowych (węgla lub gazu ziemnego) [31].

1.9. UKŁADY CHP Z SILNIKAMI TŁOKOWYMI ZASILANE NIETYPOWYMI

PALIWAMI GAZOWYMI

Gazy pozasystemowe, a zwłaszcza gazy odpadowe z procesów technologicznych,

odmetanowania kopalń, wysypisk odpadów czy oczyszczalni ścieków zwykle charakteryzują
się niskim kosztem, co powoduje, że instalacje zasilane gazami specjalnymi cieszą się coraz
większą popularnością. Ze względu na wysoką sprawność oraz stosunkowo niski poziom
wymaganych nakładów inwestycyjnych zdecydowana większość tego typu obiektów
budowana jest w oparciu o tłokowe silniki spalinowe.

Rodzaj spalanego paliwa gazowego, zwłaszcza przy stosowaniu gazów

niskokalorycznych, jest szczególnie istotny dla silników tłokowych., Często w celu
umożliwienia zasilania silnika danym gazem niezbędne są odpowiednie zmiany
konstrukcyjne układów zasilania i komór spalania. Przy zasilaniu silników paliwami
niskokalorycznymi obniżeniu ulegają podstawowe parametry i wskaźniki techniczne silnika
(np. moc czy sprawność). Przykładowo w tabeli 13 przedstawiono podstawowe parametry
pracy silnika gazowego przy zasilaniu gazem ziemnym wysokometanowym i gazem z
odmetanowania kopalni. Przy stosowaniu gazu z odmetanowania wyraźnemu zmniejszeniu
ulega moc i sprawność silnika. Zwiększa się natomiast moc cieplna (przy założeniu
wychłodzenia spalin do tej samej temperatury).

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Tabela 13. Wskaźniki pracy silnika JMS 620 GS zasilanego różnymi paliwami [5]

gaz

z odmetanowania kopalni

gaz ziemny

systemowy GZ50

moc elektryczna, kW

2126

2717

moc cieplna (t = 150

0

C), kW

2548

2764

sprawność elektryczna, %

38,4

41,9

sprawność cieplna (t

sp

= 150

0

C), %

46,2

42,6

Nie wszystkie paliwa gazowe mogą zostać bezpośrednio wykorzystane do zasilania

silników tłokowych, przystosowanych do spalania gazu ziemnego. Główne problemy jakie
mogą wystąpić przy spalaniu nietypowych paliw gazowych związane są z zapłonem
mieszanki, spalaniem stukowym oraz zawartością składników, wpływających szkodliwie na
żywotność silnika. Problemy te w pewnym zakresie mogą zostać usunięte przez odpowiednie
dostosowanie silnika do spalania danego rodzaju paliwa.

Czynnikiem decydującym o zamiennym stosowaniu paliw jest wartość liczby Wobbego,

liczba metanowa i prędkość spalania. W przypadku gdy są one nieodpowiednie, wymagane są
zwykle zabiegi dostosowujące dane urządzenie do spalania dostępnego gazu. Zabiegi te
zwykle związane są ze zmianami stosunku sprężania oraz średniego ciśnienia efektywnego
obiegu a także, w niektórych przypadkach zmianą stopnia homogenizacji mieszanki oraz
energii zapłonu. Zwykle zmiany konstrukcyjne wykonywane są w głowicy silnika co wpływa
na kształt komory spalania. Najprostsze regulacje polegają na zmianie objętości komory
spalania oraz zmiany kąta wyprzedzenia zapłonu. Bardziej skomplikowane związane są ze
zmianami systemu zasilania, odpowiednią turbulencją mieszanki w komorze spalania,
lokalnymi zmianami składu mieszanki w komorze czy wreszcie zwiększeniem ilości świec
zapłonowych. Nie wszyscy producenci oferują urządzenia dostosowane do spalania szerokiej
gamy paliw gazowych. Nie mniej jednak silniki tłokowe są stosunkowo powszechne w
instalacjach zasilanych gazami specjalnymi. Często te same modele silników, odpowiednio
dostosowane, wykorzystywane są w układach zasilanych różnymi gazami.

1.10. ZASILANIE TURBIN GAZOWYCH NIETYPOWYMI PALIWAMI

Jedną z zalet turbin gazowych jest możliwość stosowania różnych paliw od stałych do

gazowych, również o stosunkowo niskiej wartości opałowej [34]. Około 40 % jednostek
zainstalowanych (w przeliczeniu na moc zainstalowaną) zasilanych jest paliwami ciekłymi od
lekkich benzyn po ciężkie oleje opałowe [1].

Spalanie paliwa w turbinach gazowych ma miejsce w izobarycznych komorach spalania.

Jest to proces ciągły, którego przebieg silnie zależy od składu paliwa. Zmiana składu i
własności fizycznych paliwa wpływa silnie na zjawiska zachodzące w płomieniu a tym
samym na stabilność płomienia, temperaturę i kinetykę spalania, sprawność, akustykę
spalania czy wreszcie na emisję substancji szkodliwych.

Ze względu na fakt, że poszczególne elementy turbiny gazowej poddawane są odrębnemu

procesowi konstrukcyjnemu, a samo urządzenie stanowi jedynie szeregowe ich połączenie,
turbiny gazowe mogą być adaptowane do spalania różnego rodzaju paliw ciekłych i
gazowych.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

Przystosowanie turbiny gazowej do spalania danego rodzaju paliwa wiąże się zwykle z

zaprojektowaniem systemu spalania (układ doprowadzenia paliwa, palniki, układ zapłonowy,
komora spalania). W przypadku spalania paliw gazowych czynnikiem wpływającym na
system spalania jest wartość opałowa i liczba Wobbego paliwa.

Spalanie odbywa się w strumieniu powietrza poruszającym się z prędkością 30 – 60 m/s i

wymagana jest stabilność procesu przy znacznych zmianach

λ z obciążeniem (regulacja

dawką paliwa przy stałej prędkości obrotowej sprężarki) [2]. Stąd bardzo istotnym
czynnikiem przy spalaniu gazów niskokalorycznych są granice palności. Zależą one od
zawartości gazów inertnych jak CO

2

i N

2

. Również dla zapewnienia stabilnego procesu

spalania paliwa o niskiej wartości opałowej wymagana jest minimalna wartość opałowa.

Wartość opałowa paliwa jest jednym z najważniejszych parametrów paliwa. Turbiny

gazowe przystosowane do spalania paliw gazowych o wysokiej wartości opałowej takich jak
LPG zwykle mogą być zamiennie zasilane gazem ziemnym. Większość gazów wysoko i
średnio kalorycznych może być spalana przy wykorzystaniu istniejących systemów
projektowanych dla gazu ziemnego, z niewielkimi tylko zmianami w procesie spalania (za
wyjątkiem wskaźników emisji). Wraz ze zmniejszaniem się wartości opałowej gazu,
wymaganych jest coraz więcej prac badawczych i konstrukcyjnych oraz stosowanie
dodatkowego paliwa rozruchowego lub podtrzymującego [36].

Obecnie najczęściej spalane są paliwa gazowe o wartości opałowej pomiędzy 11 a 37

MJ/m

n

3

. Projektowane są systemy spalania gazów o wartości opałowej na poziomie 3.7

MJ/m

n

3

. W czasie testów laboratoryjnych specjalnie zaprojektowanego palnika,

przeprowadzonych przez firmę General Electric, udało się z powodzeniem spalać paliwo
gazowe o wartości opałowej 4 MJ/m

n

3

[36].

Zmiany wartości opałowej paliwa, jakie są tolerowane przez dany system spalania

wynoszą +/- 10 % [1]. Spotykane są maszyny w których dopuszczalne zmiany wartości
opałowej paliwa mieszczą się w zakresie *- 20 % [36]. Jednakże przy zmianie wartości
opałowej paliwa większej niż 10 % każdy przypadek jest rozpatrywany indywidualnie, z
uwzględnieniem własności paliwa oraz warunków pracy urządzenia. Standardowo
zaprojektowany system spalania może akceptować zmiany liczby Wobbego w granicach +/-
5 – 10 % [37].

W klasycznej turbinie gazowej zasilanej gazem ziemnym strumień paliwa stanowi około

1.5 do 2 % masy powietrza opuszczającego sprężarkę. W przypadku gazów
niskokalorycznych masowy strumień paliwa jest znacznie większy co wpływa na parametry
pracy urządzenia [33]. Przykładowo przy spalaniu gazu o wartości opałowej 5.6 MJ/m

n

3

objętościowy przepływ gazu jest około 7 razy a masowy 8 – 10 razy większy niż w przypadku
gazu ziemnego [1]. Dla instalacji pokazanej na rys. 7 przy zasilaniu gazem wysypiskowym o
wartości opałowej 4652 kJ/kg, strumień masowy paliwa jest równy około 15 – 20 % masy
powietrza za sprężarką [33].

Konstrukcja odpowiedniego palnika jest podstawowym zabiegiem dostosowawczym

turbinę do spalania danego rodzaju paliwa [34]. Zazwyczaj podejście do modernizacji komory
spalania bazuje na przerobieniu istniejącej komory raczej niż zaprojektowaniu i wykonaniu
nowej. Znacznie skraca to czas oraz zmniejsza koszty [37].

Na rysunku 4 przedstawiono silosową komorę spalania turbiny GT11N2 przystosowanej

do spalania gazu wielkopiecowego. Przedstawiona komora spalania została zaprojektowana
tak, by było możliwe zasilanie jej również innymi gazami niskokalorycznymi. Jest ona przede
wszystkim większa od standardowej komory spalania, co wynika z większego strumienia
objętościowego paliwa. Modyfikacja polegała również na opracowaniu innej koncepcji
chłodzenia elementów komory spalania co spowodowane jest mniejszym ok. ok. 33 %
strumieniem powietrza niż w przypadku spalania gazu ziemnego czy oleju napędowego.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

a)

b)

Rys. 4. Silosowa komora spalania turbiny gazowej GT11N2 a) standardowa komora spalania,
b) komora spalania zmodyfikowana do spalania gazów niskokalorycznych [38]

Niektóre turbiny gazowe przystosowane są do spalania różnych paliw gazowych. By to

umożliwić stosowane są osobne palniki dla każdego rodzaju paliwa (przeważnie dwa rodzaje)
[3]. Często również spotykane są dwupaliwowe turbiny gazowe zasilane zamiennie paliwem
ciekłym i gazowym. Często przy spalaniu paliw o niskiej wartości opałowej jako paliwo
startowe używane jest paliwo ciekłe, propan lub gaz ziemny. Dopiero po osiągnięciu przez
turbozespół odpowiednich parametrów pracy następuje przełączenie na gaz specjalny.
Dodatkowe paliwo może być również spalane równolegle z paliwem specjalnym. Ma to
często na celu stabilizację płomienia w komorze.

Na rysunku 5 przedstawiono sposób przystosowania małej turbiny gazowej Spartan

(Solar) o mocy 225 kW do spalania gazu ze zgazowania biomasy. Wartość opałowa gazu
wynosiła 4.99 MJ/m

n

3

. Dostosowanie systemu spalania turbiny gazowej było tu

podstawowym krokiem w projekcie [37]. Schemat układu turbiny gazowej zintegrowanego z
układem wytwarzania paliwa pokazano na rys..

Rys. 5. Schemat komory spalania turbiny gazowej małej mocy przystosowanej do spalania
gazu ze zgazowania biomasy [37]

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

S

S

T

HRSG

woda

para

KS

G

powietrze

SOG

RC

ZP

ZC

powietrze

KP

ZBM

ZB

tr

an

sp

or

t pneu

ma

tyczny

C

Rys. 6. Schemat układu małej turbiny gazowej o mocy 225 kW zintegrowanej z układem
zgazowania biomasy (ZBM – zbiornik biomasy, ZB – zbiornik stabilizujący przepływ, ZC –
zbiornik ciśnieniowy, C – cyklon, ZP – zasobnik pomiarowy, RC – reaktor ciśnieniowy, SOG
system oczyszczania gazu, KP – kolektor popiołu, S – sprężarka, T - turbina, KS – komora
spalania, HRSG – kocioł odzyskowy, G – generator) [37]

Innymi istotnymi problemami związanym ze spalaniem różnych paliw w turbinach

gazowych są:

- zanieczyszczenie paliwa,
- zanieczyszczenie powietrza w miejscu instalacji (obiekty przemysłowe),
- korozja wysokotemperaturowa,
- osadzanie się cząstek stałych w części turbinowej,
- straty ciśnienia w komorze spalania (typowo: 1- 8 % ciśnienia dolotowego [1], [2]).

Niektóre paliwa gazowe zawierają związki mogące powodować problemy z korozją,

powstawaniem depozytów w części turbinowej. Związki te to głównie metale ciężkie, sód,
potas, wanad, wapń, magnes i inne. Każdy producent turbin gazowych ma swoje własne
zalecenia co do składu paliwa, wartości opałowej, zawartości zanieczyszczeń i innych
parametrów. Są one jednak bardzo do siebie zbliżone dla różnych modeli turbin gazowych.
Przykładowe wymagania co do jakości paliwa, wielkości maksymalnej zawartości metali
ciężkich i związków alkaicznych przedstawiono w pracy [35].

W celu uniknięcia korozji wysokotemperaturowej i tworzenia się osadów w turbinie

gazowej zwartość zanieczyszczeń zawartych w paliwie powinna być mniejsza od
następujących wartości: sód i potas (Na + K) 0.024 ppm, wanad (V): 0.01 ppm, ołów (Pb):
0.02 ppm. Ze względu na większy stosunek masowy strumieni paliwa do powietrza przy
spalaniu paliw niskokalorycznych z procesów zgazowania i innych gazów pochodzących z

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

paliw stałych dopuszczalna zwartość zanieczyszczeń metalicznych w paliwie jest z reguły
mniejsza [36].

Turbina gazowa jest urządzeniem stosunkowo wymagającym w zakresie dostawy i

czystości paliwa oraz zapewnienia standardów pracy i obsługi. Rozpatrując możliwość
zasilania urządzenia gazem specjalnym, poza nakładami inwestycyjnymi na zakup
zmodyfikowanego urządzenia należy w analizie uwzględnić nakłady na system
przygotowania paliwa i zasilania oraz koszty jego eksploatacji. Niektóre z gazów specjalnych
wymagają oczyszczenie przed wprowadzeniem do turbiny gazowej. Zwykle gazy specjalne
dostępne są pod niskim ciśnieniem, stąd też przed wprowadzeniem do komory spalania
turbiny gazowej wymagają one sprężenia.

Istotnym

czynnikiem

jest

również

uwzględnienie

zmian

w

okresach

międzyremontowych, częstościach wymian poszczególnych elementów, częstościach
przeglądów i czyszczeń urządzenia. Wymagania co do tych czynników precyzuje producent
turbiny i są one zwykle indywidulane dla każdego przypadku instalacji.

Obecnie znanych jest wiele przypadków zastosowania turbin gazowych w układach

utylizacji gazów specjalnych [34]. Ciekawym przykładem może tu być układ o mocy 4800
kW z turbiną gazową Taurus 60 [33] (rys. 7). Układ zasilany jest gazem wysypiskowym o
wartości opałowej 16.67 MJ/m

n

3

i liczbie Wobbego 17.62 MJ/m

n

3

. Gaz przed wprowadzenim

do turbiny poddawany jest procesom oczyszczania i sprężania. Po wstępnym oczyszczaniu
gaz jest ochładzany co powoduje wykraplanie wilgoci w nim zawartym. Przed ostatecznym
wprowadzeniem do komory spalania biogaz jest ponownie podgrzewany do temperatury ok.
70

O

C. Stosunkowo rozbudowany system obróbki gazu wysypiskowego ma za zadanie

zapewnienie odpowiedniej jakości paliwa dla turbiny.

Zastosowana w układzie standardowa turbina gazowa Taurus 60 wyposażona została w

specjalnie zaprojektowany system spalania, który wg specyfikacji firmy Solar może być
wykorzystany do utylizacji gazów o wartości liczby Wobbego w zakresie 12.74 – 22.80
MJ/m

n

3

[33].

G

TG

gaz

powietrze

K

O

M

IN

S

S

SK1

SK2

SK3

PG

OG

SO

SO

CHS

PO

SP

System analizy

gazu

S

S

F

F

F

CHW

Rys. 7. Schemat układu z turbiną gazową zasilanego gazem wysypiskowym (SP – separator
początkowy, F- filtr, S – sprężarka gazu, SK1, SK2, SK3 – separatory kondensatu, SO –
separator oleju, CHS – chłodziarka sprężarkowa, CHW – chłodnica wentylatorowa, OG –
ochładzacz gazu, PG – podgrzewacz gazu, PO – pochodnia, TG – turbina gazowa) [33]

Literatura

[1] Boyce M. P.: Gas Turbine Engineering Handbook. Design, Operation, Maintenance.

Gulf Publishing Company, Houston, USA 1995.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

[2] Cohen H., Rogers G. F. C., Saravanamuttoo.: Gas Turbine Theory. Addison Wesley

Longman Limited, Essex (UK), 1996.

[3] Giampaolo T.: The Gas Turbine Handbook: Principles and Practices. The Fairmont

Press, Inc. Lilburn, USA 1997.

[4] Major G. Learning from experiences with small-scale cogeneration. CADDET

Analyses Series No. 1. Sitard, Netherlands 1993.

[5] Materiały informacyjne firmy Jenbacher AG, 1997 – 2002.
[6] Schneider M.: Utilization of Natural gas and Biogaz in Gas Engines – requirements

and experiments.

Materiały I Konferencji Naukowo-Technicznej'2000 "Energetyka

Gazowa". Szczyrk, 2000.

[7] Skorek J., Tańczuk : Analiza pracy małej elektrociepłowni z silnikiem spalinowym

zasilanym biogazem. Gospodarka Paliwami i Energią 1/2001.

[8] Skorek J., Tańczuk M, Chyliński S.: Analiza techniczno-ekonomiczna eksploatacji

układu kogeneracyjnego na bazie silnika zasilanego biogazem z miejskiej oczyszczalni
ścieków w Opolu. Materiały II Konferencji Nukowo-Technicznej 2002 „Energetyka
Gazowa”. Szczyrk, 2002.

[9] Skorek J.: Wykorzystanie biomasy do produkcji energii elektrycznej. Materiały

konferencji „Energetyczne wykorzystanie biomasy”, Lubań 2001.

[10] Utilization of special gases by Jenbacher gas engines. Materiały firmy Jenbacher AG.

Austria

[11] Fukas-Płonka Ł.: Biogaz z osadów ściekowych.: Paliwa z odpadów. Tom 2. Praca

zbiorowa pod redakcją J. W. Wandrasza i J. Nadziakiewicza. Wydawnictwo „Helion”,
Gliwice, 2001.

[12] Rudkowski M., Wacowski J.: Agregaty prądotwórczo-grzewcze zasilane biogazem.

Materiały I Konferencji Naukowo-Technicznej 2000 „Energetyka gazowa”. Szczyrk,
październik 2000.

[13] Fechner W., Kotowski W.: Przetwarzanie biogazu z odpadów komunalnych na metanol

do paliw do silników Otta. Przemysł chemiczny. Nr 77/2 (1998).

[14] Fabbri R., Mignani N.: Electrical Power Obtained from Burning Landfill Gas Into a Gas

Turbine Generator: Experience After One Year of Operation. Materiały firmy TUMA
Turbomach.

[15] Toward a Renewable Power Supply: The Use of Bio-based Fuels in Stationary Fuel

Cells. Northeast Regional Biomass Program. Washington DC, USA, 2001.

[16] Comparative analysis of landfill gas utilization technologies. Northeast Regional

Biomass Program. CONEG Policy Research Centre. Washington, D.C., USA, 2001.

[17] US Army Corps of Engineers: Landfill off-gas collection and treatment systems.

Technical letter no. 1110-1-160. Washington D.C., USA, 1995.

[18] Willumsen H.C. Energy Recovery from Lanfill gas in Denmark and Worldwide.

Materiały Międzynarodowego Seminarium “Utilization of Landfill Gas for Energy
Production”. Lithuanian Energy Institute, Kaunas, Litwa, 29.11.2001.

[19] Gierulski K.: Experience with Utilization of Landfill Gas in Poland. . Materiały

Międzynarodowego Seminarium “Utilization of Landfill Gas for Energy Production”.
Lithuanian Energy Institute, Kaunas, Litwa, 29.11.2001.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

[20] United Kingdom Department of Trade and Industry: Coal Bed Methane Extraction and

Utilization. Technology Status Report no. 016. Cleaner Coal Technology Programme.
Londyn, Sierpień 2001.

[21] Kozłowski B., Grębski Z.: Odmetanowanie górotworu w kopalniach. Wydawnictwo

„Śląsk”, Katowice, 1982.

[22] Gatnar K.: Problematyka ujęcia i optymalnego zagospodarowania MPW z obszarów

górniczych kopalń Jastrzębskiej Spółki Węglowej S.A.. Materiały Międzynarodowej
Konferencji „Wykorzystanie metanu pokładów węgla”. Katowice, październik 1994.

[23] Pogoreutz M.: Economical and technological comparison of small-scale CHP on the

basis of biomass. Materiały 1st World Conference on Biomass for Energy and Industry.
Sevilla 2000.

[24] Wasilewski R., Sobolewski A.: Otrzymywanie gazu syntezowego z odpadowych

tworzyw sztucznych. Paliwa z odpadów. Tom 2. Praca zbiorowa pod redakcją J. W.
Wandrasza i J. Nadziakiewicza. Wydawnictwo „Helion”, Gliwice, 2001.

[25] Chmielniak T.: Układy gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem węgla. Przegląd

zagadnień. Materiały II Konferencji Naukowo-Technicznej 2002 „Energetyka gazowa”.
Szczyrk, kwiecień 2002.

[26] Petela R.: Pozyskiwanie paliw gazowych. Branżowy Ośrodek Informacji technicznej i

Ekonomicznej Gazownictwa. Kraków-Warszawa, 1971.

[27] XYLOWATT S.A.: Materiały informacyjne. Serwis internetowy:

www.xylowatt.com

.

[28] Molenda J.: Gaz ziemny. Paliwo i surowiec. WNT, Warszawa 1996.
[29] Kozioł J., Chmielowiec R.: Termodynamiczna ocena warunków wykorzystania

niskokalorycznego gazu odpadowego w turbinie gazowej. Materiały I Konferencji
Naukowo-Technicznej 2000 „Energetyka gazowa”. Szczyrk, październik 2000.

[30] Przemysłowa energia odpadowa. Zasady wykorzystania, urządzenia. Praca zbiorowa.

WNT, Warszawa, 1993.

[31] Ziębik A, Warzyc M.: Przemysłowe elektrociepłownie gazowo-parowe zasilane palnymi

gazami odlotowymi. Materiały I Konferencji Naukowo-Technicznej 2000 „Energetyka
gazowa”. Szczyrk, październik 2000.

[32] Gatnar K., Rzepski H.: Silniki gazowe TBG V16 MWM Deutz pracujące w skojarzonym

układzie energetyczno-chłodniczym centralnej klimatyzacji Kopalni „Pniówek”.
Materiały II Krajowej Konferencji Naukowo-Technicznej 2002 „Energetyka Gazowa”.
Szczyrk, kwiecień 2002

[33] Fabbri R., Mignani N.: Electrical Power Obtained from Burning Landfill Gas Into a

Gas Turbine Generator: Experience After One Year of Operation. Materiały firmy
TUMA Turbomach.

[34] Mukherjee D.K. Experiences with unconventional gas turbine fuels. ABB Review.

Październik 1995.

[35] Brown A.E., van den Heuvel E.J.: Producer gas quality requirements for IGCC gas

turbine use: a state of the art review. EC-Project EC/AIR: Air-CT-92-0294, MHP, PO
Box 217; 3950 AC. Maarn, The Netherlands. 1996.

[36] Foster A.D., Von Doering H.E., Hilt M.B.: Fuels flexibility in heavy-duty gas turbines.

Materiały firmy General Electric. Schenectady, New York.

Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” -–Generacja rozproszona

[37] Craig J.D., Purvis C.R. A Small Scale Biomass Fueled Gas Turbine Engine. Journal of

Engineering for Gas Turbine and Power. Vol. 121. Styczeń 1999.

[38] Von Meister I., Sybon G.: Operating Experience with a Blast Furnace Gas Fired

Combined-Cycle Power Plant. ALSTOM Power, Baden, Switzerland

[39] Karg J., Haupt G., Zimmermann G.: Optimized IGCC Cycles for Future Applications.

Materiały 2000 Gasification Technologies Conference. San Francisco, California,
October 8-11, 2000

Wykaz stron internetowych

http://www.microturbine.com
http://www.bchp.org
http://www.eren.doe.gov
http://www.netl.doe.gov
http://www.dieselpub.com
http://www.bchp.org
http://www.epa.gov/chp
http://www.caddet-ee.org
http://www.etde.org
http://www.cogen.org
http://www.cogen.nl
http://www.efcf.com
http://www.chpa.co.uk
http://www.eia.doe.gov
http://www.etsu.com
http://www.energy-efficiency.gov.uk
http://www.iea.org
http://www.energy.gov
http://www.asme.org/igti
http://www.gas-turbines.com
http://www.cogeneration.com
http://www.cat.com
http://www.alliedsignal.com
http://www.centrax.co.uk
http://www.deutz.de
http://www.dresser-rand.com
http://www.geae.com
http://www.jenbacher.com
http://www.wartsila.com
http://www.turbomach.com
http://www.arti-21cr.org
http://www.ecogeneration.com.au
http://www.cse.org.uk
http://www.districtenergy.org
http://www.cgc-japan.com