PALIWA GAZOWE DLA UKŁADÓW KOGENERACYJNYCH - Kalina Skorek.pdf

(791 KB) Pobierz
aa
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: skorek@itc.ise.polsl.gliwice.pl
Dr inż Jacek Kalina, tel.: (032) 237 – 29 –89; e-mail: kalina@itc.ise.polsl.gliwice.pl
 
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:
k
=
W
g
(1)
ρ
g
ρ
p
gdzie: W g – ciepło spalania, ρ g – gestość gazu, ρ p – gęstość powietrza
289019144.002.png 289019144.003.png
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
289019144.001.png

Plik z chomika:

Inne pliki z tego folderu:

Inne foldery tego chomika:

Zgłoś jeśli naruszono regulamin