PALIWA GAZOWE DLA UKŁADÓW KOGENERACYJNYCH - Kalina Skorek.pdf - Energetyka OZE - DagaD91

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:

(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

418

Trawa

427

Słoma pszenicy

206

Słoma żyta

252

Odchody trzody

203

Odchody bydła

121

159

Szlamy z oczyszczalni ścieków

118

175

PALIWA GAZOWE DLA UKŁADÓW KOGENERACYJNYCH - Kalina Skorek.pdf

Plik z chomika:

Inne pliki z tego folderu:

Inne foldery tego chomika: