Budowa elektrowni, elektrogazowni i gazowni biometanowych w skali przemysłowej

fot. RaBoe/Wikipedia

Zaprezentowano nowy „Sposób i układ wytwarzania metanu i energii elektrycznej i cieplnej”. W układzie tym wytworzone paliwo gazowe po ustandardowieniu jest wykorzystywane do napędu agregatu prądotwórczego i ogniwa termoregeneracyjnego. Jest to układ multienergetyczny, służący do wytwarzania paliwa gazowego, energii mechanicznej i energii cieplnej.

Główne surowce służące obecnie do wytwarzania energii cieplnej, mechanicznej oraz elektrycznej to ropa naftowa, gaz ziemny i węgiel. Wykorzystanie tych surowców wiąże się jednak z emisją CO₂ oraz innych zanieczyszczeń do atmosfery, co przyczynia się do powstawania efektu cieplarnianego. Alternatywą dla tego typu surowców są paliwa odnawialne, np. biomasa. Uzyskiwanie energii z biomasy jest obecnie realizowane na dwa podstawowe sposoby.

Pierwszy oparty jest na procesie spalania biomasy i wytwarzania pary wodnej, która napędza turbinę parową sprzężoną z generatorem prądu elektrycznego. Rozwiązanie to charakteryzuje się bardzo niską sprawnością. Na przykład w projekcie Lubań (kotły parowe opalane słomą) sprawność wytwarzania energii elektrycznej wyniesie 16,4%.

Drugi sposób to uzyskiwanie biogazu w wyniku fermentacji metanowej. Uzyskany biogaz służy do napędu agregatu prądotwórczego.

W nowym proponowanym i opatentowanym już układzie w Polsce, Rosji, Białorusi i na Ukrainie pt.: „Sposób i układ wytwarzania metanu i energii elektrycznej i cieplnej” wytworzone paliwo gazowe po ustandardowieniu jest wykorzystywane do napędu agregatu prądotwórczego i ogniwa  termoregeneracyjnego. Zgłoszony do opatentowania układ, również w systemie PCT, w Europejskim Urzędzie Patentowym jest układem multienergetycznym, służącym do wytwarzania paliwa gazowego (metanu lub ustandardowionej mieszaniny CH₄ i CO₂), energii mechanicznej, energii elektrycznej i energii cieplnej. Rozwiązanie to charakteryzuje się wysoką sprawnością wytwarzania energii elektrycznej – przez agregat prądotwórczy do 42%, a przez układ skojarzony agregat – ogniwo do 70%.

Obecny stan techniki

Wytwarzanie energii elektrycznej z biomasy jest obecnie realizowane dwoma sposobami:

• pierwszy – oparty jest na procesach spalania, w wyniku czego wytwarzana jest para wodna napędzająca turbinę parową połączoną z generatorem prądu elektrycznego; układ taki charakteryzuje się niską sprawnością, wynikającą głównie z niskich parametrów pary uzyskiwanej przy spalaniu biomasy;
• drugi – charakteryzujący się znacznie większą sprawnością, to metoda wytwarzania energii elektrycznej poprzez wykorzystanie do napędu agregatu prądotwórczego biogazu powstającego w procesach fermentacji metanowej. Tradycyjne źródła pozyskiwania biogazu w Polsce:
  • fermentacja osadu czynnego w komorach fermentacyjnych oczyszczalni ścieków,
  • fermentacja organicznych odpadów przemysłowych i konsumpcyjnych na wysypiskach,
  • fermentacja gnojowicy i obornika w indywidualnych gospodarstwach rolnych.

Analizując przydatność takich źródeł biogazu do wytwarzania energii elektrycznej należy zwrócić uwagę na niską wydajność wytwarzania metanu, zmienny skład biogazu oraz długotrwały proces utylizacji takiej biomasy. Wszystko to ma wpływ na bardzo wysokie koszty jednostkowe budowy komór fermentacyjnych, które muszą posiadać dużą objętość.

Nowe rozwiązania
w produkcji metanu i energii

Proces uzyskiwania biogazu jest opłacalny, gdy zostanie zastosowana biomasa o dużej wydajności metanu z 1 tony suchej masy. Biomasę o takich własnościach otrzymuje się z celowych upraw rolniczych. Odpady roślinne, śmieci z wysypisk oraz odpady pochodzenia zwierzęcego mogą stanowić dodatkowe źródło biomasy. Wytwarzanie biometanu przebiega z zastosowaniem anaerobowego przetwarzania biomasy do biogazu w rozdzielonych i sterowalnych procesach hydrolizy biomasy i fermentacji metanowej przez bakterie metanowe mezofilne, termofilne i psychrofilne. Część metanu wydzielonego z biogazu i biogaz miesza się otrzymując standardowe paliwo gazowe służące do napędu agregatu prądotwórczego. Pozostała część może być sprzedawana odbiorcom. W procesie wytwarzania energii elektrycznej powstaje znaczna ilość energii cieplnej, która może generować dodatkowy dochód z eksploatacji MEB. W elektrogazowni całe ciepło pozyskane z kogeneracji kierowane jest do ogrzewania fermentorów o większej objętości, przez co kieruje się na sprzedaż większą ilość wyprodukowanego biometanu.

Opis procesu technologicznego wytwarzania metanu
oraz energii elektrycznej i cieplnej

Biometan uzyskuje się poprzez fizykochemiczny rozdział biogazu na metan i dwutlenek węgla. Oba te gazy mają zastosowanie przy wytwarzaniu gazowego paliwa standardowego. Proces technologiczny przebiega w układzie przedstawionym na rysunku 1.

Rys. 1. Schemat układu wytwarzania metanu i energii elektrycznej i cieplnej

Przygotowanie biomasy polega na jej rozdrobnieniu i połączeniu z wodą w mieszarce biomasy (1f). W uzasadnionych przypadkach zamiast wody można używać płynnych odpadów organicznych, np. ścieków z mleczarni (1c). Tak przygotowana biomasa jest kierowana do hydrolizera (2), gdzie następuje proces hydrolizy. W trakcie tego procesu następuje rozszczepienie dużych cząstek organicznych na mniejsze przy udziale wody.

Następnym etapem procesu wytwarzania biometanu jest fermentacja metanowa biomasy, która przebiega w układzie szeregowym fermentorów: mezofilnym (3a) i termofilnym (3c) połączonych w dalszej części z kompostownikiem (3g). Polega na anaerobowym przetwarzaniu biomasy do biogazu początkowo przez bakterie metanowe mezofilne, następnie przez bakterie metanowe termofilne, a w końcowym etapie tej części fermentacji przez bakterie metanowe psychrofilne. Sterowanie tym procesem jest realizowane poprzez zawracanie odcieków zawierających odpowiednie kultury bakteryjne do odpowiednich procesów technologicznych (4a, 4c, 4e) oraz utrzymanie odpowiednich temperatur fermentacji.

Rozdział biogazu na metan i CO₂ przebiega w saturatorze (8a). Następnie w mieszaczu gazów (11) metan miesza się z częścią oczyszczonego biogazu, w wyniku czego uzyskuje się gazowe paliwo standardowe o wartości opałowej (8,6 kWh/m³) i liczbie metanowej (104,4 ). Otrzymane w ten sposób paliwo służy do napędzania silnika gazowego (13a) sprzężonego z prądnicą (13b). Możliwe jest również skojarzenie termiczne kogeneratora silnika gazowego z ogniwem termoregeneracyjnym (13c) produkującym prąd stały zamieniany przez falownik na prąd przemienny. Tak otrzymaną energię elektryczną można wprowadzić do sieci energetycznej.

Na ostatnim etapie całego procesu powstają znaczne ilości ciepła. Jest ono pozyskiwane z cieczy chłodzących silnik oraz ze spalin. Ciepło to jest wykorzystane do ogrzewania hydrolizera, fermentorów oraz termoregeneratora ogniwa termoregeneracyjnego. Nadwyżki ciepła mogą być kierowane do sieci CO (14d).

W innym układzie mogą być produkowane nadwyżki biometanu (9a, 9c) jako inaczej ustandardowione paliwo gazowe do paliwa GZ 50 albo do CNG albo do LNG albo do LCNG.

Należy zauważyć, iż w całym procesie otrzymujemy jeszcze jeden produkt, który będzie oferowany do sprzedaży. Jest to wysokiej jakości kompost (3h).

Docelowe parametry układu MEB 5 MW

• moc elektryczna oddawana do sieci P_e = 5 MW,
• moc potrzeb własnych P_w = 250 kW,
• roczna produkcja energii elektrycznej W_e = 42 GWh,
• roczne zużycie biometanu przy sprawności elektrycznej agregatów prądotwórczych η_e = 0,4 i wartości opałowej biometanu H_u = 9,94 kWh/m³ wynosi V_a = 10,6 x 106 m³,
• przepływ mieszanki V M5 = 3,9 t/h = 3,3 ts/h.

Produkcja i zużycie roczne biometanu i biogazu dla MEB 5 MW

Roczna produkcja biometanu wynika z zawartości chemicznej energii w paliwie, o wartości opałowej H_u=35,79 MJ/m³ = 9,94 kWh/m³, aby wytworzyć rocznie 105 GWh energii,

stąd V_a = 10,6 x 106 m³/a.

Średni przepływ biometanu V_a = 1325 m3/h; M_a = 949,8kg/h przy gęstości metanu ϑ_m = 0,7168kg/m³
Roczna produkcja biogazu wyniesie 14,1 x 106 m³/a

Przewidywany koszt budowy

Jednostkowy koszt budowy MEB 5 MWe i ok. 7 MWt.

a)	MEB 360 kW	– 4,7 mln zł
b)	MEB 5 MW	– 25 mln zł

 Użytkową moc cieplną przeliczamy na elektryczną przy sprawności 0,35 i dla łącznej mocy elektrycznej ok. 7,25 MW wyznaczamy jednostkowy koszt budowy MEB 5 MW: 3 450 zł/kW = 820 USD/kW – porównywalny z jednostkowym kosztem budowy elektrowni gazowo-parowej, a niższy od jednostkowego kosztu budowy elektrowni wiatrowej (1100 USD/kW) i konwencjonalnej (1300 USD/kW).

Instalacja wytwarzania biogazu
o mocy termicznej 20 kW w firmie EKOPOL Sp. z o.o.

W firmie EKOPOL Sp. z o.o. zbudowano doświadczalną instalację wytwarzania biogazu o mocy termicznej około 20 kW. Instalacja składa się z:

• hydrolizera o objętości Vh = 1,7 m³,
• fermentora o objętości Vf = 8 m³,
• zbiornika biogazu o objętości Vb = 10 m³.

Hydrolizer – reaktor

Przewidywany zbiornik jednoczęściowy (3) o objętości Vh =1,7 m³ posiada właz do hydrolizera (11) ze wziernikiem (12), wlot biomasy (4) jest hydraulicznie zamknięty oraz posiada klapę (5).

Tabela 1

Dane techniczne MEB 360 kW i 5 MW. Produkcja docelowa

Dane techniczne	360 kW	5MW
Moc elektryczna (do sieci)	360kW	5MW
Moc potrzeb własnych	12kW	250kW
Czas pracy MEB	8 000 h	8 000 h
Roczna produkcja energii elektrycznej w tym: • potrzeb własnych • na sprzedaż	2 976 MWh 96 MWh 2880 MWh	42 GWh 2 GWh 40 GWh
Sprawność elektryczna	36%	40%
Sprawność z ogniwem termoregeneracyjnym	-	62-70%
Moc cieplna całkowita	551 kW	7,88 MW
Roczna produkcja energii cieplnej w tym: • na ogrzewanie układu fermentacji • na sprzedaż	15 869 GJ 3 312 GJ 12 500 GJ	226 940 GJ 42 400 GJ 164 200 GJ
Produkcja kompostu	2 130 t	27 270 t
Roczne zużycie biometanu	828 000 m3	10,6 x 106 m3
Roczne zużycie mieszanki (V)	2 435 t	31 170 t

Zbiornik hydrolizera posiada u dołu wejście wody zawracanej i uzupełnianej podawanej rurociągiem (18), a także wejście dwutlenku węgla połączone z dozownikiem CO2 (9), a ten połączony jest ze zbiornikiem sprężonego dwutlenku węgla (8). U góry posiada ujście wymywanych gazów – usuwanego powietrza z biomasy przez dwutlenek węgla. Przy końcu zbiornika w okolicy jego dna umieszczono pompę (13), która na wyjściu połączona jest z zaworem trójdrożnym (15), a jego jeden wylot połączony jest rurociągiem biomasy zawracanej (17), natomiast drugi wylot z urządzeniem podającym (16) posiadającym wejście do fermentora (19) u góry na jego początku.

Fermentor – reaktor

Zbiornik jednoczęściowy zamknięty (19) o objętości 8 m³. Izolacja termiczna warstwowa z waty szklanej. Fermentor posiada właz (27) z wziernikiem (28), wlot biomasy zhydrolizowanej rurociągiem (16).

Fermentująca zawiesina wodna biomasy (20) zajmuje ¾ objętości zbiornika, tj. Vc = 6 m³, a nad jej powierzchnią znajduje się „poduszka” gazowa biogazu (21) o objętości Vg = 2 m³. Ta górna część zbiornika posiada wylot biogazu z fermentora (24) połączony z odkraplaczem (25) i dalej ze zbiornikiem biogazu (26). Z boku zbiornika (19) umieszczona jest pompa mieszająca (30) połączona na wejściu z zaworem trójdrożnym (29), którego dwa wloty połączone są z rurociągami zasysania biomasy (31 i 32) z początku i z końca zbiornika. Wyjście pompy połączone jest z rurociągiem biomasy zawracanej (33). Na końcu zbiornika znajduje się wyjście biomasy przefermentowanej połączone z urządzeniem przelewowo-syfonowym (37) zakończonym wylotem biomasy-kompostu (38), skierowane do zbiornika odcieków (35) z łapaczami.

Wyjście ze zbiornika fermentora i ze zbiornika odcieków (35) połączone jest rurociągiem (18) poprzez pompę odcieków i wody uzupełniającej (34) przez system zaworów (36) z hydrolizerem (3) oraz z ujściem wyprowadzenia nadmiarem odcieków. Wewnątrz zbiornika fermentora (19) przy jego dnie zainstalowany jest rurowy wymiennik ciepła (39).

Wyniki prac badawczych

Wybudowana pilotażowa instalacja w firmie EKOPOL umożliwia produkcję biometanu, kompostu i dwutlenku węgla. Jest uproszczoną wersją docelowej instalacji pokazanej na schemacie (rys. 1), a w przedstawionej wersji (rys. 2) przeznaczona jest do wykorzystania w dużych gospodarstwach rolnych, szklarniach, suszarniach, itp.

Rys. 2. Biogazownia – schemat połączeń urządzeń technologicznych 1 – biomasa (kiszonka), 2 – rozdrabniacz, 3 – hydrolizer, 4 – wlot biomasy hydraulicznie zamknięty, 5 – przykrycie wlotu biomasy, 6 – biomasa hydrolizowana, 7 – Poduszka gazowa, 8 – zbiornik sprężonego CO2, 9 – dozownik CO2, 10 – ujście gazów, 11 – właz do hydrolizera, 12 – wziernik, 13 – pompa podająca, 14 – rurociąg biomasy zasysanej, 15 – zawór trójdrożny, 19 – fermentor, 20 – biomasa fermentująca, 21 – biogaz, 22 – zawór bezpieczeństwa, 23 – zawór do pobierania prób gazu, 24 – wylot biogazu z fermentora, 25 – odkraplacz, 26 – zbiornik elastyczny biogazu, 27 – właz do fermentora, 28 – wziernik, 29 – zawór trójdrożny, 30 – pompa mieszająca, 31 – 32 – Rurociągi biomasy zasysanej, 33 – rurociąg biomasy zawracanej, 34 – pompa odcieków i wody uzupełniającej, 35 – zbiornik odcieków, 36 – zawory, 37 – urządzenie przelewowo-syfonowe, 38 – wylot biomasy-kompostu, 39 – grzejnik wodny rurowy, 40 – membranowy rozdzielacz gazu, 41 – zbiornik metanu, 42 – zestaw przyrządów i urządzeń pomiaru ciśnienia, temperatury i automatyki sterującej

Wybudowana instalacja stworzyła również możliwości prowadzenia badań optymalizacyjnych ilościowych i jakościowych pozyskiwanego biogazu z określonych rodzajów masy organicznej roślin i ich mieszanek. Dała również możliwość doboru i sprawdzenia pewności pracy zastosowanych maszyn, urządzeń i materiałów w procesach przygotowania, transportu i fermentacji metanowej biomasy niezdrewniałej.

Począwszy od maja 2008 r. zespół składający się z pracowników Instytutu Chemii i Techniki Jądrowej w Warszawie, Politechniki Warszawskiej i twórców rozwiązania patentowego, prowadzi badania dotyczące pozyskiwania biogazu z biomasy roślinnej – kiszonki kukurydzy, kiszonki mieszanki owies – jęczmień, kiszonki traw, traw świeżych. W konsekwencji tych działań uzyskano pierwszy w Polsce (z zastosowaniem nowej technologii) empiryczne dane do wyliczenia wielkości wskaźnikowych umożliwiających projektowanie instalacji o większych mocach i rozszerzonym profilu produktów końcowych.

Wyniki uzyskane z pomiarów biogazu otrzymywanego z aneaerobowej fermentacji traw przedstawiono w tabeli 2.

Tabela 2

Pomiary procentowej zawartości biogazu z fermentacji anaerobowej traw

Skład biogazu z próbek pobranych w dn. 18 – 25.10.2008 r.	Pomiar analizatorem typ Gaz Hunter nr 0800844	Pomiar analizatorem ICHTJ	Analiza chromatograficzna wykonana przez Politechnikę Warszawską	Wyniki średnie
CH4	77%	75%	85,025%	79,08%
CO2	24%	25%	13,15%	20,71%
O2	0,00	brak	1,59% (N2, O2)	0,0%
H2S	9,2 p.pm	55 p.pm	brak	32,1 p.pm

Pozyskiwany biogaz z fermentacji innych wymienionych roślin posiadał podobny skład. Z powyższego wynika, że efektywność energetyczna otrzymanego biogazu, będąca pochodną zawartości metanu w tym biogazie (śr. 79,08%), jest wyższa od wartości energetycznej biogazu otrzymanego w instalacjach niemieckich (~50%CH4). Ma to jednocześnie przełożenie na zmniejszenie o tę wielkość procentową zużycia biomasy roślinnej na jednostkę (m3) wytworzonego biometanu, oraz wielkość komór fermentacyjnych. Ilość pozyskiwanego biometanu w testowanej instalacji wynosi 0,0395 – 0,059m³/m³fermentora/godzinę.

Na zlecenie firmy Bioenergia ESP w Gdyni wchodzącej w skład Polskiej Grupy Energetycznej wspomniany zespół rozpoczął prace badawcze „jakościowe i ilościowe” nad otrzymywaniem biogazu z serwatki mleczarskiej, wysłodków cukrowniczych i wywarów gorzelnianych. Przeprowadzono również rozdział uzyskiwanego biogazu na module membranowym z IChTJ, uzyskując standardowe paliwo gazowe o zawartości 92% metanu.

Kierunkowe propozycje budowy
instalacji bioenergetycznych (MEB)
w województwie lubelskim

Podstawowym celem zastosowania omawianego rozwiązania jest pozyskanie paliwa gazowego (metanu zawartego w biogazie) powstałego w wyniku anaerobowej fermentacji biomasy roślinnej otrzymywanej z celowo prowadzonych plantacji rolniczych. Odpady organiczne z przemysłu rolnospożywczego mogą stanowić znaczący dodatek w bilansie dostarczonej biomasy.

Mała elektrociepłownia/gazownia lub gazownia jest fabryką ekologiczną multienergetyczną, a jej technologia przewiduje produkcję biometanu (ustandardowienionego gazu opałowego), energii elektrycznej, energii cieplnej, paliwa gazowego (CNG) albo ciekłego (LNG) oraz nawozu organicznego. Wybudowanie i wdrożenie do eksploatacji MEB rozwiązuje ponadto szereg problemów społecznych (zbyt surowców rolniczych, możliwość zatrudnienia, ochrona klimatu), jak również przyniesie korzystne efekty ekonomiczne i techniczne.

1. Potencjał wytwarzania biometanu na terenie woj. lubelskiego określamy przy założeniu, że powierzchnia upraw na cele energetyczne wyniesie 20% użytków rolnych. Wynika to z faktu, że obecna powierzchnia nieużytków w kraju przekracza 2,8 mln ha, a docelowo osiągnie ok. 5 mln ha.

Sp = 312 683 km² – powierzchnia Polski
Sl = 25 115 km² – powierzchnia woj. lubelskiego,
w tym 68,3% – 1 mln 715 tys. ha – użytki rolne woj. lubelskiego
20% – 343 071 ha, Vha = 20 000 m³ – produkcja biometanu z 1 ha
Sl_20% = 343 071 × 20 000 = 6,86 mld m³ biometanu.
Niezależnie od powyższego nie mniejszy potencjał produkcji biometanu zawarty jest w odpadach roślinnych pozostałych upraw.

2. Liczbę i wielkości do budowy MEB określono ze względu na:

• potrzebę realizacji zadań wynikających ze „Strategii rozwoju energetyki odnawialnej do 2020 roku” (w trakcie zmian),
• potrzebę realizacji zadań określonych Dyrektywami Unii Europejskiej (trwają uzgodnienia nowego pakietu 3×20).

Stosunek powierzchni woj. lubelskiego do powierzchni kraju wyrażony w % wynosi 8%.

Z uwagi na rolniczy charakter województwa lubelskiego i duży udział ludności wiejskiej w procesie uzyskiwania dochodu województwa w stosunku do województw bardziej uprzemysłowionych, a także do województw, na terenie których znajdują się duże elektrownie, proponuje się przyjąć wskaźnik procentowego udziału w kraju w wytwarzaniu biometanu i energii z tego źródła na terenie województwa lubelskiego.

K=2p=16%

Z uwagi na istniejącą rozwiniętą infrastrukturę elektroenergetyczną linii niskich i średnich napięć na terenie całego kraju, istnieje rzeczywista możliwość wprowadzenia do tej sieci energii elektrycznej o mocy do 2 MW praktycznie w każdej miejscowości Polski.

Uwzględniając powyższe oraz moduły produkowanych kogeneratorów i ich sprawności, proponujemy budowę MEB o mocy elektrycznej 1642 kW. Proponowane elektrogazownie:

• moc elektryczna – 1642 kW
• moc cieplna kogeneracji – 1989 kW
• moc potrzeb własnych – 150 kW
• moc oddawana do sieci Pe = 1492 kW
• roczny czas pracy biogazowi ta = 8400 godzin
• produkcja energii elektrycznej Wa = 13,793 GWh, w tym:
  • na sprzedaż We = 12,533 GWh
  • na potrzeby własne Ww = 1,26 GWh
• roczna produkcja biometanu Va = 16,056 × 106 m³/a
• zużycie biometanu przez kogeneratory Ve = 3,556 × 106 m³/a
• produkcja biometanu na sprzedaż Vbs = 12,5 × 106 m³/a
• produkcja kompostu o zawartości 70% wody Mk = 71,23× 10³ t/a

Uwzględniając wymogi „Strategii rozwoju energetyki odnawialnej do 2020 roku”, tj. produkcję 10,4% energii elektrycznej odnawialnej w roku 2010, należy wybudować na terenie woj. lubelskiego do tego roku 134 MEB o łącznej mocy elektrycznej 220 MW, produkujących 1680 GWh energii elektrycznej i 1mld 675 tys. m³ biometanu/rok na sprzedaż.

3. Zasadnym, szczególnie ze względów społecznych (tradycja, przygotowana kadra do pracy w przetwórstwie rolnospożywczym), jak i technologicznych (baza surowcowa, odpowiedniej wielkości uzbrojone energetycznie tereny istniejących lub zlikwidowanych zakładów, możliwa do wykorzystania substancja istniejących budynków) oraz ekonomicznych (wstępne biznesplany wykazują wysoką opłacalność i szybki zwrot zainwestowanego kapitału), jest przeprowadzenie restrukturyzacji i rozbudowy pracujących bądź likwidowanych cukrowni.

W koncepcji przekazanej przez Oddział Zamojski Stowarzyszenia Elektryków Polskich do Zarządu Polskiego Cukru przewiduje się budowę na terenach istniejących (lub likwidowanych) cukrowni „Kompleksów Energetycznych”, produkujących:

• cukier – wytwarzany z pierwszej fazy cukrzycy (najlepszy),
• etanol – wytwarzany z pozostałej części cukrzycy,
• biometan – wytwarzany z pozostałości pofermentacyjnych z produkcji etanolu, wysłodków, korzonków buraków, liści buraków, biomasy z celowych upraw,
• energie elektryczną,
• energię cieplną,
• biometan sprężony i skroplony (paliwo CNG i LNG),
• ekologiczny nawóz organiczny.

Istniejące w Polsce mleczarnie i gorzelnie, po stosownej modernizacji i rozbudowie, podobnie jak cukrownie mogą stać się wysokorentownymi multienergetycznymi przedsiębiorstwami.

Building of power stations, electrogasworks and biomethane gasworks on an industrial scale. Presented was a new „Method and a system for generation of methane as well as electric and thermal energy”. In this system, the generated gas fuel after standardization is utilized for feeding of an electric generator and thermogenerator cells. This is practically a multipower system used for generation of a gas fuel, mechanical energy and thermal energy. Keywords: multipower system, gas fuel.

AUTORZY

Janusz Usidus, Adam Kryłowicz, Kazimierz Chrzanowski

Oddział Zamojski SEP

LITERATURA

[1] Kościk B: Rośliny energetyczne, WAR, Lublin 2003
[2] Agroenergetyka 2006, nr 4
[3] Grzybek A. i inni: Słoma energetyczne paliwo, Wieś Jutra Sp. z o.o., Warszawa 2001
[4] Agroenergetyka 2007, nr 4
[5] Lewandowski W.M.: Proekologiczne źródła energii odnawialnej, WNT, Warszawa 2001
[6] Oniszk–Popławska A. i in.: Produkcja i wykorzystanie biogazu rolniczego, EC BREC/IBMER, Gdańsk – Warszawa 2003
[7] Przegląd Techniczny 2006, nr 3
[8] Reinhardt D., Friedrichshafen: Ogniwo paliwowe w praktyce, Ekologia • Energia Odnawialna • Ciepłownictwo w Polsce i na Świecie 2004, rocznik XI, zeszyt 3 – 4