1ZASOBY PALIW I ENERGII
1.1. Rodzaje i postacie energii
Energetyczne zasoby przyrody tworzą energię pierwotną. Rozdzielamy je na odnawialne i nieodnawialne.
Wśród źródeł odnawialnych wyróżniamy: energię promieniowania słonecznego (promieniowania elektromagnetycznego), fal morskich i pływów oceanicznych, biomasy, wiatru, energię związaną z istnieniem gradientów temperatury w morzach i oceanach, energię cieków wodnych i geotermalną. Prądy konwekcyjne (wiatry i prądy morskie) są następstwem rotacji Ziemi i nagrzewania jej atmosfery, wiatr z kolei powoduje powstawanie fal morskich. W procesie fotosyntezy produkowana jest biomasa. Nagrzewanie oceanów i mórz z jednej strony prowadzi do powstania gradientów temperatury (na odcinku od powierzchni do 1000 m w głąb różnica temperatury może wynosić ok. 20°C), z drugiej - wpływa na generację ruchów konwekcyjnych atmosfery.
Spośród wymienionych źródeł energii tylko energia pływów oceanicznych i geotermalna nie są pochodnymi energii promieniowania słonecznego.
Źródła nieodnawialne stanowią paliwa organiczne i jądrowe. Są to:
- paliwa organiczne: węgiel kamienny i brunatny, torf, łupki bitumiczne, ropa, gaz ziemny;
- paliwa jądrowe rozszczepialne: głównie uran i tor (występujące w naturze w postaci związków, np. U3O8 i ThO2);
- paliwa jądrowe energii syntezy (fuzji jądrowej): deuter, lit, hel.
Na podstawie przytoczonego podziału można wskazać na dwie podstawowe kategorie energii: energię dochodzącą do Ziemi z bliższego lub dalszego kosmosu i energię zgromadzoną na Ziemi lub w jej wnętrzu.
Zgodnie z inną klasyfikacją wyróżniamy różne postacie energii: mechaniczną, elektryczną, elektromagnetyczną, chemiczną, jądrową (atomową) i termiczną. U źródeł tego podziału tkwi fizyka procesów ujawniania się "potencjału" energetycznego. Część z nich może mieć charakter pierwotny, inne mogą być postacią użytkową, uzyskaną w procesie przetwarzania energii pierwotnej (np. energię chemiczną węgla w procesie utleniania przekształcamy w ciepło, które z kolei można przetworzyć w energię mechaniczną i dalej - w energię elektryczną).
Procesom konwersji towarzyszy zawsze określona strata. Ważnym zadaniem jest poszukiwanie takich technologii przetwarzania, przesyłu i użytkowania energii, aby straty te były jak najmniejsze (strat tych do końca nigdy uniknąć nie można).
Każdy efekt racjonalizacji zużycia energii prowadzi do zmniejszenia obciążenia środowiska naturalnego ujemnymi następstwami technologii energetycznych.
W procesach generacji elektryczności i ciepła oraz innych użytecznych postaci energii (chłód, paliwa transportowe, energia mechaniczna) współcześnie nadal dominują kopalne paliwa (nieodnawialne) organiczne i paliwa jądrowe rozszczepialne. Paliwa organiczne są substancjami składającymi się głównie ze związków węgla i wodoru, których reakcje z tlenem są reakcjami egzotermicznymi. W skład tych paliw wchodzą także inne pierwiastki i związki, takie jak: N2, M2O, S, Cl, Al2O, Fe2O, CaO.
Do paliw stałych należą: węgiel kamienny, węgiel brunatny, torf, biomasa klasyczna (drewno, słoma, liście, wodorosty itd.) oraz inne (osady z oczyszczalni ścieków, części organiczne odpadów). Węgiel kamienny i brunatny są głównymi paliwami (2020) w polskiej energetyce.
Naturalnym paliwem ciekłym jest ropa naftowa, która jest mieszaniną dużej liczby węglowodorów (olefiny, parafiny, węglowodory aromatyczne). W procesie przeróbki ropy uzyskuje się paliwa benzynowe (transport, turbiny gazowe) oraz oleje opałowe (napędowe i opałowe, transport, energetyka). W energetyce dużych mocy maleje znaczenie paliw ciekłych. Do paliw płynnych można zaliczyć także ciekłe biopaliwa (oleje roślinne, biodiesle, alkohole uzyskane ze zbóż, ziemniaków oraz odpadów rolniczych i inne).
Głównym naturalnym paliwem gazowym jest gaz ziemny. Gazowe paliwa syntezowe są zazwyczaj produktami procesów zgazowania węgla i innych substancji, w tym głównie biomasy i odpadów z przeróbki ropy naftowej.
1.2. Zasoby paliw
Ocenę zasobów paliw przeprowadzamy w wielu kategoriach. Dwie podstawowe z nich dotyczą zasobów geologicznych[1] (możliwych do wydobycia w dalszej przyszłości) i rezerw paliw (zasoby nadające się do ekonomicznej eksploatacji). Ilościowe proporcje między obu tymi kategoriami zmieniają się w czasie wskutek postępu w technikach wydobywczych, zmiany dynamiki wyczerpywania złóż i zmiany warunków geologicznych oraz zmian cen danego rodzaju paliwa. Dla pewnej grupy paliw (np. uranu) złoża klasyfikuje się często na podstawie kosztów wydobycia.
Rezerwy paliw mogą być klasyfikowane bardziej szczegółowo. W polskim ustawodawstwie wyróżnia się zasoby bilansowe i pozabilansowe. O granicach podziału decydują technologiczno-ekonomiczne aspekty eksploatacji złóż, ogólnie określane jako kryteria bilansowości (głębokość zalegania, miąższość złóż, wartość energetyczna surowca).
Przez zasoby bilansowe rozumie się tę część zasobów geologicznych, których eksploatacja jest technicznie i ekonomicznie (w danej sytuacji na rynku paliw) uzasadniona. Reszta zasobów geologicznych tworzy zasoby pozabilansowe. Z zasobów bilansowych wyodrębnia się zasoby przemysłowe - zasoby, które mogą być czerpane w konkretnych warunkach zagospodarowania złoża. W obszarze zasobów przemysłowych określa się również zasoby operatywne. Ilościowo są to zasoby przemysłowe pomniejszone o nieuniknione w procesie wydobywczym straty. Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 1 lipca 2015 r. w sprawie dokumentacji geologicznej złoża kopaliny, z wyłączeniem złoża węglowodorów (Dz.U. 2015 poz. 987) [24], wyróżnia kategorie rozpoznania złóż bilansowych w skali od A do D (według tych kategorii opracowywany został bilans zasobów złóż kopalin w Polsce przedstawiony przez Państwowy Instytut Geologiczny, datowany na 31 XII 2019 r.) [22].
Ilość zasobów podaje się w jednostkach masy (Mg, ) lub posługując się jednostkami umownymi (określającymi potencjał energetyczny zasobów). Taką jednostką jest tona paliwa umownego (tpu) definiowana jako tona paliwa o wartości opałowej równej 7000 kcal/kg. Tak więc
Jednostkę tę najczęściej wykorzystujemy w ocenie zasobów paliw stałych (węgla). W ocenie zasobów paliw ciekłych jako jednostkę stosujemy toe (tona oleju ekwiwalentnego), definiowaną jako:
1 toe = 1,4286 tpu = 41,86 GJ
Wartość energetyczną paliw gazowych podajemy w przeliczeniowych
1.2.1. Węgiel kamienny i brunatny
Geologiczne światowe zasoby węgla są szacowane (w zależności od instytucji oceniających) między 8,5 ? 1012-11,5 ? 1012 toe. W [27] sprawdzone zasoby wydobywalne ocenia się na 860,938 (węgiel kamienny - 404,762) mld Mg. Główne zasoby są zlokalizowane w Europie (265,027 mld Mg), Ameryce Północnej (245,271) i w Azji (228,264). W jednostkach energetycznych zasoby przemysłowe można ocenić następująco [19]: łącznie - ok. 470 mld toe, węgiel kamienny - ok. 301 mld toe.
Współcześnie (2018) światowe wydobycie węgla to 7,813 mld Mg rocznie (Chiny - 45,6%, kraje OECD - 22%, USA - 8,8%, Rosja - 5,4%, Niemcy - 2,2%) [17].
Dane dotyczące zasobów węgla kamiennego w Polsce ujęto w tablicy 1.1a. [na podstawie 16, 22].
Tablica 1.1a. Udokumentowane zasoby węgla kamiennego [mld Mg] (2018)
Wyszczególnienie
Liczba złóż
Geologiczne zasoby
bilansowe
Zasoby pozabilansowe
Zasoby przemysłowe
Zasoby ogółem
161
61,436
14,546
3,605
W tym zasoby złóż
zagospodarowanych
45
22,308
4,475
2,912
Odpowiednie dane dla węgla brunatnego podano w tablicy 1.1b [16, 22].
Tablica 1.1b. Udokumentowane zasoby węgla brunatnego [mld Mg] (2018)
Wyszczególnienie
Liczba złóż
Geologiczne zasoby
bilansowe
Zasoby pozabilansowe
Zasoby przemysłowe
Zasoby ogółem
91
23,315
3,518
1,047
W tym zasoby złóż
zagospodarowanych
9
1,224
0,040
1,047
Należy zaznaczyć, że zasoby bilansowe węgla kamiennego są definiowane następująco. Za zasoby bilansowe według [24] uznawane są pokłady węgla o średniej miąższości przekraczającej 1,0 m, minimalnej kaloryczności 15 MJ/kg oraz maksymalnej zawartości siarki poniżej 2%. Dla węgla brunatnego definiuje się pojęcie złoża. To zasoby o maksymalnej głębokości spągu złoża 350 m, minimalnej miąższości węgla brunatnego w pokładzie - 3 m, maksymalnym stosunku grubości sumy nadkładu i przerostów 12:1 i średniej wartości opałowej węgla wyższej od 6,5 MJ/kg.
W 2018 r. wydobycie węgla w Polsce nieznacznie przekroczyło 122 mln Mg, co stanowiło 1,6% wydobycia światowego (9 miejsce w świecie) [16, 17]. Produkcja węgla kamiennego wynosiła ok. 64 mln Mg (ok. 1507 PJ), a węgla brunatnego 58,5 mln Mg (355 PJ) [16]. W stosunku do 2008 r. nastąpił spadek wydobycia węgla kamiennego o ok. 18%, a węgla brunatnego wzrost wydobycia o 2,5%. Zużycie krajowe wynosiło więc 133,4 mln Mg (75,8 - węgiel kamienny, 58,5 - węgiel brunatny) [16].
Udział węgla w zużyciu energii pierwotnej w skali globu wynosił (2017) 27,1% (całkowite zużycie energii pierwotnej - 13,972 mld toe [17]). Udział w energii końcowej 10,5%. Dla Polski odpowiednie dane są następujące: (2018) 49,7% (całkowite zużycie energii pierwotnej - 109 mln toe [7]), 15% (2018 [7]).
1.2.2. Gaz ziemny i ropa naftowa
Udokumentowane światowe zasoby gazu ziemnego są rzędu 186,9 ? 1012 m3 (szacunek 2010) [27]. Według [19] zasoby przemysłowe wynoszą ok. 159 Gtoe. Największe zasoby gazu ziemnego są zlokalizowane w krajach Europy i Euroazji (30,5%) i na Środkowym Wschodzie (43%) [27]. Roczne wydobycie w skali globu wynosi ok. 3540 mld m3 [27].
Zasoby bilansowe gazu ziemnego szacowane są w Polsce na ok. 142 mld m3 (2019) [22], w tym zasoby złóż zagospodarowanych to blisko 90 mld m3 (2019). Zasoby przemysłowe określono na ok. 75 mld m3 [22].
W 2018 r. pozyskano w Polsce z własnych źródeł łącznie ok. 5,3 mld m3 gazu (1,6 mld m3 gazu wysokometanowego i 3,7 mld m3 zaazotowanego [16, 22], co dało łącznie ok. 143,3 PJ energii). W strukturze pozyskiwanych w Polsce nośników energii pierwotnej gaz stanowi jedynie 5,5%. Udział gazu w zużyciu energii pierwotnej w skali globu wynosił (2017) 22,3% (całkowite zużycie energii pierwotnej - 13 972 mld toe [17]), a udział w energii końcowej 15,5% (z 9 717 mld toe).
Krajowe wydobycie gazu nie zaspokaja zapotrzebowania przemysłu, energetyki, gospodarki komunalnej i gospodarstw domowych. Obecnie zużycie kształtuje się na poziomie 21 024 mld m3 (2018) [16, 22]. W strukturze zużycia energii pierwotnej energia gazu (713,3 PJ) stanowi 15,7%. Zwiększenie wydobycia krajowego oraz importu gazu istotnie warunkuje rozwój energetycznych technologii gazowych w Polsce.
W gospodarce światowej istotnie wzrasta znaczenie ciekłego gazu ziemnego (LNG). Decydują o tym ułatwienia transportowe, handlowe i akumulacyjne. Jego udział w bilansie gazu ciągle rośnie ( w 2014 stanowił 10%).
Zasoby ropy naftowej mierzone w jednostkach energii są porównywalne z zasobami gazu ziemnego. Należy jednak oczekiwać zmniejszenia względnego udziału tego paliwa w ogólnej konsumpcji pierwotnych nośników energii. Obecnie wynosi on wynosi ok. 32% (2017, [17]). Przewiduje się, że w przyszłości ropa naftowa znajdzie zastosowanie głównie w transporcie. Konkurencją będzie napęd elektryczny i wodorowy. Zastosowanie ropy naftowej w instalacjach do produkcji energii elektrycznej i ciepła będzie się zmniejszać.
Polska zużywa ok. 27 mln toe ropy naftowej w ciągu roku, co stanowi ok. 25% udziału w bilansie energii pierwotnej. Roczna produkcja własna (2018) to ok. 1 mln Mg (1,6% w bilansie pierwotnych nośników energii) [16, 22]. Zasoby bilansowe określa się na poziomie 21 mln Mg [16, 22].
1.2.3. Paliwa rozszczepialne
Paliwami energii rozszczepienia są odpowiednie izotopy trzech pierwiastków ciężkich: uranu, toru i plutonu. Uran i tor występują w przyrodzie w stanie naturalnym. Rozszczepialny izotop plutonu powstaje w reaktorach jądrowych w wyniku pochłaniania neutronów przez uran naturalny
gdzie: ?, ? - promieniowanie ? i ?, Np - neptun, n - neutron.
Uran występuje w przyrodzie w różnych minerałach (zawsze w postaci tlenków). Do zastosowań przemysłowych wykorzystuje się rudę uranową o zawartości uranu powyżej 0,02% (utylizowane współcześnie rudy zawierają 0,03-0,2% U). Rudy o mniejszej zawartości uranu mogą być uważane za złoża geologiczne o późniejszej perspektywie eksploatacyjnej. Podstawę klasyfikacji złóż stanowi jednak cena ich pozyskania. I tak wyróżnia się [29]:
- kategoria I: koszty pozyskiwania niższe od 80 USD/kg U (lub 66 USD/kg U3O8),
- kategoria II: koszty pozyskania w granicach 80-130 USD/kg U (lub 66-110 USD/kg U3O8).
Udokumentowane zasoby o kosztach pozyskania poniżej 130 USD/kg U wynoszą ok. 3,7 mld Mg (Australia 32%, Kanada 9,7%, Niger 8,8%) [27].
Występujący w przyrodzie izotop toru 232Th jest pierwiastkiem paliworodnym (nie jest bezpośrednim paliwem jądrowym, nie jest rozszczepialny neutronami termicznymi). Po pochłonięciu neutronu przekształca się w rozszczepialny izotop uranu 233U
który jest paliwem jądrowym.
Głównym źródłem paliwa torowego są piaski monacytowe (w reaktorach nie wykorzystuje się współcześnie więcej niż 200 t toru rocznie). Rezerwy przemysłowe są oceniane na ok. 0,7 mld ton.
Pluton pozyskujemy z przeróbki wypalonego paliwa uranowego w pracujących reaktorach. Istniejące technologie umożliwiają uzyskanie substancji, która zawiera ok. 70% rozszczepialnych izotopów plutonu (239Pu i 241Pu).
Obecnie (2017) udział energii jądrowej w zużyciu energii pierwotnej w skali globu to 4,9% [17].
1.2.4. Paliwa energii syntezy
Głównym źródłem energii jest w tym w wypadku połączenie (synteza) dwóch izotopów wodoru deuteru i trytu
Ponieważ tryt nie występuje w przyrodzie, można go pozyskać z litu w wyniku reakcji
Zasoby deuteru są o ok. 104 wyższe od zasobów węgla, a zasoby litu 10 razy większe. Reakcja syntezy stanowi więc ogromny potencjał energetyczny. Możliwe są także inne rodzaje syntezy (deuteru z deuterem i deuteru z izotopem lub reakcja proton + bor) [3].
1.2.5. Zasoby energii rzek
Potencjał energetyczny rzek można oszacować zależnością
[1.1]
gdzie: N - możliwa do generacji moc, kW; - strumień objętościowy wody, m3/s; H - spadek użyteczny, m.
Dla Polski obliczenia przeprowadzone z wykorzystaniem (1.1) dla uśrednionych spadków i natężeń przepływu dają rezerwę mocy rzędu 11 tys. MW. Teoretyczna możliwa roczna produkcja energii elektrycznej z zasobów rzek wynosi 23-25 TWh/a, przy uwzględnieniu technicznych ograniczeń wartość ta musi zostać zredukowana do 13,7 TWh/a. Rozkład tych zasobów jest następujący :
- rzeka Wisła - 6,2 TWh/a
- rzeka Odra - 1,27 TWh/a
- dorzecze Wisły i Odry - 5,97 TWh/a
- rzeki Przymorza - 0,26 TWh/a
Należy podkreślić, że 80% zasobów pochodzi z piętrzeń o wysokości mniejszej niż 10 m, a w spadach mniejszych niż 4 m zawiera się 40% potencjału cieków wodnych. Ta struktura energetyczna istotnie ogranicza wykorzystanie potencjału wód w Polsce.
Światowe zasoby rzek aktualnie (2015) szacowane na 10 000 TWh/a [27] występują głównie w Azji, obu Amerykach i Afryce. W 2015 r. moc zainstalowana w energetyce wodnej wynosiła ok. 1 212 GW (w tym w instalacjach pompowo-szczytowych 144,5 GW) [27], generacja elektryczności: ok. 3970 TWh [27]. Udział energii wód w zużyciu energii pierwotnej jest rzędu 2,5% (2017) [17].
Łączna moc źródeł zainstalowana w zawodowej energetyce wodnej przekracza w Polsce 2300 MW (elektrownie pompowo-szczytowe - 1782 MW). Istnieje ponadto ok. 400 mikroelektrowni wodnych. Udział energetyki wodnej w produkcji elektryczności wynosi ok. 1,5%.
1.2.6. Inne zasoby wód
Omawiając zasoby energetyczne wód należy także wskazać na: energię fal morskich (jej źródłem jest energia kinetyczna wiatru), energię pływów (przypływ i odpływ), która jest następstwem oddziaływania grawitacyjnego Słońca i Księżyca, oraz energię wnętrza oceanów (energia prądów morskich, energia termiczna wynikająca z różnicy temperatury powierzchni i głębi, energia wynikająca z różnic zasolenia). Zasoby tego rodzaju można ocenić stosunkowo prosto, trudniej natomiast wskazać na wielkości potencjału technicznego możliwego do wykorzystania praktycznego.
Techniczne wykorzystanie pływów morskich wymaga specjalnego ukształtowania linii brzegowej zatok lub rzek, umożliwiającej budowę zapór oraz odpowiedniej wysokości pływów (nie mniejszych niż 5 m). Ogranicza to możliwość lokalizacji elektrowni wykorzystujących ten rodzaj energii do nielicznych miejsc nad brzegami mórz i oceanów. Dobre po temu warunki występują w części zatoki Fundy, zlokalizowanej między Stanem Maine w USA a New Brunswick w Kanadzie, a także u ujścia rzeki Rance we Francji, gdzie w 1966 r. uruchomiono 24 turbiny o mocy 10 MW każda. Łączny potencjał energetyczny tego rodzaju zasobów ocenia się w świecie na 64 ? 103 MW [4].
Energia fal zależy od ich podstawowych parametrów: wysokości, okresu i długości. Potencjalna moc fal jest rzędu 2,5 mln MW. Jednak, mimo wielu istniejących koncepcji jej konwersji w energię elektryczną, obecne jej wykorzystanie jest nieznaczne. Decydują o tym takie właściwości energetyczne fal jak: niska koncentracja mocy i niestacjonarność zjawisk przepływu.
Potencjał termiczny wód oceanicznych oraz potencjał prądów morskich są także ogromne. Aktualny stan prac nad jego wykorzystaniem jest dalece niezadowalający.
1.2.7. Energia promieniowania elektromagnetycznego Słońca
Stała słoneczna
Słońce składa się w ok. 80% z wodoru i 20% z helu (pozostałe składniki stanowią 0,1%). Źródłem energii Słońca jest reakcja syntezy
[1.2]
gdzie: p - proton, ? - jądro helu, e+ - pozytron, ? - neutrino,
[1.3]
Defekt masy ?m reakcji (1.2) łatwo policzyć, biorąc pod uwagę dane:
- masa p = mp = 1,00727647 j.m.a.,
- masa e+ = me = 0,0005458 j.m.a.,
- masa cząsteczki ? = ma = 4,0015060883 j.m.a.,
gdzie jednostka masy atomowej j.m.a. = 1,660565 ? 10-27 kg.
Wówczas
?m = 4mp - ma - 2me = 0,02650263 j.m.a.
Na podstawie (1.3) znajdujemy
[1.4]
Mnożąc ?E przez liczbę reakcji zachodzących na Słońcu (Słońce w ciągu 1 sekundy traci ?M = 4,3 ? 109 kg), otrzymujemy wartości generowanej przez nie mocy
[1.5]
Natężenie promieniowania
[1.6]
gdzie As - powierzchnia Słońca.
Natężenie promieniowania docierające na orbitę ziemską Iz wynika z bilansu (rys. 1.1)
[1.7]
przy czym AOZ = 4?L2.
Stąd
[1.8]
Rys. 1.1. Szkic dla zapisu bilansu promieniowania; OZ - orbita ziemska
Po podstawieniu odpowiednich wartości i uwzględnieniu faktu, że L w czasie roku się zmienia (np. 3 stycznia: L = 1,47 ? 108 km, 4 lipca: L = 1,52 ? 108 km), uzyskujemy
IZ = 1325-1420 W/m2
Średnią wartość IZ równą
GSC = 1367 W/m2
nazywamy stałą słoneczną. Za jej pomocą można zapisać IZ w postaci
[1.9]
gdzie: Nd = 1 ... 365 - liczba dni w roku, Nd = 1 odpowiada dacie 1 stycznia).
Promieniowanie słoneczne na powierzchni Ziemi
Wskutek odbicia, absorpcji i rozproszenia w atmosferze do powierzchni Ziemi dociera mniejszy od IZ strumień energii. Promieniowanie jest pochłaniane przez gazowe składniki atmosfery (O3, H2O, O2, CO2) w zakresie długości fal charakterystycznych dla każdego ze składników. Z tego powodu docierające do Ziemi promieniowanie ma inny rozkład widmowy niż na zewnętrznej powierzchni atmosfery. Rozproszenie zachodzi na skutek oddziaływania promieniowania z cząsteczkami powietrza i aerozoli zawartych w atmosferze (pyły, kryształki lodu, kropelki wody). Jego intensywność i charakterystyki kierunkowe zależą od długości fali i wielkości cząstek rozpraszających. Wyróżnia się opis Rayleigha i Miego.
Opis rozproszenia Rayleigha dotyczy rozproszenia na cząsteczkach, których wielkość nie przekracza 1/10 długości fali (cząsteczki O2 i N2). Charakteryzuje się pełną symetrią i jednakową intensywnością promieniowania wstecz. Natężenie, wzrastające z malejącą długością fali, jest odpowiedzialne za powrót części promieniowania do wyższych warstw atmosfery.
Opis rozproszenia Miego dotyczy cząsteczek, których rozmiary są większe niż 1/10 długości fali. W tym wypadku nie ma pełnej symetrii rozkładu kątowego promieniowania rozproszonego, a jego intensywność do przodu jest większa niż wstecz.
Osłabienie natężenia promieniowania zależy od drogi, którą przebywa ono w atmosferze. W celu jego oceny ilościowej wprowadza się liczbę masy powietrznej AM. Jest to stosunek masy atmosfery, przez którą przechodzi promieniowanie, do masy atmosfery, przez którą przechodzi promieniowanie, gdy Słońce jest w zenicie. W przybliżeniu będzie to stosunek dróg przejścia i wtedy (rys. 1.2)
Rys. 1.2. Graficzne przedstawienie definicji liczby masy powietrznej
(? ? 30)
[1.10]
Dokładniej [26]
[1.11]
p - ciśnienie atmosferyczne, hPa; p0 - ciśnienie odniesienia (p0 = 1013 hPa).
Efekty osłabienia promieniowania zostaną wzmocnione przy oddziaływaniu zachmurzenia oraz opadów. Ze względu na zróżnicowanie ? i zmianę pogody w czasie promieniowanie docierające do Ziemi będzie istotnie zależeć od pory roku (zobacz rozdz. 12). Na rys. 1.3 pokazano miesięczne sumy całkowitego promieniowania docierającego do powierzchni Ziemi dla jednej z miejscowości w południowej Polsce (1997). Z danych tych wynika, że średnia dzienna suma promieniowania globalnego waha się od 0,47 kWh/m2 w grudniu do 5,4 kWh/m2 w czerwcu. Roczna suma promieniowania wynosi 974,1 kWh/m2. W Polsce wielkość ta waha się między 930-1070 (1150) kWh/m2. Polskę można rozdzielić na XI regionów helioenergetycznych [6]. Najlepsze warunki słoneczne w Polsce istnieją na Wybrzeżu Środkowym i Szczecińskim oraz w paśmie wschodnim (Polesie, Lubelszczyzna i Zamojszczyzna).
Docierającą do Ziemi elektromagnetyczną energię promieniowania przetwarzamy w procesie konwersji fototermicznej na ciepło (kolektory słoneczne) oraz w procesie konwersji fotoelektrycznej na energię elektryczną (ogniwa fotowoltaiczne). Moc zainstalowana w skali globu była równa w 2017 r. 397,7 GW (Chiny 130,6, USA 52, Japonia 49, Niemcy 42,4 GW) [17]. Wytworzona energia wynosiła: 444 TWh (Chiny 131 TWh, USA 67, Japonia 55, Niemcy 39 TWh), co stanowiło 1,7% całkowitej produkcji elektryczności. Moc zainstalowanych paneli fotowoltaicznych w Polsce (dane na 01.07.2020 r.) była równa 2285 MW (w 2017 wynosiła 587 MW), co stanowiło 4,7% łącznej mocy zainstalowanej. Produkcja elektryczności nie przekraczała 0,2% łącznej wartości wytworzonej energii (2018). Należy podkreślić dużą dynamikę wzrostu mocy zarówno w skali globu, jak i Polski.
Rys. 1.3. Miesięczne sumy całkowitego promieniowania słonecznego
1.2.8. Ogólna charakterystyka światowych i polskich zasobów biomasy energetycznej
Pod pojęciem biomasy rozumiemy szereg substancji pochodzenia roślinnego i zwierzęcego ulegających biodegradacji, w tym zwłaszcza substancji odpadowych. Szczegółową definicję biomasy zawiera Ustawa o odnawialnych źródłach energii (ostatnia modyfikacja ogłoszona w Dzienniku Ustaw 2020, poz. 261). Dla celów energetycznych ogólnie można wyróżnić:
- biomasę roślinną i drzewną - uprawną,
- odpady z produkcji roślinnej i spożywczej,
- odpady leśne i przemysłu drzewnego oraz użytkowania jego produktów,
- odpady z produkcji i użytkowania biopaliw i biomateriałów,
- odpady w procesie hodowli zwierząt,
- odpady organiczne (w tym komunalne i osady ściekowe).
Szczegółowa klasyfikacja jest utrudniona ze względu na wielość procesów technologicznych produkcji i konwersji biomasy oraz procesy biomasy wtórnej w tych procesach (rys. 1.4) [14].
Podstawą klasyfikacji biomasy roślinnej może być także sposób jej przetwarzania w wyniku konwersji lub wykorzystania uzyskiwanych z niej produktów. I tak można mówić o [2]:
- biomasie roślinnej o składzie lignocelulozowym (drewno, słoma, ścieki ligninowe) poddawanej głównie konwersji termicznej i chemicznej (spalanie, uszlachetnianie drogą pirolizy, zgazowanie, produkcja metanolu); należy zaznaczyć, że tego rodzaju biomasa może być także substratem dla biokonwersji do alkoholi; jest to jednak proces trudny i nieopanowany w dużej skali;
Rys. 1.4. Schemat ilustrujący ogólny przepływ strumienia biomasy z produkcji pierwotnej do produktów finalnych: a - pozostałości z procesów pozyskiwania ziarna i innych półproduktów do wytwarzania żywności, b - pozostałości z produkcji i przetwarzania żywności, c - pozostałości z hodowli zwierząt, d - odpady z procesów wytwarzania produktów użytecznych z drewna, e - odpady z pozostałości gospodarki leśnej, f - odpady pokonsumpcyjne, g - pozostałości poeksploatacyjne wyrobów i tworzyw z drewna ? - główne kierunki przetwarzania, - - ? - pozostałości, odpady wykorzystywane w procesach technologicznych, - ? - ? ? - pozostałości i odpady wykorzystywane do produkcji finalnych postaci energii, - ?? - ?? ? - straty z procesów generacji energii
- uprawach przeznaczonych do otrzymania w procesie fermentacji (bio)etanolu (nasiona zbóż, buraki cukrowe, rośliny bulwiaste);
- uprawach roślin oleistych przeznaczonych do uzyskania różnych dodatków do paliw ciekłych w procesie rektyfikacji.
Złożonym procesem obejmującym różne stadia fotochemicznej i biochemicznej konwersji jest fotosynteza.
Proces ten może być wyrażony przez reakcję zamiany energii światła (promieniowania elektromagnetycznego) w energię chemiczną biomasy[2]
aCO2 + bH2O + światło ? CaH2bOx +
[1.12]
Początkowymi produktami wielu reakcji biochemicznych w procesie fotosyntezy są cukry, następnie polisacharydy, lipidy, proteiny i wiele innych składników organicznych, które mogą być lub nie składnikami biomasy. Jeśli założyć, że pierwotnym produktem jest glukoza, to dla a = 1, b = 1, x = 1 (g - stan gazowy, c - ciecz) uzyskujemy jeden z możliwych związków
CO2(g) + H2O(c) + światło ? CH2O + O2(g)
[1.13]
Zmiana entalpii Gibbsa będąca miarą pracy maksymalnej dla tej reakcji jest równa
[1.14]
Biorąc pod uwagę (1.14) oraz fakt, że dla konwersji jednej molekuły CO2 konieczna jest w idealnym przypadku energia 8 fotonów, można określić maksymalną sprawność energetyczną fotosyntezy.
Absorbowane światło ma długość fali ? = 400-700 nm. Do oceny sprawności przyjmujemy ? = 575 nm.
Energia fotonu jest równa
gdzie: h - stała Plancka (h = 6,622 ? 10-34 Js), c - prędkość światła , ? - długość fali promieniowania elektromagnetycznego.
Wtedy energia absorbowanego światła konieczna do konwersji 1 mola CO2 wynosi
gdzie NA - liczba Avogadra.
Sprawność maksymalna jest więc równa
W rzeczywistych procesach fotosyntezy sprawność jest znacznie mniejsza. Powodem są między innymi:
- pochłanianie i odbicie promieniowania elektromagnetycznego w atmosferze okołoziemskiej; ocenia się, że tylko 43% promieniowania z zewnątrz atmosfery jest usytuowane w interesującym dla fotosyntezy przedziale fal;
- nieidealność procesu "pochłaniania" padającego światła; zależy on od kształtów liści, zdolności odbijania itp.; na ogół tylko 8 fotonów z dziesieciu padających bierze udział w procesie konwersji;
- procesy respiracji zmniejszające efektywność konwersji o 25%.
Te ograniczenia oraz inne (warunki glebowe, wodne, nawożenie, warunki klimatyczne) powodują, że realna sprawność energetyczna konwersji promieniowania elektromagnetycznego mieści się w granicach
? = 0,1-1(5)%
Największą sprawnością fotosyntezy charakteryzuje się proces generacji zielonych alg (Tajlandia - 5%), lasów tropikalnych (ok. 1,5%), trzciny cukrowej (ok. 2,2%). Dla wierzby i topoli w dobrych warunkach klimatycznych sprawność ta jest rzędu 0,3-0,4(1)%.
W ocenie zasobów przyjmuje się zazwyczaj dwa podejścia metodologiczne. Podstawą pierwszego jest globalna ocena surowcowych zasobów biomasy z wyodrębnieniem części do wykorzystania energetycznego. Ten sposób postępowania zakłada istnienie pewnej konkurencji między różnymi sposobami wykorzystania zasobów (produkcja żywności, drewna budowlanego, rozwoju hodowli itd.). Można jednak sformułować wiele zadań optymalizacyjnych z różnego typu ograniczeniami. Zasadniczym ograniczeniem jest przeznaczenie odpowiedniego areału upraw do produkcji żywności. Z pozostałego areału wydzielamy część do produkcji energetycznej oraz szacujemy wielkość odpadów technologicznych do użytku energetycznego.
Z tego sposobu postępowania nie wynika jednak rodzaj technologii energetycznych konwersji biomasy i ich efektywność.
W drugim sposobie określenia zasobów biomasy podstawą jest popyt na poszczególne rodzaje energii z biomasy (elektryczność, ciepło, biopaliwa). Należy więc uwzględniać ewentualną konieczność rozwoju technologii konwersji biomasy surowej w finalne produkty energetyczne. Racjonalnym kryterium oceny zasobów może być w tym przypadku ustalona z uwzględnieniem miar ekonomicznych i ekologicznych wielkość i struktura finalnych produktów energetycznych z biomasy. Wytworzone z niej: elektryczność, ciepło, biopaliwo muszą więc być konkurencyjne wobec wytworzonych z klasycznych paliw. Niezależnie od zastosowanej metodologii oceny zasobów można dokonywać w skali kraju, kontynentu czy całego globu.
Podobnie jak dla innych rodzajów energii odnawialnej, również w tym przypadku jest uzasadnione wyróżnienie następujących kategorii zasobów roślin energetycznych (Energy Crops) [zob. np. 14]:
- potencjał produkcyjny teoretyczny biomasy pierwotnej generowany w procesie fotosyntezy (oceniany w różnej skali, w tym w skali globu)
[1.15]
gdzie: Zt - teoretycznie osiągalna ilość biomasy energetycznej mierzona w jednostkach energii, np. EJ/rok (EJ = ExaJ, Exa = 1018); Ai - globalna powierzchnia dostępna dla uprawy biomasy energetycznej w rozpatrywanym obszarze i po uwzględnieniu areału spożytkowanego do produkcji żywności, materiałów, tworzyw; NPP - (Net Primary Productivity) teoretyczna generacja biomasy netto, z uwzględnieniem optymalnych warunków agrotechnicznych; przy czym N - liczba rozpatrywanych obszarów;
- potencjał geograficzny - potencjał teoretyczny Zt zmniejszony o efekty związane z wykluczeniem odpowiedniego areału dla celów urbanistycznych oraz zachowania naturalnego rozwoju przyrody w ujęciu energetycznym
[1.16]
gdzie: ZG - zasoby geograficzne mierzone w EJ/rok; ai - ilościowa miara wykluczenia dla celów urbanistycznych i rozwoju przyrody, MFi - liczba określająca wpływ warunków klimatycznych glebowych oraz stanu agrotechniki; Pi - plon energetyczny biomasy uprawianej w optymalnych warunkach wodnych, wyrażony w GJ (ha-1 rok-1);
- potencjał techniczny - jakość energetyczna finalnych produktów uzyskanych w procesach konwersji z biomasy pierwotnej określonej potencjałem ZG
[1.17]
gdzie: Ztj - potencjał techniczny pozyskania j-tego rodzaju energii finalnej (ciepło, elektryczność, biopaliwo); ?j - sprawność j-tego procesu konwersji;
- potencjał ekonomiczny - ta część potencjału technicznego, która zapewnia uzyskanie ekonomicznie uzasadnionej produkcji rynkowej;
- potencjał aplikacyjny - potencjał ekonomiczny mający być praktycznie wykorzystany w konkretnych warunkach prawnych i przy istnieniu innych ograniczeń, na przykład ryzyka paliwowego, niepewności odbioru energii.
Zasoby mogą być określone dla danej chwili, mogą być także analizowane prognostycznie. Prognozowanie ma ważne znaczenie dla każdego rodzaju pierwotnych nośników energii, jednak dla biomasy - szczególne. W tym bowiem przypadku w przygotowaniu prognozy stosować należy procedury uwzględniające ewolucyjne kształtowanie struktury upraw w poszczególnych regionach globu.
Opublikowano wiele prac dotyczących zasobów biomasy w skali globu i poszczególnych regionów z uwzględnieniem różnej perspektywy czasowej [1, 8, 10, 11, 14, 15, 18, 23, 25, 28, 30]. W strukturze końcowych postaci energii dominuje ciepło i biopaliwa. Dyskusję różnych aspektów wykorzystania biomasy oraz jej zasobów dla Polski zawiera m.in. praca [21].
Generalnie rzecz biorąc wartość zasobów w przyszłości (dalszej) jest warunkowana [8, 15]:
- tendencji demograficznymi,
- przyszłościowym zapotrzebowaniem na żywność i zmiany w diecie,
- możliwością globalnego sterowania produkcją żywności,
- intensywnością plonowania biomasy
- skalą zapotrzebowania na biomateriały,
- stopniem wykorzystania odłogów do produkcji biomasy,
- konkurencyjnością produkowanej biomasy przy wykorzystaniu dostępnego areału uprawnego i leśnego.
Należy również uwzględnić prognozy dotyczące polityki ekologicznej oraz zmian technologii energetycznego wykorzystania biomasy i ich konkurencyjności z technologiami wykorzystania innych paliw.
Przedstawiane scenariusze określają potencjał biomasy w UE dla celów energetycznych w przedziale 200-400 (500) Mtoe w 2050 r. Wskazuje to na istotne znaczenie biomasy w przyszłościowych bilansach energii [25, 28].
Produkcja elektryczności z biomasy (łącznie z biogazem) w Polsce wynosiła w 2017 r. 6,5 TWh [9].
1.2.9. Energia geotermalna
Ocena zasobów energii geotermalnej wymaga przyjęcia odpowiednich kryteriów dotyczących zarówno jakości energii, jak i jej dostępności, umożliwiających jednoznaczną ocenę zasobów. Dotyczy to zarówno skali globalnej, jak i krajowej [13].
Podobnie jak w przypadku paliw organicznych można wyodrębnić różne kategorie zasobów [13]:
I. Dostępne zasoby geotermalne - ilość ciepła zmagazynowanego w skorupie ziemskiej do głębokości 3000 m odniesionego do średniej rocznej temperatury na powierzchni terenu.
II. Zasoby statyczne wód geotermalnych - ilość wolnej grawitacyjnej wody geotermalnej występująca w szczelinach, porach skał danego poziomu hydrogeotermalnego.
III. Zasoby statyczne wydobywalne - część wydobywalna katergorii II.
IV. Zasoby dyspozycyjne - ilość możliwej do zagospodarowania w danych warunkach środowiskowych wody geotermalnej przy określonych ograniczeniach fizycznych i technologicznych.
V. Zasoby eksploatacyjne - ilość wolnej wody geotermalnej możliwej do pozyskania za pomocą ujęć o optymalnych parametrach techniczno-ekonomicznych.
Zasoby powinny być mierzone w jednostkach energii w odpowiednich przedziałach temperatury wody.
O skali praktycznego wykorzystania zasobów orientujemy się, oceniając wartość energetyczną kategorii IV i V. Podstawą podjęcia decyzji uruchomienia złoża jest wykonanie otworu wiertniczego i dokonanie szczegółowej analizy jego parametrów hydrologicznych i energetycznych.
W Polsce najlepiej, jak się wydaje, zostały udokumentowane złoża na Niżu Polskim [10]. Badania wskazują, że wody geotermalne występują głównie w zbiorniku dolnej kredy i dolnej jury. Część zasobów jest związana z warstwami wodonośnymi innych okresów ery mezozoicznej. Całkowita wielkość zasobów dyspozycyjnych w zbiornikach mezozoicznych Niżu Polskiego wynosi około 152 mln toe/rok [13]. Zasoby eksploatacyjne przy obecnym stanie techniki stanowią 1,5-2,5% [30] zasobów dyspozycyjnych.
Inne polskie zasoby energii geotermalnej występują w Sudetach [5], Karpatach i zapadlisku przedkarpackim [20].
Zasoby złóż geotermalnych w poszczególnych kategoriach nie zostały w Polsce dostatecznie szczegółowo określone. W [20] oceniono wstępnie zasoby wydobywalne na poziomie 4,9 mld toe. W Europie zasoby eksploatacyjne ocenia się na około 1,43 mld toe/rok.
1.2.10. Energia wiatru
Moc wiatru Nw jest określona wzorem
gdzie: - strumień masy przepływającego powietrza przez wybraną powierzchnię A - prostopadłą do kierunku wiatru, c - prędkość wiatru, ? - gęstość powietrza.
W turbinach wiatrowych jest ona przekształcalna na moc mechaniczną, która może być mocą napędową generatorów elektrycznych lub maszyn roboczych.
Biorąc pod uwagę charakterystyki stosowanych obecnie turbin wiatrowych najkorzystniejszą jest prędkość wiatru w granicach 3-25 m/s.
W Polsce potencjał generacji energii elektrycznej z wiatru zmienia się w przedziale
Największe jego wartości występują w pasie przybrzeżnym, północnej i środkowej Wielkopolsce, na Mazowszu oraz częściowo na Nizinie Lubelskiej. Określenie lokalnego potencjału wiatru (tylko taki ma sens ze względu na konkretną lokalizację turbiny wiatrowej) wymaga identyfikacji prędkości i kierunku wiatru najlepiej dla okresu kilku lat w co najmniej dwóch odległościach od powierzchni ziemi (celem określenia profilu prędkości w warstwie przyziemnej). Dysponując odpowiednimi pomiarami, można także ustalić funkcję gęstości prawdopodobieństwa dla prędkości w wybranym przedziale czasu. Najlepiej w tym celu wykorzystać rozkład Weibulla (zob. rozdz. 11).
Wiatrowa produkcja elektryczności w skali globu w 2017 r. wynosiła 1127 TWh (Chiny 295 TWh - 26,2%, USA 257 TWh - 22,0%, Niemcy 106 TWh - 9,4% ), co stanowiło 4,4% całkowitego wytwarzania energii elektrycznej.
Moc zainstalowana turbin wiatrowych w Polsce w 2017 r. przekroczyła 5700 MW (13,4% całkowitej mocy zainstalowanej). Wyprodukowana elektryczność była równa 14,91 TWh (8,7% całkowitej produkcji elektryczności). Czas wykorzystania mocy nominalnej był równy 2840 h.
Literatura
[1] Berndes G., Hoogwijk M., Van den Broek R.: The Contribution of biomass in the future global energy supply: a review of 17 studies. Biomass and Bioenergy, 25, 2003, s. 1-28.
[2] Chmielniak T., Skorek J., Kalina J., Lepszy S.: Układy energetyczne zintegrowane ze zgazowaniem biomasy, Wyd. Politechniki Śląskiej, Gliwice 2008.
[3] Ciechanowicz W.: Energia, Środowisko i Ekonomia, Warszawa 1995.
[4] Culp A.W. Jr: Principles of energy conversion. 2nd Edition. McGraw-Hill, Inc., New York 1991.
[5] Dowgiałło J.: Problematyka hydrogeotermiczna regionu sudeckiego. Przegląd Geologiczny, 6, 1987.
[6] Ekologiczne aspekty przetwarzania energii. Ekspertyza Komitetu Termodynamiki i Spalania PAN (Red. Gajewski W.), Warszawa 1996.
[7] Energia 2020. GUS Warszawa 2020.
[8] Ericsson K., Nilsson L.J.: Assessment of the potential biomass a supply in Europe using a resource - focused approach. Biomass and Bioenergy, 30, 2006, s. 1-15.
[9] EU Energy in figures. Statistical Pocketbook 2019.
[10] Fischer G., Schrattenholzer L.: Global bioenergy potential through 2050. Biomass and Bioenergy, 20, 2001, s. 151-159.
[11] Fujino J., Yamaji K., Yamamoto H.: Biomass-Balance Table for evaluating bioenergy resources. Applied Energy, 63, 1999, s. 75-89.
[12] Górecki H. i inni: Atlas zasobów energii geotermalnej Niżu Polskiego. ZSE AGH, Tow. Geosynoptyków GEOS, Kraków 1995.
[13] Górecki W., Hajto M.: Potencjał zasobowy energii geotermalnej na Niżu Polskim. Materiały Konferencji Naukowej: Zrównoważone Systemy Energetyczne. Zakopane 12-14 października 2005.
[14] Hoogwijk M., Faaij A., Eickhout B., de Vries B., Turkenburg W.: Potential of biomass energy out to 2100, for IPCC SRES land - use scenarios. Biomass and Bioenergy, 29, 2005, s. 225-257.
[15] Hoogwijk M., Faaij A.P.C., Van den Broek R., Berndes G., Gillen D., Turkenburg W.: Exploration of the ranges of global potential of biomass for energy. Biomass and Bioenergy, 25, 2003, s. 119-133.
[16] Kamiński J. i inni: Trendy i perspektywy zużycia energii pierwotnej w Polsce - część I. Zadanie A.IV.3. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, Kraków 2019.
[17] Key World Energy Statistics, IEA 2019.
[18] Kraneis T., Wiese A., Leschinsky T.: Potential of Renewable Energy i Poland, VGB Power Tech 4/2006, s. 40-45.
[19] Mokrzycki E., Ney R., Siemek J.: Światowe zasoby surowców energetycznych - Wnioski dla Polski. Rynek Energii, 6, 2008.
[20] Ney R., Sokołowski J.: Wody geotermalne Polski i możliwości ich wykorzystania. Nauka Polska, 6, 1987.
[21] Olsztyńska I.: Biomass in the fuel mix of the Polish energy and heating sector. Polityka Energetyczna - Energy Policy Journal, Vol. 22, Issue 3, 2019, s. 99-118.
[22] Państwowy Instytut Geologiczny - Państwowy Instytut Badawczy, Bilans zasobów złóż kopalin w Polsce wg stanu na 31.12.2018 r., Warszawa, 2019.
[23] RE-thinking 2050. A 100% Renewable Vision for the EU, 2010.
[24] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 1 lipca 2015 r. w sprawie dokumentacji geologicznej złoża kopaliny, z wyłączeniem złoża węglowodorów (Dz.U. 2015 poz. 987).
[25] Scarlat N., Dallemand J.F., Monforti-Ferrario F., Nita V.: The role of biomass and bioenergy in a future bioeconomy: Policies and facts. Environmental Development, 15, 2015, s. 3-34.
[26] Smolec W.: Fototermiczna konwersja energii słonecznej. PWN, Warszawa 2000.
[27] Survey of Energy Resources, WEC London 2010.
[28] Technology Roadmap Bioenergy for Heat and Power, IEA 2012.
[29] Uranium Resources Production and Demand. OECD/IAEA, Paris 1990.
[30] Yamamoto M., Yamaji K., Fujino J.: Evaluation of bioenergy resources with a global land use and energy model formulated with SD technoque. Applied Energy, 63, 1999, s. 101-113.
2OGÓLNA CHARAKTERYSTYKA PALIW
2.1. Paliwa stałe
2.1.1. Węgiel
Węgiel jest substancją palną o złożonym składzie. W uproszczeniu w węglu można wyróżnić palną substancję organiczną, związki mineralne oraz wilgoć, która występuje w postaci wilgoci przemijającej (pochodzącej z opadów, płukania itd.), higroskopijnej (związanej siłami adsorpcji z substancją organiczną) i reakcyjnej (rozkładowej powstałej w wyniku reakcji tlenu i wodoru w procesie termicznego rozkładu substancji organicznej).
Wilgoć wraz z substancją mineralną stanowią balast, który obniża charakterystyki energetyczne i ekologiczne węgla.
W energetyce podstawowymi parametrami jakościowymi decydującymi o wartości użytecznej węgla dla procesów generacji energii są: ciepło spalania i (lub) wartość opałowa.
Ciepło spalania (QSP) jest energią uzyskaną z zupełnego i całkowitego izobarycznego spalenia jednostki masy paliwa przy określonej temperaturze początkowej i końcowej substratów i produktów, gdy powstała w procesie spalania para wodna ulega skropleniu. Ciepło QSP można nazwać górną wartością opałową. Dolna wartość opałowa nazywana powszechnie wartością opałową (Wd) jest związana z ciepłem spalania zależnością
(2.1)
gdzie: r - ciepło właściwe kondensacji, - udział masowy pary wodnej w spalinach.
Różnica między QSP a Wd zależy od zawilgocenia węgla oraz zawartości w paliwie wodoru. Jest ona większa dla paliw gazowych i ciekłych. Dla konkretnego rodzaju węgla wartość Wd zależy od stopnia uwęglenia (zawartości pierwiastka węgla), stopnia uwodornienia (zawartości wodoru) i zawartości innych związków palnych (np. siarki) oraz balastu.
Wielkości QSP i Wd określa się zgodnie z odpowiednimi procedurami (zobacz: PN-81/G-04513). Oznaczenie QSP i Wd wchodzi w zakres analizy technicznej paliwa, w ramach której określamy także zawartość wilgoci (PN-80/G-04511), popiołu (PN-80/G-04512), części lotnych (PN-81/G-04516) oraz przeprowadzamy analizę rozdrobnienia węgla (analizę sitową, PN-82/G-04532). W dokładniejszych badaniach ustalamy skład chemiczny węgla (przeprowadzamy analizę elementarną).
Części lotne (V) to substancje, które uwalniają się podczas ogrzewania paliwa bez dostępu tlenu (podczas pirolizy). Ilość części lotnych zależy od składu węgla, głównie stopnia jego uwęglenia. Większa ilość części lotnych (węgiel brunatny, drewno) ułatwia zapłon, zmniejsza natomiast wartość opałową.
Określenie eksperymentalne QSP dla konkretnego paliwa węglowego jest jego wartością rzeczywistą, którą wykorzystujemy do obliczeń konkretnego procesu. W wielu jednak sytuacjach (obliczenia parametryczne, zmienność składu paliwa w czasie trwania procesu i inne) konieczne jest oszacowanie wartości ciepła spalania paliwa na podstawie jego składu pierwiastkowego. Zaproponowano wiele korelacji, zazwyczaj odnoszących się do stanu suchego lub suchego i bezpopiołowego (daf). Ich dyskusję przedstawiono między innymi w [4, 17]. W [16] przeprowadzono weryfikację kilku najczęściej stosowanych korelacji dla polskich węgli. W wyniku stwierdzono, że najdokładniejsze wyniki dają formuły:
[MJ/kg m.s.]
[2.2]
[MJ/kg m.s.]
[2.3]
gdzie: c, h, o, n, s, a - udziały masowe odpowiednio węgla, wodoru, tlenu, azotu, siarki i popiołu w suchej masie (m.s.) paliwa.
Przedstawiona w [3] zunifikowana korelacja dla paliw stałych, ciekłych i gazowych ma postać
[MJ/kg m.s.]
[2.4]
Błąd względny wielkości obliczonej z (2.4) i zmierzonej ustalony dla szerokiej bazy węgli jest rzędu 1%. Odejmując od QSP, zgodnie z (2.1), wartość qk = 2,5(9h + w) znajdujemy wartość opałową (w oznacza udział masowy wilgoci w paliwie mokrym) Wd. Często wykorzystuje się korelację Dulonga [12]
[2.5]
gdzie: s, w - udziały masowe siarki i wilgoci w paliwie.
Wartości opałowe i ciepła spalania pierwiastka węgla, wodoru i siarki wynoszą:
- węgla - QSP(C) = 3,9 MJ/kg, Wd(C) = QSP(C)
- wodoru - QSP(H2) = 12,8 MJ/mn3, Wd(H2) = 10,8 MJ/mn3
= 142 MJ/kg, = 120,075 MJ/kg
- siarki - QSP (S) = 9-12,3 MJ/kg, Wd (S) = QSP (S)
W badaniach węgla istotnym problemem jest pobór reprezentatywnej próbki (PN-81/G-04502). Dlatego charakterystyki paliwa rozpatruje się w odniesieniu do różnych mas i oznacza przez wprowadzenie górnego indeksu. Masa robocza (indeks r) dotyczy paliwa dostarczonego do paleniska, masa analityczna (indeks a) jest określona dla stanu, w którym jest analizowana w laboratorium (podsuszona i rozdrobniona). Ponadto wyróżniamy stany: suchy (indeks d), suchy i bezpopiołowy (indeks daf) oraz stan organiczny (indeks o). Współczynniki przeliczeniowe charakterystyk dla różnych stanów zawiera tablica 2.1 [10].
Tablica 2.1. Współczynniki do przeliczania wartości parametrów paliw stałych
Wartość parametru prezentująca
Współczynniki do przeliczania wartości parametrów ze stanu w kolumnie 1 na stan:
roboczy r
analityczny a
suchy d
suchy i bezpopiołowy daf
organiczny o
Stan roboczy r
1
Stan analityczny a
1
Stan suchy d
1
Stan suchy i bezpopiołowy
daf
1
Stan organiczny
o
1
Wa - zawartość wilgoci w próbce analitycznej, %; Wtr - zawartość wilgoci całkowitej, %; A - zawartość popiołu, %; M - zawartość substancji mineralnej, %.
Właściwości węgla istotnie wpływają na pracę kotła i jego instalacji pomocniczych. Ocena przydatności węgla do spalania w konkretnej instalacji kotłowej wymaga więc wielu badań, wykraczających poza analizę elementarną. Prowadzone są w związku z tym badania typu technologicznego. Określa się w ich wyniku:
- podatność przemiałową (w tym także w młynach modelowych),
- zdolność węgla do zapłonu,
- szybkość wypalania węgla,
- skłonność do powstania niedopału itd.
Spalanie węgla o charakterystykach odbiegających od tych, dla których projektowano kocioł, może prowadzić do wielu kłopotów eksploatacyjnych, w tym [12]:
- opóźnionego zapłonu prowadzącego do pogorszenia stabilności spalania,
- zbyt wczesnego zapłonu powodującego nadpalanie i żużlowanie wylotów palników,
- powstawania nadmiernych ilości CO i NOx,
- nieprawidłowego rozkładu temperatury w kotle,
- zmiany charakterystyk, parametrów pracy kotła,
- zmiany elastyczności pracy kotła.
Węgiel może podlegać konwersji w inne rodzaje nośników energii. W procesie zgazowania węgla uzyskuje się gaz syntezowy, który jest paliwem dla turbin gazowych. Może on także podlegać dalszej przeróbce celem produkcji wodoru i metanolu, które są paliwami dla ogniw paliwowych lub w innych instalacjach energetycznych (zob. rozdz. 8 i 14).
2.1.2. Biomasa
Pod pojęciem biomasy, jak już to stwierdzono (patrz p. 1.2.8), występuje wiele nośników energii. Każdy z rodzajów biomasy charakteryzuje się pewnymi szczególnymi cechami. Trudno więc przedstawić w sposób uogólniony jej charakterystyki. Porównania z innymi paliwami można dokonać analizując funkcję y = H/C = f (x = O/C), czyli stopień uwęglenia. Dla różnych postaci biomasy zmienia się on w znacznym przedziale: x = 0,4-0,8, y = 1,2-1,8. Dla drewna jest x = 0,6, y = 1,35. W obliczeniach przybliżonych można przyjąć dla stałych form biomasy wzór sumaryczny w postaci
C1 H1,45 O0,7 (2.6)
Jeśli porównać go ze składem dla węgla
C1 H0,8O0,08
[2.7]
to widzimy, że biomasa jest substancją mniej uwęgloną i ma znacznie więcej części lotnych. Stosunkowo dobre korelacje obejmujące paliwa węglowe i biomasę uzyskuje się rozpatrując substancje suche bezpopiołowe, bez siarki i azotu (dasnf). Wtedy dla udziałów masowych wyrażonych w procentach można napisać [7]
[2.8]
C = 100 - H - O
[2.9]
Dla drewna O ? 45% i H ? 6%, C ? 49%.
Dla tych zmiennych można także wykorzystać korelacje:
- dla części lotnych
[2.10]
- dla ciepła spalania
[2.11]
Z zależności (2.8)-(2.11) największym błędem jest obciążony związek (2.11). Można z niego korzystać w obliczeniach porównawczych różnych technologii wykorzystania biomasy lub w tych przypadkach, gdy brak jest szczegółowych danych o rodzaju biomasy (paliw węglowych) lub o ich składzie.
Dysponując wynikami analizy technicznej biomasy, ciepło spalania określamy z korelacji [6]
[2.12]
Dane analizy elementarnej umożliwiają określenie ciepła spalania z zależności
[2.13]
Korelacje (2.12) i (2.13) uzyskano z uśrednienia danych uzyskanych dla wielu różnych rodzajów biomasy roślinnej. Dane dla konkretnego rodzaju substancji można odczytać z wielu dostępnych baz danych, na przykład bazy Phyllis (http://www.ecn.nl/Phyllis). W bazie tej wyznaczane ciepło spalania porównuje się na przykład z formułą Milnego (udziały dla stanu suchego)
= 34,1c + 132,2h - 12o - 12n + 6,86s - 1,53a
[2.14]
gdzie a - udział masowy popiołu.
Przegląd innych zależności zawierają [13, 17]. W publikacji [17] rekomenduje się zależności (udziały masowe dla stanu suchego):
= 19,914 - 23,24a (2.15)
= -1,3675 + 31,37c + 70,09h + 3,18(1 - c - h - a)
[2.16]
Współczynniki podane w tabl. 2.1 ułatwiają przeliczenia charakterystyk ze stanu suchego (d) lub suchego bezpopiołowego (daf) do roboczego (r) lub analitycznego (a), na przykład:
[2.17]
[2.18]
[2.19]
Przy projektowaniu konkretnej technologii dostępnych powinno być znacznie więcej informacji (tabl. 2.2). Konkretne dane dla wybranych rodzajów biomasy roślinnej i osadów ściekowych zawierają tabl. 2.3 i 2.4.
Tablica 2.2. Charakterystyczne dane dotyczące biomasy
Właściwości
Symbol
Jednostka
Uwagi
Zawartość wilgoci
W
%
Wymiar
mm
zrębki, trociny, plastry, wióry, kłody, pnie itd.
Kształt
brykiety, pelety, włókna, patyczki itd.
Wartość opałowa
Wd
GJ/kg
Zawartość popiołu
A
%
Skład popiołu
%
tlenki: Fe2O3, CaO,SiO2,Al2O3 itd.
Gęstość nasypowa
?n
kg/m3
Gęstość rzeczywista
?
kg/m3
Kąt stożka nasypowego
stopień
Zdolność do "płynięcia" materiału
ważne dla określenia cech składowiska i technologii przerobu
Części lotne
V
%
Twardość, spoistość wsadu
głównie do określania jakości wsadu do zgazowania
Eksplozja pyłów, kurzu
energia zapłonu pyłów wydzielających się w procesach suszenia, mielenia itd.
Fermentacja na składowisku
degradacja wartości energetycznych i zwiększenie ryzyka samozapłonu
Skład:
Azot
N
%
Chlor
Cl
%
Fluor
F
%
Siarka
S
%
Węgiel
C
%
Wodór
H
%
Tlen
O
%
Główne zanieczyszczenia
Mg/kg
Al,Si,K,Na,Ca,Mg,Fe,P,Ti i inne
Zanieczyszczenia o mniejszym stężeniu
Mg/kg
As,Ba,Cd,Be i inne
Metale ciężkie
Mg/kg
Pb,Ni,Sb,Cr,Cu,Mn,Se,Te,Sn i inne
Pary metali
Mg/kg
Cd,Hg (podawane niezależnie od zawartości części stałych)
Gęstość energetyczna
EV
kJ/m3
Temperatury charakterystyczne
t
°C
temperatura deformacji, temperatura mięknięcia popiołu, płynięcia, warunków utleniania i redukcji
Potencjał utylizacji popiołu
Węgiel związany (Fixedcarbon)
Cf
%
Stosunek C/N
C/N
-
Tablica 2.3. Przykładowe właściwości fizykochemiczne odpadów komunalnych i osadów ściekowych
Oznaczenie
Odpady komunalne
Osady ściekowe
Analiza techniczna, % - zawartość wilgoci Wa - zawartość popiołu Aa - zawartość części lotnych Va - zawartość części lotnych Vdaf
0,5---
6,816,257,270,1
Analiza elementarna surowca, % - Ca - Ha - Na - Sa - Cla - H/C
54,95 6,56 0,32 0,12 0,231 1,42
30,33 3,87 4,92 1,16 0,06 1,52
Wartość opałowa biomasy odpadowej Wda, kJ/kg
20 682
11 836
Sucha destylacja w temp. 520°CWydajność produktów pirolizy w przeliczeniu na stan suchy, % - koks - smoła - woda rozkładowa - gaz
35,3 40,0 12,0127
13,0 5,181,8 0,1
Wobec zróżnicowania biomasy i wielości procesów jej konwersji (fizycznej, termicznej i chemiczno-biologicznej) zestaw danych przedstawionych w tabl. 2.2 może niewyczerpywać wszystkich koniecznych dla technologii wielkości. Wymaganych uzupełnień mogą dostarczyć ukierunkowane własne badania laboratoryjne. Danych dotyczących podanych w tabl. 2.2 wielkości można także poszukiwać w wielu dostępnych bazach danych lub w specjalistycznej literaturze.
Biomasa, podobnie jak paliwa węglowe, może podlegać konwersji w celu uzyskania bardziej szlachetnych nośników energii. Znanych jest wiele technologii zgazowania biomasy i propozycji technologii energetycznych zintegrowanych z procesem zgazowania.
Dla organizacji procesu spalania i procesu uszlachetniania (zwłaszcza procesu pirolizy i odgazowania) ważne znaczenie mają informacje dotyczące biochemicznej struktury biomasy (zawartość celulozy, lignin itd). Skład ten będzie zazwyczaj decydował o kinetycznych charakterystykach procesu pirolitycznego i składzie gazu syntetycznego.
Tablica 2.4. Właściwości wykorzystywanych rodzajów biomasy
Właściwości
Symbol
Jednostka
Węgiel z kopalni "Julian"
Słoma pszenno-żytnia
Słoma rzepakowa
Drewno sosnowe
Drewno topoli
Drewno wierzby Salix
Właściwości fizykochemiczne
wilgotność całkowita
Wtr
%
7,9
7,8
9,0
9,8
10,9
28,0
wilgotność analityczna
Wa
%
6,4
6,0
7,4
2,5
10,2
11,3
zawartość popiołu
Aa
%
3,2
5,9
8,2
0,7
4,6
2,2
zawartość części lotnych
Va
%
34
56,8
56,1
59,0
56,32
69,6
zawartość części lotnych
Vdaf
%
37,6
64,9
66,5
61,0
66,10
80,5
Zawartość pierwiastków elementarnych
węgiel
Ca
%
74,1
42,0
40,1
50,0
38,6
43,9
wodór
Ha
%
4,77
5,31
5,13
5,57
4,36
5,23
siarka całkowita
Sta
%
0,42
0,08
0,39
0,10
0,08
0,08
siarka popiołowa
Spa
%
0,21
0,06
0,38
0,02
0,04
0,04
siarka palna
SCa
%
0,21
0,02
0,01
0,08
0,04
0,59
azot
Na
%
1,22
0,95
0,78
0,02
0,89
-
chlor
Cla
%
0,041
0,101
0,690
0,040
0,110
-
fluor
Fa
%
< 0,005
< 0,005
< 0,005
< 0,005
< 0,005
-
H/C
0,77
1,52
1,53
1,34
1,35
1,43
Zawartość metali
arsen
Asa
ppm
15,1
11,7
7,4
12,0
-
-
kadm
Cda
ppm
11,2
11,1
43,0
49,6
-
-
kobalt
Coa
ppm
10,5
0,0
0,5
0,9
-
-
chrom
Cra
ppm
33,4
11,1
7,4
14,7
-
-
miedź
Cua
ppm
76,2
50,0
6415,0
78,3
-
-
mangan
Mna
ppm
229,6
44,4
44,3
86,1
-
-
nikiel
Nia
ppm
84,7
17,4
281,5
33,3
-
-
ołów
Pba
ppm
1595,6
55,9
109,9
430,7
-
-
antymon
Sba
ppm
10,6
1,7
2,1
n.o.
-
-
cyna
Sna
ppm
12,9
n.o.
n.o.
5,9
-
-
tytan
Tia
ppm
36,2
n.o.
2,3
7,6
-
-
wanad
Va
ppm
4,1
1,0
0,7
8,9
-
-
rtęć
Hga
ppm
3,8
0,9
1,4
2,7
-
-
Ciepło spalania
Qsa
kJ/kg
29 524
16 640
15 945
20 690
16 732
17 228
Wartość opałowa
Wda
kJ/kg
28 301
15 446
14 768
19 487
15 477
15 931
n.o. - nie oznaczono
2.2. Paliwa ciekłe i gazowe
Skład paliw ciekłych, podobnie jak paliw stałych, określa się przez podanie udziałów masowych odpowiednich składników. Ich wartość opałową obliczamy ze wzoru
[2.20]
gdzie: c, h, s, o, w - udziały masowe węgla, wodoru, siarki, tlenu i wilgoci w paliwie.
Wcześniej stwierdzono, że w energetyce paliwa ciekłe wykorzystuje się głównie w turbinach gazowych. Podstawowe charakterystyki tych paliw i konkretne wymagania sformułowane wobec nich podano między innymi w ISO 4261, ISO 3966 i DIN 4340. W instalacjach stacjonarnych spala się oprócz lekkich destylatów (np. DS2 wg ISO 3977) także paliwa zawierające ciekłe pozostałości z procesu rafinacji ropy naftowej (RST.3 i RST.4 o lepkości 1,3-30 mm2/s przy temperaturze 40°C). Wartość opałowa utylizowanych paliw waha się w granicach 39-43 MJ/kg. Obliczenia standardowe instalacji turbin gazowych przeprowadza się zazwyczaj dla DST2 o wartości opałowej Wd = 42 MJ/kg. W tablicy 2.5 przedstawiono ogólne charakterystyki stosowanych paliw ciekłych [4].
Gaz ziemny stanowi mieszaninę metanu (CH4) z innymi gazami palnymi (CnHm) oraz związkami niepalnymi (N2, O2, H2O, CO2, ...). Skład gazu zależy od miejsca jego pozyskiwania. Polski gaz podkarpacki jest gazem wysokometanowym (udział objętościowy CH4 ok. 90%), zawiera także ok. 6% N2, resztę stanowią związki typu CnHm. Gaz ziemny zaazotowany (N2: 35-50%) jest w Polsce czerpany ze złóż wielkopolskich i zielonogórskich (CH4: 46-50%). Podobny skład ma gaz pozyskiwany w czasie eksploatacji górniczej (tak np. gaz pozyskiwany w jednej z kopalń Rybnickiej Spółki Węglowej ma skład: CH4 - 54,2%, O2 - 6,9%, N2 - 36,6%, CO2 - 2,3%).
Podstawowe charakterystyki gazu (entalpia fizyczna, pojemności cieplne właściwe, zastępcza stała gazowa, masa molowa itd.) określamy najczęściej traktując go jako mieszaninę gazów półdoskonałych. Skład paliwa gazowego można ustalić określając udziały molowe (w przypadku gazów doskonałych są one równe udziałom objętościowym) jego składników
[2.21]
gdzie: CH4, CO, ..., H2O - udziały molowe CH4 , CO, ..., H2O.
Przeliczenia udziałów objętościowych na masowe można dokonać, stosując formułę
[2.22]
gdzie: gi - udział masowy i-tego składnika paliwa (np. CH4), zi - udział molowy i-tego składnika paliwa (np. CH4), Mi - masa molowa i-tego składnika, M - zastępcza masa molowa
[2.23]
(MR) - uniwersalna stała gazowa = 8,31451 kJ/(kmol ? K), R - indywidualna (zastępcza) stała gazowa paliwa.
W przeliczeniach odwrotnych (gdy znane są gi, a poszukujemy zi) wykorzystujemy zależności:
[2.24]
[2.25]
Dysponując wartością opałową poszczególnych składników (tabl. 2.6), obliczamy wartość opałową paliwa:
[2.26]
Właściwą pojemność cieplną paliwa oraz entalpię fizyczną wyznaczymy ze związków:
[2.27]
[2.28]
[2.29]
[2.30]
Zależności (2.28) i (2.29) obowiązują także dla uśrednionych wielkości cp w danym przedziale zmienności temperatury. Funkcje opisujące cpi podano w tabl. 2.7.
Jeśli masę gazu określany w m3n, to wtedy wartość opałową określamy z zależności
[2.31]
Biorąc pod uwagę najczęściej spotykany skład paliwa, możemy zapisać
Ciepło spalania dla paliw gazowych łatwo także wyznaczyć, korzystając ze stabelaryzowanych wartości dla składników gazu.
Tablica 2.5. Rodzaje paliw ciekłych i ich charakterystyki
Tablica 2.6. Masy molowe oraz dolna i górna (ciepło spalania) wartość opałowa wybranych paliw (przy T = 288,3 K)
Lp.
Substancje
Oznaczenie
Masamolowa
Ciepłospalania
Wartośćopałowa
1
2
3
4
5
6
Węgiel (pierwiastek)
Wodór
Tlen
Azot
Tlenek węgla
Dwutlenek węgla
C
H2
O2
N2
CO
CO2
12,011
2,016
32,000
28,013
28,011
44,011
32 780
142 120
-
-
10 110
-
32 780
120 075
-
-
10 110
-
Węglowodory parafinowe CnH2n+2
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Metan
Etan
Propan
n-Butan
Izobutan
n-Pentan
Izopentan
Neopentan(2,2 dwumetylopropan)
n-Heksan
CH4
C2H6
C3H8
C4H10
C4H10
C5H12
C5H12
C5H12
C6H14
16,043
30,070
44,097
58,124
58,124
72,151
72,151
72,151
86,169
55 545
51 920
50 385
49 565
49 445
49 060
48 970
48 780
48 710
50 000
47 525
46 390
45 775
45 660
45 400
45 305
45 115
45 130
Węglowodory etylenowe CnH2n
16
17
18
19
20
Etylen
Propylen
n-Butylen
Izobuten
n-Penten
C2H4
C3H6
C4H8
C4H8
C5H10
28,054
42,081
56,108
56,108
70,128
50 345
48 940
48 475
48 220
48 180
47 205
45 800
45 350
45 085
45 040
Węglowodory aromatyczne
21
22
23
Benzen
Toluen
Ksylen
C6H6
C7H8
C8H10
78,107
92,132
106,158
42 360
42 890
43 380
40 660
40 985
41 310
Różne
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
Acetylen
Naftalen
Metanol
Etanol
Amoniak
Siarka
Siarkowodór
Dwutlenek siarki
Para wodna
Powietrze (suche)
C2H2
C10H8
CH3OH
C2H5OH
NH3
S
H2S
SO2
H2O
26,036
128,162
32,041
46,067
17,031
32,06
34,076
64,06
18,016
28,966
50 010
40 235
23 865
30 615
22 490
9 265
16 515
-
-
-
48 325
38 865
21 115
27 750
18 610
9 270
15 225
-
-
-
Tablica 2.7. Pojemność cieplna właściwa (ciepło właściwe) składników powietrza, spalin i paliw gazowych
Współczynniki Ck
k
N2
O2
CO
CO2
H2O
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
0,00164340
-0,04274719
0,47406299
-2,91664302
10,83900885
-21,32837202
34,52790531
-28,62924390
15,10308970
-4,93351644
0,90965480
-0,07232233
-0,00189585
0,04371806
-0,41739739
2,10481941
-5,87819525
12,12251612
-5,8796701
2,69840170
-0,68993446
0,10037770
-0,00790333
0,00027607
0,00017759
-0,01034931
0,17496506
-1,42327358
6,47159115
-13,69763772
26,49409514
-23,22849765
12,76382132
-4,30111419
0,81268294
-0,06589677
0,00113157
-0,02866195
0,30486185
-1,74052745
5,78930467
-9,35341573
24,07693004
-20,43950165
10,87536887
-3,55576585
0,65385727
-0,05176162
-0,00201690
0,05324806
-0,59025452
3,57748654
-12,97778482
33,32045416
-42,64731893
41,39089229
-23,96053282
8,22692113
-1,55193837
0,12417097
k
SO2
Powietrze
N2*
CH4
C2H4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
-0,00161344
0,04413487
-0,50616568
3,14295865
-11,34774478
27,31525171
-23,53035037
18,23521404
-9,27071381
2,97493964
-0,54425032
0,04316689
0,00088645
-0,02422986
0,28282887
-1,83707321
7,23402808
-14,09423063
25,73683409
-21,79615798
11,65205950
-3,83240104
0,70884911
-0,05643095
0,00162372
-0,04223503
0,46837806
-2,88161284
10,70855596
-21,04123409
34,11459871
-28,28673591
14,92243989
-4,87450738
0,89877385
-0,07145715
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2,3154
6,2691
1,4402
-1,3610
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,4577
18,8313
-10,0401
2,1107
0,0
0,0
0,0
k
C2H6
C3H8
C4H10
H2
H2S
NH3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,6506
2,1422
-8,3447
1,0481
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-0,5080
36,8353
-19,0798
3,8658
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1,1412
39,8499
-13,3319
-0,3397
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
3,2647
1,1154
-1,6608
0,9195
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
3,8991
0,1743
2,9689
-1,4362
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
3,2851
2,8662
2,0534
-1,4251
0,0
0,0
0,0
N2* oznacza powietrze suche bez tlenu, dane dla powietrza dotyczą powietrza suchego.
Na podstawie: Baehr H.D., Diederichsen Chr.: Berechnungsgleichungen für Enthalpie und Entropie der Komponenten von Luft und Verbrenungsgasen. BWK 40, 1-2, 1988, ss. 30-33; Reid R. C. i inni: The Properties of Gases and Liquids. Mc Graw-Hill Book Company, 1977.
Współcześnie brane są pod uwagę dla różnych zastosowań złożone instalacje technologii energetycznych, dla których wartości spręży mogą przekraczać dla układów otwartych 40 (poniżej tej wartości dla powietrza i składników spalin można bez większych błędów stosować model gazu półdoskonałego). Wtedy należy właściwości czynników roboczych określać równaniami stanu dla gazów rzeczywistych.
Ogólnie termiczne równanie stanu dla gazów rzeczywistych zapisujemy w postaci
pv = ZRT
[2.32]
lub
pVm = Z(MR)T
[2.33]
gdzie: Vm - objętość molowa [m3/mol], Z - współczynnik ściśliwości, p - ciśnienie, v - objętość właściwa, T - temperatura bezwzględna.
Najczęściej wykorzystujemy następujące równania stanu:
- równanie Redlicha i Kwonga z modyfikacją Soave (równanie RKS),
- równanie Benedicta, Webba i Rubina zmodyfikowane przez Starlinga (równanie BWRS),
- równanie Lee i Keslera z modyfikacją dokonana przez Plökera, Knappa i Prausnitza (równanie LKP).
Stosowane są także inne równania:
- równanie Penga i Robinsona (równanie PR),
- równanie Beattiego i Bridgemana (równanie BB),
- równanie Berthelota.
Zakres ich zastosowań jest różny, zarówno z punktu widzenia rodzaju substancji, jak i wartości ciśnień. W celu rozszerzenia zakresu zastosowania poszczególnych równań na różne substancje (grupy substancji) wykorzystuje się zasadę stanów sobie odpowiadających. Równania opisujące właściwości sprowadza się do postaci
Y = f(Pr, Tr, X)
[2.34]
gdzie: Y - poszukiwana wielkość termodynamiczna, Pr = p/pk, Tr = T/Tk, pk - ciśnienie w punkcie krytycznym, Tk - temperatura punktu krytycznego [K], X - trzecia wielkość poprawiająca dokładność korelacji (2.34).
Za X przyjmuje się najczęściej współczynnik ściśliwości liczony dla parametrów punktu krytycznego
[2.35]
lub liczbę (czynnik) centryczności (acentric factor) ? definiowaną następująco:
(2.36)
Posługiwanie się konkretnymi równaniami stanu do analizy procesów w instalacjach turbin gazowych jest dość skomplikowane. W wielu przypadkach obliczeń układów turbin gazowych pracujących z wysokimi ciśnieniami mediów roboczych można ograniczyć się do określenia poprawek dla cieplnych pojemności właściwych, entalpii i entropii. W tym celu wykorzystujemy odpowiednie związki opisujące zależności funkcji termodynamicznych od ciśnienia:
[2.37]
[2.38]
[2.39]
gdzie s0 jest funkcją ciśnienia referencyjnego (przyjmowanego zazwyczaj p0 == 1,013 bar).
