Jakie wybrać instalacje?

Warunkiem efektywnego zarządzania energią i możliwie taniej produkcji jest posiadanie odpowiednich instalacji wytwórczych. Możliwości w tym zakresie przedstawił Ireneusz Suszyna, Area Sales Manager VECOPLAN Poland, przedstawiając produkcję z paliw RDF dla sektora energetyki cieplnej z wykorzystaniem technologii firmy VECOPLAN. Dostarcza ona branży urządzenia do produkcji, transportu i magazynowania biomasy, które prelegent przedstawił zainteresowanym.

Podobny charakter miała prezentacja Victora Rodriquez, dyrektora sprzedaży APISA by Tornum, firmy specjalizującej się w technologiach procesu suszenia biomasy. Zainstalowała wiele takich oryginalnych instalacji w różnych regionach świata, pozwalających na ekonomiczne suszenie różnych produktów do energetycznego wykorzystania.

Korzystne przekształcanie RDF

Interesujące Forum kończyły trzy prezentacje poświęcone wykorzystaniu nowych technologii w krajowych zakładach ciepłowniczych oraz w firmie SYLVA, która stała się samowystarczalne energetycznie.

Status projektu budowy Zakładu Odzysku Energii w Łodzi  przedstawił Andrzej Piotrowski, dyrektor ds. rozwoju Linia Biznesowa Odpady w Veolia Energia Polska SA.

- Choć w marcu wycofano się w kraju z realizacji trzech spalarni odpadów komunalnych, metodą termicznego przekształcania odpadów, to Veolia Energia Polska realizuje plan wybudowania Zakładu Odzysku Energii w Łodzi – zaczął Andrzej Piotrowski. - Mamy w Łodzi dwie elektrociepłownie o mocy cieplnej 1624 MW i elektrycznej - 43 MW. Zaopatrujemy 60  proc. odbiorców zasilanych ciepłem systemowym z sieci o długości ponad 860 km i z ponad 10 000 obsługiwanych węzłów cieplnych. Spalamy 300 000 ton biomasy RDF i teraz chcemy uruchomić ZOE z magazynem ciepła, blokiem gazowym i odzyskiem ciepła ze spalin, żeby odejść od węgla.

Zakład Odzysku  Energii w Łodzi jest już zaprojektowany. Będzie komin o wysokości 50 m oraz wysoki budynek z zielonym dachem i ogrodem deszczowym. Łącznie 5 TIR -ów będzie mogło jednocześnie w hali manewrować, żeby spuszczać paliwo do bunkra.

Zakład będzie przetwarzał 200 000 ton odpadów  na dwóch liniach. Temperatura spalania - 850 st. C. Zamierza się zainwestować w wychwyt CO2 – 30-40 tys. ton,  Planuje się wytwarzanie ciepła w ilości 1700 000 GJ/rok i energii elektrycznej w ilości do 150 000 MWh/rok.

Procedura przygotowania inwestycji trwa od 2020 roku, a inwestor przechodzi typowe „schody”, uzyskując decyzję prezydenta miasta Łodzi - pozwolenie na  budowę ZOE, odrzucenie przez Wojewodę Łódzkiego odwołań organizacji społecznych, wybór wykonawcy w aukcji elektronicznej, co zaskutkowało obniżeniem ceny realizacji zadania o 30 proc. oraz pozyskaniem finansowania. Trwają obecnie przygotowania do budowy ZOE zgodnie z założonym harmonogramem, bowiem rozstrzygnięta została procedura wyłonienia generalnego wykonawcy inwestycji oraz podpisanie umowy EPC. Wykonawca będzie Doosan Enerbility. Budowa ma potrwać 39 miesięcy, a rozruch w I kwartale 2027 roku.

- Realizujemy zadanie, bo uważamy, że w miastach bez takich inwestycji mieszkańców czekają duże podwyżki za odbiór i zagospodarowaniem RDF – podsumował prelegent.

Stopniowa transformacja

-Też chcieliśmy przetwarzać RDF, ale póki co, wycofaliśmy się z takiej inwestycji i stworzyliśmy własną drogę transformacji cieplnej, czyli zastępowaniu miału węglowego biomasą, jako paliwem do produkcji ciepła – stwierdził Jarosław Grobelny, prezes PEC Gniezno. - Żeby stać się systemem efektywnym do końca 2025 r musimy postawić na biomasę. Już  50 proc. ciepła wytwarza się z biomasy, głównie z  PKS i peletów. Z dniem 29 lutego 2024 roku, Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Gnieźnie osiągnęło status efektywnego systemu ciepłowniczego, co zostało potwierdzone certyfikatem wydanym przez TUV SUD Polska. W okresie od marca 2023 roku do końca lutego 2024 roku wyprodukowano  ponad 200 tys. GJ, głównie z peletu drzewnego posiadającego certyfikat KZR.

- W oczekiwaniu na możliwość przyjęcia docelowych kierunków transformacji energetycznej poszukiwaliśmy rozwiązań, które pozwolą osiągnąć Przedsiębiorstwu Energetyki Cieplnej w Gnieźnie status efektywnego systemu ciepłowniczego, przy wykorzystaniu posiadanego potencjału wytwarzania ciepła – mówił dyrektor. - Postanowiono przeanalizować możliwość zastosowania biomasy, jako paliwa do wytwarzania ciepła, które uważane jest jako bezemisyjne, czyli nie powodujące w określonych warunkach konieczności umarzania uprawnień do emisji CO2. Dysponując wyłącznie kotłami WR, które są przeznaczone do wytwarzania ciepła z miału węglowego, o preferowanej wartości opałowej około 23 GJ/Mg, zastąpienie miału węglowego biomasą nie było działaniem oczywistym i wymagało wielokierunkowych analiz, w tym w zakresie dostaw i transportu wewnątrz biomasy. Zastępowanie miału węglowego biomasą w przypadku Ciepłowni C13 trwa już od marca 2023 r., od kiedy prowadzone są testy z różnymi rodzajami biomasy. Poza peletem drzewnym, testowane były surowe odpady tartaczne, odpady produkcyjne z zakładów drzewnych, brykiety drzewne, brykiety ze słomy oraz PKS. Analizowany był proces spalania i jego efektywność, sprawność oraz kwestie logistyczne zarówno w zakresie dostaw, jak i transportu wewnątrz zakładu. Na tej podstawie podjęto decyzję, że do produkcji ciepła systemowego w okresie poprzedzającym pełną transformację energetyczną wykorzystywana będzie biomasa w postaci peletu drzewnego lub PKS, spełniająca kryteria zrównoważonego rozwoju. Ma to zagwarantować odbiorcom ciepła systemowego stabilną i możliwie najniższą cenę pozbawioną wpływu konieczności umarzania  uprawnień do emisji CO2, których ceny wzrastają i są trudne do przewidzenia.

Zastąpienie miału węglowego biomasą, szczególnie w postaci biomasy będącej peletem drzewnym stanowiło wyzwanie nie tylko w zakresie prowadzenia procesu spalania, ale także w zakresie transportu biomasy do zasobników przykotłowych. Magazynowanie biomasy w postaci przemysłowego peletu drzewnego, wiąże się przede wszystkim z utratą jej właściwości mechanicznych oraz obniżeniem wartości opałowej. W przypadku transportu przemysłowego peletu drzewnego systemem otwartych taśmociągów, dedykowanych do podawania miału węglowego, występuje niekorzystane zjawisko pylenia. Dlatego też zamontowano system odciągów, które minimalizują zapylenie w hali podawania opału. Zastosowano także zabezpieczenia, aby zapobiec potencjalnemu cofaniu się ognia do zasobników przykotłowych. Takie rozwiązanie generuje najniższe koszty ograniczenia używania miału węglowego do produkcji ciepła systemowego w okresie przejściowym.  

- Ograniczenie kosztów produkcji ciepła systemowego jest dla nas jednym z niezmiernie ważnych priorytetów, gdyż cały czas dążymy do tego, żeby zapewnienie komfortu cieplnego mieszkańcom Gniezna było jak najtańsze a tym samym obciążenie budżetów domowych możliwie jak najmniejsze – przyznał dyrektor. - W wyniku spalania biomasy powstają fitopopioły lotne, które można poddać odzyskowi w procesie R10, w kierunku rolniczym lub leśnym. Możliwe jest ich przetwarzanie w instalacjach lub urządzeniach spełniających odpowiednie warunki określone w ustawie o odpadach. Możliwe jest także bezpośrednie wykorzystanie popiołu jako nawozu, bo prace naukowe dowodzą, że wprowadzenie fitopopiołów do gleby daje pozytywne efekty. Pozwala między innymi na dostarczenie łatwo rozpuszczalnego wapnia, który tą drogą jako CaO reguluje odczyn gleb kwaśnych.

Samowystarczalność z pozostałości poprodukcyjnych

Inne potrzeby i stąd inne możliwości wykorzystała firma SYLVA z Wiele na Kaszubach. Doświadczenia w wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej na potrzeby procesów produkcyjnych z własnego produktu ubocznego przedstawił Romuald Grzelczak, dyrektor działu energii SYLVA. Jest to firma drzewna należąca do francuskiej Grupy Piveteaubois, realizująca procesy przetarcia 300 000 m3 rocznie. Powstaje w tym procesie kora, zrębka, zrzyny, z których wykonuje się przez mielenie miks energetyczny zasilający biomasę. Procesy wytwarzania energii cieplnej i elektrycznej realizowane są w kotle wodnym o mocy 8 MWt firmy VYNCKE, podobnie jak kogenerację na poziomie 13,6 MWt i 5 MWe. Są to nowe inwestycje z instalacją wysokosprawnej kogeneracji opalanej biomasą. Uruchomienie kogeneracji nastąpiło w sierpniu 2022 r.

Obecnie 1300 ton/h wody o temp 90 st. C  wykorzystywane jest do suszarni trocin i drewna, zapewniając stabilność produkcji, a 4,9 Mwe/h pokrywa całe zapotrzebowanie firmy oraz pozwala na sprzedaż ok. 10 000 MW do sieci rocznie

- Produkujemy ciepło i prąd wyłącznie z paliw odnawialnych, a całość produktu ubocznego ze spalania – żużel i popiół jest wykorzystana przy produkcji rolniczej – podkreślał Romuald Grzelczak. - Korzyści wynikające z inwestycji to produkcja 300 ton dziennie peletu najwyższej jakości, stabilna temperatura wody sieciowej oraz efektywny system suszarni Dryer One. Jesteśmy niezależni energetycznie do tego stopnia, że w przypadku braku prądu sieciowego, mamy swoje ciepło i własny prąd. To wszystko oznacza, że nasi kontrahenci mają zapewnione dostawy peletu przez cały rok. Potencjał produkcyjny  wynosi 130 000 ton peletu, który jest automatycznie pakowany w worki o pojemności 15 kg w ilości 360T/dobę.

- Mamy własne laboratorium badawcze i stała kontrola jakości peletu na przenośnikach – podkreślił prelegent. – wykorzystujemy tylko sortowaną czystą trocinę sosnową, a inna trafia do spalania. Mamy nie tylko nowoczesny proces produkcyjny peletu, ale bardzo efektywny, a energia w 100 % pochodzi z odnawialnych źródeł. Certyfikaty DIN+,KZR, FSC, PEFC, DOBRY PELLET-GOLD są potwierdzeniem jakości wynikającej z 30 letniego doświadczenie produkcyjnego. Ale najważniejszym osiągnięciem jest bardzo dobra opinia wśród użytkowników peletu oraz producentów kotłów na pelet. Wydaliśmy na te inwestycje 200 mln zł., w tym 50 mln ze środków pomocowych.