Výroba tepla a elektřiny je v Polsku tradičně založena na uhlí, a přestože již využití biomasy v energetickém sektoru není úplnou novinkou, je biomasa stále považována za nekonvenční zdroj. To donedávna platilo i pro Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Spółka z o.o. w Lęborku (MPEC), obecní teplárnu v Lęborku na severu Polska.
Teplárna MPEC č. 1 byla starou stanicí na prachové uhlí s výkonem 45 MW. V červnu roku 2012 město získalo 9 milionů eur na projekt, který měl nahradit starou stanici za moderní kogenerační (CHP) jednotku spalující biomasu. Nové CHP se tak mělo stát hlavní termální stanicí v okresu a původní měla být využívána jen jako záložní zdroj v případě zvýšeného odběru. Nová stanice měla být současně elektricky soběstačná a přebytečnou energii dodávat do sítě.Lokální zdroje biomasy
Rozhodnutí rozšířit zpracování takto nevyužité biomasy nebylo náhodné. Lębork je zemědělský region s množstvím zemědělských zbytků jako je sláma, stejně jako sklízené rychle rostoucí dřeviny na úhorové půdě. Navíc jsou zde obhospodařovány lesy, které poskytují další rostlinné zbytky i početné pily schopny dodávat zbytky zpracovávaného dřeva.
Kogenerace z biomasy by tak pomohla farmářům a dalším producentům této biomasy řešit jejich odpadové hospodářství i poskytovala příjem. Současně tak mělo dojít k radikálnímu snížení fosilní uhlíkové stopy, zlepšení kvality ovzduší spolu s nabídkou spolehlivého a cenově dostupného vytápění místním obyvatelům.Mezinárodní projekt
Na projekt, který byl z 85 % financován z grantu Švýcarských fondů a zbytek doplácen obcí, byl vypsán tendr. V listopadu 2013 byla podepsána smlouva mezinárodním konsorciem vedeným rakouskou firmou specializovanou na kogeneraci z biomasy, která dodala na klíč 7MW jednotku kogenerující teplo a elektřinu ze spalované biomasy, včetně 1 000 m2 skladovacích prostor na palivovou biomasu. Vedoucí investor současně koordinoval a designoval projekt, práce na staveništi, montážní práce a uvedl v chod konstrukci CHP, primární zdroj vytápěcího systému ve městě Lębork. V červnu následujícího roku byla jednotka zkolaudována.Termální olej a ORC
Vítězné řešení se skládalo z termálního olejového kotle na biomasu v kombinaci s jednotkou ORC (Organic Rankine Cycle). Ten dosahuje maximálního výkonu 7 MW, z čehož je 5,5 MW teplo ve formě vody ohřáté na 70 / 90 °C a 1,2 MWe elektrické energie (brutto).
Nová stanice se skládá ze dvou budov, zastřešeného skladu biomasy a budovy CHP. Díky tomu, že se biomasa z větší části skládá z reziduí dřevo-zpracovatelské výroby, je k dispozici po celý rok. Během léta je spotřeba paliva nižší, než celkový dodávaný objem, tento rozdíl je však vyrovnáván v zimě, kdy jedou kotle na plné obrátky.Posuvné roštové topeniště
Výrobce dodal rošt i kotel, který je hydraulicky plněn posuvným roštem, což umožňuje efektivní spalování biomasy s až 60% obsahem vlhkosti. Rekuperační systém reguluje emise oxidu dusnatého a oxidu uhelnatého a kombinace multi-cyklonového vírového a elektrostatického odlučovače (ESP) odstraňuje prachové částice před vypouštěním do komína. Stanice podle výrobce splňuje veškeré požadavky na vypouštění emisí v Polsku. Popel ze dna roštové jednotky a polétavý popel zachycený v čistícím systému je sbírán automatickým sklízecím systémem a skladován ve venkovním kontejneru. Popel je k dispozici farmářům, kteří jej mohou použít jako hnojivo.Výkonný transfer tepla rozvaděčem ORC
Teplo je přenášeno z kotle do ORC bloku (Turboden 14 CHP Split) pomocí dvou termálních olejových obvodů, které slouží jako nosiče tepla, jeden určený k vyšším a druhý k nižším teplotám. V prvním obvodu horké plyny v plynové komoře zahřívají olej z původních 250 °C až na 310 °C. V druhém obvodu jsou tepelné výměníky zachycující teplo z komínových plynů, které zahřívají termální olej z původních 130 °C na 250 °C.
Místo využití vodních par v konvenční parní turbíně, jsou ve výparníku ORC vysokomolekulární organické kapaliny, v tomto případě silikonový olej. Dosahuje tak na lepší elektrický výkon s pomalejší rotací turbíny, za nižšího tlaku, nekorodování kovových součástek a čepelí a s nulovou spotřebou vody.
Turbogenerátor ORC využívá středně- až vysokoteplotní termální oleje k předehřátí a odpaření silikonového oleje ve výparníku. Silikonový olej z výparníku roztáčí turbínu, a tak je v turbíně konvertována termální energie na mechanickou, ze které je dále konvertována na elektrickou energii v asynchronním generátoru. Vypouštěné páry procházejí regenerátorem, kde po cestě k výparníku předehřívají silikonový olej. Výpary jsou poté kondenzovány v kondenzátoru, kde jsou chlazeny 70°C vodou z dálkové rozvodné sítě tepla. Silikonový zkapalnělý olej je poté pumpován do regenerátoru a výparníku, kde uzavírá cyklus celého procesu. Teplota výstupní vody je 90 °C.
Obvod s termálním olejem je vybaven několika bezpečnostními zařízeními, která chrání olej před přehřátím a degradací, jako je karbonizace. Nouzový cirkulační systém termálního oleje se skládá z bezpečnostního chladiče a dvou přídavných pump: jedné dieselové a jedné elektrické, které jsou poháněny záložním generátorem. V případě výpadku elektřiny nebo jakékoliv jiné krizové situace je termální olej automaticky zchlazen na bezpečnou teplotu.Brzký návrat investice
Celá stanice je řízena automatickým kontrolním systémem vyvinutým kompletně firmou Polytechnik. Jediný zaměstnanec je schopen monitorovat chod stanice, kdy současně kontroluje dávkování i výstup zpracovávané biomasy.
Protože je stanice v podstatě dálkově vytápěcím zařízením, tento dvoufázový chod ORC umožňuje maximální výtěžnost elektrické energie na spotřebované teplo. Čistý elektrický výkon je 1,2 MW a elektrická efektivita přesahuje 18 %. Celý systém dosahuje průměrné efektivity 86 %.
Nové CHP splňuje nároky Polska na vysokou efektivity kogeneračních systémů a dosahuje tak na zelené certifikáty za elektrickou produkci reprezentující doplňkový zdroj příjmů. Ve výsledku relativně malé ORC založené na CHP, jako je instalace v Leborku s 5,5 MWt tepla a 1,2 MW elektřiny, může dosáhnout navrácení investice již za 8 - 12 let.Kombinace tepla, elektřiny a chlazení
Vyšší elektrický výkon stanice a kratší doba amortizace se podílí na ceně za MWh elektřiny. Ta je nižší, čím vyšší je odběr energie. Z ekonomického pohledu, by tak stanice CHP měla být v provozu na co nejvyšší výkon. To je však z hlediska sezónních výkyvů problematické, nicméně zařízení kogenerující elektřinu, teplo a současně chlazení může v letních měsících kompenzovat snížený odběr klimatizováním objektů.
