Większość z obecnie produkowanego biogazu w Europie spalana jest w agregatach kogeneracyjnych w celu produkcji energii elektrycznej i ciepła. Ponieważ biogazownie budowane są najczęściej na terenach rolniczych bądź w znacznym oddaleniu od terenów zabudowanych, poziom wykorzystania ciepłą jest często niesatysfakcjonujący.
Jednym ze sposobów zwiększenia efektywności wykorzystania biogazu jest jego przesył siecią gazową do miejsc, w których wykorzystanie energii elektrycznej i ciepła z jednostek kogeneracyjnych jest bardziej korzystne. Jest to możliwe dzięki technologiom uszlachetniania, a następnie wtłaczania uzyskanego w procesie biometanu do sieci gazowej.
Stężenie metanu w surowym biogazie wynosi 40-70% obj. Natomiast w procesie uszlachetniania surowego biogazu uzyskuje się tzw. biometan o zawartości metanu nawet do 99,9% obj. Głównym celem tego procesu jest oddzielenie dwutlenku węgla od metanu. W tabeli 1 przedstawiono uśredniony skład biogazu, biometanu oraz gazu ziemnego.
Tab.1. Porównanie składu biogazu, biometanu oraz gazu ziemnego
 
Składnik
Biogaz
Biometan
Gaz ziemny
Metan
45-70%
94-99,9%
93-98%
Dwutlenek węgla
25-40%
0,1-4%
1%
Azot
<3%
<3%
1%
Tlen
<2%
<1%
–
Wodór
ślady
ślady
–
Siarkowodór
<10 ppm
<10 ppm
–
Amoniak
ślady
ślady
–
Etan
–
–
<3%
Propan
–
–
<2%
Siloksany
ślady
–
–
 
Aby podwyższyć wartość kaloryczną biometanu i tym samym zbliżyć się zarówno składem, jak i jakością do gazu ziemnego, dodaje się czasami do niego gaz LPG bądź powietrze. Konieczne jest również dostosowanie ciśnienia biometanu do tego panującego w sieci gazu ziemnego.
W procesie uszlachetniania biogazu wyeliminowane zostają z niego również siarkowodór, amoniak, woda, związki tlenu oraz azotu. Jednak ponieważ najbardziej wymagającym pod względem zastosowanej technologii i najdroższym procesem jest oddzielenie dwutlenku węgla od metanu, w artykule skupiono się głównie na technologiach umożliwiających ten rozdział.
Technologie uszlachetniania biogazu
Znanych jest obecnie kilka technologii uszlachetniania biogazu. Do najczęściej stosowanych należą: adsorpcja zmiennociśnieniowa (PSA – Pressure Swing Adsorption), płuczki wodne, płuczki z zastosowaniem innych rozpuszczalników (np. amin), separacja membranowa oraz separacja kriogeniczna. Przegląd tych technologii przedstawia tabela 2. 
Tabela 2. Technologie uszlachetniania biogazu

Technologia
Efekt
Stężenie metanu po procesie
Straty metanu
Adsorpcja ciśnieniowa (PSA)
Adsorpcja CO2 pod ciśnieniem na węglu aktywnym
> 96%
2-4%
Płuczka wodna
Rozpuszczenie CO2 w wodzie pod wysokim ciśnieniem
> 96%
1-3%
Wymywanie Selexol-®, Rectisol-®, Purisol®
Rozpuszczenie CO2 w rozpuszczalniku pod wysokim ciśnieniem
> 96%
ok. 2%
Płuczka aminowa
Chemiczna reakcja CO2 z MEA (monoetanoloamina)
> 99%
< 0,1%
Separacja membranowa
Różna prędkość permeacji molekuł gazowych
> 95%
ok. 2%
Separacja kriogeniczna
Warunki agregacji w zależności od temperatury
> 99%
–

 
W Europie najczęściej stosowanymi technologiami są adsorpcja zmiennociśnieniowa PSA oraz płuczki wodne. Obie te technologie znalazły zastosowanie w ponad 60 instalacjach, z czego większość zlokalizowana jest w Niemczech i Szwecji. Pozostałe technologie wdrożono w pojedynczych obiektach w Europie.
Żadna z technologii dostępnych na rynku nie jest idealna. Każda posiada zarówno zalety, jak i wady, których trzeba być świadomym. Dlatego też wybór którejkolwiek z opcji do uszlachetniania biogazu z danej biogazowni powinno być poprzedzone szczegółowymi analizami.
·                    Adsorpcja ciśnieniowa PSA
W tym najbardziej popularnym nie tylko w Europie procesie produkcji biometanu, prowadzonym pod ciśnieniem ok. 3-7 barów, wykorzystuje się zjawisko adsorpcji dwutlenku węgla i innych molekuł w złożu węgla aktywnego bądź na sitach molekularnych z zeolitu. Cząsteczki metanu, jako większe od cząsteczek dwutlenku węgla, nie zatrzymują się na mikroporach adsorbentu i są usuwane z instalacji w fazie gazowej.
Po ekstrakcji metanu, ciśnienie w kolumnie zostaje obniżone i dwutlenek węgla ponownie przechodzi w fazę gazową. W celu zapewnienia ciągłości procesu praktykuje się budowę kilku równolegle połączonych ze sobą kolumn adsorpcyjno-desorpcyjnych.
Ponieważ na węglu aktywnym może również dochodzić do adsorpcji siarkowodoru i pary wodnej, co mogłoby doprowadzić do dezaktywacji złoża, zaleca się wstępne oczyszczenie biogazu przed podaniem go na kolumny.
W większości z 33 obecnie eksploatowanych instalacji PSA w Europie uzyskuje się gaz o zawartości metanu 96-98% obj. Do największych z nich należą obiekty w Nuenen w Holandii o mocy przerobowej 1500 m3 surowego biogazu/h oraz w Terpen i Rothenow w Niemczech, w których co godzinę uszlachetnia się ok. 500 m3 surowego biogazu.
·                    Płuczki wodne

Drugą pod względem popularności w Europie technologią produkcji biometanu jest zastosowanie płuczek wodnych. W procesie rozdziału metanu i dwutlenku węgla w tego rodzaju instalacji, wykorzystywane jest zjawisko większej rozpuszczalności dwutlenku węgla w wodzie w porównaniu z metanem. Proces ten przeprowadza się w warunkach ciśnienia ok. 7 barów, co powoduje, iż oprócz CO2 również inne składniki gazowe, takie jak siarkowodór czy amoniak, rozpuszczają się w wodzie.

 

Metan w fazie gazowej ekstrahowany jest w szczytowej części kolumny. Wodę z rozpuszczonymi w niej cząsteczkami gazów pompuje się do drugiej kolumny, w której po obniżeniu panującego tam ciśnienia następujące jej regeneracja. W procesie możliwe jest jednoczesne odsiarczenie biogazu (do poziomu stężenia ok. 5 mg H2S/m3), jednak pod warunkiem, iż biogaz przed podaniem na płuczkę zostanie z grubsza odsiarczony do poziomu < 500 ppm.
W obecnie eksploatowanych w Europie płuczkach wodnych uzyskuje się biometan o zawartości metanu ok. 97% obj. Jedną z największych tego typu instalacji w Europie jest ta eksploatowana obecnie w Madrycie, w której uszlachetniane jest ok. 4000 m3/h surowego biogazu. Dużymi instalacjami są również te pracujące w Linköping w Szwecji (ok. 1400 m3/h surowego biogazu) oraz w Rejkiawiku w Islandii (ok. 700 m3/h surowego biogazu).
 
Koszty instalacji
Instalacje do uszlachetniania biogazu do parametrów gazu ziemnego nie są tanie. Wysokość kosztów inwestycyjnych oraz rocznych kosztów eksploatacyjnych zależy przede wszystkim od wielkości strumienia produkowanego biogazu. Natomiast rodzaj zastosowanej technologii ma tutaj niewielkie znaczenie. Na podstawie analizy obecnie działających instalacji tego typu w Europie można oszacować, iż średnie koszty inwestycyjne tego rodzaju instalacji wahają się w granicach 0,5-0,8 miliona euro w przypadku instalacji biogazowej o produkcji 250 Nm3 biogazu/h (co w przełożeniu na moc jednostki kogeneracyjnej wynosi w przybliżeniu ok. 500 kWel) do nawet 1,2-1,5 miliona euro przy produkcji biogazu na poziomie 1000 Nm3/h (odpowiednio ok. 2 MWel).
Z kolei koszty eksploatacyjne wykorzystania technologii produkcji biometanu są odwrotnie proporcjonalne do wielkości instalacji biogazowej. Im mniejsza jest produkcja biogazu tym wyższe są koszty eksploatacyjne na jednostkę produkowanej energii. W instalacjach eksploatowanych obecnie w Europie koszty te wahają się od ok. 13-17 euro/MWh dla instalacji biogazowych o mocy ok. 500 kWel do ok. 7-13 euro/MWh dla instalacji o mocy ok. 2 MWel.
Ponadto należy sobie zdawać sprawę tego, iż procesowi uszlachetniania biogazu do jakości gazu ziemnego (czyli de facto rozdziałowi dwutlenku węgla i metanu) towarzyszą też inne procesy, wymagające nakładu dodatkowych kosztów. Należą do nich m.in. takie procesy jak odsiarczanie, osuszanie, dostosowanie wartości opałowej czy ciśnienia gazu.
Technologie uszlachetniania biogazu do jakości gazu ziemnego, umożliwiające następnie wtłaczanie uzyskanego biometanu do lokalnej sieci gazu ziemnego stanowią interesującą alternatywę dla dotychczasowych metod wykorzystywania biogazu. Należy wiedzieć, iż często biometan jest droższym medium niż lokalnie dostępny gaz ziemny. Dlatego też realizacja projektu produkcji i wykorzystania biometanu w każdym przypadku wymaga dokładnej analizy i znajomości uwarunkowań.
 
Źródła:
1.     Biogas Upgrading and Utilisation. IEA Bioenergy. Task 24/2001.
2.     Energy from Biogas and Landfill Gas. IEA Bioenergy. Task 37/2006.
3.     Beil M., Hoffstede U.: ISET, Overview on (biogas) upgrading technologies. European Biomethane Fuel Conference. Göteborg, Sweden 2009.
4.     Studie. Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz. Institut für Energetik und Umwelt. DBI Gas- und Umwelttechnik 2006.
 
Małgorzata Lechwacka
Primum Polska