Od wielu lat obserwowany jest stały wzrost zapotrzebowania na energię. Obecnie, według raportu [¹] około 4/5 energii pierwotnej wykorzystywanej w skali świata pochodzi z paliw kopalnych. Istnieją trzy bardzo ważne powody, dla których sytuacja ta powinna ulec radykalnej zmianie, szczególnie w takich regionach świata jak Europa, czyli w regionach o ograniczonych zasobach naturalnych, które jednocześnie charakteryzują się wysokim stopniem rozwoju gospodarczego i wynikającym z tego wysokim zużyciem energii. Pierwszym z tych powodów są zmiany klimatyczne, których jedną z przyczyn wskazywaną przez istniejące modele klimatyczne jest emisja dwutlenku węgla i innych gazów cieplarnianych.
Drugim z powodów jest dążenie do bezpieczeństwa energetycznego – brak dostatecznych zasobów własnych i wynikający z tego wysoki stopień uzależnienia od importu stwarza poważne ryzyko dla funkcjonowania gospodarki w momencie wzrostu napięcia międzynarodowego. Wreszcie trzecim istotnym powodem są spadające koszty produkcji energii w oparciu o źródła odnawialne wobec rosnących cen paliw. Według raportu [²] koszt generacji 1 kWh z wykorzystaniem paneli fotowoltaicznych spadł 5-krotnie w ciągu ostatnich 10 lat i osiąga obecnie poziom typowy dla najniższych kosztów notowanych w technologiach opartych o paliwa kopalne. W świetle tych argumentów nie dziwi fakt, że Unia Europejska zdecydowała się na osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 r., co jest gigantycznym wyzwaniem wymagającym przebudowy wielu gałęzi przemysłu, w tym szczególnie energetyki. Te zmiany śmiało można nazwać europejską rewolucją energetyczną.
Odnawialne źródła energii
W opisanej europejskiej rewolucji energetycznej szczególne miejsce zajmować będą odnawialne źródła energii. Ich potencjał jest ogromny. Pokrycie około 10% powierzchni Sahary panelami fotowoltaicznymi pozwoliłoby pokryć potrzeby energetyczne całego świata. Oczywiście pozostaje pytanie: czy Sahara jest dobrym miejscem do lokowania paneli oraz w jaki sposób przesłać wyprodukowaną energię do odbiorców na całym świecie? Pokazuje to jednak, że wykorzystując tereny nieużyteczne do produkcji rolnej można pokryć potrzeby energetyczne świata. Skoro tak jest i skoro we wspomnianym raporcie [²] stwierdzono, że koszty generacji energii w OZE są niskie, to można zadać pytanie: dlaczego w takim razie nadal buduje się źródła konwencjonalne, a nie wyłącznie odnawialne? Przykładowo Chiny, które również deklarują dojście do neutralności klimatycznej w 2060 r., w 2022 r. zatwierdziły budowę elektrowni węglowych o łącznej mocy ponad 100 GW [³]. Dla porównania sumaryczna moc elektrowni węglowych w Polsce wynosi zaledwie 30 GW. Przyczyna leży w dyspozycyjności. Energia generowana w oparciu o paliwa kopalne dostępna jest na żądanie, czyli może być produkowana wtedy, gdy występuje na nią zapotrzebowanie. Tymczasem odnawialne źródła energii takie jak turbiny wiatrowe oraz panele słoneczne produkują energię w czasie, gdy występują odpowiednie warunki pogodowe.
Na rys.1 przedstawiona jest produkcja miesięczna wyrażona w TWh energii elektrycznej w 2022 r. w Polsce. Jak można zaobserwować w przypadku turbin wiatrowych występuje duża miesięczna zmienność z lekką przewagą miesięcy zimowych, a w przypadku paneli fotowoltaicznych występuje silna zależność ilości wyprodukowanej energii z porą roku z silną przewagą miesięcy letnich. Te wahania sprawiają, że dostosowanie podaży do popytu wymaga albo zmiany nawyków konsumentów i przyzwyczajenie ich do zużycia energii wtedy, gdy jest ona dostępna, albo magazynowania energii, albo jednego i drugiego. W szczególności konieczne jest magazynowanie energii międzysezonowe, tak by energię wyprodukowaną w lecie móc wykorzystywać zimą, kiedy występuje największy popyt.
Rys. 1 Miesięczna produkcja energii elektrycznej. górny wykres – panele PV, dolny wykres – turbiny wiatrowe Wykres na podstawie danych pse.pl
Metody magazynowania energii
Energia magazynowana może być w różnej formie i różnymi metodami. Jedną z najstarszych metod i jednocześnie powszechnie stosowanych jest magazynowanie energii w postaci energii potencjalnej zgromadzonej wody w elektrowniach szczytowo-pompowych. Ta metoda ma stosunkowo niewielki wpływ na środowisko, jednak ilości energii, które mogą być w ten sposób zmagazynowane raczej predestynują ją do magazynowania krótkoterminowego – w skali doby lub kilku dni. Według [⁴] sumaryczna moc obecnie istniejących i planowanych do budowy elektrowni szczytowo-pompowych w Polsce nie przekroczy 100 GWh, czyli 0,1 TWh, a jak można zauważyć z danych przedstawionych na rys.1 – już obecnie przechowanie energii produkowanej przez panele słoneczne w lecie do okresu zimowego wymaga pojemności o rząd wielkości wyższej. Biorąc pod uwagę rozwój odnawialnych źródeł energii oraz wycofywanie z użycia źródeł konwencjonalnych, które obecnie pełnią rolę stabilizującą – potrzeby magazynowe wyniosą dziesiątki, a może nawet setki TWh. Jedyną znaną metodą przechowywania tak dużych ilości energii jest przechowywanie jej w postaci związków chemicznych. Jest to przy tym metoda stosowana równie powszechnie co elektrownie szczytowo-pompowe. Obecnie w Polsce według danych publikowanych na stronach PGNiG sumaryczna pojemność podziemnych magazynów gazu ziemnego w Polsce wynosi 3230 mln m³, co odpowiada około 30 TWh. Oczywiście w zbiornikach tych przechowywany jest obecnie gaz ziemny będący paliwem kopalnym, ale istniejące lub nowo pozyskane zbiorniki mogą być także wykorzystane do przechowywania metanu syntezowanego z wykorzystaniem energii OZE lub przechowywania innych związków chemicznych produkowanych z wykorzystaniem energii odnawialnej.
Rys. 2 Drogi konwersji energii
Zr – źródło energii odnawialnej, El – elektrolizer, Rch – reactor chemiczny, M – magazyn
Na rys.2 przedstawiono przykładowe 3 warianty zamiany energii elektrycznej pozyskiwanej z odnawialnych źródeł energii na związki chemiczne mogące być przechowywane długoterminowo. Najprostszym rozwiązaniem jest wykorzystanie energii elektrycznej do elektrolizy wody i przechowywanie w naturalnych zbiornikach podziemnych wodoru. Wykorzystanie naturalnych formacji skalnych do przechowywania wodoru jest technologią dojrzałą. Przykładowo w publikacji [⁵] zaprezentowano działające zbiorniki podziemne wodoru, istniejące głównie w kawernach solnych. Największy z magazynów w Spindeltop przechowuje wodór o ciśnieniu powyżej 100 bar i posiada pojemność powyżej 120 GWh energii chemicznej. Podstawowym problemem podziemnego magazynowania wodoru są wysokie zdolności dyfuzyjne wodoru, które sprawiają że magazynowany może on być tylko w szczególnych formacjach skalnych. W dokumencie [⁶] oszacowano sumaryczną pojemność naturalnych zbiorników podziemnych możliwych do wykorzystania jako zbiorników wodoru na 40 TWh. Jest to pojemność daleko niewystarczająca dla potrzeb całej gospodarki europejskiej. Niewątpliwą zaletą przechowywania wodoru, w stosunku do przechowywania innych związków otrzymanych na bazie wodoru jest uniknięcie konieczności konwersji chemicznej, która wydłuża łańcuch przemian i tym samym zmniejsza ogólną sprawność energetyczną. Drugą opcją przedstawioną na rys.2 jest konwersja wodoru do metanu. Przechowywanie metanu jest znacznie prostsze i całkowicie opanowane technicznie, jako technologia stosowana od dziesięcioleci. Obecnie w Unii Europejskiej funkcjonują podziemne zbiorniki gazu ziemnego o sumarycznej pojemności przekraczającej 1000 TWh, co jest wielkością bardzo znaczącą dla gospodarki europejskiej. Wykorzystanie tych magazynów do przechowywania metanu wytwarzanego na bazie energii odnawialnej pozwoliłoby w sposób radykalny zmniejszyć problem sezonowej dostępności źródeł odnawialnych. Dalej jednak jest to pojemność zbyt mała dla potrzeb całej gospodarki UE. Obecnie zużycie samej tylko energii elektrycznej, według Eurostatu dochodzi do 3000 TWh, a w perspektywie gospodarki neutralnej klimatycznie ta wartość wzrośnie radykalnie, bo energia elektryczna zacznie być masowo stosowana w ciepłownictwie i prawdopodobnie w transporcie. Dodatkową trudnością konwersji wodoru na metan jest dostępność dwutlenku węgla niezbędnego do reakcji metanizacji. Oczywiście może być wykorzystany dwutlenek węgla pochodzący ze spalania metanu, ale trzeba pamiętać że zmagazynowany metan spalany będzie w okresach niedoboru energii OZE, podczas gdy produkcja metanu powinna mieć miejsce w okresie nadmiaru tej energii. To powodowałoby konieczność przechowywania dwutlenku węgla między zimą, a latem, co oczywiście jest wykonalne i możliwe do realizacji, ale stanowi dodatkowy koszt. Trzecią opcją jest konwersja wodoru na amoniak. Amoniak, w odróżnieniu od wodoru i metanu w stosunkowo niskich ciśnieniach staje się cieczą. Jego przechowywanie w temperaturze otoczenia w stanie ciekłym wymaga ciśnień rzędu 10 bar, czyli podobnych do tych jakie stosowane są w przechowywaniu propanu. Konwersja wodoru na amoniak wymaga jedynie azotu, którego nieograniczona ilość jest dostępna w atmosferze. Proces produkcji amoniaku z wykorzystaniem wodoru i azotu jest technicznie opanowany i szeroko stosowany od dziesiątek lat, przede wszystkim w przemyśle nawozów sztucznych. Te cechy sprawiają, że amoniak obok wodoru i syntezowanego metanu może stanowić istotny element gospodarki neutralnej klimatycznie.
Historia stosowania amoniaku jako paliwa
Pierwsze zastosowanie amoniaku jako paliwa miało prawdopodobnie miejsce w 1822 r., kiedy to zademonstrowano niewielką lokomotywę napędzaną turbiną gazową opalaną amoniakiem [⁷]. W tamtym czasie nie było jeszcze paliw ropopochodnych i amoniak wydawał się atrakcyjną alternatywą dla węgla, który stosowany był do zasilania lokomotyw parowych. Na początku XX w. stosowano z sukcesem amoniak do zasilania silników spalinowych, a jako przykład można tu przytoczyć patent z 1938 r. [⁸]. Zainteresowanie amoniakiem jako paliwem wzrosło w czasie II Wojny Światowej, kiedy paliwa ropopochodne przeznaczone były przede wszystkim do celów militarnych. Obecnie nastąpiło ponowne zainteresowanie amoniakiem jako paliwem.
Przechowywanie amoniaku
[table id=33 /]
Największą zaletą amoniaku, w porównaniu z metanem, czy wodorem jest łatwość jego przechowywania. W tab. 1 pokazano podstawowe własności amoniaku na tle wodoru i metanu. Jak widać w przypadku amoniaku w 1 m³ zbiornika można przechować około 5 razy więcej energii niż w przypadku metanu i to przy ciśnieniu radykalnie niższym. W przypadku statystycznego domu jednorodzinnego zapas amoniaku wystarczający do ogrzania budynku w sezonie można zmagazynować w zbiorniku o objętości 6 m³, a więc podobnym do takiego w jakim obecnie przechowywany jest propan. W zbiorniku kulistym o średnicy 22 m jakie produkowane są na przykład przez firmę BNH Gas Tanks można przechowywać amoniak o sumarycznej wartości opałowej około 55 tys. GJ, co jest wartością wystarczającą do ogrzania miasta z około 5 tys. Mieszkańców w przypadku wykorzystania amoniaku jako paliwa kotłowego. W przypadku wykorzystania amoniaku jako paliwa do układu energetycznego bardziej złożonego jeden taki zbiornik może wystarczyć dla miasta o liczbie mieszkańców 2-krotnie większej. Grubość ścianki takiego zbiornika produkcji BNH Gas Tanks wynosi 72 mm. W kontekście granic palności przedstawionych w tablicy dziwi trochę panujące przekonanie o wysokiej wybuchowości amoniaku. Zagrożenia pożarowe w przechowywaniu amoniaku nie są specjalnie wysokie. Najistotniejszą wadą amoniaku z punktu widzenia jego przechowywania jest toksyczność. Najwyższe dopuszczalne stężenie amoniaku dopuszczone normami bezpieczeństwa pracy to zaledwie 14 mg/m³. To zagrożenie sprawia, że przy przechowywaniu amoniaku trzeba zachować bardzo wysokie standardy technologiczne, trudne do spełnienia w przypadku gospodarstw indywidualnych. Dlatego też amoniak ma szansę odegrać istotną rolę raczej w centralnych źródłach ciepła, takich jak ciepłownie i elektrociepłownie. Toksyczność amoniaku oraz jego wysoka rozpuszczalność w wodzie sprawia, że nie może być on rozpatrywany jako paliwo do przechowywania w naturalnych kawernach podziemnych. Powyższa charakterystyka skłania do twierdzenia, że amoniak może odegrać rolę w przyszłych systemach energetycznych równolegle do wodoru i metanu. Wodór i metan jako paliwa przechowywane w podziemnych naturalnych zbiornikach, a amoniak w zbiornikach metalowych naziemnych. Na koniec rozważań o możliwościach przechowywania amoniaku warto powiedzieć, że jest on produkowany i wykorzystywany od dziesiątek lat w przemyśle chemicznym. Globalna produkcja amoniaku w 2022 r. wyniosła około 150 mln ton. Jest to więc związek o dojrzałych technologiach produkcji i przechowywania.
Wykorzystanie amoniaku jako paliwa
Amoniak może być wykorzystywany zarówno jako paliwo kotłowe, jak i paliwo do napędu silników cieplnych. Przegląd zastosowań amoniaku jako paliwa kotłowego, głównie do współspalania z węglem przedstawiono w [⁹]. Jak wynika z tego artykułu główne prace eksperymentalne nad wielkoskalowym spalaniem amoniaku w kotłach prowadzone są w Japonii. Bardzo szczegółowe badania przedstawiono w [¹⁰], gdzie autorzy współspalali amoniak z węglem do 50% udziału amoniaku w energii chemicznej doprowadzonej do kotła. Stwierdzono m.in., że możliwy jest do osiągnięcia dość mały wpływ dodawanego amoniaku na poziom emisji tlenków azotu. Warto w tym momencie zauważyć, że tlenki azotu to jedyny związek szkodliwy, który może powstawać podczas spalania amoniaku. Spalanie amoniaku w kotle jest jednak niewskazanym termodynamicznie sposobem wykorzystania jego energii. Zdecydowanie korzystniejsze jest jego spalanie w urządzeniach kogeneracyjnych takich jak tłokowe silniki spalinowe, bądź turbiny gazowe. Energia elektryczna produkowana w urządzeniach kogeneracyjnych może służyć do napędu pomp ciepła, co przy założeniu 40% sprawności elektrycznej układu kogeneracyjnego i współczynnika COP=5 pozwala uzyskać sprawność zamiany energii chemicznej amoniaku na ciepło równą 200%. Dodatkowo pozostałe 60% energii chemicznej użytkowanej przez układ kogeneracyjny zamienia się na ciepło, które także może być wykorzystane do celów ciepłowniczych. W rezultacie ogólna sprawność zamiany energii chemicznej amoniaku na ciepło może przekraczać 250%. Pierwszym z urządzeń kogeneracyjnych, które można wykorzystać do spalania amoniaku są silniki tłokowe. Zakończone sukcesem próby wykorzystania amoniaku do zasilania tego typu jednostek przeprowadzono już 100 lat temu.
[table id=34 /]Niemniej jednak amoniak jest raczej trudnym paliwem silnikowym. W tab. 2 zaprezentowane podstawowe właściwości amoniaku jako paliwa silnikowego. Zwraca uwagę przede wszystkim bardzo niska prędkość spalania, która sprawia, że w silnikach szybkoobrotowych może pojawiać się problem z niepełnym wypaleniem paliwa. Na szczęście z różnych względów silniki spalinowe stacjonarne są silnikami zazwyczaj wolnoobrotowymi pracującymi z prędkościami obrotowymi związanymi z częstotliwością stosowaną w sieci i wynoszącymi w Europie najczęściej 1500, albo 750 obrotów na minutę. W przypadku wykorzystania amoniaku jako paliwa do silników o zapłonie samoczynnym problemem jest wysoka liczba oktanowa, która sprawia, że samozapłon może pojawiać się dopiero w silnikach o stopniu kompresji rzędu 60 [¹¹]. Tak wysoki stopień kompresji jest praktycznie niemożliwy do osiągnięcia, ale możliwa jest praca silnika w systemie dwupaliwowym, gdzie dodatkowe paliwo ciekłe dozowane w małych ilościach pełni rolę paliwa zapłonowego (dawka pilotująca). Znacznie więcej badań [¹¹] przeprowadzono z zastosowaniem amoniaku do zasilania silników z zapłonem iskrowym. W tym przypadku wysoka liczba oktanowa oczywiście nie jest problemem, ale z kolei raportowaną trudnością jest wysoka energia zapłonu sprawiająca, że konieczne jest stosowanie zaawansowanych systemów zapłonowych. Wysoka liczba oktanowa stwarza możliwość spalania amoniaku w silnikach z zapłonem iskrowym, ale posiadających wysoki stopień kompresji typowy dla silników z zapłonem samoczynnym, czyli powyżej 20. Zwiększenie stopnia kompresji prowadzi do zwiększenia sprawności silnika. Stąd pomimo wyraźnej odmienności amoniaku od innych paliw stosowanych w silnikach ma on swoje zalety, które sprawiają że silniki spalinowe tłokowe mogą być w najbliższej przyszłości stosowane do energetycznego wykorzystania amoniaku. Warto podkreślić, że na 2023 r. zaplanowane zostały testy dużego silnika okrętowego zasilanego amoniakiem. Silnik został wyprodukowany przez firmę MAN. Amoniak może być też wykorzystywany jako paliwo do turbin gazowych. Wspomniane wcześniej pierwsze wykorzystanie amoniaku do napędu lokomotywy dotyczyło właśnie turbiny gazowej. W przypadku turbiny gazowej podstawowym problemem z jakim trzeba się zmierzyć zmieniając zasilanie turbiny z metanu na amoniak jest niższa prędkość spalania, która wiąże się z zasadniczą zmianą geometrii płomienia. To sprawia, że dla potrzeb energetycznego wykorzystania powinny zostać zaprojektowane nowe turbiny. Potwierdzają to badania eksperymentalne dość nielicznie prezentowane w literaturze. Przykładowo w [¹²] stwierdzono, że opalanie turbiny mieszanką metanu i amoniaku prowadzi do szybkiego spadku sprawności spalania i emisji innych gazów cieplarnianych takich jak podtlenek azotu, w efekcie czego sumaryczna emisja gazów cieplarnianych wyrażona jako emisja ekwiwalentu CO2 rośnie. Trwają już jednak prace mające na celu opracowanie nowej konstrukcji turbiny dedykowanej do spalania amoniaku.
W styczniu 2023 podpisano memorandum porozumienia między dwoma wiodącymi producentami turbin: GE oraz IHI. Wobec wczesnego etapu prac nad zastosowaniem amoniaku w turbinach gazowych trudno jest w chwili obecnej powiedzieć, która technologia silników tłokowych, czy silników wirnikowych zdobędzie rynkową przewagę. Być może obie technologie będą funkcjonowały równolegle tak, jak to ma miejsce obecnie w silnikach zasilanych gazem ziemnym, gdzie silniki tłokowe stosowane są w mniejszych mocach, a turbiny w większych.
Zarządzanie energią
Gospodarka neutralna klimatycznie wymagać będzie produkowania, magazynowania i wykorzystania nośników energii, z których jednym będzie prawdopodobnie amoniak. Każdemu z tych procesów towarzyszą straty energii i każdy z tych procesów wymaga budowy drogich urządzeń. Powoduje to konieczność bardzo skrupulatnego zarządzania całym systemem, tak by zminimalizować straty energii i w sposób optymalny wykorzystać możliwości techniczne wytworzonych instalacji. Kluczowe zatem staje się zaawansowane zarządzanie energią, które przy stosunkowo niskim nakładzie inwestycyjnym jest w stanie zapewnić maksymalny efekt ekonomiczny dla inwestorów. W szczególności należy zwrócić uwagę na dwa aspekty. Po pierwsze, z nielicznymi wyjątkami systemów wyspowych system lokalny funkcjonuje w otoczeniu systemu krajowego i europejskiego. Po drugie, zarówno sam system lokalny, jak i jego otoczenie zmieniają w czasie w sposób istotny swoją charakterystykę. Krajowy i europejski system energetyczny jest już obecnie bardzo uzależniony od warunków pogodowych. Jako potwierdzenie tego stwierdzenia można wskazać, że według danych PSE na koniec 2021 r. źródła odnawialne stanowiły około 30% mocy zainstalowanej w Polsce. Ta maksymalna moc osiągana jest wyłącznie przy bardzo korzystnych warunkach wietrznych i przy dobrym nasłonecznieniu. W praktyce moc osiągana przez OZE waha się od 0 do wartości maksymalnej, a wahania te uzależnione są od warunków pogodowych. Stąd istnieje pierwsze istotne wskazanie dla systemów zarządzania energią. Powinny one analizować prognozy pogody zarówno lokalnej, która decyduje o zapotrzebowaniu na ciepło grzewcze, jak i krajowej oraz europejskiej, która decyduje o podaży energii elektrycznej i w konsekwencji o jej cenie. Zarówno produkcja amoniaku, jak i jego wykorzystanie powinno być dostosowane do aktualnej podaży i popytu na energię elektryczną. Zakładając przy tym, że amoniak będzie wykorzystywany w systemach kogeneracyjnych, predykcja warunków pogodowych i na jej podstawie określenie możliwości wykorzystania akumulacyjności cieplnej budynków stanie się szczególnie istotna. Drugą ze wspomnianych cech, którymi powinien się charakteryzować system zarządzania energią jest dostosowywanie go do zmieniających się charakterystyk zarówno instalacji lokalnej, jak i otoczenia. Rosnący udział OZE w systemie energetycznym będzie powodował zmianę charakterystyki wpływu warunków pogodowych na podaż i cenę energii elektrycznej. Jednocześnie też zmianom podlegała będzie charakterystyka odbiorców ciepła, co z kolei wynika ze stopniowej likwidacji źródeł lokalnych i tym samym zwiększania zasięgu sieci, ale także z rosnącego udziału rozproszonych źródeł odnawialnych zlokalizowanych u odbiorców.
Te zmiany sprawiają, że stosowane algorytmy do zarządzania energią powinny mieć zdolności adaptacyjne. Zdaniem autorów niniejszego artykułu, zaawansowane algorytmy zarządzania energią, oparte o sztuczną inteligencję, będą odgrywały kluczową rolę w eksploatacji systemów energetycznych przekładając się na osiągany zysk przez właściciela instalacji. Algorytmy takie powinny mieć cechy zarówno samoadaptowania się do zmieniających się warunków otoczenia energetycznego oraz zmieniającej się charakterystyki konsumentów, a jednocześnie powinny być predykcyjne i działające w horyzoncie czasowym nie krótszym niż dostępne wiarygodne cyfrowe prognozy pogody.
Podsumowanie
Amoniak jest paliwem, które może odegrać istotną rolę w gospodarce neutralnej klimatycznie. Jak pokazano wcześniej, jest on w istotny sposób odmienny od wodoru i metanu. Posiada wyższe gęstości energii, co ułatwia jego przechowywanie, ale jednocześnie jest związkiem toksycznym – co praktycznie wyklucza jego przechowywanie w naturalnych kawernach. Wydaje się, że w sposób szczególny jest on predystynowany do odegrania ważnej roli w ciepłownictwie. Można sobie wyobrazić taki układ energetyczny, w którym panele fotowoltaiczne umiejscowione na terenie źródła ciepła (ciepłowni lub elektrociepłowni) produkują latem energię elektryczną wykorzystywaną do elektrolizy wody, a otrzymany w elektrolizie wodór zamieniany jest na amoniak, po czym składowany w naziemnych stalowych zbiornikach. W zimie w okresach zapotrzebowania na ciepło amoniak jest spalany w silniku tłokowym lub turbinie gazowej. Powstające ciepło kierowane jest do sieci ciepłowniczej, natomiast energia elektryczna jest albo wykorzystywana do napędu dużej pompy ciepła znajdującej się na terenie ciepłowni, albo oddawana do sieci elektroenergetycznej. W ten sposób amoniak nie opuszcza terenu źródła ciepła, co pozwala dochować niezbędnego reżimu technologicznego.
- Literatura
- International Energy Agency, World Energy Outlook 2020.
- International Renewable Energy Agency (IRENA). Renewable power generation cost in 2019.
- Reuters, China approves biggest expansion in new coal power plants since 2015, report finds, 27 February 2023.
- Tomasz Elżbieciak, Elektrownie szczytowo-pompowe coraz pilniej potrzebne, portal wysokienapiecie.pl, 2022.
- Davood Zivar, Sunil Kumar, Jalal Foroozesh, Underground hydrogen storage: A comprehensive review, International Journal of Hydrogen Energy, Volume 46, Issue 45, 1 July 2021, Pages 23436-23462.
- Hydrogen Map Europe, European Comission, 2019.
- A Valera-Medinaa, H Xiaoa, M Owen-Jones, W.I.F. Davidc, P.J. Bowen, Ammonia for power, Progress in Energy and Combustion Science, Volume 69, November 2018, Pages 63-102.
- Zavka M., Device for operating internal combustion engines with mixtures of ammonia, hydrogen and nitrogen prepared from ammonia, US patent 2140254, 1938.
- Hookyung Lee, Min-Jung Lee, Recent Advances in Ammonia Combustion Technology in Thermal Power Generation System for Carbon Emission Reduction, Energies 2021, 14(18),5604.
- Masato Tamura, Takahiro Gotou, Hiroki Ishii, Dirk Riechelmann, Experimental investigation of ammonia combustion in a bench scale 1.2 MW-thermal pulverised coal firing furnace, Applied Energy 277 (2020) 115580.
- Lesmana H., Zhang Z., Li X., Zhu M., Xu W., Zgang D., NH3 as a transport fuel in internal combustion engines: a technical review. Journal of Energy Resources Technology, 2019, doi:10.1115/1/4042915.
- C.D. Avila, S. Cardona, M. Abdullah, M. Younes, A. Jamal, T. Guiberti, W. Roberts, Experimental assessment of the performance of a commercial micro gas turbine fueled by ammonia-methane blend, Applications in Energy and Combustion Science Volume 13, March 2023, 100104.
Autorzy: Andrzej Szlęk, Wojciech Adamczyk; Jolanta Bijańska; Krzysztof Wodarski,
Źródło: Dwumiesięcznik: Nowa Energia, 2/2023
