Environmental performance of the innovative, patented mixing system in an agricultural biogas plant based on lca approach

Fig. 4. Mass balance for a biogas plant with both scenarios of mixing system with reference to one year of operation.
Table 1 
Life Cycle Inventory for two mixing scenarios S01 and S02 based on empirical data with reference to one year of operation.
Input 
output 
unit process 
sub-process 
component 
inventory process 
Amount 
unit 
component 
amount 
unit 
S02 
S01 
S02 
S01 
slurry storage/ 
substrate dosing
slurry 
manure, liquid, swine 
(RER) 
1,095.00 
1,095.00 
m
3
/y 
NH
3 
0.11 
0.11 
m
3
/y 
electricity 
electricity, medium 
voltage (PL), market for 
164.25 
164.25 
kWh/ 
y 
CH
4 
21.07 
21.07 
m
3
/y 
energy at source 
164.25 
164.25
CO
2 
6.45 
6.45 
m
3
/y
digester 
discharging 
electricity 
electricity, medium 
voltage (PL), market for 
66.91 
66.91 
kWh/ 
y
fermentation 
process/anaerobic 
digestion 
Mixing 
electricity 
electricity, medium 
voltage (PL), market for 
441.04 
534.725 
kWh/ 
y 
digestate 
968.64 
968.64 
t/y 
energy at source 
441.04 
534.725
digester 
heating 
electricity 
electricity, medium 
voltage (PL), market for 
1,289.16 
1,289.16 
kWh/ 
y
heat 
internal use, at source 
15,684.76 
15,684.76 
kWh/ 
y
energy production 
from biogas
lubricating 
oil 
lubricating oil (RER) 
market for 
12.06 
8.87 
kg/y 
electricity 
(Brutto) 
51,347.72 
37,786.66 
kWh/ 
y 
CHP unit 
heat and power co- 
generation unit 50 kW 
(RER) construction 
0.0384 
0.0384 
p/y 
heat waste 
(Netto) 
50,174.25 
34,697.45 
kWh/ 
y
NO
x 
2.60 
3.54 
m
3
/y
CO
2 
22,009.50 
26,417.85 
m
3
/y
E. Wrzesi´nska-Jędrusiak et al.

---

Journal of Cleaner Production 349 (2022) 131420
7
3.2. Inventory 
All material and energy inputs and outputs for both types of pumps 
were determined within the boundaries of the analysed system and 
based on the abovementioned mass and energy balance (
Table 1
). The 
amount of electricity consumption and production was calculated based 
on empirical data from energy meters in the biogas plant. However, data 
on the inputs of specific unit processes in energy production were 
partially estimated based on the Ecoinvent 3.8 database. Since only part 
of the energy produced in the tested biogas plant is used to supply its 
own power needs. It provides 50% of the energy requirements of dosing 
slurry and mixing processes. The remaining demand comes from the 
medium voltage transmission grid and was determined for the Polish 
energy mix, medium voltage. The pilot plant was also heated by the heat 
generated by the internal biogas engine cooling system of the cogene-
ration system. Any excess heat generated in the biogas plant that is not 
used is defined as heat waste (
Table 1
). The fermentation process was 
divided into sub-processes as the process requires different amounts of 
electricity and with two types of mixing (hydraulic and hybrid pumps). 
Emissions were calculated based on the specified biogas production 
separately for the different mixing systems. Emissions to air from the 
slurry storage were based on literature data (
Ministry of Agriculture and 
Rural Development, 2019
). Emissions generated from biogas combus-
tion in the CHP system and from biogas flaring during CHP service or 
with periodic biogas surpluses were calculated. It was assumed that due 
to the shorter hydrocarbon chains, emissions of harmful gases such as 
carbon (II) oxide are negligible for biogas. The NO
x 
emission was 
determined as the maximum instantaneous emission obtained at the 
mentioned biogas plant measured with a flue gas analyser. Emissions 
from the dosing process and the biogas combustion process for energy 
production were calculated based on the empirical data generated by 
direct measurements on-site. No methane leaks were anticipated at the 
plant. However, methane emissions from the reservoir were anticipated 
and biogas flaring was assumed in case of failure or servicing. The biogas 
pilot plant operates in Poland, and all the studies on the use of different 
mixing systems have been conducted on an industrial scale, not just on a 
laboratory scale. The mass-energy flow values given are for the biogas 
pilot plant and the industrial scale. Other emissions from the combustion 
process were not considered due to their marginal nature. In addition, 
the turf ore desulphurisation system and the low-sulphur slurry feed-
stock used made it possible not to include sulphur oxide emissions from 
the biogas combustion process in the calculations.