ANALIZA TERMODYNAMICZNA I EKONOMICZNA MODERNIZACJI ENERGETYCZNEGO BLOKU WĘGLOWEGO PRZEZ NADBUDOWĘ SILNIKIEM GAZOWYM LUB TURBINĄ GAZOWĄ

Transkrypt

1 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej Janusz SKOREK Zakład Termodynamiki i Energetyki Gazowej Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika Śląska w Gliwicach Gliwice, ul. Konarskiego 22 tel.: , fax: skorek@itc.ise.polsl.gliwice.pl Adam DRZOZGA Energoprojekt Katowice S.A Katowice, ul. Jesionowa 15 tel.: , fax: drzozga.adam@energoprojekt.com.pl ANALIZA TERMODYNAMICZNA I EKONOMICZNA MODERNIZACJI ENERGETYCZNEGO BLOKU WĘGLOWEGO PRZEZ NADBUDOWĘ SILNIKIEM GAZOWYM LUB TURBINĄ GAZOWĄ TECHNICAL AND ECONOMICAL ANALYSIS OF REPOWERING OF CONVENTIONAL COAL FIRED POWER PLANT BY EITHER GAS ENGINE OR GAS TURBINE Streszczenie. W pracy przeprowadzono analizę techniczną i wstępną analizę ekonomiczną modernizacji węglowego bloku energetycznego o mocy 5 MW poprzez nadbudowę turbozespołem gazowym lub spalinowym silnikiem gazowym. Założono, że w wyniku nadbudowy nie zostaną w sposób istotny zmienione parametry i konstrukcja urządzeń części parowej bloku energetycznego. Moc bloku gazowo-węglowego po nadbudowie wynosi ok. 55 MWe. Do nadbudowy zastosowano: turbiny gazowe o mocy 6,5 i 16,7 MWe oraz silniki gazowe o mocy 6,8 i 15,7 MWe. Przeanalizowano trzy warianty nadbudowy bloku węglowego. Obliczenia wykazały, że we wszystkich przypadkach uzyskano zwiększenie mocy bloku i sprawności wytwarzania energii elektrycznej. Do analiz szczegółowych wytypowano układ ze spalinowym podgrzewaczem wody zasilającej. Dla tego przeprowadzono wstępna analizę opłacalności modernizacji bloku. Omówiono podstawowe uwarunkowania uzyskania dodatniego efektu ekonomicznego. Obliczenia termodynamiczne przeprowadzono za pomocą programu komputerowego Gate Cycle 5.4. Summary. The paper presents technical and economical analysis of modernisation of the coal fired steam power cycle of electrical power 5 MW by repowering with gas turbine. It was assumed that the parameters and construction of steam turbine and boiler will not be significantly changed. Hence, the gas turbine of relatively small power 6,5 MW will be installed in the system. Three variants of modernisation are analysed. The calculations proves that in all cases the increase of the efficiency and electrical power is achieved. The analysis of the economical effectiveness for one variant of modernisation has been performed. The factors influencing positive economical effect are discussed. The using computer package Gate Cycle 5.4 was used for thermodynamic simulations of the analysed systems. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 17

2 Skorek J., Drzozga A.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna modernizacji Wprowadzenie Obecny stan techniczny komunalnych, przemysłowych i zawodowych elektrowni i elektrociepłowni węglowych w Polsce wymaga bardzo dużych nakładów inwestycyjnych na odnowienie i modernizację większości bloków. Pomimo występującego obecnie nadmiaru zainstalowanej mocy elektrycznej w kraju należy pamiętać, że bloki o mocy około 2 MW (z zainstalowanych około 32 MW) wymagają odnowienia, a prawie 35 MW w wyniku zużycia technicznego należy wyłączyć w najbliższych latach z systemu elektroenergetycznego. Szacuje się, że około 21 roku wystąpi niedobór około 5 MW mocy elektrycznej przy zachowaniu obecnego stanu krajowej elektroenergetyki. Tak więc chwilowy nadmiar mocy w systemie nie powinien oznaczać zaniechania działań modernizacyjnych i inwestycyjnych związanych z budową nowoczesnych, wysokosprawnych i proekologicznych układów energetycznych takich jak układy gazowe, gazowo-parowe, układy dwupaliwowe, a także bloki węglowe na parametry nadkrytyczne. Nie ulega przy tym wątpliwości, że przez długi jeszcze okres czasu węgiel będzie podstawowym paliwem w elektrowniach już istniejących. Natomiast paliwa gazowe, a głównie gaz ziemny należy wziąć pod uwagę przy modernizacji i rozwoju elektrowni węglowych, jako paliwo poprawiające efektywność energetyczną i ekologiczną [14]. Istnieją jednak inne sposoby znacząco poprawiające sprawność wytwarzania energii elektrycznej oraz obniżające emisję jednostkową substancji szkodliwych jak na przykład nadbudowa bloku parowego układem turbiny gazowej lub silnika gazowego. Należy nadmienić, że zastosowanie silnika gazowego jako elementu poprawiającego w znacznym stopniu wskaźniki techniczno-ekonomiczne bloku węglowego jest projektem nowatorskim. Blok parowy po modernizacji staje się układem gazowo parowym, obiektem dwupaliwowym, w którym spalany jest pył węglowy w kotle parowym oraz gaz ziemny w turbinie gazowej lub silniku gazowym. Węgiel pozostaje zazwyczaj głównym paliwem w bloku. Zmniejsza się jednak znacznie jego udział jako paliwa podstawowego, co jest uwarunkowane pozostawieniem w układzie cieplnym istniejącej turbiny parowej wraz z układem kondensacji. Zużycie paliwa węglowego determinowane jest również poprzez moc układu gazowego. Wzrastająca moc członu gazowego ogranicza wydajność kotła pyłowego, w przypadku dużego silnika lub turbiny gazowej, dochodzi do sytuacji ruchu kotła na obciążeniu minimalnym tj. ok. 6%. Podstawowym warunkiem realizacji nadbudowy bloku turbiną gazową jest odpowiednio duża żywotność pozostałych urządzeń aby był możliwy zwrot nakładów inwestycyjnych poniesionych na modernizację bloku [24], [17]. W pracy przedstawiono wyniki analizy techniczno ekonomicznej modernizacji istniejącego konwencjonalnego bloku parowego o mocy 5 MW poprzez nadbudowę turbiną oraz silnikiem gazowym. Analizie podano blok energetycznego z turbiną parową typu TK 5 Zamech oraz kotłem parowym OP 215 Rafako. Bloki te budowano w Polsce na początku lat 6. Turbina parowa TK 5 typu akcyjnego pracuje tu bez przegrzewu międzystopniowego. Układ ze względu na swoją niezbyt dużą moc, jest obiektem który po uzupełnieniu członem gazowym, mógłby pracować jako podstawowy lub szczytowy. W układzie po modernizacji udział węgla w całkowitym zużyciu energii chemicznej paliwa wyniesie od ok. 6 do 8%. Wprowadzenie turbiny gazowej lub członu silnikowego do obiegu bloku węglowego umożliwi zwiększenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej oraz przynieść korzyści ekologiczne wynikające ze zmniejszenia emisji tlenków siarki i azotu oraz dwutlenku węgla [28], [3]. W pracy porównano kilka wariantów zamiany bloku węglowego na blok gazowo parowy, oraz przedstawiono pokrótce charakterystyki techniczne analizowanych układów. Założono przy tym, że w wyniku modernizacji nie nastąpią istotniejsze zmiany urządzeń 18 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

3 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej parowej części układu, a w szczególności turbiny parowej. Wynika to z braku możliwości zwiększenia wydajności skraplaczy w istniejącym układzie. Szczegółowej analizie poddano układ ze spalinowym podgrzewaczem wody zasilającej z wykorzystaniem małej oraz średniej mocy turbiny gazowej oraz silnika gazowego o porównywalnych mocach elektrycznych. Zastosowanie turbin gazowych jako czołowych członów gazowych w elektrowniach węglowych jest już stosunkowo dobrze opanowane technologicznie, szczególnie układu podgrzewania wody zasilającej w wymiennikach spalinowych instalowanych za turbozespołem gazowym. Jednak dynamiczne zdobywanie rynku przez gazowe silniki tłokowe dyktuje potrzebę przeanalizowania możliwości zastosowania silników tłokowych do współpracy z blokami węglowymi [18],[19]. Tłokowe silniki spalinowe są najczęściej stosowanymi urządzeniami w małych układach do skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. Ich znaczna na rynku popularność wynika z faktu, ze urządzenia te dostępne są już w zakresie bardzo małych mocy (rzędu kilkunastu kw mocy elektrycznej) do około 2MWe, przy jednocześnie wysokiej sprawności elektrycznej i stosunkowo niskich cenach jednostkowych w porównaniu z turbinami gazowymi [25]. Większe urządzenia znajdują zastosowanie głównie w dużych obiektach przemysłowych. Duże silniki o mocach rzędu kilku i więcej MW buduje się jako silniki wolnoobrotowe pracujące z prędkością rzędu ok obr/min i takie właśnie urządzenia mogą być stosowane do modernizacji elektrowni węglowych. Zastosowanie silnika spalinowego zasilanego paliwem gazowym jako układu sprzężonego z blokiem energetycznym węglowym można potraktować jako rozwiązanie nowatorskie [19]. Postęp techniczny wpłynął bowiem na to, że silnik gazowy staje się groźną konkurencją dla turbin gazowych. Tam gdzie nie potrzeba wysokich parametrów pary generowanej w kotle odzyskowym, natomiast istnieje zapotrzebowanie na gorącą wodę oraz parę nasyconą technologiczną, a inwestorowi zależy na wysokiej sprawności elektrycznej i cieplnej układu, oraz dużej niezawodności, silnik gazowy może być rozwiązaniem korzystniejszym niż turbina gazowa. Należy również wspomnieć o małym (w porównaniu z turbinami gazowymi) wpływie parametrów otoczenia na osiągi silnika gazowego [5],[18],[23]. Badania oraz nowe technologie wpłynęły na zmniejszenie wymiarów i ciężaru silników gazowych, obniżenie ceny zakupu, zwiększenie ich niezawodności i znaczną poprawę sprawności [5],[18],[25]. Okazuje się, że silnik gazowy nie tylko dobrze sprawdza się w układach elektrociepłowni komunalnych czy przemysłowych, jego zastosowanie w modernizacji elektrowni węglowych jest może być w pełni uzasadnione. W celu przedstawienia uwarunkowań opłacalności nadbudowy bloku parowego turbiną gazową w pracy przeprowadzono również wstępną analizę opłacalności inwestycji dla wariantu ze spalinowym podgrzewaczem wody zasilającej. Obliczenia termodynamiczne i techniczne przeprowadzono z wykorzystaniem komputerowego programu Gate Cycle Analiza techniczna modernizacji bloku węglowego Analizowana elektrownia posiada cztery bloki energetyczne z turbinami parowymi TK 5 o mocy 5 MWe. Sprawności bloku wahają się w granicach 3%. Lepsze wskaźniki uzyskiwane są po remontach okresowych urządzeń. Schemat bloku węglowego przed modernizacją przedstawiono na rysunku 1. Przeanalizowano następujące trzy warianty nadbudowy bloku węglowego układem gazowym: - - układ ze zrzutem spalin do kotła parowego (układ typu Hot Windbox), układ równoległy z kotłem odzyskowym. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 19

4 S12 DRUM1 S13 S14 S16 FB1 S1 S1 S15 S17 SPHT1 S6 S2 SPHT2 S5 S3 ECON1 S22 S4 ECON2 TMX1 S7 S9 S8 S5 HX1 HX2 S21 S18 SP2 C1 C2 S19 S2 S61 S23 S24 S55 S11 S53 S57 S49 S54 S52 S58 S4 FWH7 S51 FWH6 FWH8 S56 S62 PUMP3 SP1 V1 S41 ST2 S48 S59 S39 DA1 S37 S34 S31 S25 S47 CND1 S43 S29 S42 S33 S28 S26 PUMP1 S46 FWH1 FWH2 S32 FWH3 S6 S36 S45 FWH4 FWH5 S3 S38 S35 M1 S63 S27 M3 MU1 M2 S44 PUMP2 ST1 S64 CT1 Skorek J., Drzozga A.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna modernizacji... - układ ze spalinowym podgrzewaczem odzyskowym wody zasilającej, W każdym z wariantów układu do nadbudowy bloku przewidziano turbiny gazowe i silniki spalinowe, których podstawowe parametry pracy przedstawiono w tabeli 1. Rys. 1. Schemat ideowy bloku węglowego przed modernizacją Tabela 1 Charakterystyka zastosowanych w modernizacji układów gazowych [7],[5], [18] Typ urządzenia Moc elektryczna netto [MWe] Sprawność elekt. netto [%] Temp spalin wylotowych [ C] Strumień spalin [kg/s] Turbina gazowa UGT6 Turbina gazowa UGT16 Silnik gazowy 18V34SG Silnik gazowy 18V5DF 6,54 3, ,9 16,5 3, ,4 6,8 44, ,2 15,7 45, ,4 Wyznaczono podstawowe wskaźniki eksploatacyjne pracy w charakterystycznych punktach obiegu. Ze względu na obszerność analizy przedstawiono tylko wybrane wyniki symulacji. Dokładnie omówiono układ ze spalinowym podgrzewaczem wody zasilającej który wytypowano jako najkorzystniejszy do realizacji. Do analizy pracy bloku energetycznego przyjęto następujące założenia i dane wejściowe: 11 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

5 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej - Po nadbudowie blok gazowo węglowy analizowany jest jako całość, - Ciśnienie w skraplaczu jest takie same dla wszystkich wariantów nadbudowy i wynosi p sk =,9MPa, - Parametry powietrza atmosferycznego (wg ISO): t ot =15 C, p ot =,113 MPa, - Temperatura spalin za kotłem: t sp = 145 C - Wartość opałowa węgla W d = 19 kj/kg, - Parametry pary przed turbiną: ciśnienie p = 9 MPa, temperatura t = 51 C, Temperatura wody chłodzącej na wlocie do skraplacza t wch1 = 25 C, Ciśnienia pary w upustach zostały zadane z pomiarów oraz [9], [11]. Ciśnienie nominalne w walczaku p w = 11 MPa, Wydajność maksymalna kotła G& p = 215 t/h pary świeżej, Wydajność minimalna (bez użycia palników mazutowych) G & p min = 14 t/h, Parametry w odgazowywaczu są takie same dla wszystkich wariantów: ciśnienie p odgaz =,6MPa, temperatura t odgaz = 158 C. W pierwszym rzędzie analizie poddano blok parowy pracujący w elektrowni węglowej. Przy budowie schematu symulacyjnego posłużono się dokumentacją techniczno ruchową obiektu, aby otrzymane wyniki były jak najbardziej zbliżone do rzeczywistych parametrów ruchowych elektrowni. Po przeprowadzeniu obliczeń, stwierdzono ogólną sprawność energetyczną netto bloku na poziomie 3 do 32% (przy mocy znamionowej bloku ok. 5 MWe). Zużycie paliwa w kotle wynosi P & = 8.5 kg/s = 3,6 t/h, natomiast strumień energii chemicznej paliwa doprowadzanej do kotła P & W = 161,5 MW. d W dalszej kolejności przeanalizowano poszczególne warianty nadbudowy bloku węglowego turbiną gazową oraz silnikiem gazowym Układ ze zrzutem spalin do kotła parowego (układ typu Hot Windbox) W pierwszej kolejności przeanalizowano układ nadbudowany turbiną gazową małej mocy UGT 6 ze zrzutem spalin wylotowych do kotła parowego typu OP Spaliny wylotowe z turbiny gazowej o wysokiej temperaturze (około 428 O C) zawierają jeszcze około 15 % wolnego tlenu i mogą być wykorzystane jako utleniacz dla spalenia pyłu węglowego w kotle parowym. Na rysunku 2 przedstawiono schemat układu Hot Windbox z wykorzystaniem turbiny gazowej małej mocy 6,5 MWe. Do analizy układu przyjęto następujące podstawowe założenia: - zmniejszono obciążenie kotła węglowego do około 8% aby zapobiec erozji powierzchni ogrzewalnych wskutek zwiększonej ilości spalin oraz większej prędkości przepływu spalin w kotle (mieści się to w przedziale obciążeń ekonomicznych kotła, ale powoduje mały spadek sprawności energetycznej części parowej bloku [9], [11]). Zmniejszono zużycie węgla do P & = 24,4 t/h a tym samym zmalało zużycie energii chemicznej paliwa w kotle P & W d = 131,1 MW. - W drugim ciągu kotła usunięto nie używane podgrzewacze spalinowe powietrza. W celu schłodzenia spalin wylotowych z kotła w ich miejsce zabudowano spalinowe podgrzewacze wody zasilającej (w miejsce wyłączonego podgrzewacza regeneracyjnego wysokiego ciśnienia), - temperatura spalin wylotowych z turbiny gazowej UGT 6 (około 428 C) jest za wysoka dla materiałów konstrukcyjnych palników kotła OP215 (max 36 C [9]). W układzie zaproponowano więc pozostawienie jednego z wentylatorów podmuchu, oraz dobudowanie do instalacji mieszalnika w którym spaliny mieszane są z powietrzem i Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 111

6 S12 DRUM1 S13 GT1 S14 S16 FB1 S1 S5 S15 S8 S7 S1 S54 S9 M4 SPHT1 SPHT2 ECON1 SP3 S17 C1 S6 S2 S2 S3 TMX1 S22 S4 ECON2 S5 SP2 S24 S23 S61 S21 S55 S19 S53 S51 S18 HX1 HX2 S57 S49 S52 S58 FWH6 S56 S4 FWH8 S11 S41 S62 PUMP3 S48 SP1 V1 S59 ST2 S39 DA1 S37 S34 S31 S25 S47 CND1 S43 S29 S33 S28 S26 S46 PUMP1 FWH1 FWH2 S6 S32 FWH3 S36 S45 FWH4 S3 S38 FWH5 S63 S27 S35 M1 S42 MU1 M3 M2 S44 PUMP2 ST1 S64 CT1 Skorek J., Drzozga A.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna modernizacji... - schładzane do niższej temperatury (a także wzbogacane w tlen z powietrza atmosferycznego), założono, że zamknięcie upustu nr 8 turbiny, oraz dodatkowe podgrzanie kondensatu w wymiennikach spalinowych, nie powoduje przeciążenia układu łopatkowego turbiny ze względu na zmniejszoną wydajność kotła węglowego [13]. Rys. 2. Schemat układu ze zrzutem spalin do kotła parowego z turbiną gazową UGT6 o mocy 6,5MWe (Układ Hot Windbox) Przeprowadzone obliczenia wykazały, że ogólna sprawność bloku kombinowanego netto wzrosła o około 5 punktów procentowych i wyniosła 36%, (co jest wynikiem bardzo dobrym i zbliżonym do wyników przytaczanych w literaturze [17], [27], tzn. przyrost sprawności na poziomie 5 do 7 punktów procentowych). Pomimo zmniejszenia obciążenia części parowej następuje przyrost mocy całkowitej układu na poziomie 6 MW e dzięki pracy turbiny gazowej. W celu dostarczenia do kotła parowego odpowiedniej ilość utleniacza oraz do wstępnego schłodzenia spalin z turbiny gazowej do poziomu odpowiadającego żarowytrzymałości materiałów palników i kanałów powietrznych kotła konieczne jest pozostawienie jednego z wentylatorów podmuchu i dobudowanie mieszalnika w instalacji powietrznej kotła. Obliczenia termodynamiczne przeprowadzono również dla turbiny gazowej średniej mocy UGT16 16,5 MWe. Ogólna sprawność bloku wzrosła w tym wypadku do 35,4% przy mocy bloku kombinowanego ok. 55 MWe. Ze względu na duży strumień spalin ok. 98,5kg/s ( dla turbiny 6,5MWe strumień ten wynosi ok. 3,9 kg/s), dla układu należy przewidzieć komin obejściowy, do którego będzie kierowany nadmiar spalin. Tylko cześć spalin o temperaturze ok. 365 C jest kierowana do kotła węglowego. Dodatkowo spaliny te muszą więc zostać wzbogacone w tlen z powietrza atmosferycznego. Z punktu widzenia technicznego układ ten jest możliwy do realizacji, ale uciążliwości eksploatacyjne i projektowe nie przemawiają za 112 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

7 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej stosowaniem turbiny gazowej tak dużej mocy w układzie ze zrzutem spalin do kotła dla bloku energetycznego 5 MWe. W dalszej kolejności przeanalizowano pracę układów Hot Windbox dla silników gazowych typu 18V34 SG o mocy 6,8MWe, oraz 18V5DF o mocy 15,7 MWe. W układzie silnikowym, blok energetyczny sprzęgnięty zostaje z silnikiem gazowym zarówno po stronie spalin (zrzut do kotła) jak również po stronie chłodzenia silnika. Część ciepła chłodzenia silnika wykorzystywana jest do podgrzewania kondensatu do temperatury ok. 9 C (w układzie dodatkowego wymiennika ciepła). Dla silnika dużej mocy wykorzystuje się ok. 6,45 MWt ciepła chłodzenia silnika w układzie podgrzewu niskoprężnego kondensatu przy ograniczonej regeneracji parowej NP. i zmniejszonej wydajności kotła węglowego do ok. 6%. Nadmiar ciepła odpadowego chłodzenia silnika musi zostać odprowadzony w chłodnicy do otoczenia. Następnie kondensat dogrzewany jest w ostatnim stopniu regeneracji NP. do temperatury 14 C i podawany do odgazowywacza. W układzie silnika małej mocy, strumień kondensatu musi zostać rozdzielony za skraplaczem. Część jest podgrzewana w układzie silnikowym (ok. 3,5 MWt) a druga równolegle w układzie parowym NP. Strumienie łączą się przed ostatnim stopniem regeneracji NP. i są dogrzewane do temp. 14 C, a następnie skierowane do odgazowywacza. W układzie tym kocioł i układ parowy pracuję z wydajnością 8%. W analizowanym przypadku osiągnięto sprawność elektryczną na poziomie 37% dla układu z silnikiem o mocy 6,8 MWe oraz 38,4% dla silnika 12V5DF przy mocy całkowitej bloku węglowo-gazowego 55 MWe. Z uwagi jednak na mały strumień spalin z silnika i niską zawartość tlenu w spalinach (około 1%) oraz ich niską temperaturę (około 395 C) nie jest praktycznie możliwe wykonania układów Hot Windbox z silnikiem gazowym. Należałoby bowiem dobudować dodatkowe wentylatory powietrza podmuchowego oraz mieszalnik Układ równoległy z kołem odzyskowym W układzie równoległym kocioł odzyskowy (zasilany spalinami z układu gazowego) produkuje parę świeżą razem z kotłem węglowym. W analizowanym przypadku układ węglowy pracuje z obniżoną wydajnością. Rozwiązanie to jest szczególnie uzasadnione wtedy, gdy istniejący kocioł parowy nie może pracować z pełną mocą [17]. Jednym z korzystnych rozwiązań jest podawanie pary o średnich parametrach z kotła odzyskowego do przelotni części średnio i niskoprężnej turbiny parowej [1], [3], [31]. Niestety w analizowanym układzie pracuje turbina TK5 która jest maszyną jednokadłubową i zastosowanie tego rozwiązania bez wymiany turbiny parowej nie jest możliwe. Schemat zmodernizowanego układu dla turbiny gazowej UGT16 o mocy 16,5 MWe przedstawiono na rysunku 3. W tabeli 2 przedstawiono podstawowe parametry termodynamiczne dla poszczególnych analizowanych wariantów nadbudowy. Największą wydajność pary produkowanej w kotle odzyskowym (11,4 t/h pary) uzyskuje się stosując turbinę gazową UGT16. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 113

8 GT1 ECON3 S66 EVAP1 SPHT3 S6 S61 S64 S62 S67 V1 S69 S65 S13 S12 PUMP4 DRUM1 S63 M3 S17 S16 S14 FB1 S15 S68 S1 S1 SPHT1 S8 S6 S5 S2 S53 SPHT2 TMX1 S3 ECON1 S9 S7 S21 HX1 HX2 S18 S22 S4 ECON2 HX3 S74 HX4 S71 C1 C2 S51 S23 S2 S19 S5 SP2 S57 S24 V2 S55 S72 S7 S58 S49 FWH8 S11 S4 S41 ST2 V3 S39 S52 PUMP3 S48 S37 DA1 S34 S47 S31 S25 CND1 S26 S29 PUMP1 S33 S36 S46 S28 FWH1 FWH2 FWH3 S38 FWH4 FWH5 S32 S56 S42 S3 S43 S73 S45 M1 S27 M2 MU1 S35 S44 PUMP2 M4 ST1 S54 CT1 Skorek J., Drzozga A.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna modernizacji... Rys. 3. Schemat układu równoległego z turbiną gazową UGT16 o mocy 16,5 MWe Tabela 2 Charakterystyka układów nadbudowanych z jednociśnieniowym kotłem odzyskowym sprzężonych równolegle z istniejącym kotłem węglowym. Strumień pary z kotła odzyskowego [t/h] Turbina gazowa UGT6 6,5 MWe Turbina gazowa UGT16 16,5 MWe Silnik gazowy 18V34SG 6,8 MWe Silnik gazowy 18V5DF 15,7 MWe 7,9 11,4 2 5 Ciśnienie pary z kotła odzyskowego [MPa] Temperatura pary z kotła odzyskowego [ C] Moc bloku nadbudowanego netto [MWe] ,9 55,2 54,9 54,2 Sprawność bloku netto [%] 35,1 37,3 35,3 38,5 Zredukowany strumień węgla do kotła P / P,83,58,88,66 nom Do analizy układu równoległego przyjęto następujące podstawowe założenia: - w kotle odzyskowym wytwarzana jest para świeża o temperaturze t = 34 C, - kotła odzyskowy jest zasilany wodą o temperaturze 158 C z obiegu parowego bloku węglowego, pobieraną za odgazowywaczem termicznym (wspólny układ odgazowania). 114 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

9 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej Układ taki powoduje zmniejszone wykorzystanie podwyższonej entalpii fizycznej spalin wylotowych z turbiny gazowej, - zaproponowano zastosowanie mieszalnika w którym para z kotła odzyskowego miesza się z parą z kotła węglowego ale o wyższych parametrach np. po odcięciu kotłowych schładzaczy pary. Po wyrównaniu parametrów uzyskuje się parę świeżą o ciśnieniu p = 9 MPa i temperaturze t = 51 C, - zastosowanie wysokiego ciśnienia pary w kotle odzyskowym tzn. 9 MPa wynika z braku możliwości podania tej pary do przelotni międzystopniowej turbiny parowej. Powoduje to wzrost kosztów przegrzewacza w kotle odzyskowym (konieczność stosowanie lepszych stali i większych grubości ścianek rurociągów), - spaliny za kotłem odzyskowym mają temperaturę powyżej 2 C. W celu ich wychłodzenia zabudowuje się dwa spalinowe podgrzewacze wody zasilającej zastępujące 3 wyłączone podgrzewacze regeneracyjne. W wyniku częściowego wyłączenia regeneracji może nastąpić (tak jak w poprzednich układach) przeciążenie układu łopatkowego turbiny i elementów generatora. Aby temu zapobiec zmniejsza się wydajność kotła parowego do P & = 5 kg/s = 18 t/h, Jak wykazały obliczenia przyrost sprawności energetycznej netto układu wynosi około 6 punktów procentowych, tzn. η EK = 37,3%. Jednostkowe zużycie energii paliwa w układzie kształtuje się na poziomie q T = 9661,5 kj/kwh i uległo zmniejszeniu w porównaniu z układem przed modernizacją. Moc elektryczna netto N el wynosi 55 MW e. Turbina gazowa małej mocy 6,5 MWe ze względu na wysoką temperaturę wylotową spalin i ich stosunkowo duży strumień (w porównaniu z silnikami gazowymi) pozwala na produkcję 8 t/h pary. W przypadku zastosowania silników tłokowych wydajność kotłów odzyskowych kształtuje się na poziomie odpowiednio 2 i 5 t/h pary średnioprężnej, co jest wartością zbyt małą. Niestety analizowana elektrownia nie posiada odbiorów pary technologicznej ani układu ciepłowniczego, gdzie istniałaby możliwość efektywnego wykorzystania tego ciepła. Należy nadmienić, iż zastosowanie np. silnika gazowego o mocy 15,7 MWe w układzie równoległym powoduje znaczący wzrost sprawności elektrycznej bloku do 38,5% (przyrost o 7,5 punktu procentowego w odniesieniu do układu przed modernizacją). Odpadowe ciepło chłodzenia silnika (rzędu 6,65 MW t ) może być wykorzystane w układzie podgrzewu niskoprężnego kondensatu w bloku węglowym (podgrzanie do ok. 9 C za pomocą dodatkowego wymiennika ciepła), przy częściowo ograniczonej regeneracji niskoprężnej (analogicznie jak w układzie Hot Windbox). Nadmiar ciepła chłodzenia silnika (nie wykorzystany w układzie regeneracji) tracony jest do otocznia w układzie chłodnic. W przypadku elektrociepłowni ciepło to można wykorzystać użytecznie praktycznie w 1%. W przypadku silnika gazowego o mocy 6,8 MWe można jednoznacznie stwierdzić iż silnik taki nie nadaje się do równoległej nadbudowy analizowanego układu ze względu na niską maksymalną wydajność kotła odzyskowego, (chociaż uzyskana w analizie sprawność ogólna układu po nadbudowie, tzn. 35,1% jest wynikiem dobrym) Układ ze spalinowym podgrzewaczem odzyskowym wody zasilającej W kolejnym analizowanym rozwiązaniu spaliny wylotowe z turbiny gazowej lub silnika gazowego wykorzystuje się do częściowego podgrzewania wody zasilającej kocioł węglowy. Podgrzewanie wody następuje tu w spalinowych podgrzewaczach zasilanych spalinami odlotowymi z turbiny gazowej bądź silnika. Schemat proponowanego układu z turbiną gazową UGT16 oraz silnikiem gazowym 18V5DF pokazano na rysunkach 4 i 5. Podobnie jak w poprzednich przypadkach wymagane Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 115

10 GT1 S12 DRUM1 S13 S6 ECON5 S12 GTD1 DRUM1 S14 S13 S16 S1 S6 S15 FB1 S52 ECON4 ECON5 S1 S49 SPHT1 S14 S17 S8 S53 S16 S5 S1 S2 SPHT2 S15 FB1 S6 S52 S1 TMX1 S3 ECON1 S17 SPHT1 S8 S7 ECON4 HX1 HX2 S2 S49 S22 S4 ECON2 SPHT2 S9 S18 S5 S6 S53 S19 TMX1 S3 S2 S21 C1 C2 ECON1 S7 S51 S23 HX1 HX2 S55 S22 S4 ECON2 S9 S18 S19 S64 S55 S5 S51 S2 S21 C1 C2 S23 PUMP3 SP2 V2 S5 SP2 S7 V2 S24 S24 S7 S62 S48 S65 S63 S11 S4 FWH6 S41 S11 S4 V1 ST2 V1 S57 S41 ST2 S39 S54 PUMP3 S39 S48 S54 S37 S37 S34 DA1 S34 DA1 S31 S31 S47 S47 S43 S43 CND1 CND1 S33 S25 S33 S25 S26 S46 S26 S36 PUMP1 S29 S46 PUMP1 S29 FWH1 FWH2 S28 FWH1 FWH2 FWH3 S38 S36 FWH4 S28 S32 FWH5 S32 FWH3 S38 FWH4 S42 FWH5 S3 S73 S42 SP1 S3 M1 S45 S73 S56 S44 PUMP2 M1 S45 M2 S44 PUMP2 S27 S35 M2 ST1 S59 MU1 M4 S58 ST1 S56 S27 S35 MU1 M4 S61 M3 S57 CT1 CT1 Skorek J., Drzozga A.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna modernizacji... jest wprowadzenie szeregu zmian konstrukcyjnych a także zmiana niektórych parametrów pracy układu. Podstawowe parametry techniczne bloków energetycznych po nadbudowie zamieszczono w tabeli 3. Rys. 4. Schemat ideowy układu z turbiną gazową UGT16 Rys. 5. Schemat ideowy układu z silnikiem gazowym 18V5DF 116 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

11 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej Tabela 3. Charakterystyka układów nadbudowanych z spalinowym regeneracyjnym podgrzewaczem wody zasilającej WARIANT 1 Turbina gazowa UGT6 6,5 MWe WARIANT 2 Turbina gazowa UGT16 16,5 MWe WARIANT 3 Silnik gazowy 18V34SG 6,8 MWe WARIANT 4 Silnik gazowy 18V5DF 15,7 MWe Moc bloku nadbudowanego netto [MWe] 54,9 55, ,8 Sprawność bloku nadbudowanego netto [%] 34,4 37,4 34,9 38,4 Zredukowany strumień węgla do kotła P / P,86,6,87,67 nom Strumień energii chemicznej paliwa do kotła [MWt] Strumień energii chemicznej paliwa do bloku [MWt] Moc spalinowego podgrzewacza wody zasilającej [MWt] 138,7 94,7 14,6 17,9 159,7 148,4 147,7 142,4 9 2,1 2,8 6,7 Temp. spalin z kotła węglowego [ C] Temp. spalin z podgrzewacza spalinowego [ C] Temperatura wody zasilającej kocioł węglowy [ C] Strumień pary świeżej do turbiny [t/h] ,3 14,8 186,5 14,1 Moc regeneracji parowej NP [MWt] 18,9 14,8 14,9 7,5 Moc regeneracji parowej WP [MWt] Ciepło chłodzenia silnika gazowego wykorzystane w układzie reg. NP. [MWt] Ciepło chłodzenia silnika gazowego wyprowadzone do otoczenia. [MWt] - - ok. 3,1 ok. 6,9 - - ok.,3 ok. 5,4 Wprowadzenie do układu podgrzewaczy wody zasilającej powoduje konieczność wyłączenia trzech wymienników regeneracji wysokoprężnej. Przy założeniu pozostawienia bez zmian parametrów pracy turbozespołu konieczne jest zmniejszenie wydajności kotła parowego. W wariancie 1 do nadbudowy zaproponowano układ turbiny gazowej małej mocy 6,5 MWe. W układzie tym turbozespół gazowy UGT6 współpracuje ze spalinowym podgrzewaczem wody zasilającej o mocy cieplnej ok. 9MWt. Podgrzewacze regeneracyjne WP nie pracują, jednak w razie konieczności istnieje możliwość dogrzewania wody zasilającej w parowych wymiennikach regeneracyjnych bloku węglowego. Ograniczenie wysokoprężnej regeneracji parowej, przy zachowaniu znamionowego zużycia węgla w kotle parowym nastąpiłoby przeciążenie układu łopatkowego turbozespołu parowego oraz układu generatora elektrycznego. W celu uniknięcia tego problemu zmniejsza się zużycie węgla w kotle do poziomu P & = 7,3 kg/s = 26,3 t/h (co pozostaje w zakresie obciążeń ekonomicznych kotła [9], [11]). Strumień energii chemicznej paliwa do kotła po modernizacji wynosi P & W d = 138,7 MW. Końcowa temperatura wody zasilającej może być w tym przypadku Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 117

12 Skorek J., Drzozga A.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna modernizacji... mniejsza od znamionowej i wynosi 25 C (co mieści się w granicach wartości dopuszczalnych [9], [11]). Temperaturę tę można płynnie regulować w ostatnim stopniu regeneracji wysokoprężnej. Niepełne wykorzystanie entalpii fizycznej spalin w wynika głównie z wysokiej temperatury wody zasilającej na wlocie do spalinowego podgrzewacza odzyskowego. Woda ta pobierana jest zza stacji odgazowania termicznego o temperaturze ok. 158 C (,6 MPa). Układ nadbudowany charakteryzuje się przyrostem sprawności energetycznej bloku o 3 do 4 punktów procentowych. Po nadbudowie sprawność energetyczna netto bloku gazowo - parowego wynosi η = 34,4%. Moc elektryczna bloku netto po uzupełnieniu turbiną gazową wynosi N el = 54,9 MW e. Jednostkowe zużycie energii chemicznej paliwa wynosi q T = 1473 kj/kwh. W układzie z turbiną gazową UGT16 o mocy elektrycznej 16,5MWe (wariant 2), pracuje podgrzewacz spalinowy wody zasilającej o mocy około 2 MWt. Temperatura wody zasilającej teoretycznie osiąga w tym rozwiązaniu wartość 275 C (przy pełnym możliwym wykorzystaniu entalpii spalin z turbiny gazowej), co znacznie przekracza dane znamionowe (temperatura znamionowa wody zasilającej dla tego typu bloku wynosi 215 C). Zużycie węgla w kotle wynosi P & = 5 kg/s = 18t/h co jest minimum technicznym dla tego typu kotła. Tak więc część węglowa bloku pracuje na minimalnym obciążeniu, co powoduje spadek sprawności części kondensacyjnej bloku. Układ zmodernizowany pozwala osiągnąć sprawność energetyczną bloku nadbudowanego na poziomie η = 37,4% (dla temperatury wody zasilającej ok. 275 C). Moc elektryczna bloku netto po uzupełnieniu turbiną gazową wynosi N el = 55,4 MW e. Jednostkowe zużycie ciepła w układzie zmodernizowanym kształtuje się na poziomie q T = 9627kJ/kWh. W wariancie 3 zastosowano silnik gazowy o mocy 6,8 MWe typu 18V34SG. Spaliny z tego silnika (o temp. 395 C) pozwalają zabudować podgrzewacz spalinowy o mocy osiągalnej ok. 2,8 MWt. Moc tego podgrzewacza jest mała, a więc w układzie konieczne jest włączenie tylko dwóch ostatnich stopni podgrzewu regeneracyjnego wysokiego ciśnienia. Zabieg ten pozwala utrzymać temperaturę wody zasilającej na poziomie 215 do 22 C. W układzie tym można również wykorzystać ciepło odpadowe chłodzenia silnika tłokowego w układzie regeneracji parowej niskiego ciśnienia. Część ciepła jest wykorzystywana do podniesienia temperatury strumienia kondensatu ze skraplacza turbinowego do około 9 C w dodatkowym wymienniku ciepła. W analizowanym wariancie użytecznie wykorzystuje się ok. 3,1 MWt ciepła chłodzenia silnika gazowego. W każdym układzie silnikowym musi zostać przewidziany rezerwowy układ chłodzenia silnika. Układ powinien zostać również wyposażony w system automatycznej regulacji chłodzenia bloku silnikowego (chłodnice, układ regeneracji niskoprężnej itp.) zależnie od zmieniających się warunków pracy bloku gazowo-węglowego. W układzie silnika o małej mocy strumień kondensatu musi zostać rozdzielony. Jedna jego część jest podgrzewana w układzie silnikowym (ok. 3,1 MWt) a druga równolegle w układzie parowym NP. Strumienie łączą się przed ostatnim stopniem regeneracji NP i są dogrzewane do temp. 14 C (przy włączonym ostatnim stopniu podgrzewu regeneracyjnego przed odgazowywaczem), a następnie kierowane do odgazowywacza. Układ węglowy pracuje z obniżoną mocą do poziomu ok. 9%. W wariancie 3 układ nadbudowany osiąga sprawność energetyczną η = 34,9% (dla temperatury wody zasilającej kocioł ok. 22 C). Moc elektryczna bloku netto po uzupełnieniu silnikiem gazowym 18V34SG wynosi N el = 55, MW e. Jednostkowe zużycie ciepła wynosi ok. q T = 1333 kj/kwh. W wariancie 4 przeanalizowano układ z zastosowaniem dużego silnika tłokowego 18V5DF o mocy elektrycznej 15,7 MWe oraz wysokiej sprawności na poziomie ok.. 46%. Silnik zabudowany jest wraz ze spalinowym podgrzewaczem odzyskowym o mocy ok. 6,7 MWt. Zastosowanie tego silnika pozwala na podgrzanie wody zasilającej do temperatury 118 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

13 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej przed kotłem ok. 22 C, przy odłączonych podgrzewaczach regeneracyjnych wysokiego ciśnienia oraz na ewentualne dogrzanie strumienia wody zasilającej do parametrów znamionowych (215 C) w ostatnim stopniu regeneracji WP. W tym wariancie moc cieplna wymiennika podgrzewu kondensatu niskoprężnego NP. osiąga 6,9 MWt ciepła. Po odebraniu ciepła od układów chłodzenia silnika strumień kondensatu podgrzewany jest w ostatnim stopniu regeneracji niskiego ciśnienia do wymaganej w obiegu temperatury i kierowany do odgazowywacza. W wyniku znacznego ograniczenia układów regeneracji parowej w bloku zmodernizowanego należy zmniejszyć zużycie węgla do poziomu P & = 5,7 kg/s = 2,5t/h. Zastosowanie dużego silnika spalinowego w bloku węglowym, pozwala osiągnąć sprawność energetyczną układu na poziomie η = 38,4% (dla temperatury wody zasilającej kocioł ok. 22 C). Pomimo spadku sprawności części parowej całkowity możliwy przyrost sprawności układu na poziomie 6 do 7 punktów procentowych jest jednym z najlepszych wyników ze wszystkich przeanalizowanych rozwiązań modernizacyjnych Moc elektryczna bloku netto po uzupełnieniu silnikiem gazowym 18V34SG wynosi N el = 54,8 MW e. Jednostkowe zużycie ciepła w bloku nadbudowanym wynosi ok. q T = 9364 kj/kwh Podsumowanie analizy technicznej modernizacji bloku Na rysunku 6 przedstawiono efekty poprawy sprawności wytwarzania energii elektrycznej analizowanego bloku energetycznego przed i po modernizacji. Od strony termodynamicznej wyniki obliczeń wykazały celowość nadbudowy bloku węglowego turbiną gazową lub silnikiem spalinowym i to dla każdego z rozważanych wariantów. Sprawność energetyczna netto bloku wzrasta od 4 do ponad 7 punktów procentowych (do 35 38,5 %) osiągając wartości które w warunkach polskich są możliwe do uzyskania jedynie w znacznie większych kondensacyjnych blokach energetycznych (2 MW i więcej). Rys. 6. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej i moc bloku po modernizacji. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 119

14 Skorek J., Drzozga A.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna modernizacji... Z przeprowadzonej analizy wynika, że układ ze zrzutem spalin do kotła parowego wykorzystujący jako źródło spalin turbiny gazowe o małej i średniej mocy ma wiele zalet termodynamicznych. Układ posiada jednak również kilka poważnych wad. Budowa układu wymaga istotnej przebudowy konstrukcji kotła parowego, z czym wiążą się wysokie nakłady inwestycyjne. W niektórych przypadkach zachodzi konieczność wymiany instalacji palnikowej. Występuje również wysokie zagrożenie erozyjne powierzchni ogrzewalnych kotła ze względu na zmianę objętościowego natężenia przepływu spalin a także ich składu i prędkości. Większy od znamionowego strumień spalin może powodować konieczność wymiany wentylatorów ciągu kotła i elektrofiltrów. W miejsce nieużywanych (i usuniętych) podgrzewaczy powietrza zabudowuje się drogie inwestycyjnie spalinowe podgrzewacze wody zasilającej w celu schłodzenia spalin opuszczających kocioł węglowy. Ostatecznie budowa układu Hot Windbox cechuje się więc bardzo dużymi nakładami inwestycyjnymi oraz długoterminowym postojem całego bloku w trakcie prac modernizacyjnych [1], [16], co zmniejsza wskaźniki opłacalności modernizacji bloku. Układ równoległy w porównaniu do innych rozwiązań cechuje większa elastyczność przy doborze mocy turbiny gazowej lub silnika tłokowego. W analizowanym układzie gdzie część węglowa bloku posiada niezbyt dużą moc część gazowa pełni rolę układu dociążającego układ parowy. Po zmniejszeniu wydajności kotła parowego układ nie powinien ulegać przeciążeniom, gdyż strumień pary do turbiny jest wtedy zmniejszony, a co za tym idzie moc turbiny parowej też jest mniejsza. Jeżeli jednak istnieje taka możliwość, należy przekonstruować kadłub turbiny lub wymienić turbozespół na nowy, co jest jednak zabiegiem kosztownym i może pogorszyć wskaźniki opłacalności modernizacji bloku [9], [17]. Układ wymaga instalacji kotła odzyskowego do wytwarzania pary o średnich parametrach, co wiąże się ze znacznymi nakładami inwestycyjnymi na jego budowę. Koszty rozwiniętych powierzchni ogrzewalnych są większe niż w układzie z podgrzewaniem wody zasilającej, ale mniejsze niż w układzie Hot Windbox na modernizację kotła pyłowego [6], [16]. Do zalet układów z podgrzewaniem wody zasilającej należy zaliczyć dużą elastyczność współpracy części gazowej z węglową. Po odłączeniu turbiny gazowej bądź silnika tłokowego (np. w razie przeglądów lub awarii) do obiegu mogą być ponownie włączone odstawione podgrzewacze regeneracyjne wysokiego oraz niskiego ciśnienia i po podniesieniu wydajności kotła pyłowego układ pracuje jako klasyczny blok kondensacyjny. Układ cechuje też mały zakres przebudowy układu cieplnego bloku parowego, a także prostota obsługi i eksploatacji. [31], [6]. Podstawową wadą tych układów są duże nakłady inwestycyjne na spalinowe podgrzewacze wody zasilającej (duże powierzchnie wymiany ciepła) [17]. Poza tym w układach silnikowych należy przewidzieć zastosowanie dodatkowego wymiennika ciepła pozwalającego podgrzewać kondensat turbinowy wykorzystując ciepło chłodzenia samego silnika. Z termodynamicznego punktu widzenia pewnym minusem tego rozwiązania jest też niepełne wykorzystanie entalpii spalin wylotowych z turbiny gazowej bądź też silnika spalinowego przy zmniejszonym obciążeniu bloku gazowo parowego. W takich przypadkach sprawność układu kombinowanego maleje ze spadkiem obciążenia bloku [3]. W celu częściowej eliminacji tej niekorzystnej cechy zaproponowano prowadzenie podgrzewania wody równolegle w podgrzewaczu spalinowym oraz w parowych podgrzewaczach regeneracji niskoprężnej, co zapobiega również przeciążeniom turbozespołu parowego [1], [9]. 12 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

15 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej 3. Wstępna analiza opłacalności modernizacji elektrowni węglowej Pozytywne wskaźniki energetyczne modernizacji nie mogą przesądzać o celowości realizacji inwestycji, ostatecznym bowiem kryterium jest osiągnięcie dodatnich efektów ekonomicznych wynikłych z realizacji inwestycji. W związku z tym przeprowadzono wstępną analizę opłacalności modernizacji bloku. Do analizy został wybrany układ ze spalinowym podgrzewaczem odzyskowym wody zasilającej kocioł parowy w układzie z turbiną gazową lub silnikiem spalinowym. Za wyborem tego wariantu przemawiają przede wszystkim następujące czynniki: - układ ten jest najczęściej stosowany w modernizowanych starych blokach węglowych na świecie. Ten rodzaj modernizacji układu jest już doskonale opanowany zarówno pod względem technologicznym jak i eksploatacyjnym, - układ charakteryzuje się dużą elastycznością pracy. Po odłączeniu części gazowej blok może pracować autonomicznie jako węglowy a w przypadku odłączenia części parowej turbina gazowa bądź silnik może pracować w układzie prostym. Po zamontowaniu dodatkowej powierzchni ogrzewalnej w wymienniku odzyskowym układ może pracować jako elektrociepłownia, - w trakcie modernizacji wymagany jest krótki czas przestoju bloku parowego. Dopiero w ostatniej fazie modernizacji przy łączeniu układów po stronie wodnej i spalinowej konieczny jest nieco dłuższy postój bloku. Na wielkość efektu ekonomicznego analizowanego wariantu modernizacji bloku mają wpływ następujące podstawowe czynniki: - dodatkowe nakłady inwestycyjne poniesione na modernizację (głównie na turbinę lub silnik gazowy i spalinowy podgrzewacz odzyskowy wody zasilającej), - sprzedaż dodatkowych ilości energii elektrycznej, - zmiana jednostkowego wskaźnika zużycia energii chemicznej paliwa (zwiększenie sprawności bloku), - cena jednostkowa gazu ziemnego, węgla oraz energii elektrycznej, - roczny czas pracy bloku. Ocenę efektywności ekonomicznej inwestycji przeprowadzono zgodnie z obowiązującymi standardami [15], [2], [22]. Wyznaczono podstawowe wskaźniki oceny opłacalności inwestycji ( NPV, IRR, zdyskontowany czas zwrotu nakładów DPB), oraz przeprowadzono analizę wrażliwości wskaźników opłacalności ze względu na wybrane wielkości. Z uwagi na fakt, że analizie podlega modernizacja układu istniejącego wyznaczano przyrost zdyskontowanego zysku netto NPV zgodnie ze znaną zależnością: CF + N t NPV = t = t 1 (1 r) J gdzie: t bieżący rok eksploatacji, N całkowita liczba lat eksploatacji, CF t przyrost przepływu pieniężnego w danym roku eksploatacji, J - dodatkowy nakład inwestycyjny poniesiony na realizację modernizacji układu. r stopa dyskonta. Przyrost przepływu pieniężnego w danym roku eksploatacji CF t obejmuje następujące składniki: CF = S ( K + K ) P + L (2) gdzie: S - zmiana przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, e op d (1) Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 121

16 Skorek J., Drzozga A.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna modernizacji... K e - zmiana kosztów eksploatacyjnych, K op - zmiana kosztów ogólnozakładowych, P d - zmiana podatku dochodowego, L - zmiana wartości likwidacyjnej. Do analizy ekonomicznej przyjęto następujące podstawowe założenia: - ceny nie zawierają podatku VAT, - w wyniku realizacji inwestycji nie następuje zwiększenie kosztów osobowych ani kosztów ogólnozakładowych, oraz kosztów ogólnych (tzn. K = ), - paliwem dla turbiny gazowej oraz silnika gazowego jest gaz ziemny GZ5 o wartości opałowej W d = 355 kj/m 3 n, - cenę zakupu gazu ziemnego wynosi c gz =,462 PLN/m n 3, - wartość opałowa węgla energetycznego W d = 19 kj/kg, - cena zakupu węgla (z kosztami transportu) c w = 18 PLN/t, - cena sprzedaży energii elektrycznej do sieci wynosi c el = 145 PLN/MWh, - kurs dolara wynosi 1USD = 4, PLN, - całość nakładów inwestycyjnych zostanie pokryta z kredytu komercyjnego, - czas spłaty kredytu wynosi 8 lat, - stopa podatku dochodowego p d = 27 % (23), - czas eksploatacji bloku gazowo parowego N = 15 lat, - roczny czas pracy bloku τ r wynosi od 6 do 8 godzin, - czas realizacji inwestycji wynosi 2 lata, - stopa dyskonta r wynosi od 5 do 1 %. Nakłady inwestycyjne poniesione na inwestycję obejmują przede wszystkim turbiny gazowe lub silniki gazowe wraz z układami chłodzenia, spalinowe podgrzewacze wody zasilającej, halę maszynową oraz inne koszty pośrednie towarzyszące inwestycji. Wielkość nakładów na realizację inwestycji oszacowano na podstawie ofert handlowych producentów oraz wielkości wskaźnikowych zgodnie z [3]: W tabeli 4 pokazano całkowite przewidywane nakłady inwestycyjne, na obiekt z wykorzystaniem analizowanych turbin i silników gazowych w układzie ze spalinowym podgrzewaczem odzyskowym wody zasilającej kocioł parowy. Tabela 4 Całkowite szacunkowe nakłady inwestycyjne na bloki gazowo węglowe z turbinami i silnikami gazowymi w układzie podgrzewu wody zasilającej. Blok energetyczny gazowo węglowy z podgrzewem wody zasilającej WARIANT 1 Turbina gazowa UGT WARIANT 2 Turbina gazowa UGT WARIANT 3 Silnik gazowy 18V34SG 187 WARIANT 4 Silnik gazowy 18V5DF 25 op J Całkowite szacunkowe nakłady inwestycyjne [PLN] W skład całkowitych nakładów inwestycyjnych, wchodzą między innymi nakłady bezpośrednie (turbozespoły gazowe z osprzętem, spalinowe podgrzewacze odzyskowe wody zasilającej, generator, wyprowadzenia mocy, rurociągi, automatyka kontrolno pomiarowa, 122 J J Centrum Doskonałości OPTI_Energy

17 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej hale, kominy itp.), koszty pośrednie inwestycji (projekty, zarządzanie inwestycją, wydatki nieprzewidziane), pozostałe wydatki inwestycyjne (zezwolenia, licencje, ubezpieczenia, koszty rozruchu, środki obrotowe). Wartość likwidacyjną obiektów przyjęto w wysokości 5% bezpośrednich nakładów inwestycyjnych. Koszty obsługi i remontów turbiny gazowej oraz silników zostały przyjęte w wysokości,3 US$/kWh energii elektrycznej [21]. Drugim podstawowym składnikiem decydującym o efektywności ekonomicznej modernizacji jest zwiększenie przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz zmiana kosztów eksploatacji wynikająca głównie ze zmniejszenia kosztów zakupu węgla, dodatkowych kosztów zakupu gazu oraz zmiany podatku dochodowego i kosztów obsługi urządzeń. Wartości zmiany przychodów oraz kosztów dla rocznego czasu pracy układu równego 8 godz. i dla bazowych cen nośników energii przedstawiono w tabeli 5 (dla bloku przed modernizacją), natomiast w tabeli 6 i 7 efekty po modernizacji układu turbinami i silnikami gazowymi. Tabela 5. Wskaźniki pracy bloku przed modernizacją (τ r = 8 godz.) Blok węglowy (przed modernizacją) Moc bloku netto N el 5,96 MW Czas pracy bloku τ r 8 h/a Sprawność netto η 31,6 % Zużycie węgla w kotle parowym P 3,6 t/h Zużycie energii chemicznej węgla PW d 161,5 MW Roczna produkcja energii elektrycznej Roczne zużycie węgla kamiennego Roczny koszt węgla dla bloku 4768 MWh/a 2448 t/a 4464 PLN/a Tabela 6 Dane pracy bloków po modernizacji turbinami gazowymi (τ r = 8 godz.) Blok gazowo-parowy (po modernizacji) turbiny gazowe (wariant 1 i 2) WARIANT 1 WARIANT 2 Moc bloku netto N el 54,9 MW 55,4 MW Czas pracy bloku τ r 8 h/a 8 h/a Sprawność netto η 34,4 % 37,4 % Moc turbiny gazowej N TG 6,54 MW 16,5 MW Strumień gazu do turbiny n,66667 Nm3/s 1,65333 Nm3/s Zużycie węgla w kotle parowym P 25,92 t/h 18 t/h Zużycie energii chemicznej węgla PW d 136,8 MW 95 MW Efekty modernizacji Roczna produkcja energii elektrycznej 4392 MWh/a 4432 MWh/a Roczne zużycie węgla kamiennego 2736 t/a 144 t/a Roczne zużycie gazu ziemnego GZ5 192 Nm3/a Nm3/a Roczny koszt zakupu gazu dla bloku 8874 PLN/a PLN/a Roczny koszt zakupu węgla dla bloku PLN/a 2592 PLN/a Całkowity koszt paliwa dla bloku PLN/a PLN/a Oszczędność węgla w bloku 3744 t/a 18 t/a Przyrost produkcji energii elektrycznej 3152 MWh/a 3552 MWh/a Zmiana kosztów eksploatacji Ke PLN/a PLN/a Dodatkowy przychód ze sprzedaży netto 4574 PLN/a 5154 PLN/a Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 123

18 Skorek J., Drzozga A.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna modernizacji... Dane pracy bloków po modernizacji silnikami gazowymi (τ r = 8 godz.) Blok gazowo-parowy (po modernizacji) silniki gazowe (wariant 3 i 4) WARIANT 3 WARIANT 4 Moc bloku netto N el 55 MW 55 MW Czas pracy bloku τ r 8 h/a 8 h/a Sprawność netto η 34,9 % 38,4 % Moc silnika gazowego N TG 6,8 MW 15,7 MW Strumień gazu do silnika n,56 Nm3/s 1,6667 Nm3/s Zużycie węgla w kotle parowym P 26,64 t/h 2,16 t/h Zużycie energii chemicznej węgla PW d 14,6 MW 18,3 MW Efekty modernizacji Roczna produkcja energii elektrycznej 44 MWh/a 44 MWh/a Roczne zużycie węgla kamiennego t/a t/a Roczne zużycie gazu ziemnego GZ Nm3/a 372 Nm3/a Roczny koszt zakupu gazu dla bloku PLN/a PLN/a Roczny koszt zakupu węgla dla bloku PLN/a 2934 PLN/a Całkowity koszt paliwa dla bloku PLN/a PLN/a Oszczędność węgla w bloku 3168 t/a 8352 t/a Przyrost produkcji energii elektrycznej 3232 MWh/a 3232 MWh/a Zmiana kosztów eksploatacji Ke PLN/a PLN/a Dodatkowy przychód ze sprzedaży netto PLN/a PLN/a Tabela 7 Wartości NPV inwestycji dla podstawowego wariantu cen nośników energii, rocznego czasu pracy układów wynoszącego 8 godzin w roku oraz różnych stóp dyskontowych r = 5 do 1%, dla wariantów modernizacji 1 do 4 przedstawiono na rysunkach 7, 8, 9 i 1. WARIANT 1Turbina gazowa 6,5MWe NPV [PLN] rok r=5% r=7.5% r=1% Rys. 7. Wartość NPV dla różnych wartości stopy dyskonta (c el = 145 PLN/MWh, c gz =,463 PLN/m 3 n, c w = 18 PLN/t, τ r = 8 godz.) 124 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

19 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej WARIANT 2 Turbina gazow a 16,5MWe -5 NPV [PLN] r=5% r=7.5% r=1% rok Rys. 8. Wartość NPV dla różnych wartości stopy dyskonta (c el = 145 PLN/MWh, c gz =,463 PLN/m 3 n, c w = 18 PLN/t, τ r = 8 godz.) WARIANT 3 Silnik gazowy 6,8MWe 15 1 NPV [PLN] r=5% r=7.5% r=1% rok Rys. 9. Wartość NPV dla różnych wartości stopy dyskonta (c el = 145 PLN/MWh, c gz =,463 PLN/m 3 n, c w = 18 PLN/t, τ r = 8 godz.) WARIANT 4 Silnik gazow y 15,7MWe 2 1 NPV [PLN] -1-2 r=5% r=7.5% r=1% rok Rys. 1. Wartość NPV dla różnych wartości stopy dyskonta (c el = 145 PLN/MWh, c gz =,463 PLN/m 3 n, c w = 18 PLN/t, τ r = 8 godz.) Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 125

20 Skorek J., Drzozga A.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna modernizacji... Z obliczeń wynika, że efektywność ekonomiczna modernizacji układu z turbiną gazową średniej mocy (wariant 2, Rys. 8) przedstawia się niekorzystnie. Ze względu na niska sprawność elektryczną turbiny, zużycie paliwa gazowego w zmodernizowanym układzie jest dość znaczne. Dochodzi do sytuacji w której przyrost kosztów eksploatacji (głównie ze względu na cenę gazu ziemnego GZ5) jest większy od oczekiwanego dodatkowego przychodu ze sprzedaży netto. Sytuację pogarsza założenie pozostawienia istniejącej części turbinowej bloku kondensacyjnego bez zmian technicznych wiąże się to ściśle z małym przyrostem mocy elektrycznej bloku nadbudowanego, a więc małym dodatkowym przychodem ze sprzedaży energii elektrycznej z obiektu. Inaczej sytuacja przedstawia się w układach z turbiną gazową o mocy 6,5 MWe oraz silnikami gazowymi. W układzie z turbina gazową o mocy 6,5 MWe (Rys. 7) uzyskano dodatnią wartość NPV dla wszystkich stóp dyskonta. Akceptowalne wartości NPV można w tym przypadku uzyskać dla stopy dyskonta mniejszej od około 8 % (np. dla stopy dyskonta r = 5% NPV wynosi ok.12 mln złotych, a zdyskontowany czas zwrotu DPB 8 lat). Dla stopy dyskonta na poziomie 1% wartości NPV są małe (2 mln zł.), a czas zwrotu DPB wynosi 11 lat. W przypadku bloku z silnikiem gazowym o mocy 6,8 MWe (Rys.3), dla wszystkich przypadków finansowania uzyskuje się dość zadowalające wartości zdyskontowanego zysku netto. Przewidywany wzrost nakładów inwestycyjnych powinien nastąpić po ok. 6 latach ( dla r = 5% ) a NPV osiąga poziom ok. 7 mln złotych. Dla przypadku finansowania gdy r = 1% czas zwrotu wynosi 7 lat, a NPV osiąga wartość 5 mln zł. Układ małego silnika gazowego jest więc zdecydowanie bardziej opłacalny niż z turbiną gazową o porównywalnej mocy elektrycznej. Na rysunku 8 pokazano wartość NPV oraz zdyskontowany czas zwrotu dla dużego silnika gazowego o mocy 15,7 MWe. Można zaobserwować stosunkowo korzystny wynik ekonomiczny tego układu w porównaniu z turbozespołem gazowym o mocy 16,5 MWe. Dla założonej jako reprezentatywnej stopy dyskonta r = 7,5% czas zwrotu nakładów inwestycyjnych wynosi ok. 9 lat, a przedsięwzięcie zamyka się wartością NPV na poziomie 9 mln złotych. W przypadku stopy dyskonta 1% wartość NPV jest znacznie mniejsza (3 mln złotych), a zdyskontowany czas zwrotu DPB wynosi około 11 lat. Przeprowadzona analiza ekonomiczna wykazuje, że w przypadku nadbudowy bloków węglowych członami gazowymi opłaca się stosować układy gazowe o dużej sprawności! Znaczny wpływ na wyniki ekonomiczne układów ma również liczba godzin eksploatacji obiektu w stosunku rocznym. Wpływ czasu pracy układów na wartość NPV dla bazowej stopy dyskonta r = 7,5% pokazano na rysunkach Analizę przeprowadzono dla czasu pracy bloku 6, 7, 8 godzin w roku. WARIANT 1 Turbina gazowa 6,8MWe NPV [PLN] rok 8h/a 7h/a 6h/a Rys. 11. Wartość NPV dla różnych czasów pracy układu τ r (c el = 145 PLN/MWh, c gz =,462 PLN/m 3 n, c w = 18 PLN/t, stopa dyskonta r = 7,5%)) 126 Centrum Doskonałości OPTI_Energy