Termoekonomiczna analiza technologii duŝej kogeneracji w Polsce

Transkrypt

1 Termoekonomiczna analiza technologii duŝej kogeneracji w Polsce Autorzy: Prof. dr hab. inŝ. Andrzej Ziębik, dr inŝ. Marcin Liszka, mgr inŝ., Krzysztof Hoinka - Politechnika Śląska, Instytut Techniki Cieplnej ( Energetyka luty 2008) Podstawowym paliwem w elektrociepłowniach jest w Polsce węgiel kamienny. Tradycyjną technologią spalania węgla w kotłach krajowych elektrociepłowni jest technologia pyłowa. Jednak w okresie ostatnich 15 lat, szczególnie na Śląsku, powstały bloki ciepłownicze wyposaŝone w kotły z cyrkulacyjną warstwą fluidalną. Zalety kotłów fluidalnych związane z moŝliwością spalania paliw niskokalorycznych, jak równieŝ biomasy mogą być efektywnie wykorzystane w pobliŝu źródeł pozyskiwania paliw kopalnych lub biomasy. Technologia gazowo-parowa skojarzonego wytwarzania ciepła i elektryczności jest atrakcyjna zarówno ze względów efektywnościowych (wyŝsze sprawności energetyczne i wyŝsze wartości wskaźnika skojarzenia), jak równieŝ ze względów ekologicznych (praktycznie brak emisji tlenków siarki, obniŝona emisja CO 2 ). Jednak struktura cen paliw w Polsce, szczególnie wysoka cena gazu ziemnego systemowego dla odbiorców przemysłowych spowodowała, Ŝe jak dotychczas powstało niewiele elektrociepłowni wykorzystujących jako paliwo gaz ziemny systemowy. Korzystniejsze jest instalowanie układu gazowo-parowego opartego na lokalnym źródle gazu ziemnego pozasystemowego (np. gazu ziemnego zaazotowanego na NiŜu Polskim). Bardzo korzystna jest natomiast technologia gazowo-parowa przewidująca wykorzystanie palnych gazów technologicznych (np. gazu wielkopiecowego w elektrociepłowniach hutniczych). Tradycyjnie elektrociepłownie przemysłowe są układami wielopaliwowymi, w których obok węgla kamiennego są spalane paliwa odpadowe, m.in. palne gazy technologiczne. Spalanie gazów technologicznych w mieszance z węglem nie jest efektywne (sprawność energetyczna kotłów i jego wydajność maksymalna trwała zaleŝą od udziału paliwa niskokalorycznego w mieszance). Repowering" elektrociepłowni hutniczych, polegający na dołączeniu do istniejącego układu parowego, układu gazowego znacząco podnosi efektywność wykorzystania palnych gazów przemysłowych. Uciepłownienie bloków kondensacyjnych elektrowni zawodowych, ze względu na wysokie parametry pary wysokopręŝnej, jest efektywnym sposobem realizacji skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej. ZaleŜy to jednak od miejsca poboru pary do ciepłownictwa. Najlepsze rezultaty uciepłownienia uzyskuje się w przypadku poboru pary z upustów niskopręŝnej części turbiny. Realizowany tradycyjnie pobór pary do ciepłownictwa z kolektorów między-blokowych jest termodynamicznie mniej efektywny. Krajowe technologie skojarzonego wytwarzania ciepła i elektryczności Elektrociepłownie węglowe Technologia skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w elektrociepłowniach węglowych posiada w Polsce długoletnią tradycję. Pierwsza turbina ciepłownicza została zainstalowana w końcu lat trzydziestych ubiegłego stulecia. TuŜ po wojnie elektrociepłownie krajowe powstawały w wyniku przystosowania przedwojennych elektrowni kondensacyjnych do pracy w skojarzeniu. Pierwszy stopień podgrzewania wody sieciowej stanowiły skraplacze pracujące z pogorszoną próŝnią. W latach późniejszych elektrociepłownie krajowe były wyposaŝane w specjalistyczne turbiny ciepłownicze: przeciwpręŝne, upustowo- przeciwpręŝne, upustowo-kondensacyjne. W okresie ostatnich dwudziestu pięciu lat elektrociepłownie krajowe były wyposaŝane w bloki ciepłownicze, a w ostatnim piętnastoleciu instalowano w nich z powodzeniem kotły fluidalne. RównieŜ w

2 tym okresie przystosowano w kilku elektrowniach bloki energetyczne do współpracy z miejskimi systemami ciepłowniczymi. W blokach energetycznych uciepłownionych podstawowym miejscem poboru pary ciepłowniczej jest przelotnia między średnio- i niskopręŝną częścią turbiny. Węgiel był i pozostaje nadal podstawowym paliwem w krajowych elektrociepłowniach (79%). W kraju znaczącą pozycję zajmują takŝe elektrociepłownie przemysłowe, w których obok węgla spala się palne gazy technologiczne oraz ciekłe i stałe paliwa odpadowe. Udział elektrociepłowni komunalnych i przemysłowych w krajowej produkcji energii elektrycznej wynosi około 19%. Stosunek produkcji elektryczności do produkcji ciepła wynosi blisko 27,5%. Część energii elektrycznej jest wytwarzana w członach kondensacyjnych turbin ciepłowniczych. Udział energii elektrycznej produkowanej w Polsce w skojarzeniu z produkcją ciepła wynosi 17%. W przypadku elektrociepłowni węglowych wskaźnik względnej oszczędności energii chemicznej paliwa dla wskaźnika skojarzenia w zakresie 0,4-0,5 i stopnia wykorzystania energii chemicznej paliwa około 0,8 zmienia się w granicach 0,45-0,55. Elektrociepłownie zasilane paliwami gazowymi W ostatnich dwu dekadach poprzedniego stulecia obserwowano intensywny rozwój elektrociepłowni opalanych gazem, szczególnie tzw. small-scale CHP's". W Polsce zainteresowanie tymi układami wzrosło w latach dziewięćdziesiątych. Jednak struktura cen paliw w Polsce nie sprzyja zastosowaniu ekologicznego gazu ziemnego w elektrociepłowniach. W porównaniu z krajami Unii Europejskiej proporcje między cenami gazu ziemnego dla odbiorców komunalnych i przemysłowych są w Polsce przeciwne. Jest to efekt skrośnego subsydiowania z okresu poprzedniego systemu politycznego w kraju. W roku 2001 liczba małych elektrociepłowni zasilanych gazem nie przekraczała 70 [2]. Jest teŝ kilka inwestycji średniej wielkości elektrociepłowni gazowych, przy czym część jest zasilana gazem ziemnym pozasystemowym. Oszczędność energii chemicznej paliw uzyskana dzięki działaniu elektrociepłowni gazowych jest obliczana analogicznie jak dla elektrociepłowni węglowych. W tym przypadku wskaźnik skojarzenia jest wyŝszy (a = 0,5-0,8), a co za tym idzie, efekty energetyczne i ekologiczne są korzystniejsze [3]. Efektywność ekonomiczna zaleŝy jednak od ceny gazu ziemnego w Polsce. Na podstawie analizy zaprezentowanej w [2] moŝna stwierdzić, Ŝe w warunkach polskich: - małe elektrociepłownie opalane innymi gazami (np. gaz kopalniany) niŝ ziemny systemowy są opłacalne, - elektrociepłownie opalane gazem ziemnym pozasystemowym są opłacalne, jeŝeli czas wykorzystania nominalnej mocy cieplnej jest odpowiednio wysoki (np. pokrywane jest zapotrzebowanie na ciepłą wodę uŝytkową), - elektrociepłownie komunalne opalane gazem ziemnym systemowym są przy obecnej strukturze cen paliw nieopłacalne. Uciepłownienie bloków energetycznych elektrowni zawodowych Przystosowanie kondensacyjnych bloków energetycznych do produkcji ciepła prowadzi do realizacji skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej. Przyjmując, Ŝe zuŝycie energii chemicznej paliwa pozostaje bez zmiany, uciepłownienie bloku prowadzi do obniŝenia produkcji energii elektrycznej. Ten ubytek naleŝy skompensować przez dodatkową produkcję energii elektrycznej w zastąpionej elektrowni systemowej. Oszczędność energii chemicznej paliwa uzyskana dzięki uciepłownieniu bloku energetycznego jest tym większa im niŝszy jest wskaźnik ubytku produkcji energii elektrycznej, czyli im niŝsze jest ciśnienie pary przeznaczonej do celów ciepłownictwa. Przykładowo, dla wskaźnika ubytku energii elektrycznej 0,2 (pobór

3 pary do ciepłownictwa z przelotni między częścią średnio- i niskopręŝną turbiny) i dla sprawności zastąpionej ciepłowni 0,8-0,85 wskaźnik względnej oszczędności energii chemicznej paliwa wynosi około 0,8 [5]. Elektrociepłownie przemysłowe Moc elektryczna zainstalowana w energetyce przemysłowej wynosi około 3 GW. Łączna liczba elektrociepłowni zakładowych wynosi około 220, przy czym ponad 80% stanowią elektrociepłownie o mocy elektrycznej do 20 MW. O ile w energetyce zawodowej nastąpiła koncentracja mocy elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu w niewielkiej liczbie duŝych elektrociepłowni, to skojarzoną gospodarkę cieplno-elektryczną w przemyśle charakteryzuje rozdrobnienie mocy oraz rozproszenie terytorialne. Elektrociepłownie przemysłowe stanowią istotną część krajowego podsystemu elektroenergetycznego (udział 10% w mocy osiągalnej i 6% w produkcji energii elektrycznej). Mogą one w znacznym stopniu wpływać na bilans mocy i energii elektrycznej w kraju pod warunkiem naleŝytego ich wykorzystania, właściwej eksploatacji i odpowiedniej modernizacji urządzeń. Elektrociepłownia przemysłowa ma za zadanie dostarczenie ciepła do procesów technologicznych oraz do ogrzewania i wentylacji pomieszczeń zakładu, a takŝe do przygotowania ciepłej wody uŝytkowej. Elektrociepłownia przemysłowa zasila teŝ zazwyczaj pobliskie osiedla mieszkaniowe. PrzewaŜające jest jednak zapotrzebowanie ciepła do celów technologicznych. Dlatego czas wykorzystania mocy szczytowej jest duŝy (powyŝej 4000 h/rok). Z tego teŝ względu w elektrociepłowniach przemysłowych instaluje się najczęściej turbiny przeciwpręŝne lub upustowo-przeciwpręŝne. W przewaŝającej części elektrociepłowni przemysłowych paliwem podstawowym jest węgiel kamienny. W kilku elektrociepłowniach przemysłowych spalane są paliwa pochodzące z procesów produkcyjnych podsystemu technologicznego (gudron, gaz wielkopiecowy, gaz koksowniczy, gaz gardzielowy z pieców szybowych). Występują teŝ kotły do spalania siarki, ługów powarzelnych, kory oraz kotły sodowe. Część elektrociepłowni przemysłowych jest wspomagana przez kotły odzyskowe. Brak moŝliwości dostatecznego zagospodarowania pary z urządzeń odzyskowych wewnątrz zakładu przemysłowego moŝe spowodować nieopłacalność instalowania kotłów odzyskowych. Dlatego naleŝy wziąć pod uwagę moŝliwość sprzedaŝy pary lub gorącej wody z przemysłowych urządzeń odzyskowych do pobliskiego miejskiego lub osiedlowego systemu ciepłowniczego. Tworzy się w ten sposób tzw. terytorialny układ odzyskiwania energii odpadowej [4]. Poprawę efektywności energetycznej elektrociepłowni przemysłowych opalanych gazami technologicznymi moŝna uzyskać przez dobudowę członu gazowego do istniejącej części parowej elektrociepłowni. W zagranicznych elektrociepłowniach hutniczych od kilkunastu lat stosuje się z powodzeniem układy gazowo-parowe zasilane hutniczymi gazami palnymi [6]. Układ gazowy moŝna włączyć równolegle do istniejącego obiegu elektrociepłowni podwyŝszając efektywność wykorzystania hutniczych gazów palnych. Przedsięwzięcie to nazywa się popularnie repowering" [7]. ZałoŜenia do obliczeń techniczno-ekonomicznych Dla wszystkich analizowanych technologii przyjęto jednolite dane o zapotrzebowaniu na ciepło grzewcze: znamionowa moc cieplna w skojarzeniu 180 MW, czas wykorzystania znamionowej mocy cieplnej 4300 h/rok, moc cieplna poza sezonem 25 MW, czas wykorzystania mocy cieplnej poza sezonem 2280 h/rok. Jako początek fazy inwestycyjnej przyjęto rok 2011, który jest rokiem zerowym" w analizie ekonomicznej. Łączna długość fazy inwestycyjnej i eksploatacyjnej wynosi 40 lat. Przyjęto spłatę kredytu w równych ratach przy stałym oprocentowaniu rocznym. ZałoŜono ponadto karencję w spłacie obowiązującą podczas fazy inwestycyjnej.

4 Odsetki naliczane w fazie inwestycyjnej na podstawie bieŝącego zadłuŝenia na koniec kaŝdego roku stanowią zwiększenie kapitału do spłaty, czyli podstawy do obliczenia rat kapitałowych i odsetek w okresie eksploatacji. Zastosowano liniową metodę obliczania odpisów amortyzacyjnych. Podstawą amortyzacji jest całkowity nakład inwestycyjny powiększony o odsetki naliczone podczas fazy inwestycyjnej. Efekty energetyczne i ekonomiczne związane z budową i eksploatacją analizowanych układów technologicznych obliczano na ich osłonach kontrolnych. Pod pojęciem układu technologicznego rozumie się blok energetyczny wraz z nowymi instalacjami pomocniczymi i ochronnymi. W tabelach 1 do 3 przedstawiono charakterystykę paliw spalanych w analizowanych technologiach kogeneracyjnych. Tabela 4 zawiera wybrane dane ekonomiczne przyjmowane do analizy. W tabeli 5 zamieszczono podstawowe parametry techniczno-ekologiczne układu technologicznego z kotłem pyłowym przyjęte jako dane do obliczeń wg metody wskaźnikowej. W tabelach 6 i 7 zamieszczono podstawowe parametry techniczno-ekologiczne bloku ciepłowniczego z kotłem z cyrkulacyjną warstwą fluidalną oraz układu gazowo-parowego opalanego gazem ziemnym systemowym przyjęte jako dane do obliczeń wg metody wskaźnikowej. W tabelach 8 i 9 zebrano dane techniczno-ekologiczne do analizy techniczno-ekonomicznej układu gazowo-parowego zasilanego gazem technologicznym oraz zbiór danych technicznych bloków

5 kondensacyjnych uciepłownionych wykorzystywanych w analizie technicznej według metody wskaźnikowej.

6

7

8 Wyniki obliczeń ekonomicznych Na rysunkach 1, 2, 3 przedstawiono wyniki obliczeń ekonomicznych opartych na klasycznej metodzie NPV [1] dla analizowanych przypadków technologii skojarzonego wytwarzania ciepła i elektryczności: blok ciepłowniczy węglowy z kotłem pyłowym, blok ciepłowniczy węglowy z kotłem fluidalnym (CFB), blok ciepłowniczy gazowo-parowy opalany gazem ziemnym systemowym, blok ciepłowniczy gazowo-parowy opalany gazem technologicznym, uciepłowniony blok kondensacyjny. Technologia pyłowa kogeneracji przy załoŝonych ścieŝkach cenowych węgla kamiennego, elektryczności i ciepła charakteryzuje się zdyskontowanym czasem zwrotu 18,6 lat. Technologia fluidalna charakteryzuje się nieco większym czasem zdyskontowanym zwrotu na poziomie 19,7 lat. Według przyjętej w obliczeniach ścieŝki cenowej gazu ziemnego technologia gazowo-parowa jest przedsięwzięciem nieopłacalnym. Natomiast układ gazowo-parowy zasilany gazem wielkopiecowym charakteryzuje się wyjątkowo korzystnymi wskaźnikami ekonomicznymi. Zdyskontowany czas zwrotu wynosi w tym przypadku 7,5 lat. Uciepłownienie bloków kondensacyjnych jest efektywnym sposobem realizacji skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej. Zdyskontowany czas zwrotu wynosi w tym przypadku 2,8 lat.

9 Podsumowanie i wnioski Węgiel jest i pozostanie dalej podstawowym paliwem w krajowych elektrociepłowniach. Obok tradycyjnej technologii pyłowej w ostatnim piętnastoleciu duŝe powodzenie uzyskały bloki ciepłownicze z kotłami fluidalnymi. Dotyczy to szczególnie Śląska, gdzie jest ułatwiony dostęp do tanich sortymentów węgla. Ze względu na strukturę cen gazu ziemnego systemowego dla odbiorców przemysłowych technologia gazowo-parowa, mimo swych niewątpliwych zalet termodynamicznych, nie jest ekonomicznie opłacalna. Uciepłownienie bloków kondensacyjnych elektrowni zawodowych jest ekonomicznie opłacalnym przedsięwzięciem. Warunkiem jest oczywiście dotrzymanie opłacalnej odległości przesyłania ciepła oraz realizacja uciepłownienia przy małych wartościach wskaźników ubytku mocy elektrycznej turbozespołu. Elektrociepłownie przemysłowe odgrywają w krajowym systemie energetycznym znaczącą rolę. Udział mocy elektrycznej zainstalowanej wynosi około 10% mocy osiągalnej krajowego systemu elektroenergetycznego a produkcja elektryczności waha się w granicach 5-6% produkcji krajowej. Modernizacja elektrociepłowni przemysłowych opalanych palnymi gazami technologicznymi przez dobudowę członu gazowego jest przedsięwzięciem ekonomicznie opłacalnym. LITERATURA [1] Rogowski W.: Rachunek efektywności przedsięwzięć inwestycyjnych. Wolters Kluwer, Kraków 2006 [2] Skorek J.: Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy. Wyd. Politechniki Śląskiej, Gliwice 2002 [3] Szargut J.: Elektrociepłownie gazowe i gazowo-parowe. Materiały Konferencji NOT Skojarzone wytwarzanie ciepła i elektryczności", Warszawa 2004 [4] Szargut J., Ziębik A.: Podstawy energetyki cieplnej. PWN, Warszawa 2000 [5] Szweda J., Ziębik A.: Uciepłownienie bloków energetycznych elektrowni. Materiały Konferencji NOT Skojarzone wytwarzanie ciepła i elektryczności", Warszawa 2004 [6] Ziębik A.: Elektrociepłownie hutnicze - teraźniejszość i przyszłość. Energetyka 2000, nr 10 [7] Ziębik A., Warzyc M.: Repowering of metallurgical CHP plantsfired with hard coal and Iow calorific fuel gases. Materiały ECOS'04, Guanajuato Mexico 2004