WSTĘPNY DOBÓR ŹRÓDŁA CIEPŁA I ENERGII ELEKTRYCZNEJ DLA OBIEKTU PRZY ZNANYM PRZEBIEGU ZMIENNOŚCI OBCIĄŻEŃ ANALIZA WSKAŹNIKOWA

Transkrypt

1 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej Jacek KALIA Zakład Termodynamiki i Energetyki Gazowej Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika Śląska w Gliwicach Gliwice, ul. Konarskiego 22 t.: , fax: kalina@itc.ise.polsl.gliwice.pl WSTĘPY DOBÓR ŹRÓDŁA CIEPŁA I EERGII ELEKTRYCZEJ DLA OBIEKTU PRZY ZAYM PRZEBIEGU ZMIEOŚCI OBCIĄŻEŃ AALIZA WSKAŹIKOWA IITIAL SIZIG OF THE HEAT AD ELECTRICITY SOURCE UDER KOW DAILY LOAD PROFILES SIMPLIFIED EQUATIO BASED AALYSIS Streszczenie. W pracy przedstawiono metodykę wstępnych obliczeń efektywności ekonomicznej projektu zastosowania układu kogeneracyjnego oraz wstępnego doboru optymalnych parametrów urządzeń. Przeprowadzono również analizę przykładowej ektrociepłowni, zasilającej w ciepło i energię ektryczną pojedynczy obiekt typu komercyjnego. Omówiono podstawowe problemy oraz wskazano czynniki wpływające na końcową postać układu i opłacalność inwestycji. Summary. Methodology for initial calculation of the economic effectiveness of a small-scale cogeneartion plant are presented in the paper. All the procedures described here can be also used for initial planning of the plant configuration as wl as for sizing of the machinery technical parameters. Example of the calculation of the commercial type plant is also given. The most important problems and factors influencing the final scheme of the plant are indicated and discussed. 1. Wprowadzenie Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii ektrycznej w układach gazowych (CHP) jest technologią cieszącą się dużym zainteresowaniem. Ze względu na modułową konfigurację układów, dostępność urządzeń, szeroki zakres zastosowań, łatwość dostawy paliwa, małe moce i stosunkowo wysoką sprawność, gazowe układy kogeneracyjne dają możliwość rozwoju tzw. energetyki rozproszonej. Miejsca gdzie są one najczęściej stosowane to: małe ektrociepłownie zawodowe, szpitale, uniwersytety i szkoły, centra sportowe, centra handlowe, biurowce, hote, osiedla mieszkaniowe, lotniska, zakłady przemysłowe, oczyszczalnie ścieków, szklarnie i suszarnie czy wreszcie tzw. parki energetyczne. ajwiększą popularnością gazowe moduły kogeneracyjne cieszą się w pojedynczych obiektach o stosunkowo niedużych potrzebach energetycznych. Ciepło wytwarzane w kotłowni lub dostarczane z sieci oraz energia ektryczna z sieci są tu zastępowane przez prowadzoną we własnym zakresie produkcję skojarzoną. W wiu przypadkach miejsce zastosowania wpływa znacząco na późniejsze parametry pracy urządzeń oraz na końcową efektywność energetyczną i ekonomiczną inwestycji. Głównym problemem projektowym, związanym z zastosowaniem gazowych modułów kogeneracyjnych jest dobór urządzeń i konfiguracja układu. Zwykle w procesie przygotowania realizacji projektu można wyróżnić wstępne studium wykonalności, studium wykonalności i projektowanie końcowe. W obliczeniach prowadzonych na etapie wstępnego Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 27

2 Kalina J.: Wstępny dobór źródła ciepła i energii ektrycznej dla obiektu... studium wykonalności zwykle nie znane są jeszcze rodzaj, ilość oraz parametry planowanych urządzeń a także wymagane nakłady inwestycyjne. Analiza techniczno-ekonomiczna ma za zadanie odpowiedzieć jaka jest najkorzystniejsza moc i konfiguracja układu oraz jaki jest poziom opłacalności inwestycji. Powszechną praktyką jest wykorzystywanie w obliczeniach tego etapu uogólnionych wskaźników charakteryzujących parametry oraz koszty urządzeń. Przeprowadzona we wstępnym studium wykonalności optymalizacja pozwala ograniczyć obszar możliwych rozwiązań analizowanych na etapie studium wykonalności. W części technicznej studium zwykle wyróżnić można następujące zadania [4]: określenie zapotrzebowania na nośniki energii (energia ektryczna, ciepło, zimno) oraz jego zmienności w czasie (wykresy rzeczywiste i uporządkowane), zdefiniowanie charakteru pracy urządzenia (np. układ zorientowany na produkcję ciepła lub energii ektrycznej, układ odosobniony, możliwość zastosowania zasobników ciepła itp.), określenie parametrów technicznych urządzeń, określenie wpływu zmienności obciążenia oraz parametrów otoczenia na sposób pracy i osiągalne parametry układu (symulacja pracy). W części ekonomicznej, algorytm postępowania można podziić na następujące zadania: określenie nakładów inwestycyjnych, określenie sposobu finansowania inwestycji, oraz określenie stopy dyskonta dl analizowanego przedsięwzięcia, określenie kosztów wszystkich paliw zużywanych w układzie, określenie taryf zakupu i sprzedaży energii ektrycznej i ciepła, określenie kosztów opłat za emisję zanieczyszczeń do otoczenia, określenie pozostałych kosztów eksploatacji układu, określenie pozostałych składników przepływów pieniężnych, wyznaczenie wskaźników opłacalności inwestycji, przeprowadzenie analizy wrażliwości wskaźników opłacalności inwestycji na zmiany podstawowych wikości wpływających na opłacalność inwestycji, tzn. ceny paliwa, energii ektrycznej, ciepła itd. ajkorzystniejsze efekty są uzyskiwane, gdy układ jest dobrany optymalnie dla danych warunków technicznych i ekonomicznych. ajczęściej stosowanym kryterium optymalizacji układów CHP jest maksymalizacja funkcji cu w postaci wskaźnika wartości bieżącej netto PV [4]. Postawione zadanie można precyzyjnie sformułować w następujący sposób: przy określonej zmienności zapotrzebowania na ciepło i energię ektryczną w zasilanych obiektach należy tak dobrać urządzenia wytwórcze aby osiągnąć maksymalną bieżącą wartość netto projektu po zakończeniu eksploatacji układu. Zmiennymi decyzyjnymi w analizie optymalizacyjnej są najczęściej: - rodzaj, moc i liczba urządzeń wchodzących w skład układu, - parametry techniczne urządzeń, - tryb pracy urządzeń. - rodzaj dopasowania pracy układu kogeneracyjnego do kształtu taryf nośników energii (energia ektryczna, ciepło, gaz ziemny systemowy). 2. Charakterystyka obiektu Przeprowadzone rozważania dotyczą ektrociepłowni zasilającej w ciepło lub energię ektryczną pojedynczy obiekt lub grupę obiektów, o wspólnej charakterystyce zmienności w czasie zapotrzebowania na ciepło i energię ektryczną. W analizie założono dostępność 28 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

3 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej danych o dobowej zmienności poszczególnych obciążeń. W istniejącym obiekcie dane takie mogą pochodzić z systemu monitoringu, a w przypadku jego braku lub w przypadku nowych obiektów wykorzystać można odpowiednie mode zmienności obciążeń. a rysunku 1 przedstawiono uporządkowane wykresy zapotrzebowania na ciepło i energię ektryczną w obiekcie. W sytuacji, gdy zapotrzebowanie na ciepło i energię ektryczną występuje jednocześnie, wykresy te nie są wykorzystywane do dokładnych obliczeń a jedynie do ograniczenia obszaru poszukiwań możliwych rozwiązań. Wynika to z dwóch powodów: - wykresy uporządkowane nie pozwalają uwzględnić jednoczesności występowania poszczególnych obciążeń w kolejnych chwilach pracy układu, - cena energii ektrycznej z sieci jest zmienna w czasie, zgodnie z ustaloną dla danej grupy odbiorców taryfą opłat, a wykorzystując wykresy uporządkowane nie jest możliwe ustalenie ilości energii ektrycznej, wytworzonej w poszczególnych strefach czasowych. Dla potrzeb obliczeń parametrów pracy projektowanego układu zalecane jest wykorzystanie dobowych wykresów zmienności obciążeń i wykonywanie analizy godzina po godzinie [2][6][7]. Przykład dobowego wykresu zmienności obciążeń przedstawiono na rysunku moc, kw moc cieplna moc ektryczna,,2,4,6,8 1, czas zredukowany Rys. 1. Wykresy uporządkowane zapotrzebowani a ciepła i energii ektrycznej ciepło wymagana moc, kw energia ektryczna :15 1:45 3:15 4:45 6:15 7:45 9:15 1:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45 godzina Rys. 2. Przykład dobowego wykresu zmienności obciążeń Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 29

4 Kalina J.: Wstępny dobór źródła ciepła i energii ektrycznej dla obiektu... Zasilany obiekt pod względem wikości oraz przebiegu zmienności zapotrzebowania na ciepło i energię ektryczną można określić jako stosunkowo duży obiekt typu komercyjnego (np. grupa biurowców) lub edukacyjnego (np. uniwersytet). Jego charakterystykę energetyczną przedstawiono w tabi 1. Taba 1 Charakterystyka energetyczna obiektu Wikość Ciepło Energia ektryczna Zapotrzebowanie maksymalne 4386 kw 2252 kw Zapotrzebowanie minimalne 96 kw 579 kw Zapotrzebowanie średnie 1173 kw 1141 kw Całkowite zużycie strefa czas. 1* strefa czas. 2* strefa czas.3* GJ 188 MWh 1629 MWh 6563 MWh * strefy czasowe: 1 szczyt przedpołudniowy, 2 szczyt popołudniowy, 3 poza szczytem Schemat analizowanego układu przedstawiono na rysunku 3. Podstawowym urządzeniem układu jest gazowy tłokowy silnik spalinowy. Podkreślić jednak należy że przedstawiona metodyka obliczeń jest może być stosowana również dla układów z turbinami gazowymi. ośnikiem ciepła jest gorąca woda kierowana do sieci grzewczej niskotemperaturowej o parametrach obliczeniowych 9/7 O C (przy temperaturze otoczenia t z = -2 O C). Energia ektryczna z generatora kierowana jest na szynę zbiorczą niskiego napięcia, skąd trafia do odbiorcy końcowego lub do sieci zewnętrznej. Szyna niskiego napięcia może być zasilana również energią ektryczną pobieraną z sieci. Rys. 3. Bilans energii dla układu skojarzonego (CHW chłodnica wentylatorowa, CHP moc generatora, G moc ektryczna pobierana z sieci, ( P & W d ) CHP energia paliwa do układu skojarzonego, ( P & W d ) K energia paliwa do kotła rezerwowo-szczytowego, s D zapotrzebowanie mocy ektrycznej w obiekcie, EC - moc ektryczna oddawana do sieci, Pi moc zużywana przez urządzenia pomocnicze, Q& - zapotrzebowanie mocy cieplnej D w obiekcie, Q & - moc cieplna poszczególnych źródeł w układzie skojarzonym, Q& - moc CHPi K cieplna kotła rezerwowo-szczytowego, Q & - straty ciepła, i = 1, 2...n) Si 21 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

5 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej Chwilowy bilans energii układu przedstawionego na rysunku 3 (moduł skojarzony, kotły rezerwowo-szczytowe, chłodnice, pompy itd.) przedstawia się następująco: gdzie: P& W d P & W + = + + Q& + Q& d G D s EC - strumień energii chemicznej paliwa doprowadzonego do układu, G - moc ektryczna pobierana z sieci, D - moc ektryczna wymagana przez odbiorcę, D str s EC (1) - moc ektryczna odprowadzana do sieci zewnętrznej, Q& D - moc cieplna wymagana przez odbiorcę, Q & str - strumień strat ciepła. Korzystne jest również sporządzenie bilansów poszczególnych nośników energii, tzn. ciepła, energii ektrycznej i paliwa: D = n i= 1 + CHP n P CHPi G s EC k= 1 Pj (2) Q& D n CHP K = Q & CHPi + Q & n i= 1 j= 1 d CHPi i= 1 j= 1 Kj Q& str + Q& nchp nk n CHP n K Q& CHPi Kj PW & d = ( PW & ) + ( PW & d ) Kj = + (4) η η i= 1 E _ CHPi j= 1 gdzie: Q& - chwilowe niedobory ciepła; nchp ilość modułów kogeneracyjnych; n K ilość kotłów; n P ilość urządzeń pomocniczych; CHPi moc ektryczna modułu CHP; Pj moc pobierana przez urządzenie pomocnicze; Q& Kj - moc cieplna kotła; ( P & W d ) CHPi, ( P & W d ) Kj - energia chemiczna paliwa zużywana w module CHP oraz kotle, ηe_chp sprawność wytwarzania energii ektrycznej, η Ekj - sprawność energetyczna kotła. Produkcja ciepła i energii ektrycznej w module kogeneracyjnym związane są ze sobą wskaźnikiem skojarzenia σ, co prowadzi do dodatkowej zależności w postaci: Ekj (3) & CHPi CHPi = (5) σ i Q Spełnienie z założoną dokładnością wymagań grzewczych jest podstawowym warunkiem jakie musi spełnić projektowany układ. a etapie doboru urządzeń można dopuścić wystąpienie krótkotrwałych niedoborów ciepła (niedogrzanie obiektów). W obliczeniach bilansowych można uwzględnić to przy pomocy zależności: Q & = α & gdzie: α współczynnik dopuszczalnych niedoborów ciepła α, 1. W przypadku wytwarzania pary lub gorącej wody do ców technologicznych powinny zostać oszacowane również straty finansowe wynikające z chwilowych przerw w dostawie ciepła, wynikające z niedostatecznej wydajności układu. Poszczególne urządzenia energetyczne, zainstalowane w ektrociepłowni charakteryzują się minimalnymi dopuszczalnymi obciążeniami, co prowadzi do ograniczeń nierównościowych: Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach Q D ( CHPi ) CHPi ( CHPi ) nom (6) min (7) 211

6 Kalina J.: Wstępny dobór źródła ciepła i energii ektrycznej dla obiektu... ( Q & Kj ) Q& Kj ( Q& Kj ) min nom gdzie:( ), - minimalne i nominalne obciążenie ektryczne modułu kogeneracyjnego, ( ) nom CHPi min CHPi rezerwowo-szczytowego. ( Q & ) ( Q & Kj, Kj ) min nom (8) - minimalne i nominalne obciążenie cieplne kotła Producenci silników i turbin gazowych zwykle określają możliwości i warunki przeciążania urządzeń. ależy jednak podkreślić, że praca pod obciążeniem większym od znamionowego znacznie skraca okresy międzyremontowe, a tym samym wpływa na zwiększenie kosztów eksploatacji. We wstępnych analizach doboru urządzeń możliwość występowania chwilowych przeciążeń zwykle nie jest uwzględniana. 3. Metodyka doboru urządzeń Dla inwestora, atrakcyjność projektu wynika przede wszystkim z korzystnych wskaźników efektywności ekonomicznej (a głównie zysku). Stąd też, najczęściej stosowanym kryterium doboru urządzeń jest maksymalizacja wskaźnika wartości bieżącej netto inwestycji (PV) [1][4]: = CFt PV J t max (9) (1 + r) t= 1 gdzie: CF t przepływy pieniężne w kolejnym roku t, J początkowe nakłady inwestycyjne zdyskontowane na moment przekazania inwestycji do eksploatacji, r stopa dyskonta, założona liczba lat eksploatacji układu. Podstawą wyznaczenia wartości PV jest obliczenie przepływów pieniężnych CF (Cash Flow) w kolejnych latach eksploatacji. Wyrażają one różnicę pomiędzy wpływami i wydatkami pieniężnymi w kolejnych latach t eksploatacji obiektu: CF = t= CF t = ( J + Sn ( K E + Kop + S R ) Pd + L) t= gdzie: S n przychody ze sprzedaży, K E koszt eksploatacji, K op pozostałe koszty operacyjne, P d podatek dochodowy, L wartość likwidacyjna (tylko w roku ) S R roczna wartość ekonomiczna strat technologicznych wynikająca z chwilowych braków pary lub gorącej wody (dotyczy obiektów przemysłowych). Do oszacowania nakładów inwestycyjnych można wykorzystać uśrednione, opracowane na podstawie danych statystycznych, zależności określające jednostkowy nakład inwestycyjny na zakup poszczególnych urządzeń i. I tak: a) kotły gazowe rezerwowo-szczytowe (jednostkowy koszt zakupu kotła, zł/kw): t (1) i &.13 = 25Qnom (11) dla mocy do 1 kw, gdzie Q & nom oznacza nominalną moc cieplną w kw. b) moduł z silnikiem spalinowym tłokowym zasilany gazem ziemnym (wraz z chłodnicą wentylatorową) jednostkowy koszt zakupu w US$/kW dla zakresu mocy 9 do 6 kw: 212 i = ( nom ).2857 (12) Centrum Doskonałości OPTI_Energy

7 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej Pozostałe składniki całkowitego nakładu inwestycyjnego można ocenić wskaźnikowo. Typowe wartości wskaźników kosztów, spotykane w małych układach kogeneracyjnych przedstawiono w tablicy 2. Koszt zakupu urządzeń (KZU) stanowi średnio ok. 5% całkowitych nakładów inwestycyjnych. Tablica 2 Rozkład nakładów inwestycyjnych dla układów skojarzonych z silnikami i turbinami gazowymi Lp. Pozycja kosztów Udział procentowy 1 Zakup środków trwałych KZU 2 Instalacja urządzeń 2 do 6 % KZU 3 Armatura i podłączenia mediów 1 do 5 % KZU 4 Aparatura kontrolno pomiarowa i układy sterujące 6 do 4 % KZU 5 Doprowadzenie paliwa 5 do 3 % KZU 6 Układy wyprowadzenia mocy 1 do 15 % KZU 7 Zakup i przygotowanie terenu 1 % KZU 8 Prace budowlane, ziemne i architektoniczne 1 do 3 % KZU 9 Dodatkowe układy i systemy 2 do 1 % KZU 1 Obiekty towarzyszące do 1 % KZU 11 Koszty nadzoru robót i konsultacji 2 do 4 % KZU 12 Koszty projektu 4 do 15 % KZU 13 Koszty uruchomienia 5 do 12 % CI 14 Koszty badań i licencji do 5 % CI 15 Koszty ubezpieczeń do 3 % CI 16 Wydatki nieprzewidziane 8 2 % CI* 17 Przyrost kapitału obrotowego 5 do 15 % CI CI całkowity nakład inwestycyjny 3.1. Uwarunkowania techniczne projektu Rodzaj urządzeń wchodzących w skład układu ma zasadniczy wpływ na wskaźniki energetyczne pracy oraz na końcowe wartości poszczególnych pozycji bilansu energii (1). Podstawowymi wskaźnikami, jakimi można scharakteryzować dane urządzenie jest jego moc, sprawność energetyczna oraz wskaźnik skojarzenia (tylko moduły kogeneracyjne). Są zwykle zależne od mocy ektrycznej modułu. a rysunkach 4 i 5 zebrano dane dotyczące gazowych silników tłokowych. 45 a) b) 1,2 sprawność η, % η = 23,485,691 R 2 =, moc ektryczna, kw wskaźnik skojarzenia σ 1,8,6,4,2 σ = R 2 = moc ektryczna, kw Rys. 4. Sprawność (a) i wskaźnik skojarzenia (b) gazowych modułów kogeneracyjnych z silnikami gazowymi w zakresie mocy ektrycznej 5 6 kw Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 213

8 Kalina J.: Wstępny dobór źródła ciepła i energii ektrycznej dla obiektu...,8 Udział ciepła chłodzenia silnika,7,6,5,4,3,2,1 Qch/Qt= R 2 = Moc ektryczna nominalna, kw Rys. 5. Udział ciepła chłodzenia silnika Q ch w całkowitej mocy cieplnej modułu Q t Ważnym aspektem pracy urządzeń energetycznych jest zmienność poszczególnych parametrów jak sprawność, wskaźnik skojarzenia i innych w funkcji obciążenia. Zależności te stanowią charakterystykę energetyczną urządzenia. I tak dla modułu z gazowym silnikiem tłokowym zmiany sprawności w funkcji chwilowej mocy ektrycznej w ujęciu zredukowanym w zakresie obciążeń ξ =.2 1 aproksymowano zależnością: ( η η E _ CHP E _ CHP ) nom 3 2 ( ξ ).2431( ξ ) +.587( ξ ) =.25 gdzie: ξ = stosunek mocy ektrycznej chwilowej do mocy nominalnej _ nom Zredukowany wskaźnik skojarzenia w funkcji zredukowanego obciążenia dla silników tłokowych określono zależnością: σ σ nom 3 2 ( ξ ) ( ξ ) ( ξ ) =.8147 Ze zmianą obciążenia silnika tłokowego zmieniają się udziały poszczególnych źródeł w całkowitej mocy cieplnej Q& CHP modułu CHP. W sposób uproszczony, dla zakresu obciążeń zredukowanych ξ =.2 1, można to przedstawić równaniem: χ χ nom 3 2 ( ξ ) ( ξ ).4957( ξ ) =.976 Q& CH gdzie : χ = stosunek mocy układu chłodzenia silnika do całkowitej mocy modułu. Q& CHP W przypadku układów z turbinami gazowymi należy uwzględnić również charakterystyki zmian mocy ektrycznej, sprawności i wskaźnika skojarzenia w funkcji temperatury otoczenia. Sprawność energetyczna kotłów gazowych, zależy głównie od wikości powierzchni wymiany ciepła. W prowadzonej w pracy analizie przyjęto, że sprawność znamionowa kotłów gazowych wynosi η Ek =.9 i nie jest zależna od mocy znamionowej kotła. Przy zmiennej (13) (14) (15) 214 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

9 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej mocy cieplnej wykorzystano charakterystykę zredukowanej sprawności energetycznej kotła w funkcji zredukowanej mocy cieplnej w postaci: ηek =.1318x x.196x x.9556 (16) ( ηek ) nom Q& gdzie: x = & Q nom Ważnym etapem procesu doboru urządzeń jest ustalenie trybu pracy układu. Przez tryb pracy rozumiany jest sposób w jaki układ reaguje na zmiany obciążenia cieplnego i ektrycznego. W ogólnym przypadku, gdy uwzględniana jest jednoczesna zmienność zapotrzebowania na ciepło i energię ektryczną, może wystąpić dziewięć stanów racji wymaganej chwilowej mocy ektrycznej i cieplnej do osiągalnej mocy ektrycznej i cieplnej modułu kogeneracyjnego [1][2][3]. Ponadto po stronie modułu osiągalna moc cieplna i ektryczna związane są maksymalną osiągalną wartością wskaźnika skojarzenia. Gdy układ przewidywany jest do pracy w podstawie obciążenia cieplnego i ektrycznego zasilanego obiektu, możliwa jest jego praca przy parametrach nominalnych bez względu na dobowe zmiany zapotrzebowania na ciepło i energię ektryczną. W pozostałych przypadkach wyróżnia się następujące podstawowe tryby pracy układu CHP: 1) praca zorientowana na produkcję ciepła - moduł CHP pracuje po krzywej zapotrzebowania na ciepło. iedobory ciepła wytwarzane są w kotle szczytowym bądź pobierane z zasobnika ciepła. Energia ektryczna jest produktem ubocznym. Może być ona odprowadzana do sieci zewnętrznej, bądź w przypadku niedoborów z tej sieci pobierana. Gdy nie ma możliwości współpracy z siecią, wymagana moc ektryczna ograniczać może produkcję ciepła. 2) praca zorientowana na produkcję energii ektrycznej - moduł CHP pracuje po krzywej zapotrzebowania na energię ektryczną. iedobory ciepła wytwarzane są w kotle. W przypadku wystąpienia nadwyżek ciepła jest ono rozpraszane w otoczeniu w chłodnicach wentylatorowych (chłodzenie silnika) lub w postaci gorących spalin. 3) praca modułu bez skojarzenia - moduł wytwarza jedynie energię ektryczną, a ciepło jest rozpraszane w otoczeniu, 4) układ nie pracuje - zapotrzebowanie na ciepło jest pokrywane przez kotły, a energia ektryczna jest kupowana z sieci, 5) praca zorientowana na maksymalizację chwilowego efektu ekonomicznego - ten tryb pracy jest kombinacją trybów od 1 do 4. Funkcję cu można w tym wypadku przedstawić następująco: CF max (17) Biorąc pod uwagę, że dla danej konfiguracji układu koszty stałe nie są zależne od chwilowych parametrów pracy zależność (17) prowadzi do maksymalizacji członu zmiennego chwilowych przepływów finansowych. Wymaga on jednak zwykle specjalistycznego oprogramowania, pozwalającego na optymalizację parametrów pracy w czasie rzeczywistym. W praktyce tryb ten jest stosowany stosunkowo rzadko. 6) praca zgodna z podażą paliwa tryb ten może zostać zastosowany, gdy układ zasilany jest gazami specjalnymi, a w szczególności gazami odpadowymi z procesów technologicznych. Tryb pracy układu ma istotny wpływ zarówno na wskaźniki opłacalności inwestycji jak i na położenie optymalnej mocy ektrycznej modułu CHP [1]. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 215

10 Kalina J.: Wstępny dobór źródła ciepła i energii ektrycznej dla obiektu Uwarunkowania ekonomiczne projektu Uwarunkowania ekonomiczne projektu, poza wymaganymi nakładami inwestycyjnymi, związane są z chwilową wartością wytwarzanych nośników energii, kosztami energii napędowej oraz pozostałymi kosztami związanymi z eksploatacją układu. Wartość wytwarzanego w skojarzeniu ciepła i energii ektrycznej jest uzależniona od miejsca instalacji układu, sposobu jego pracy i przeznaczenia wytwarzanych nośników energii. Przychody ze sprzedaży S n wynikają z ilości sprzedanej energii ektrycznej E i ciepła Q, oraz od ceny sprzedaży nośników energii c oraz c q : S n = Uc = τ R τ R cq Qcq c dτ CHP c dτ σ ( & + ) = + (18) Podkreślenia wymaga, że dla większości projektów małych układów kogeneracyjnych nie występuje sprzedaż bezpośrednia ciepła, a w przypadku energii ektrycznej sprzedawane są jedynie nadwyżki ponad chwilowe zapotrzebowanie w zasilanym obiekcie (rys. 1): S n = τ R s CHP c dτ (19) CHP gdzie: c - jednostkowa cena sprzedaży energii ektrycznej do sieci, s - część mocy ektrycznej chwilowej przeznaczana na sprzedaż. Ocenę oszczędności kosztów zasilania obiektu w ciepło i energię ektryczną K, wynikających z pracy modułu kogeneracyjnego, można przeprowadzić wykorzystując jednostkowe koszty uniknięte w gospodarce rozdzionej: K = τ R τ R k k z z q s q ( Q & k + k d = + k CHP q CHP ) τ CHP ( τ ) + CHP dτ (2) σ σ gdzie: k q - jednostkowy koszt ciepła zakupu lub produkcji ciepła ze źródła alternatywnego (przy braku układu CHP), k (τ)- jednostkowa cena zakupu energii ektrycznej z sieci (zmienna w czasie), Q & z CHP - chwilowa moc cieplna układu, CHP - część mocy ektrycznej chwilowej układu zużywana w obiekcie. Jeżi układ CHP ma być zainstalowany w ramach przedsięwzięcia modernizacyjnego, to wartość K pojawi się w analizie opłacalności jako różnica kosztów eksploatacji po i przed modernizacją. ajwiększy udział w kosztach całkowitych ma koszt eksploatacji K E urządzeń energetycznych. Jego podstawowymi składnikami są: koszt energii napędowej K en, koszt materiałów i surowców K m, koszty płac K p, koszt obsługi, napraw i remontów K rem oraz koszty opłat za korzystanie ze środowiska K śr. K = K + K + K + K + K (21) E en m ajbardziej znaczącym czynnikiem jest tu koszt energii napędowej K en. W ogólnym przypadku, gdy przedmiotem zakupu jest paliwo do układu skojarzonego, paliwo do kotłów rezerwowo-szczytowych, oraz energia ektryczna z sieci, koszty roczne energii napędowej można zapisać w postaci: p rem śr 216 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

11 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej K en = τ R τ R Q& CHP K K endτ k fchp Gk τ k fk dτ Wd CHPη E CHP Wd kη & = + ( ) + (22) ( ) _ ( Ek ) gdzie: η E_CHP - sprawność chwilowa wytwarzania energii ektrycznej układu CHP, η k chwilowa sprawność kotła, (W d ) CHP, (W d ) k - wartość opałowa paliwa do układu skojarzonego i kotłów, k fchp, k fk koszt jednostkowy paliwa dla modułu CHP i kotła Kolejną istotną pozycją w kosztach eksploatacji są koszty utrzymania i serwisu eksploatacyjnego urządzeń (ang: Operating and Maintenace - O&M). Określa się jako sumę kosztów remontów K rem oraz kosztów materiałów K m niezbędnych do eksploatacji urządzenia (np. olej smarny, filtry itp.): K O& M = K rem + K m (23) ajczęściej jednostkowe koszty utrzymania i serwisu k O&M odnoszone są do 1 kwh wytworzonej energii ektrycznej. Obliczane są one dla całego okresu eksploatacji z uwzględnieniem okresowych remontów planowych. a podstawie dostępnych danych eksploatacyjnych z różnych układów, dla stacjonarnych silników tłokowych zakres kosztów utrzymania i serwisu można określić w przedziale k O&M =.7 do.2 US$/kWh (dyspozycyjność układów %). Koszty związane z odprowadzaniem do środowiska substancji szkodliwych, odpadów stałych i ścieków a także ze zużyciem wody surowej, przy założeniu, że przy spalaniu paliw gazowych odpady stałe oraz ścieki występują w znikomych ilościach, można przedstawić zależnością: K śr τ R n τ R τ R [( G& + G& ) k ] dτ G& k dτ = K& śrdτ = Pi _ CHP Pi _ k Pi + i= 1 gdzie: G & Pi _ CHP, G & Pi _ k - strumienie substancji szkodliwych z modułu kogeneracyjnego i kotła rezerwowo-szczytowego, k Pi - jednostkowe opłaty za emisję, G & - strumień wody W uzupełniającej, kw jednostkowy koszt wody. Wikości G & Pi _ CHP, G& P _ B W W (24) obliczane są najczęściej na podstawie danych wskaźnikowych dotyczących danego typu urządzeń i rodzaju spalanego paliwa. Opłaty za jednostkową emisje substancji szkodliwych określane są odpowiednimi aktami prawnymi. I tak w 22 w Polsce wynosiły one (Dz. U. z dnia 15 listopada 21 r.): dwutlenek siarki -.38 zł/kg; dwutlenek węgla -.2 zł/kg; metan -.2 zł/kg; tlenki azotu (w prziczeniu na O2) -.38 zł/kg; tlenek węgla -.1 zł/kg; węglowodory alifatyczne i ich pochodne -.1 zł/kg; węglowodory pierścieniowe, aromatyczne i ich pochodne zł/kg; pyły ze spalania paliw -,25 zł/kg. Pozostałe koszty uwzględniane w analizie ekonomicznej obejmują koszty płac z narzutami (zaliczane zwykle kosztów stałych) oraz pozostałe koszty operacyjne K op, obejmujące między innymi: koszty ogólnozakładowe, koszty administracji ogólnej, koszty zarządu, koszty reklamy i marketingu, koszty dzierżawy terenu. We wstępnych analizach opłacalności koszty operacyjne szacuje się zazwyczaj jako roczne kwoty ustalane na podstawie początkowej wartości nakładów inwestycyjnych lub jako procentowy udział w rocznych kosztach całkowitych. Gdy układ skojarzony wytwarza parę lub gorącą wodą na potrzeby technologiczne, może wystąpić sytuacja, w której układ nie jest w stanie zapewnić do odbiorcy wymaganej mocy cieplnej. Wikość strat ekonomicznych spowodowana niedoborem pary lub gorącej wody do ców technologicznych może ona zostać uwzględniona w procesie doboru urządzeń (1). Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 217

12 Kalina J.: Wstępny dobór źródła ciepła i energii ektrycznej dla obiektu... Całkowita roczna wartość strat ekonomicznych zależna jest od wiu czynników. ajistotniejsze są tu poziom niedoboru, czas jego występowania oraz charakter procesu technologicznego, do którego nie dostarczono wymaganej ilości energii. Dla potrzeb symulacji pracy układu, korzystnie jest chwilowe straty związane z niedoborem ciepła wyrazić w uproszczeniu za pomocą średniego wskaźnika start jednostkowych odniesionego do jednostki wytwarzanego ciepła. Prowadzi to do zależności w postaci: S & = Q& * s (26) gdzie: S & chwilowa wartość strat, s jednostkowa wartość strat. Oszacowanie strat jednostkowych s może stanowić stosunkowo trudny i czasochłonny etap analizy techniczno-ekonomicznej, z reguły pomijany w studium możliwości i wstępnej analizie opłacalności. 4. Dobór urządzeń dla przykładowej instalacji Przed przystąpieniem do realizacji przykładowych obliczeń przyjęto następujące założenia upraszczające: - podstawą do obliczeń są dobowe wykresy zmienności zapotrzebowania na ciepło i energię ektryczną u odbiorcy, - układ składa się z modułu CHP, kotłowni gazowej rezerwowo-szczytowej, chłodnicy wentylatorowej oraz przyłącza do sieci ektroenergetycznej, - zakres dopuszczalnych rozwiązań technologicznych jest ograniczony do modułów CHP z silnikami spalinowymi. Ze względu na parametry wytwarzanego czynnika grzewczego, wyższe wymagane nakłady inwestycyjne oraz niższą sprawność, wykluczono z rozważań turbiny gazowe, - tryby pracy ograniczono do trybu zgodnego z zapotrzebowaniem ciepła (tryb HT) oraz trybu zgodnego z zapotrzebowaniem energii ektrycznej (tryb ET). - w układzie wytwarzana jest gorąca woda kierowana do sieci grzewczej niskotemperaturowej o parametrach obliczeniowych 9/7 O C (dla temperatury zewnętrznej t z = -2 O C), - moc cieplna kotła rezerwowo-szczytowego przyjmowano tak, by sumaryczna moc kotła i modułu kogeneracyjnego była na stałym poziomie, - minimalne dopuszczalne obciążenie ektryczne modułu CHP przyjęto równe 4% mocy nominalnej, - alternatywnym sposobem wytwarzania ciepła w obiekcie jest kotłownia gazowa o mocy cieplnej 4 MW, - założono możliwość sprzedaży nadwyżek energii ektrycznej do sieci ektroenergetycznej, - cena zakupu energii ektrycznej z sieci jest zmienna w czasie, cena sprzedaży energii ektrycznej do sieci jest stała, - wariant finansowania inwestycji jest niezmienny dla wszystkich sposobów realizacji technicznej, - w analizie ekonomicznej nie uwzględniano wskaźników realnego wzrostu kosztów paliw i energii (ponad wskaźnik inflacji). Pozostałe dane do obliczeń przedstawiono w tabi Centrum Doskonałości OPTI_Energy

13 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej Dane przyjęte do obliczeń Taba 3 Wikość Wartość Jednostka Koszt energii ektrycznej i paliwa Taryfa dla energii ektrycznej B23 -- Ilość okresów w roku / stref czasowych 2 / 3 -- Okres letni kwiecień październik -- Okres zimowy listopad marzec -- Godziny trwania strefy czasowej 1 7: 13:; lato i zima -- Godziny trwania strefy czasowej 2 19:. 22:; lato -- 16: 21:; zima Godziny trwania strefy czasowej 3 pozostałe godziny doby i dni wolne -- Cena zakupu energii ektrycznej w strefie PL/MWh Cena zakupu energii ektrycznej w strefie PL/MWh Cena zakupu energii ektrycznej w strefie PL/MWh Cena sprzedaży energii ektrycznej 12 PL/MWh Cena zakupu gazu.6 3 PL/m n Wartość opałowa gazu 35 3 MJ/m n Stosunek ceny zakupu energii ektrycznej do ceny zakupu gazu 3.2 (strefa 1), 4.2 (strefa 2), 2.4 (strefa 3), 1.94 (sprzededaż) -- Dane finansowe i ekonomiczne Udział kredytu w nakładach inwestycyjnych 7 % Oprocentowanie kredytu 12.4 %/a Okres spłaty kredytu 5 Lata Wskaźnik inflacji 1.5 %/a Obliczeniowa stopa dyskonta 1 %/a Stopa podatku dochodowego 28 % Czas eksploatacji inwestycji 15 Lata Okres realizacji inwestycji 1 Lata Koszty osobowe 16 PL/miesiąc Wartość 1 US$ 4. PL * podane ceny nie zwierają podatku VAT W pierwszej kolejności przeprowadzono obliczenia dla kotłowni gazowej o mocy cieplnej 4 MW. Energia ektryczna na potrzeby obiektu, w warunkach gospodarki rozdzionej, w całości dostarczana jest z sieci ektroenergetycznej. Wyniki obliczeń przedstawiono w taba 4. Taba 4 Wyniki obliczeń gospodarka rozdziona Pozycja Wartość Ilość energii ektrycznej zakupionej z sieci w strefie czasowej 1, kwh/a Ilość energii ektrycznej zakupionej z sieci w strefie czasowej 2, kwh/a Ilość energii ektrycznej zakupionej z sieci w strefie czasowej 3, kwh/a Całkowity koszt energii ektrycznej, PL/a Średni koszt energii ektrycznej, PL/MWh Ciepło wytworzone w kotłowni, GJ/a Energia chemiczna spalonego paliwa, GJ/a Średnia sprawność kotłów, % 85 Roczny koszt zakupu gazu ziemnego, PL Całkowity nakład inwestycyjny, PL Wartość projektu po 15 latach eksploatacji: PV, PL W następnym kroku przeprowadzono dobór układu kogeneracyjnego z gazowym, tłokowym silnikiem spalinowym. Po analizie wykresów uporządkowanych zapotrzebowania Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 219

14 Kalina J.: Wstępny dobór źródła ciepła i energii ektrycznej dla obiektu... ciepła i energii ektrycznej ustalono zakres zmienności nominalnej mocy ektrycznej modułu CHP oraz kotła rezerwowo-szczytowego (obszar poszukiwań). astępnie obliczenia przeprowadzono w przy wykorzystaniu arkusza kalkulacyjnego, według algorytmu przedstawionego na rysunku 6. Jako wariant optymalny przyjmowany jest ten wariant rozwiązania technicznego, dla którego wartość wskaźnika PV jest największa. Ustalenie wartości zmiennych decyzyjnych (moc ektryczna modułu, moc cieplna kotła) oraz wynikających z nich pozostałych parametrów technicznych Symulacja pracy układu oparta o dobowe wykresy zmienności obciążeń Kolejny wariant Obliczenie wartości rocznych poszczególnych pozycji bilansu energii układu Oszacowanie wymaganych nakładów inwestycyjnych Obliczenie wartości poszczególnych pozycji rocznych przepływów finansowych Obliczenie wartości PV oraz innych wskaźników opłacalności Rys. 6. Algorytm doboru urządzeń dla analizowanego układu kogeneracyjnego Uzyskane wyniki obliczeń wybranych pozycji rocznych przepływów pieniężnych oraz wartość wskaźnika PV w odniesieniu do gospodarki rozdzinej przedstawiono na rysunkach 7 i 8. wybrane pozycje rocznych przepływów pieniężnych, PL moc ektryczna modułu kogeneracyjnego, kw koszt zakupu paliwa, tryb HT koszt zakupu paliwa, tryb ET koszt zakupu energii ektrycznej, tryb HT koszt zakupu energii ektrycznej, tryb ET przychody ze sprzedaży energii ektrycznej, tryb HT całkowite nakłady inwestycyjne Rys. 7. Wartości roczne wybranych pozycji przepływów pieniężnych 22 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

15 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej różnica w PV między gospodarką skojarzoną i rozdzioną, PL tryb pracy po krzywej obciążenia ektrycznego tryb pracy po krzywej obciążenia cieplnego moc ektryczna modułu kogeneracyjnego, kw Rys. 8. Wartość wskaźnika PV w zależności od mocy ektrycznej znamionowej modułu kogeneracyjnego Z rysunku 6 wynika, że istnieje optymalna moc modułu skojarzonego, która zapewnia maksymalizację efektów ekonomicznych w stosunku do gospodarki rozdzionej. Wikość mocy optymalnej zależna jest od wiu czynników, z których jako najważniejsze można wymienić [1]: rodzaj zastosowanej technologii, możliwość (lub jej brak) odprowadzania energii ektrycznej do sieci zewnętrznej, ceny zakupu paliwa oraz zakupu i sprzedaży energii ektrycznej, taryfowa zmienność w czasie ceny zakupu energii ektrycznej, zmienność zapotrzebowania na ciepło i energię ektryczną, tryb pracy układu kogeneracyjnego. Wyniki obliczeń ważniejszych pozycji bilansu energii układu oraz rocznych przepływów pieniężnych wariantów, dla których w poszczególnych trybach pracy uzyskano najkorzystniejsze wskaźniki opłacalności, przedstawiono w tabi 5. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 221

16 Kalina J.: Wstępny dobór źródła ciepła i energii ektrycznej dla obiektu... Taba 5 Wyniki obliczeń układów o najkorzystniejszym wskaźniku PV w poszczególnych trybach pracy Wikość Wartość Tryb pracy Zgodny z Zgodny z zapotrzebowaniem na zapotrzebowaniem na energię ektryczną ciepło Dane techniczne Typ urządzenia w module CHP gazowy silnik spalinowy Znamionowa moc ektryczna, kw 9 7 Znamionowa moc cieplna, kw Sprawność energetyczna, % Znamionowy wskaźnik skojarzenia Moc cieplna kotła, kw Wyniki obliczeń Wytworzono energii ektrycznej netto, kwh/a Ilość energii ektrycznej zakupionej z sieci w strefie czasowej 1, kwh/a Ilość energii ektrycznej zakupionej z sieci w strefie czasowej 2, kwh/a Ilość energii ektrycznej zakupionej z sieci w strefie czasowej 3, kwh/a Sprzedaż energii ektrycznej do sieci, kwh/a Całkowity koszt energii ektrycznej, PL/a Średni koszt zakupu energii ektrycznej, PL/MWh Przychody ze sprzedaży energii ektrycznej, PL Ilość ciepła z modułu CHP, GJ/a Ilość ciepła rozproszona w otoczeniu, GJ/a 9 99 Ciepło wytworzone w kotłach rezerwowo-szczytowych, GJ/a Paliwo spalone w silniku, GJ/a Paliwo spalone w kotłach, GJ/a Roczny koszt zakupu gazu ziemnego, PL Średni wskaźnik wykorzystania energii chemicznej paliwa w ektrociepłowni, %* Całkowity nakład inwestycyjny, PL Wartość projektu po 15 latach eksploatacji: PV, PL PV w stosunku do gospodarki rozdzionej, PL * Wskaźnik wykorzystania energii chemicznej paliwa obliczono dla układu jako całości tj. moduł kogeneracyjny oraz kotłownia gazowa 5. Podsumowanie Cem pracy było przedstawienie procedury wstępnego doboru urządzeń do małych ektrociepłowni wbudowanych, pracujących na potrzeby pojedynczych odbiorców, przy zadanej zmienności zapotrzebowania na ciepło i energię ektryczną. Jak wykazano, przybliżone określenie obszaru, w którym może wystąpić rozwiązanie optymalne jest możliwe przy wykorzystaniu algorytmów, bazujących na uogólnionych danych o parametrach konstrukcyjnych urządzeń i wymaganych nakładach inwestycyjnych. Obliczenia modowe nie prowadzą jednak do precyzyjnego wyznaczenia położenia punktu optymalnego. a niedokładność obliczeń wartości funkcji cu mają wpływ przede wszystkim niedokładności oszacowań parametrów technicznych (głównie sprawności i wskaźnika skojarzenia) oraz nakładów inwestycyjnych [1]. W związku z tym zaprezentowana metodyka obliczeń powinna być prowadzone jedynie we wstępnych fazach projektowania, tzn. na etapie 222 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

17 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej studium możliwości. Pozwoli to na szybkie i stosunkowo mało pracochłonne (w oparciu o gotowe programy komputerowe) określenie poziomu opłacalności inwestycji oraz przybliżone określenie zakresu mocy urządzeń do dalszych analiz szczegółowych. Szczegółowe analizy optymalizacyjne należy prowadzić w oparciu o rzeczywiste dane techniczne urządzeń przy możliwie precyzyjnym określeniu nakładów inwestycyjnych. Ponadto w pracy wykazano, że skojarzone wytwarzanie ciepła i energii ektrycznej w układzie wbudowanym, pracującym na potrzeby pojedynczego obiektu jest technologią atrakcyjną ekonomicznie w stosunku do kotłowni gazowej. Opłacalność projektu w dużym stopniu zależy od mocy dobranych urządzeń oraz odpowiedniej struktury cen energii ektrycznej i gazu ziemnego. Optymalna konfiguracja układu skojarzonego silnie zależy od założeń przyjętych do obliczeń. W zależności od cen paliwa i energii ektrycznej, trybu pracy modułu CHP i możliwości sprzedaży nadwyżek energii ektrycznej do sieci, punkt maksimum na krzywej PV zmienia swoje położenie. a opłacalność gospodarki skojarzonej bardzo znacząco rzutuje tryb pracy małej ektrociepłowni. ajkorzystniejsze wskaźniki opłacalności uzyskuje się w ekonomicznym trybie pracy, w którym maksymalizowana jest wartość chwilowych przepływów pieniężnych. Praca układu w tym trybie wymaga jednak urządzeń o bardzo astycznych charakterystykach, krótkich czasach rozruchu i zatrzymania oraz o małej bezwładności cieplnej. Wymagania takie spełniane są przez małe układy CHP z silnikami bądź turbinami gazowymi. Ponadto dla zapewnienia ekonomicznego trybu pracy układu, powinien on być wyposażony w specjalistyczne oprogramowanie zapewniające optymalizację chwilowych parametrów pracy układu w czasie rzeczywistym. Literatura [1] Kalina J.: Analiza i optymalizacja techniczno-ekonomiczna małych układów skojarzonego wytwarzania ciepła i energii ektrycznej. Rozprawa doktorska, Instytut Techniki Cieplnej, [2] Kalina J., Skorek J.: Simulation of the small-scale CHP system performance for given heat and ectricity load profiles. Materiały międzynarodowej konferencji ECOS 2. Enschede, Holandia 2. [3] Kalina J., Skorek J.: CHP Plants for Distributed Generation - Equipment Sizing and System Performance Evaluation. Materiały międzynarodowej konferencji ECOS 22. Berlin 22. [4] Skorek J.: Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice, 22. [5] Ito K, Yokoyama R., Akagi S., Matsumoto Y.: Influence of Fu Cost on the Operation of a Gas Turbine-Waste Heat Boiler Cogeneration Plant. Journal of Engineering for Gas Turbines an Power. Vol Styczeń 199 [6] Laine M. J.: Online Optimisation of a Cogeneration Plant. Materiały międzynarodowej konferencji ECOS 99. Tokyo, [7] Manolas D. A., Frangopulos C. A., Gialamas T. P., Tsahalis D., T.: Operation optimization of an industrial cogeneration system by a genetic algorithm. Materiały międzynarodowej konferencji ECOS 96. Sztokholm, Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 223

18 Kalina J.: Wstępny dobór źródła ciepła i energii ektrycznej dla obiektu Centrum Doskonałości OPTI_Energy