Gaz ziemny na potrzeby elbląskiego ciepłownictwa

Transkrypt

1 Janusz Cierpiał Stowarzyszenie Niezależnych Wytwórców Energii Skojarzonej Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. Gaz ziemny na potrzeby elbląskiego ciepłownictwa Konferencja Wykorzystanie gazu w ciepłownictwie i elektroenergetyce, Hotel Gromada w Elblągu r. O zaletach wynikających z zastosowania gazu ziemnego na potrzeby elbląskiego ciepłownictwa będę przekonywał w oparciu o doświadczenia zdobyte w trakcie budowy, a następnie eksploatacji trzech gazowych projektów kogeneracyjnych, tj.: Projektu Tuchów, Projektu Rzeszów, Projektu Pass-Błonie. Prezentowane projekty zostały oddane do eksploatacji w okresie minionych 5 lat i każdy z nich jest projektem niepowtarzalnej specyfice. Projekt Tuchów [1], [2] Projekt Tuchów to przykład udanej realizacji budowy gazowego układu kogeneracyjnego (mikroelektrociepłowni gazowej) pracującej na potrzeby komunalne niewielkiego miasta (miasto na koniec grudnia 2007 r. liczyło mieszkańców). Mikroelektrociepłownia zasila niewielki system ciepłowniczy, za pośrednictwem którego realizowane są dostawy ciepła na potrzeby centralnego ogrzewania i przygotowania ciepłej wody użytkowej do pięciu budynków wielorodzinnych oraz dwóch domów jednorodzinnych. Rys. 1. Plan sytuacyjny systemu ciepłowniczego wraz z lokalizacją węzłów rozdziału c.o. i węzłów przygotowania c.w.u. W skład Projektu Tuchów wchodzą obecnie dwa obiekty wytwórcze EC Tuchów (osiedlowa mikroelektrociepłownia gazowa o mocy elektrycznej 66 kw e i cieplnej kw t) oraz Kotłownia JP II (o mocy cieplnej 140 kw t).

2 Rys. 2. Wnętrze EC Tuchów. Na zdjęciu widoczny agregat kogeneracyjny TEDOM, niskotemperaturowy gazowy kocioł kondensacyjny REMEHA oraz kocioł BUDERUS G-605 z palnikiem gazowym Giersch. Realizacja projektu polegała na przebudowie przestarzałej osiedlowej kotłowni węglowo-olejowej (kotłownia Centrum ), stanowiącej własność gminy, w nowoczesną mikroelektrociepłownię gazową (EC Tuchów) poprzez wyłączenie z eksploatacji węglowego kotła fluidalnego KFDs-80 o mocy zainstalowanej 1 MWt zasilanego miałem węglowym (roczne zużycie miału węglowego około 560 ton) i zainstalowaniu w jego miejsce kotła gazowego (Remeha), gazowego agregatu kogeneracyjnego (Tedom) oraz wymianie palnika olejowego w eksploatowanym kotle Buderus na gazowy (wcześniej kocioł Buderus pracował jako olejowy, równolegle z kotłem fluidalnym). Z kolei, modernizacja Kotłowni JP II polegała na zastąpieniu dwóch przestarzałych kotłów węglowych o łącznej mocy 200 kw gazowym kotłem kondensacyjnym o mocy 140 kw t. Zakres prac związanych z modernizacją gospodarki energetycznej miasta Tuchów obejmował: 1. Likwidację jednej pary rur przesyłowych wprowadzenie wspólnego systemu przesyłu wody dla potrzeb c.o. oraz przygotowania c.w.u z wykorzystaniem tylko jednej pary rur (2 x DN100). 2. Zmianę technologii węzłów obiektowych (c.o. i c.w.u) i modernizację układu zasobników c.w.u. W celu przystosowania układu automatyki do indywidualnych potrzeb grup odbiorców (zależnie od stanu technicznego budynku) nastąpiła zamiana systemu centralnego (wspólne zasilanie c.o. dla wszystkich budynków i wspólny obieg wody grzewczej do przygotowania c.w.u.) na system automatyki indywidualnej (węzły dwufunkcyjne wyposażone w indywidualne regulatory pogodowe w węzłach obiektowych). 3. Modernizację i zmianę technologii pracy źródła ciepła: - zabudowa niskotemperaturowego gazowego kotła kondensacyjnego REMEHA GAS 3002 ECO/17 o mocy 470 kwt, - zabudowa gazowego agregatu kogeneracyjnego TEDOM CENTO M 66 SP o mocy elektrycznej 66 kwe i cieplnej 106 kwt oraz całkowitej sprawności (przemiany energii chemicznej paliwa) 87,8% (silnik napędzany gazowym, czterosuwowym silnikiem spalinowym MAN E 0826 E302 o zapłonie iskrowym, w układzie rzędowym z sześcioma cylindrami), przeznaczonego do pracy na pokrycie potrzeb c.w.u., - przystosowanie istniejącego kotła olejowego BUDERUS G-605 do pracy z nowymi jednostkami oraz wymiana palnika na gazowy Giersch typ MG 3.1-M-L-N o mocy nominalnej 880 kwt (rok produkcji kotła 1997, palnika 2003), - modernizacja automatyki kotłowej i całego układu technologicznego w kotłowni (z zastosowaniem sprzęgła hydraulicznego), - wykonanie nowych układów AKPiA (ze sterownikiem centralnym) oraz nowej instalacji elektrycznej, - likwidacja podłączenia kotła fluidalnego (wyłączenie kotła z eksploatacji), - budowa reduktorów ciśnienia wody oraz nowej stacji uzdatniania wody, - zamknięcie zładu (budowa naczynia wzbiorczego na dachu jednego z budynków). 2/11

3 W wyniku przeprowadzonej modernizacji straty ciepła uległy zmniejszeniu z 30% do 10% całkowitego zapotrzebowania na ciepło obiektów zasilanych z mikroelektrociepłowni (dotychczas nie przeprowadzono jedynie wymiany stalowych rur ciepłowniczych na preizolowane). Bezpośrednie nakłady na instalację urządzeń wytwórczych wraz z infrastrukturą towarzyszącą zamknęły się kwotą ok. 570 tys, zł, natomiast nakłady na inwestycje w obce środki trwałe będące własnością miasta Tuchów (sieć ciepłownicza, węzły cieplne, budynek EC Tuchów) wyniosły ok. 140 tys. zł. Dodatkowo, za kwotę 94 tys. zł Spółka przeprowadziła modernizację Kotłowni JP II. Miasto Tuchów oraz obsługiwane spółdzielnie mieszkaniowe nie poniosły żadnych nakładów inwestycyjnych na modernizację gospodarki energetycznej. Konfiguracja źródeł wytwórczych przeprowadzona została w oparciu o uporządkowany wykres potrzeb cieplnych, uwzględniający prognozę zapotrzebowania na ciepło po zakończeniu procesu modernizacji gospodarki ciepłowniczej. Wdrożono następujący program pracy mikroelektrociepłowni: układ kogeneracyjny przeznaczony został do pracy w podstawie, kocioł kondensacyjny REMEHA do pracy w sezonie grzewczym jako jednostka podstawowa, a kocioł BUDERUS dedykowany został do pracy w sezonie grzewczym jako jednostka szczytowa. Zapotrzebowanie na ciepło, MW 1,4 1,3 1,2 1,1 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0, Czas, godziny akumulacja ciepła kocioł olejowy kocioł gazowy układ CHP Rys. 3. Wykres uporządkowany potrzeb cieplnych po przeprowadzeniu modernizacji W okresie X.2003-I.2006 r. agregat kogeneracyjny pracował w podstawie z okresowymi przerwami na planowe i nieplanowe postoje oraz przeglądy. W czasie postoju agregatu brakujące ilości ciepła produkowane były w kotle REMEHA wyposażonym w palnik modulowany. W sezonie grzewczym kocioł REMEHA pracował przez około h wspólnie z układem kogeneracyjnym, a przez pozostałe godzin dodatkowo z kotłem BUDERUS (wyposażonym w dwufunkcyjny palnik gazowy), pokrywającym szczyty zapotrzebowania na ciepło. Rys. 4. Sprzedaż ciepła wytwarzanego w EC Tuchów na potrzeby c.o. i c.w.u. 3/11

4 Wytwarzana energia elektryczna miała w całości pokrywać zapotrzebowanie EC Tuchów na energię elektryczną, a pozostały wolumen energii elektrycznej miał być sprzedawany jest do sieci elektroenergetycznej lokalnego operatora systemu dystrybucyjnego (ENION GRUPA TAURON S.A. Oddział w Tarnowie). Z uwagi na zmianę regulacji prawnych dotyczących funkcjonowania gazowych źródeł kogeneracyjnych, agregat zainstalowany w EC Tuchów w okresie X.2003-XII.2007 wykorzystywany był do pracy ciągłej jedynie w okresie od X.2003-I.2006 r. Od II.2006 r. do II.2008 r. agregat produkował minimalne ilości energii elektrycznej, które pozwalały na pokrycie potrzeb własnych EC Tuchów. Od dnia 28 lutego 2008 r. agregat został trwale odstawiony. Charakterystyka pracy agregatu kogeneracyjnego uwarunkowana była wysokością ceny zakupu energii elektrycznej oferowanej przez Enion Energia Sp. z o.o. (lokalna spółka obrotu energią elektryczną). MWh/rok Wolumen sprzedaży energii elektrycznej 180,00 180,00 180,00 85,7 345,6 423,9 150,00 105,2 Cena sprzedaży energii elektrycznej 116,50 116,50 49,7 11, zł/mwh 200,00 180,00 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 Rys. 5. Zależność pomiędzy wolumenem sprzedawanej energii elektrycznej a ceną jej sprzedaży Dla potencjalnych odbiorców nośników energii wytwarzanej w gazowym układzie kogeneracyjnym kluczowe znaczenie mają ceny zakupu ciepła oraz energii elektrycznej. Porównanie ścieżki wzrostu cen zakupu energii elektrycznej i gazu ziemnego z inflacją oraz cenami sprzedaży energii elektrycznej i ciepła zamieszczone zostało na poniższym wykresie. 0,00 Rys. 6. Porównanie ścieżek cenowych nośników kupowanych i sprzedawanych przez EC Tuchów 4/11

5 Projekcja ścieżek cenowych dla poszczególnych nośników energii wykonana została przy następujących założeniach: 1. Gaz ziemny: roczne zużycie na potrzeby technologiczne 294 tys. m 3, moc umowna 80 m 3 /h, grupa taryfowa W-6 PGNiG S.A. dla obszaru Karpackiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o. w Tarnowie. 2. Energia elektryczna (zakup): roczne zużycie na potrzeby technologiczne 17,85 MWh, moc zamówiona 19 kw EC Tuchów oraz 12 kw węzły cieplne, grupa taryfowa C 11 Enion Energia Sp. z o.o. 3. Ciepło: roczna sprzedaż na potrzeby odbiorców 8.193,3 GJ, moc zamówiona 1.137,4 kw. 4. Energia elektryczna (sprzedaż): oferty cenowe Enion Energia Sp. z o.o. Należy podkreślić, że również zmiany zachodzące na polskim rynku energii elektrycznej wymusiły konieczność wzrostu cen sprzedaży ciepła. Systematycznie zmniejszający się poziom cen sprzedaży energii elektrycznej wymuszał na spółce konieczność dodatkowego zwiększania poziomu cen sprzedaży ciepła (poza wynikającym ze wzrostu cen zakupu gazu ziemnego oraz wzrostu cen usług związanych z eksploatacją EC Tuchów) rekompensującego spadek przychodów z tytułu sprzedaży energii elektrycznej. Na szczęście sytuacja na rynku energii elektrycznej uległa poprawie, co w połączeniu z uruchomionym rynkiem świadectw pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji gazowej, umożliwia właścicielom gazowych układów kogeneracyjnych wykorzystywać w pełni ich zdolności wytwórcze. Projekt Rzeszów [3] Podstawowym elementem Projektu Rzeszów jest zainstalowany w listopadzie 2005 r., na terenie siedziby ZG Rzeszów, agregat kogeneracyjny typu ME 3066 DH1 na bazie silnika zasilanego gazem ziemnym wysokometanowym GZ-50 w wersji kontenerowej. Parametry nominalne agregatu, w trybie pracy ciągłej dla pracy równoległej z siecią energetyczną (dla obciążenia 100%), są następujące: wyjście elektryczne generatora (bez możliwości przeciążenia): 116 kw, wyjście termiczne: 198 kw, sprawność wykorzystania energii pierwotnej zawartej w paliwie gazowym: 93,3 %. Rys. 7. Układ trigeneracyjny zainstalowany na terenie ZG Rzeszów Układ kogeneracyjny pracuje w systemie ciągłym od października 2006 r. i wytwarza energię elektryczną na potrzeby budynków ZG Rzeszów i Gazowni Rzeszowskiej, (nadwyżka oddawana jest do sieci elektroenergetycznej PGE - Rzeszowski Zakład Energetyczny S.A.) oraz ciepło na potrzeby ciepłej wody użytkowej, centralnego ogrzewania budynków biurowych ZG Rzeszów i Gazowni Rzeszowskiej. W sezonie 5/11

6 grzewczym pewna część produkowanego ciepła sprzedawana jest do zlokalizowanej w pobliżu drukarni. W czerwcu 2007 r. układ kogeneracyjny został rozbudowany o chłodniczy agregat absorpcyjny typu WFC SC-30 firmy York. Agregat absorpcyjny produkuje w okresie letnim wodę lodową na potrzeby układu centralnej klimatyzacji w budynku biurowym ZG Rzeszów przy ul. Wspólnej 5. Głównym celem realizacji projektu była maksymalizacja korzyści jakie dla podmiotów GK PGNiG może generować eksploatacja gazowego układu kogeneracyjnego/trigeneracyjnego. Początkowo właścicielem projektu był ZG Rzeszów, jednakże brak możliwości prowadzenia działalności w obszarze wytwarzania energii elektrycznej (jako gazowniczy OSD) sprawił, że jedynym rozwiązaniem zapewniającym maksymalizację korzyści ze zrealizowanego już projektu było przejęcie jego eksploatacji przez PGNiG S.A. Eksploatacja gazowego układu wytwórczego jest źródłem następujących korzyści dla GK PGNiG: ogranicza koszty zakupu energii elektrycznej na potrzeby własne przez Gazownię Rzeszowską oraz Karpacką Spółkę Gazownictwa Sp. z o.o. Oddział Zakład Gazowniczy w Rzeszowie (ZG Rzeszów), ogranicza koszty produkcji chłodu, poprzez wykorzystywanie ciepła wytwarzanego w układzie ko generacyjnym (odejście od rozwiązań chłodniczych bazujących na energii elektrycznej) umożliwia pozyskanie nowego źródła przychodów ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji. Kompleks, na którego terenie mieszczą się siedziby Gazowni Rzeszowskiej oraz ZG Rzeszów zlokalizowany jest w przemysłowej dzielnicy miasta Rzeszów. W sąsiedztwie zakładu działalność gospodarczą prowadzi kilkanaście zakładów przemysłowych i firm, które w przyszłości mogą stać się potencjalnymi odbiorcami energii elektrycznej i ciepła wytwarzanych przez układ kogeneracyjny. Tym bardziej, że przedstawiciele Gazowni Rzeszowskiej oraz ZG Rzeszów uwzględniają możliwość rozbudowy układu wytwórczego o bliźniaczy moduł. W otoczeniu kompleksu przy ul. Wspólnej występuje bowiem zapotrzebowanie na energię elektryczną wielokrotnie przewyższające możliwości wytwórcze obecnie eksploatowanego gazowego układu kogeneracyjnego. Stwarza to możliwość odsprzedaży nadwyżek produkowanej energii elektrycznej nie tylko do sieci lokalnego operatora systemu dystrybucyjnego (PGE Dystrybucja Rzeszów Sp. z o.o.), lecz również bezpośrednio do firm prowadzących działalność w bezpośrednim sąsiedztwie kompleksu. Stacja transformatorowa PGE Dystrybucja Rzeszów Sp. z o.o. Agregat kogeneracyjny Pomiar energii dwukierunkowy Rozdzielnica elektryczna Główna OZG Rzeszów Rys. 8. Schemat układu elektroenergetycznego Odbiory Należy podkreślić, że z uwagi na niekorzystne warunki sprzedaży energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej lokalnego OSD, w okresie czerwiec 2008 r. maj 2009 r. nastąpiło ograniczenie poziomu produkcji energii elektrycznej i ciepła, w celu zminimalizowania poziomu sprzedaży energii elektrycznej do sieci. 6/11

7 Jednakże obecnie prowadzone są rozmowy ze spółkami obrotu w zakresie nawiązania współpracy w zakresie zakupu całości energii elektrycznej wytwarzanej w źródłach rozproszonych będących własnością podmiotów GK PGNiG. Jest to możliwe dzięki istnieniu odpowiedniej infrastruktury sieciowej towarzyszącej układowi kogeneracyjnemu. Rys. 9. Schemat układu ciepłowniczego i chłodniczego W sezonie grzewczym szczytowe zapotrzebowanie na ciepło pokrywane jest przez produkcję kotłowni gazowej zlokalizowanej w budynku przy ulicy Wspólnej 5 (2 kotły gazowe o mocy 500 kwt każdy). [GJ] Ciepło na potrzeby ZG Rzeszów Ciepło na potrzeby Gazowni Ciepło na potrzeby Drukarni 600,00 500,00 400,00 300,00 200,00 100,00 0,00 V'08 VI'08 VII'08 VIII'08 IV'08 X'08 XI'08 XII'08 I'09 II'09 III'09 IV'09 Rys. 10. Charakterystyka zużycia ciepła wytwarzanego w układzie kogeneracyjnym Agregat kogeneracyjny został dobrany optymalnie do potrzeb cieplnych kompleksu przy ul. Wspólnej, tzn. przez cały rok wytwarzane w nim ciepło wykorzystywane jest do przygotowania centralnej ciepłej wody użytkowej dla potrzeb 230 pracowników. W sezonie grzewczym (jesień zima wiosna), agregat produkuje ciepło na potrzeby własne kompleksu, tj. na potrzeby centralnego ogrzewania i wentylacji obiektów przy ul. Wspólnej 1, ul. Wspólnej 5 oraz Drukarni. Poza sezonem grzewczym (lato) ciepło wytwarzane w układzie 7/11

8 kogeneracyjnym wykorzystywane jest do produkcji wody lodowej dla celów klimatyzacji i wentylacji budynku biurowego przy ul. Wspólnej 5 przy użyciu chillera o mocy chłodniczej 105 kw [MWh] En.el. dla ZG Rzeszów En. el. dla Gazowni En. el. dla RZE S.A. 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 V'08 VI'08 VII'08 VIII'08 IV'08 X'08 XI'08 XII'08 I'09 II'09 III'09 IV'09 Rys. 11. Charakterystyka zużycia energii elektrycznej wytwarzanej w układzie kogeneracyjnym Aktualnie finalizowane są prace związane z uzyskaniem certyfikacji uprawniającej do ubiegania się o świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji gazowej ( żółte certyfikaty). Eksploatacja gazowego układu kogeneracyjnego na terenie ZG Rzeszów wiąże się z możliwością zdobycia doświadczenia niezbędnego dla osiągnięcia przez GK PGNiG szeregu następujących celów cząstkowych, związanych z uczestnictwem w szeroko pojętym rynku energii: zapewnienie dostaw energii elektrycznej do podmiotów GK PGNiG po cenach niższych od aktualnych cen rynkowych, rozpoczęcie procesu wykorzystywania przez PGNiG S.A. najnowocześniejszych technologii w zakresie dostaw energii elektrycznej i ciepła (chłodu), wykorzystanie efektu synergii w zakresie dostaw mediów, zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego dostaw energii elektrycznej na potrzeby podmiotów GK PGNiG, uniezależnienie się podmiotów GK PGNiG od zewnętrznych dostawców/sprzedawców nośników energii (energia elektryczna, ciepło, chłód), zmniejszenie strat przesyłu (dystrybucji) energii elektrycznej poprzez jej produkcję i sprzedaż w sąsiedztwie instalacji odbiorczych, wejście GK PGNiG w obszar usług multienergetycznych/infrastrukturalnych, zarówno w obszarze potrzeb własnych, jak i na potrzeby lokalnych odbiorców nośników energii, możliwość wypracowania oferty produktowej dla usług z zakresu outsourcingu energetycznego, obejmującego m.in. dostawy do odbiorców końcowych energii elektrycznej, ciepła i chłodu. Projekt Pass-Błonie [4] Projekt Pass zlokalizowany jest w Strefie Przemysłowej, która położona jest w gminie Błonie (liczącej prawie 20 tys. mieszkańców) w woj. mazowieckim. Celem realizacji projektu Pass-Błonie było zapewnienie niezawodnych dostaw ekologicznych nośników energii po konkurencyjnych cenach do odbiorców przemysłowych zlokalizowanych w Strefie Przemysłowej Pass. Cel ten osiągnięto dzięki wykorzystaniu kogeneracyjnego (skojarzonego) źródła energii elektrycznej i ciepła. Celami cząstkowymi/realizacyjnymi były między innymi: zapewnienie dostaw i sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców Strefy Pass po konkurencyjnych cenach, wykorzystanie najnowszych technologii w zakresie dostaw energii elektrycznej i ciepła (ale potencjalnie także chłodu) kogeneracji (trójgeneracji) rozproszonej, wykorzystanie efektu synergii w zakresie dostaw mediów, 8/11

9 zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego dostaw energii elektrycznej, uniezależnienie dostaw od lokalnego Operatora Systemu Dystrybucyjnego, realizującego usługę dystrybucji oraz lokalnej spółki obrotu sprzedającej energię elektryczną, zmniejszenie strat przesyłu (dystrybucji) energii elektrycznej poprzez jej produkcję i sprzedaż w pobliżu odbiorców, optymalizacja zapotrzebowania oraz dostaw energii elektrycznej dla odbiorców znajdujących się w Strefie Przemysłowej Pass, zapoczątkowanie tworzenia przedsiębiorstwa energetycznego (multienergetycznego/infrastrukturalnego) nowej generacji zarówno dla potrzeb odbiorców Strefy, jak i (w przyszłości) dla potrzeb innych odbiorców mediów. Genezą oraz punktem wyjścia do realizacji projektu była konieczność zapewnienia dostaw energii elektrycznej na pokrycie potrzeb odbiorców zlokalizowanych w Strefie Przemysłowej Pass przy ograniczonych możliwościach dostaw energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej lokalnego OSD. Mając na uwadze ograniczenia mocowe oraz konieczność poniesieniem znacznych kosztów (na etapie przyłączenia) w celu zapewnienia kompleksowi dostaw energii elektrycznej z sieci lokalnego OSD - Zakładu Energetycznego Warszawa-Teren Dystrybucja Sp. z o.o., Inwestor podjął decyzję o poszukiwaniu alternatywnej (lub w przyszłości uzupełniającej z sieci OSD) możliwości dostaw energii elektrycznej do odbiorców w Strefie. Co ciekawe, Inwestorem, który sfinansował realizację tego projektu jest osoba fizyczna, prowadząca działalność gospodarczą pod firmą Błonie - Pass Strefa Przemysłowa. Zainstalowane w Stefie źródło kogeneracyjne wytwarza energię elektryczną i ciepło w pełni zaspokajając potrzeby podmiotów gospodarczych prowadzących działalność na terenie Strefy. Uwzględniając wysoki poziom zapotrzebowania na ciepło jedynie w sezonie grzewczym, docelowo przewiduje się wykorzystywać wytwarzane ciepło poza sezonem grzewczym do produkcji chłodu na potrzeby klimatyzacji lub na potrzeby procesów technologicznych, względnie dla chłodzenia obiektów w celu zapewnienia odpowiedniej, obniżonej temperatury. W związku z tym celowe, w kolejnych fazach realizacji projektu, będzie jednoznaczne określenie możliwych obszarów wykorzystania chłodu uzyskanego z agregatów oraz układu absorpcyjnego (czyli tzw. trójgeneracji). W ramach doboru źródła kogeneracyjnego zadecydowano, że podstawowym priorytetem, ze względu na konieczność zapewnienia niezawodności dostaw oraz zachowania ustalonej z odbiorcami mocy umownej (możliwej do uzyskania z układów kogeneracyjnych), będzie maksymalny poziom mocy zamówionej przez odbiorców. Pełny wyspowy charakter pracy źródła, niezbyt często spotykany podczas doboru urządzeń kogeneracyjnych, usprawiedliwia odstąpienie od standardowego doboru agregatów ko generacyjnych, wg analiz krzywych zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną. W ramach doboru urządzeń założono, że priorytetem jest wytwarzanie energii elektrycznej na potrzeby odbiorców w Strefie Przemysłowej, a zadaniem Inwestora będzie w przyszłości maksymalizacja zagospodarowania ciepła na potrzeby cieplne i chłodnicze odbiorców lub (ewentualnie) na potrzeby własne. Zamówiona przez obecnych i potencjalnych odbiorców moc elektryczna powinna docelowo osiągnąć poziom ok. 14,5 MWe, przy czym, w pierwszych latach zgodnie z podpisanymi aktami notarialnymi i przeprowadzonymi ustaleniami, wynosi ona 2 MWe w 2008 roku, 3 MWe w 2009 r., 10 MWe w 2010 r. i docelowo w kolejnych latach planowane jest jej zwiększenie do poziomu 14,5 MWe (dla odbiorców, którzy już podpisali umowy ze Strefą). Nie planuje się przyłączania dużych odbiorów niespokojnych. Moc największych siników asynchronicznych przyłączanych do planowanych instalacji nie powinna przekraczać 160 kw, a sumaryczna moc wszystkich silników asynchronicznych nie może przekroczyć wartości 3,4 MW. Zgodnie z posiadanymi przez Inwestora danymi o zapotrzebowaniu mocy oraz dostępności paliw, a także uwzględniając możliwą, potencjalną pracę układu bez połączenia z siecią elektroenergetyczną lokalnego OSD określone zostały warunki brzegowe pracy agregatów. W obszarze mocy elektrycznej, w połowie 2008 r. potrzeby energetyczne odbiorców zamykały się w przedziale 0,5-2,0 MWe, by w I kwartale 2009 roku osiągnąć poziom 3 MWe. Ponieważ minimalne trwałe obciążenie agregatu kogeneracyjnego wynosi ok. 50% mocy elektrycznej nominalnej, moc pojedynczego agregatu nie przekracza poziomu dwukrotności mocy najmniejszego z zasilanych odbiorów (niedopełnienie tego warunku skutkuje wyłączeniem się agregatu kogeneracyjnego). W związku z powyższym nominalna moc elektryczna agregatów kogeneracyjnych planowanych do instalacji na terenie Strefy zawierała w przedziale 1-1,25 MWe. Dobierając jednostki wytwórcze, uwzględniono również 9/11

10 STOWARZYSZENIE NIEZALEŻNYCH WYTWÓRCÓW konieczność zapewnienia wysokiej dyspozycyjności dostaw energii elektrycznej. W tym celu zainstalowano trzy agregaty kogeneracyjne TEDOM typ Quanto C1000 SP o mocy MWe i kwt. Rys. 12. Agregaty kogeneracyjne. Projekt Pass-Błonie Rys. 13. Instalacja agregatów kogeneracyjnych. Projekt Pass-Błonie Agregaty kogeneracyjne zainstalowane na terenie Strefy Przemysłowej Pass wytwarzają energię elektryczną w celu pełnego pokrycia występującego zapotrzebowania, dlatego energia elektryczna jest priorytetowym produktem i wszystkie inne procesy są optymalizowane w oparciu o powyższe założenie. Agregaty współpracują w trybie kaskadowym tak, aby ich obciążenie było równomierne i przekraczało poziom 50% mocy nominalnej. Ponieważ agregaty kogeneracyjne wyposażone zostały w generatory synchroniczne o napięciu 0,4 kv, a odbiorcy energii elektrycznej są oddaleni o ok. 1 km od miejsca zainstalowania źródła wytwórczego, 10/11

11 wyprowadzenie mocy elektrycznej realizowane jest za pomocą transformatora 0,4/15 kv o mocy kva. W tym celu wykonana została rozdzielnica 15 kv oraz rozdzielnia 0,4 kv, wraz z niezbędnymi zabezpieczeniami, zapewniającymi poprawną pracę układu. W dniu 26 listopada 2008 r. Inwestor, decyzją Prezesa URE, otrzymał koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej na okres 15 lat, co umożliwiło rozpoczęcie produkcji energii elektrycznej oraz otworzyło drogę do ubiegania się o świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji gazowej. Podsumowanie Instalacja gazowego układu kogeneracyjnego wiąże się z szeregiem korzyści jedynie pod warunkiem przeprowadzenia pełnej optymalizacji układu wytwórczego jak miało to miejsce w przypadku Projektu Tuchów oraz Projektu Rzeszów. Brak optymalizacji wiązać się może z przewymiarowaniem układu wytwórczego, co będzie źródłem wymiernych strat w przyszłości. Instalacja gazowego układu kogeneracyjnego wiąże się z pozyskaniem nowoczesnego, wysokosprawnego i stabilnego źródła ciepła i energii elektrycznej. Należy podkreślić, iż podmioty zainteresowane budową tego typu źródeł mogą liczyć, że potencjalny inwestor dokona pełnej modernizacji gospodarki ciepłowniczej, a zaproponowane ceny sprzedaży ciepła kształtować się będą na poziomie zbliżonym do obowiązujących na lokalnym rynku (będą oczywiście wyższe od cen proponowanych przez wytwórców eksploatujących zamortyzowane węglowe źródła wytwórcze). Korzyści wynikające z instalacji gazowego układu kogeneracyjnego kumulują się w przypadku istnienia możliwości sprzedaży na lokalnym rynku energii elektrycznej (oczywiście bez pośrednictwa sieci lokalnego OSD). W takim przypadku, odbiorca energii może spodziewać się, że cena zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w gazowym układzie kogeneracyjnym będzie niższa o ok. kilka-kilkanaście procent od najkorzystniejszej oferty cenowej oferowanej na lokalnym rynku. Należy oczekiwać, że w najbliższym czasie lista korzyści możliwych do osiągnięcia dzięki zastosowaniu gazowych źródeł kogeneracyjnych będzie się systematycznie wydłużać jest to nieuniknione z uwagi na zapowiedzi przedstawicieli spółek obrotu energią elektryczną o dotyczących konieczności dalszego wzrostu cen energii elektrycznej, a także zaostrzające się wymogi środowiskowe szczególnie w odniesieniu do wysłużonych źródeł węglowych funkcjonujących w wielu przedsiębiorstwach energetyki cieplnej oraz zakładach przemysłowych. Bibliografia: [1] Popczyk J., Jurkiewicz A., Tańczuk M.: Ocena stanu technicznego majątku ciepłowniczego przed realizacją programu modernizacji kotłowni osiedlowej i sieci przesyłowych c.o. i c.w.u w Tuchowie przy ul. Osiedle Centrum. Konsorcjum ECO-Megaterm, Opole 2002 r. [2] Jurkiewicz A., Tańczuk M., Pająk Z.: Audyt energetyczny kotłowni Osiedla Centrum w Tuchowie: Koncepcja modernizacji wraz z propozycją konfiguracji. Konsorcjum ECO-Megaterm, Opole 2002 r. [3] Wielgus G.: Praktyczne aspekty funkcjonowania trigeneracji na przykładzie układu funkcjonującego w KOSD - ZG w Rzeszowie, Tarnów 2008 r. [4] Kulesa M., Mirkowicz L.: Kogeneracyjne źródło energii elektrycznej i ciepła pracujące na potrzeby Strefy Przemysłowej Pass, Błonie 2008 r. 11/11