OPŁACALNOŚĆ ZASTOSOWANIA UKŁADU SKOJARZONEGO Z TURBINĄ GAZOWĄ I KOTŁEM ODZYSKNICOWYM W CIEPŁOWNI KOMUNALNEJ

Transkrypt

1 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej Mariusz TAŃCZUK Katedra Techniki Cieplnej i Aparatury Przemysłowej Politechnika Opolska Opole, ul. Mikołajczyka 5 mtanczuk@ec.opole.pl 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 OPŁACALNOŚĆ ZASTOSOWANIA UKŁADU SKOJARZONEGO Z TURBINĄ GAZOWĄ I KOTŁEM ODZYSKNICOWYM W CIEPŁOWNI KOMUNALNEJ PROFITABILITY OF INSTALLATION OF THE CHP SYSTEM WITH GAS TURBINE AND HEAT RECOVERY BOILER IN MUNICIPAL HEATING PLANT Streszczenie. W pracy przedstawiono wyniki analizy ekonomicznej pracy układu skojarzonego na bazie turbiny gazowej i wodnego kotła odzyskowego zabudowanego w ciepłowni komunalnej. Do przeprowadzenia obliczeń wykorzystano dane z układu zainstalowanego w Zakładzie Energetyki Cieplnej w Opolu. Na podstawie danych eksploatacyjnych układu rzeczywistego (dane techniczne i ekonomiczne) wyznaczono podstawowe wskaźniki opłacalności ekonomicznej: wartość bieżącą inwestycji NPV oraz zdyskontowany okres zwrotu DPB. Wskaźniki te wyznaczono przy przyjęciu różnych wielkości kosztów inwestycji alternatywnej. Następnie przeprowadzono analizę wrażliwości wyników ekonomicznych na cenę paliwa (gaz ziemny) oraz cenę sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej do sieci. Wyznaczono również ceny graniczne sprzedaży energii elektrycznej, przy której wartość wskaźnika NPV dla 7 lat eksploatacji wynosi. Summary. Results of economical analysis of the co-generation unit (CHP) based on the gas turbine and heat recovery boiler in municipal heating plant is presented in the paper. Basic economical indexes (NPV, DPB) were calculated on the basis of technical and economical data of the cogeneration system that operates at Zakład Energetyki Cieplnej in Opole. The indexes were found for varied assumptions of capital costs of alternative investment and for varied prices of gas fuel and energy. Marginal price of electricity sale to the grid that makes NPV(7years) achieve zero value was also found. 1. Wprowadzenie W porównaniu z produkcją ciepła i energii elektrycznej w układach rozdzielonych (elektrownie i ciepłownie/kotłownie) gospodarka skojarzona (czyli kogeneracja) pozwala na wytwarzanie tych nośników energii jednocześnie ze zwiększoną efektywnością i sprawnością całego procesu, dzięki czemu jest możliwe obniżenie zużycia energii pierwotnej. Oprócz efektów energetycznych i ekologicznych kogeneracja wiąże się również z możliwością osiągnięcia konkretnych korzyści ekonomicznych. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 269

2 Tańczuk M., Skorek J.: Opłacalność zastosowania układu skojarzonego z turbiną gazową... W ostatnich latach, w świecie obserwuje się dynamiczny rozwój technologii kogeneracyjnych małych mocy opartych o turbiny gazowe lub zasilane gazem silniki spalinowe. Jedną z możliwości wykorzystania takich układów jest ich budowa w tradycyjnych ciepłowniach komunalnych, które do produkcji ciepła wykorzystują kotły wodne opalane paliwem stałym. Większość komunalnych systemów ciepłowniczych w kraju to układy produkujące gorącą wodę w kotłach opalanych paliwem stałym (miał węglowy, węgiel). Część pracujących kotłów ze względu na duży stopień wyeksploatowania, wymagać będzie kapitalnych remontów w przeciągu najbliższych kilku lat. Ze względu na planowane znaczne zaostrzenie norm emisji pyłów i SO 2, wiele przedsiębiorstw ciepłowniczych stoi również przed koniecznością poniesienia dużych nakładów inwestycyjnych związanych z budową kosztownych instalacji odpylania i odsiarczania spalin. Oprócz technicznego zużycia kotłów, w części miejskich systemów ciepłowniczych występuje problem niskiej sprawności produkcji ciepła dla potrzeb przygotowania ciepłej wody użytkowej poza sezonem grzewczym. Zabudowane kotły wodne są najczęściej przewymiarowane w stosunku do małych potrzeb cieplnych systemu poza sezonem grzewczym. Stąd też konieczność zapewnienia dostaw c.w.u. latem powoduje, iż muszą one pracować pod znacznie zmniejszonym obciążeniem, a więc z niską sprawnością [1]. Rozwiązanie wymienionych problemów technicznych wymaga ponoszenia przez operatorów źródeł ciepła znacznych nakładów finansowych. W takim przypadku interesująca alternatywą może być zainstalowanie w ciepłowni układu CHP na bazie turbiny gazowej z kotłem odzysknicowym lub silnika spalinowego z układem wymienników, co pozwala na wyeliminowanie zużytych, wyeksploatowanych kotłów węglowych oraz umożliwia zwiększenie sprawności produkcji ciepła w okresie letnim. Ze względu na znaczne nakłady inwestycyjne i duże koszty eksploatacji (wysokie ceny gazu ziemnego) zabudowa układu CHP ma jednak sens wyłącznie w przypadku gdy może on być eksploatowany przez okres całego roku (wyłączeniem oczywiście koniecznych postojów technologicznych). Dłuższy roczny czas pracy układu CHP oznacza bowiem większe przychody z tytułu produkcji energii elektrycznej (produkcja dla potrzeb własnych lub sprzedaż). Modernizowana ciepłownia komunalna musi więc pracować także poza sezonem grzewczym w celu zapewnienia dostaw c.w.u. do systemu lub (rzadziej) dla pokrycia potrzeb o charakterze technologicznym. Układ skojarzony może być w takim przypadku wykorzystany do pracy w podstawie obciążenia przez okres całego roku (rys. 1). 21 Zapotrzebowanie na ciepło, MW t ISTNIEJĄCE KOTŁY WODNE do pracy w sezonie grzewczym i w okresach przejściowych oraz w przypadku postoju lub awarii układu CHP UKŁAD SKOJARZONY CHP: Turbina gazowa + kocioł wodny odzysknicowy Rys. 1. Wykres uporządkowany zapotrzebowania na ciepło miejskiego systemu ciepłowniczego z naniesionym polem pracy układu skojarzonego (na podstawie danych dla systemu ciepłowniczego miasta Opole, rok 21). 27 Centrum Doskonałości OPTI_Energy Czas, h

3 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej Z punktu widzenia inwestora najważniejszym kryterium w podejmowaniu decyzji o wyborze konkretnego rozwiązania modernizacyjnego układu ciepłowni powinien być zawsze wynik analizy opłacalności. Należy pamiętać, że odpowiedni dobór układu skojarzonego ma bezpośredni wpływ na uzyskany efekt ekonomiczny. Stąd też proces podejmowania decyzji musi być wsparty dokładną analizą techniczno-ekonomiczną pozwalającą na optymalny dobór układu skojarzonego [2], [3]. W okresie eksploatacji urządzenia analiza taka powinna być powtarzana celem weryfikacji przyjętych wcześniej założeń i potwierdzenia słuszności wybranego rozwiązania. W dalszej części pracy przedstawiono wyniki wielowariantowej analizy technicznoekonomicznej opłacalności pracy układu CHP na bazie turbiny gazowej, zabudowanego w miejskiej ciepłowni komunalnej. Do obliczeń wykorzystano dane z pracy układu rzeczywistego, który zabudowany został w ciepłowni miejskiej w Opolu. Analizę przeprowadzono dla kilku wariantów cen paliwa gazowego i energii elektrycznej ze względu na fakt, iż oprócz nakładów ponoszonych przez inwestora (nakładów inwestycyjnych) jednym z podstawowych czynników wpływających na opłacalność zasilanych gazem małych układów CHP jest relacja cen stosowanego paliwa (najczęściej gazu ziemnego) do cen energii elektrycznej i węgla [2]. 2. Założenia i dane wejściowe do analizy opłacalności Analizę przeprowadzono dla układu analogicznego do pracującego elektrociepłowni komunalnej w Opolu (ZEC-Opole). W 1999 roku w istniejącej ciepłowni zabudowano układ CHP z turbiną gazową i wodnym kotłem odzysknicowym w miejsce dwóch wyeksploatowanych kotłów na miał węglowy. Rysunek 2 przedstawia schemat poglądowy ciepłowni przed modernizacją, a rysunek 3 prezentuje układ ciepłowni nadbudowanej blokiem skojarzonym. PYŁ WĘGLOWY WP-12 PYŁ WĘGLOWY WP-12 Q g t zas t pow Miejski System Ciepłowniczy Rys. 2. Uproszczony schemat technologiczny układu ciepłowni centralnej w ZEC-Opole (przed modernizacją) Układ skojarzony wytwarza energię elektryczną dla potrzeb własnych elektrociepłowni i na sprzedaż do Zakładu Energetycznego (nadwyżki). Dzięki skierowaniu spalin wylotowych z turbiny gazowej do kotła odzysknicowego produkowana jest jednocześnie gorąca woda zasilająca miejski system ciepłowniczy przez cały rok. Moc elektryczna turbiny w warunkach ISO wynosi 7,352 MW el, moc cieplna kotła 14,2 MW t. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 271

4 Tańczuk M., Skorek J.: Opłacalność zastosowania układu skojarzonego z turbiną gazową... PYŁ WĘGLOWY WP-12 PYŁ WĘGLOWY WP-12 SPALINY KO GAZ ZIEMNY GFB Q g t zas t pow Miejski System Ciepłowniczy N el G TURBINA GAZOWA POWIETRZE ZASILAJĄCE GAZ ZIEMNY Rys. 3. Uproszczony schemat technologiczny układu elektrociepłowni w ZEC-Opole - ciepłownia nadbudowana układem skojarzonym (turbina gazowa + kocioł odzyskowy KO). Do analizy wykorzystano dane z okresu pracy układu, tj. od jego zbudowania w roku 1999 do końca roku 22. Analizę przeprowadzono metodą kosztów unikniętych. Przychody jakie generuje analizowany układ związane są z produkcją energii elektrycznej i energii cieplnej. Energia elektryczna wytwarzana przez układ skojarzony całkowicie zaspokaja potrzeby własne ciepłowni, a pozostała jej część sprzedawana jest do Zakładu Energetycznego. Strukturę finansową produkcji w roku 22 przedstawiono na rys. 4. Sprzedaż ciepła do m.s.c. Koszty uniknięte zakupu energii elektrycznej Sprzedaż energii elektrycznej do ZE 32% 49% 19% Rys. 4. Struktura produkcji układu skojarzonego, z podziałem na: sprzedaż ciepła, sprzedaż energii elektrycznej oraz koszty uniknięte zakupu energii elektrycznej na potrzeby własne. W analalizie uwzględniono: 1) Przychody: - ze sprzedaży wyprodukowanego ciepła do miejskiego systemu ciepłowniczego - ze sprzedaży energii elektrycznej do ZE 2) Koszty - koszty uniknięte zakupu energii elektrycznej na potrzeby własne - nakłady inwestycyjne, z uwzględnieniem struktury finansowania 272 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

5 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej - nakłady na tzw. inwestycję alternatywną, które zostały uniknięte - koszty finansowe (odsetki) - koszty zakupu paliwa (gazu ziemnego) - koszty remontów, obsługi i serwisu - amortyzację - koszty osobowe i pozostałe Do obliczeń przyjęto następujące założenia: - okres eksploatacji trwa od 1999 do 21 (11 lat), - wielkość produkcji i sprzedaży w latach przyjęto na podstawie danych pracy układu rzeczywistego (tabela 1), - wielkość kosztów eksploatacji w latach przyjęto na podstawie danych pracy układu rzeczywistego, - dane ilościowe dotyczące produkcji i sprzedaży w kolejnych latach eksploatacji układu (od roku 23) ustalono na podstawie danych układu rzeczywistego w roku 22 r., w tym: - cenę energii elektrycznej produkowanej na potrzeby własne (koszt uniknięty) ustalono poprzez zastosowanie średniej ceny energii elektrycznej w taryfie B23, która wyniosła dla ZEC-Opole 217,38 zł/mwh, - cenę energii elektrycznej sprzedawanej do ZE ustalono poprzez zastosowanie ceny sprzedaży 139,36 zł/mwh w roku 23 i 15, zł/mwh w latach kolejnych, - średnia cena sprzedaży ciepła z wytworzenia w turbozespole wynosi 21,69 zł - dane ilościowe dotyczące kosztów eksploatacji w kolejnych latach eksploatacji układu (od roku 23) ustalono na podstawie kosztów rzeczywistych w roku 22, - koszty finansowe przyjęto jak dla układu rzeczywistego, - nakłady inwestycyjne: ,7 tysięcy zł, (koszt jednostkowy 921 US$/kW e mocy elektrycznej zainstalowanej układu), - przyjęto stopę dyskonta r =8%. Tabela 1 Produkcja i sprzedaż nośników energii dla analizowanego układu kogeneracyjnego Rok Roczna produkcja ciepła, GJ Sprzedaż ciepła do m.s.c., tysiące zł 3 24, , , ,2 Roczna produkcja en. elektrycznej, MWh el Koszty uniknięte zakupu en. elektrycznej, tysiące zł Sprzedaż en. elektrycznej do ZE, tysiące zł , ,7 2 7, 3 329, , ,9 4 78, ,7 Analizę przeprowadzono dla dwóch wariantów wielkości różniących się wielkością przyjętych nakładów na przeprowadzenie inwestycji alternatywnej. W celu pokazania wpływu ceny gazu ziemnego i ceny sprzedaży energii elektrycznej na wielkość efektu ekonomicznego dokonano również obliczeń dla wariantów, w których przyjęto ceny różniące się od cen wyjściowych obowiązujących dla układu rzeczywistego. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 273

6 Tańczuk M., Skorek J.: Opłacalność zastosowania układu skojarzonego z turbiną gazową Wyniki analizy opłacalności Na podstawie przyjętych założeń przeprowadzono wielowariantową analizę opłacalności i wyznaczono wskaźniki efektywności ekonomicznej przedsięwzięcia polegającego na zabudowie układu skojarzonego z turbiną gazową i kotłem odzysknicowym w miejsce dwóch wyeksploatowanych kotłów na paliwo stałe w ciepłowni komunalnej. Zabudowa układu CHP w ciepłowni komunalnej jest zwykle alternatywą dla przeprowadzenia niezbędnych modernizacji istniejących jednostek kotłowych. Z tego względu w rachunku opłacalności ekonomicznej takiego przedsięwzięcia zawsze należy uwzględnić fakt, że poniesienie znacznych wydatków na układ skojarzony jest związane z uniknięciem nakładów na inwestycję, którą i tak należałoby przeprowadzić jako rozwiązanie alternatywne. Założenie takie pozwala na przyjęcie do analizy ekonomicznej tzw. nakładów unikniętych na przeprowadzenie inwestycji alternatywnej. Na podstawie danych dla układu rzeczywistego ciepłowni w Opolu w obliczeniach przyjęto dwa warianty inwestycji alternatywnej: a) modernizacja dwóch istniejących wyeksploatowanych kotłów miałowych (nakład J a = 6 mln zł), b) wariant a wraz z budową układu odsiarczania spalin (nakład J a = 18 mln zł) Jak wynika z rys. 5 wielkość nakładów na inwestycję alternatywną ma duży wpływ na wartość wskaźnika NPV i może mieć przez to decydujące znaczenie w uznaniu zabudowy układu skojarzonego w ciepłowni za przedsięwzięcie opłacalne bądź nie. Dla wariantu a, w którym nakład na inwestycję alternatywną wynosi 6 mln zł, wskaźnik NPV osiąga wartości dodatnią dopiero po prawie 1-letnim okresie eksploatacji układu. Z kolei dla wariantu b, w którym przyjęto znacznie większy zakres inwestycji alternatywnej, wskaźnik NPV osiąga wartość dodatnią już po 4 latach eksploatacji układu. Zdyskontowane okresy zwrotu poniesionych nakładów (DPB) dla przyjętych wariantów przedstawiono na rysunku 6. NPV, tys. zł okres eksploatacji, lata NPV dla inwest. alternatywnej 18 mln zł NPV dla inwest. alternatywnej 6 mln zł Rys. 5. Wartość wskaźnika NPV w funkcji okresu eksploatacji dla założonych różnych unikniętych nakładów na inwestycję alternatywną Centrum Doskonałości OPTI_Energy

7 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej ,8 DPB, lata , Koszt Inw est. alternatyw nej 6 mln zł Koszt inw est. alternatyw nej 18 mln zł Rys. 6. Wartość wskaźnika DPB w funkcji okresu eksploatacji dla założonych różnych unikniętych nakładów na inwestycję alternatywną. W dalszej części pracy przedstawiono wyniki obliczeń wskaźnika NPV wyznaczonego przy przyjęciu założenia z wariantu a lecz przy założeniu zmian ceny paliwa gazowego oraz ceny sprzedaży energii elektrycznej do sieci. Na rys. 7 zestawiono krzywą wskaźnika NPV liczonego dla cen bazowych (rzeczywistych) z krzywymi dla cen pomniejszonych oraz powiększonych o 1%. NPV, tys. zł Cena gazu ziemnego -1% Cena bazowa Cena gazu ziemnego +1% 26 okres eksploatacji, lata Rys. 7. Wartość wskaźnika NPV w funkcji okresu eksploatacji dla różnych cen gazu ziemnego Analogicznego zestawienia dokonano dla założonych różnych cen sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej do ZE. Przyjęto wzrost cen sprzedaży o 5% i 2% w stosunku do założeń bazowych. Wyniki obliczeń przedstawiono na rys. 8. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 275

8 Tańczuk M., Skorek J.: Opłacalność zastosowania układu skojarzonego z turbiną gazową... NPV, tys. zł Cena sprzedaży en. elektr. +2% Cena sprzedaży en. elektr. +5% Cena bazowa okres eksploatacji, lata Rys. 8. Wartość wskaźnika NPV w funkcji okresu eksploatacji dla różnych cen sprzedaży energii elektrycznej do ZE > ,8 DPB, lata 9 6 6,3 6,6 8,7 3 Ceny bazow e Cena gazu ziemnego +1% Cena gazu ziemnego -1% Cena sprzedaży en. elektr. +2% Cena sprzedaży en. elektr. +5% Rys. 9. Wartość wskaźnika DPB w funkcji okresu eksploatacji dla różnych wariantów zmian ceny gazu ziemnego i sprzedaży energii elektrycznej do ZE. Na podstawie wyznaczonych wskaźników NPV (rys. 7 i 8) oraz DPB (rys. 9) można stwierdzić, że cena paliwa oraz cena sprzedaży energii elektrycznej do ZE mają istotne znaczenie dla wielkości generowanego zysku, a ich zmiana nawet o kilka punktów procentowych może przesądzić o opłacalności przeprowadzonego przedsięwzięcia. Na rysunku 1 przedstawiono krzywe wskaźnika NPV dla cen granicznych sprzedaży energii elektrycznej do ZE, tzn. takich, dla których wartość NPV osiąga zero dla przyjętego okresu eksploatacji. Cenę graniczną wyznaczono dla okresu eksploatacji 7 lat. Założono, że zmiana cen nastąpi w roku 24 (czyli w piątym roku eksploatacji). Dla przyjętego okresu 7 lat konieczna do uzyskania cena sprzedaży energii elektrycznej wynosi 21 zł/mwh, co stanowi wzrost o 4%. 276 Centrum Doskonałości OPTI_Energy

9 Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej NPV, tys. zł Cena sprzedaży en. elektr. = 21 zł/mwh okres eksploatacji, lata 29 Bazowa cena sprzedaży en. elektr. = 15 zł/mwh Rys. 1. Wartość wskaźnika NPV w funkcji okresu eksploatacji dla granicznych cen sprzedaży energii elektrycznej do ZE Wnioski W opracowaniu przedstawiono analizę techniczno-ekonomiczną budowy układu skojarzonego z turbiną gazową i kotłem odzysknicowym w ciepłowni komunalnej. Układ ten zastąpił dwa wyeksploatowane kotły na miał węglowy. Analizy dokonano na podstawie danych technicznych i ekonomicznych układu rzeczywistego zabudowanego w elektrociepłowni komunalnej w Opolu. Budowa układu skojarzonego w ciepłowni komunalnej stanowiącej źródło ciepło dla miejskiego systemu ciepłowniczego wynika najczęściej z konieczności przeprowadzenia modernizacji istniejących jednostek kotłowych. Podstawowe wskaźniki opłacalności ekonomicznej przedsięwzięcia (NPV i DPB) wyznaczono więc dla różnych wariantów wielkości nakładów inwestycyjnych na inwestycję alternatywną. Stwierdzono, że nakłady wynikające z zakresu koniecznej do przeprowadzenia inwestycji alternatywnej znacząco wpływają na wynik analizy efektywności zabudowy układu skojarzonego. Przeprowadzona analiza efektywności dla różnych cen paliwa (gaz ziemny) oraz cen sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej do sieci wykazuje jednoznacznie na dużą wrażliwość wskaźnika NPV na wielkość zmian tych cen. W pracy wyznaczono także cenę graniczną sprzedaży energii elektrycznej do ZE, przy której NPV osiąga wartość zerową dla określonego okresu eksploatacji układu skojarzonego. Dla okresu 7 lat eksploatacji, przy założeniu, że zmiana ceny nastąpi w roku 24 (w piątym roku pracy układu), wymagany wzrost ceny sprzedaży energii elektrycznej wynosi 4%. Podsumowując, można ustalić następujące wnioski końcowe: Wielkość nakładów koniecznych do poniesienia na tzw. inwestycję alternatywną ma duży wpływ na wynik analizy efektywności zabudowy układu CHP z turbiną gazową i kotłem odzysknicowym w ciepłowni komunalnej. Relacje i wielkość cen gazu ziemnego oraz energii elektrycznej (cena sprzedaży do ZE) wpływają istotnie na efektywność planowanego do przeprowadzenia przedsięwzięcia a ich zmiany w okresie eksploatacji mogą przesądzić o jego opłacalności. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska w Gliwicach 277

10 Tańczuk M., Skorek J.: Opłacalność zastosowania układu skojarzonego z turbiną gazową... Literatura [1] Skorek J., Tańczuk.: Problematyka optymalizacji energetyczno-ekonomicznej nadbudowy ciepłowni komunalnych układami CHP z turbiną gazową. Materiały seminarium Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej, Gliwice 23. [2] Skorek J., Tańczuk M.: Analiza pracy małej elektrociepłowni z silnikiem spalinowym zasilanym biogazem Gospodarka paliwami i energią 21, nr 1 [3] Skorek J.: Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy. Wyd. Politechniki Śląskiej, Gliwice Centrum Doskonałości OPTI_Energy