1. Idea wytwarzania skojarzonego w źródłach rozproszonych Rys. 1. Wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła: rozdzielone (a) w elektrowni kondensacyjnej i ciepłowni oraz skojarzone (b) w elektrociepłowni z turbiną gazową i kotłem odzysknicowym (odzyskowym) a) (olej, gaz lub węgiel) 45% 55% Elektrownia kondensacyjna η = 38% Kocioł grzewczy η = 80% 11% Energia elektryczna 17% Ciepło użytkowe 28% straty b) (olej lub gaz) 100% Turbina gazowa Energia elektryczna 28% 44% Kocioł odzysknicowy 68% η = 65% 24% Ciepło użytkowe 44% 4% straty Rys. 2. Schemat przemian energetycznych i uproszczony obraz strat energii w konwencjonalnej elektrociepłowni parowej Argumenty przemawiające za skojarzoną produkcją energii elektrycznej i ciepła w źródłach rozproszonych są takie same jak w przypadku dużych elektrociepłowni: Konkurencyjność: Łatwość instalowania: skojarzone układy gazowo-parowe dzięki budowie modułowej, wysokiej sprawności i niskim wartościom emisji są bardzo łatwe do zainstalowania nawet w regionach wysoce zurbanizowanych; Gwarancja ciągłości dostaw: skojarzone układy gazowoparowe gwarantują ciągłość dostaw energii dzięki możliwości wykorzystania różnych rodzajów paliw w tym samym urządzeniu (gaz naturalny, gaz ciekły, olej napędowy, gaz z wysypisk śmieci lub z oczyszczalni ścieków, biogaz); Ekologia: układy gazowo-parowe realizujące wytwarzanie skojarzone są najlepszym rozwiązaniem, jeśli na danym terenie jest konieczne obniżenie emisji zanieczyszczeń. 2. Wytwarzanie skojarzone z wykorzystaniem turbin gazowych i silników tłokowych Temperatura spalin na wylocie z silnika wysokoprężnego wynosi 400 600 C przy mocy znamionowej i spada nieco przy mniejszym obciążeniu. Ciepło spalin jest wykorzystywane do podgrzewania oleju opałowego ciężkiego (do temperatury 100 110 C), którym silnik wysokoprężny jest zasilany. Może ono być wykorzystywane w kotle odzyskowym (odzysknicowym) do wytwarzania pary lub gorącej wody dla odbiorców zewnętrznych. Ciepło może być także odbierane od wody chłodzącej silnik. Ilość ciepła, którą można odzyskać ze spalin i z wody chłodzącej silnik wynosi ok. 40 50%. Taka gospodarka skojarzona może zwiększyć sprawność układu nawet do 80%. Rys. 3. Schemat ideowy i bilans energetyczny elektrociepłowni z silnikiem tłokowym: HRSG odzyskowa wytwornica pary (Heat Recovery Steam Generator) Rys. 4. Układ CHP z gazowym silnikiem tłokowym: G generator 1
Rys. 5. Schemat układu do skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła z wykorzystaniem silnika spalinowego firmy Wärtsilä NSD Schemat konkretnej realizacji o mocy elektrycznej 5,9 MW i mocy cieplnej 6,9 MW (z wykorzystaniem silnika spalinowego firmy Wärtsilä NSD) W prostym układzie wytwarzania skojarzonego, z turbiną gazową, ciepło spalin wylotowych z turbiny jest odzyskiwane w kotle odzyskowym. Ilość i jakość (ciśnienie, temperatura) pary wytwarzanej w kotle odzyskowym (odzysknicowym) są ograniczone przez ilość i temperaturę spalin. Istnieją konstrukcje kotłów odzyskowych umożliwiające wytwarzanie pary o różnych wartościach ciśnienia. Ponieważ spaliny wylotowe z turbiny gazowej mają zawartość tlenu na poziomie 13% 16%, więc jest możliwe dopalanie w kotle odzyskowym w celu podniesienia parametrów (ilości) wytwarzanej pary. Rys. 6. Prosty układ skojarzony (turbina gazowa + kocioł odzyskowy): K komora spalania, S sprężarka, T turbina, G generator Układ, w którym para z kotła odzyskowego jest wykorzystywana do napędzania turbiny parowej, jest nazywany układem kombinowanym gazowo-parowym. W takich układach jest możliwe stosowanie turbin parowych kondensacyjnych, upustowych lub przeciwprężnych. Ciepło może być uzyskiwane ze spalin wylotowych z turbiny gazowej, z pary wytworzonej w kotle, z pary z upustów turbiny parowej, czy też z wylotu turbiny przeciwprężnej (w zależności od wymaganych parametrów). Podobnie jak w układzie prostym, jest możliwe dopalanie w kotle odzyskowym, ale zmniejsza ono całkowitą sprawność cyklu. Rys. 7. Układ kombinowany gazowo-parowy z kotłem odzyskowym: S sprężarka, T turbina, G generator, Q ot ciepło oddawane do otoczenia Rys. 8. Schemat ideowy układu CHP z mikroturbiną gazową 2
Typ urządzenia Tabela 1. Charakterystyka techniczna podstawowych układów CHP Zakres mocy, kw Sprawność elektryczna, % Sprawność całkowita, % Wskaźnik skojarzenia Nośnik ciepła Turbina parowa dowolne >250 7 20 75 84 0,1 0,33 para lub gorąca woda 0,4 0,8 Turbina gazowa, olej, gaz ziemny i >350 15 40 65 85 (ok. 0,2 z para lub gorąca woda układ prosty inne gazowe dopalaniem) Turbina gazowa w układzie kombinowanym jak dla turbiny gazowej >7300 35 55 73 85 do 1,45 para o średnich parametrach, gorąca woda Silnik tłokowy gaz ziemny + olej 0,66 0,91 (0,4 z gorąca woda, rzadziej para 2000 17000 35 42 65 84 dwupaliwowy napędowy dopalaniem) o niskich parametrach Silnik tłokowy gaz ziemny i inne gorąca woda, rzadziej para 5 6500 25 40 70 90 0,5 1,0 gazowy gazowe o niskich parametrach Mikroturbina gaz ziemny 25 450 25 30 75 85 0,5 0,65 gorąca woda do 90 C 3. Wytwarzanie skojarzone z wykorzystaniem biomasy Rys. 9. Klasyfikacja małych elektrociepłowni na biomasę Rys. 10. Elektrociepłownia z silnikiem tłokowym zintegrowanym ze zgazowaniem biomasy: KW kocioł wodny 3
Rys. 11. Schemat cieplny elektrociepłowni ORC z kotłem olejowym na biomasę Organic Rankine Cycle ORC jest to obieg elektrowni parowej, w którym czynnikiem roboczym jest związek organiczny. Pierwsza eksperymentalna elektrownia ORC powstała w 1967 r. w miejscowości Paratunka (Kamczatka, Rosja) i miała moc elektryczną 680 kw, a zasilana była wodą geotermalną o temperaturze 81 C. W układach ORC jako czynnik roboczy wykorzystuje się związki organiczne, umożliwiające (dzięki odpowiednim parametrom przemian fazowych) dokładne dostosowanie do temperatury źródeł ciepła. Lekkie węglowodory stosowane w układach ORC charakteryzują się ciepłem parowania stanowiącym ok. 17% ciepła parowania wody. Związki te spełniają w układzie taką samą rolę jak woda w układzie parowym, jednakże pracują w innym przedziale ciśnień (np. mogą skraplać się przy ciśnieniu atmosferycznym). Instalacje ORC charakteryzują się zwartą budową i niewielką ilością elementów składowych, dodatkowo małe jednostki mogą być uruchamiane i sterowane zdalnie, praktycznie bez udziału obsługi. Rys. 12. Schemat układu EC na biomasę z turbiną gazową w obiegu odwróconym, z odzyskiem energii ze spalin w kotle odzyskowym W obiegu odwróconym turbiny gazowej spalanie jest prowadzone przy ciśnieniu atmosferycznym, spaliny są rozprężane w turbinie do zakresu podciśnienia, a na końcu trafiają do sprężarki w celu ponownego sprężenia do ciśnienia otoczenia (rys. 12). Zaletą takiego procesu jest możliwość prowadzenia spalania przy ciśnieniu atmosferycznym. Eliminuje to trudny do realizacji proces doprowadzenia paliwa (w postaci biomasy) do ciśnieniowej komory spalania. 4. Wytwarzanie skojarzone z wykorzystaniem ogniw paliwowych i energii geotermalnej Schemat układu elektrociepłowni z ogniwem paliwowym, zintegrowanej ze zgazowaniem biomasy Rys. 13. Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w układzie z ogniwem paliwowym: 1 odsiarczanie, 2 reaktor reformingu, 3 CO-shift, 4 dopalanie (katalityczne), 5 falownik, 6 wspomagający kocioł gazowy, 7, 8 wymienniki ciepła, OP ogniwo paliwowe, Sp spaliny, OD odbiornik ciepła, E energia elektryczna, Q - strumienie ciepła, S sprężarka Rys. 14. Uproszczony schemat elektrociepłowni geotermalnej: Q g ciepło grzewcze, Q r ciepło niskotemperaturowe Pozyskiwana z otworu eksploatacyjnego OW gorąca woda przepływa przez geotermalny wymiennik ciepła oddając w nim ciepło czynnikowi roboczemu (obiegowemu), np. wodzie. Podgrzana w wymienniku woda obiegowa dopływa do wytwornicy pary gdzie przechodzi w parę nasyconą wskutek obniżenia ciśnienia w zaworze dławiącym ZD. Para nasycona dopływa do turbiny, gdzie jej ciepło jest zamieniane na pracę, a następnie ulega skropleniu w skraplaczu. Skropliny są ponownie wtłaczane do wymiennika geotermalnego, mieszając się jednocześnie z wodą opuszczającą rozprężacz. 4
Tabela 2. Wyniki obliczeń wielkości charakteryzujących efektywność energetyczną elektrociepłowni małej mocy opalanych gazem ziemnym oraz biomasą Wielkość Rodzaj technologii 1 2 3 4 5 6 7 8 Średnioroczna sprawność wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu, η eec [%] 31,17 36,00 18,45 14,14 27,43 23,50 27,00 53,00 Średnioroczna sprawność wytwarzania ciepła w skojarzeniu, η cec [%] 53,49 48,50 64,00 68,36 54,07 60,60 55,00 25,50 Średnioroczna sprawność ogólna, η EC [%] 84,66 84,50 82,45 82,50 81,50 84,10 82,00 78,50 Oszczędność energii pierwotnej (paliwa), PES [%] 17,65 20,32 35,88 30,40 44,61 42,03 44,42 60,02 1 - elektrociepłownia z turbiną gazową pracującą w obiegu prostym, opalana gazem ziemnym; 2 elektrociepłownia z silnikiem gazowym, opalana gazem ziemnym; 3 - elektrociepłownia ORC, opalana biomasą; 4 - elektrociepłownia z turbiną parową przeciwprężną, opalana biomasą; 5 - elektrociepłownia z silnikiem gazowym, zintegrowana z biologicznym generatorem biometanu; 6 - elektrociepłownia z turbiną gazową pracującą w obiegu prostym, zintegrowana ze zgazowaniem biomasy; 7 - elektrociepłownia z silnikiem gazowym, zintegrowana ze zgazowaniem biomasy; 8 - elektrociepłownia z ogniwem paliwowym, zintegrowana ze zgazowaniem biomasy W jednostkowych kosztach wytwarzania energii elektrycznej uwzględniano: koszty kapitałowe, koszty paliwa, koszty remontów, koszty obsługi, koszty środowiska oraz koszty finansowe. Wyniki obliczeń przedstawiono w tabeli 3. Obliczenia tych wielkości wykonano przyjmując jako dane wejściowe wielkości charakteryzujące efektywność energetyczną poszczególnych układów oraz: okres eksploatacji elektrociepłowni: z silnikiem gazowym 15 lat, z obiegiem ORC 20 lat, turbiną gazową 25 lat oraz turbiną parową 30 lat, cenę sprzedaży ciepła w wysokości 29,58 zł/gj, cenę biomasy uprawowej 0,33 zł/kg, cenę biomasy odpadowej 0,17 zł/kg, stopę dyskontową 7%. Wszystkie analizowane technologie zostały podzielone na trzy grupy, z punktu widzenia ich obecnego stanu rozwoju w skali światowej, a mianowicie: komercyjne (K), demonstracyjne (D) i pilotowe (P). Lp. Tabela 3. Charakterystyka perspektywicznych technologii wytwarzania energii elektrycznej w źródłach rozproszonych /technologia Stan rozwoju technologii na świecie Zdyskontowane koszty wytwarzania energii elektr. [zł/mwh] (0 zł/t CO 2) Elektrociepłownie małej mocy opalane gazem ziemnym 1 Ciepłowniczy blok gazowy z turbiną gazową w obiegu prostym (0,5 7,0 K 1) 256 2) 298 2 Ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym (0,2 3,0 K 1) 341 2) 402 Elektrociepłownie małej mocy opalane biomasą 3 Ciepłowniczy blok ORC małej mocy (0,5 2,0 D 1) 384 2) 548 4 Ciepłowniczy blok parowy małej mocy (1,0 3,0 K 1) 392 2) 554 5 Ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym, z biologicznym generatorem biometanu (odpady) (0,1 2,0 D 1) 284 2) 446 6 Ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym, z biologicznym generatorem biometanu (biomasa) (0,1 2,0 D 1) 434 2) 596 7 Ciepłowniczy blok z turbina gazową zintegrowany ze zgazowaniem biomasy małej mocy (0,5 5,0 P 1) 469 2) 663 8 Ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym, ze zgazowaniem biomasy małej mocy (0,1 2,0 P 1) 502 2) 702 9 Ciepłowniczy blok z ogniwem paliwowym, ze zgazowaniem biomasy P 1) 579 2) 799 Elektrownie małej mocy opalane biomasą 10 Blok z silnikiem gazowym, z biologicznym generatorem biometanu (odpady) (0,1 2,0 D 1) 506 2) 668 11 Blok z silnikiem gazowym, z biologicznym generatorem biometanu (biomasa) (0,1 2,0 D 1) 635 2) 656 Elektrownie wiatrowe i wodne małej mocy 12 Elektrownia wiatrowa (2,0 K 380 13 Elektrownia wodna małej mocy (150 kw) K 470 1) czas wykorzystania mocy zainstalowanej T = 6 400 h/rok. 2) czas wykorzystania mocy zainstalowanej T = 4 400 h/rok. Wśród technologii możliwych do szerszego zastosowania w najbliższych latach w elektrociepłowniach małej mocy, najniższymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej zdyskontowanymi na rok 2010 charakteryzują się skojarzone źródła rozproszone opalane gazem ziemnym, to znaczy przede wszystkim ciepłownicze bloki gazowe z turbinami gazowymi pracującymi w obiegu prostym. Natomiast ciepłownicze bloki gazowe z silnikami gazowymi w których jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej zdyskontowane na 2010 rok dla elektrycznej mocy zainstalowanej około 250 kw i czasu wykorzystania elektrycznej i cieplnej mocy zainstalowanej T = 6400 h/rok, wynoszą ok. 340 zł/mwh mogą uzyskać dodatnią efektywność ekonomiczną tylko w przypadku, gdy znaczna część wytwarzanej przez nie energii elektrycznej będzie zużywana przez inwestora i w związku z tym w analizach ekonomicznych, będzie możliwe przyjęcie znacznie wyższego równoważnika finansowego unikniętego kosztu zakupu zużywanej przez inwestora energii elektrycznej, w miejsce jej ceny sprzedaży. Uszeregowanie technologii stosowanych w elektrowniach i elektrociepłowniach małej mocy (źródłach rozproszonych), według kryterium jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej, przyjmuje następującą postać: ciepłowniczy blok z turbiną gazową pracującą w obiegu prostym, opalany gazem ziemnym (256 zł/mwh dla czasu wykorzystania mocy zainstalowanej T = 6400 h/rok i 298 zł/mwh dla T = 4400 h/rok), ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym, opalany gazem ziemnym (341 zł/mwh dla T = 6400 h/rok i 402 zł/mwh dla T = 4400 h/rok), blok elektrowni wiatrowej (380 zł/mwh), ciepłowniczy blok ORC, opalany biomasą (384 zł/mwh dla T = 6400 h/rok i 548 zł/mwh dla T = 4400 h/rok), ciepłowniczy blok parowy małej mocy, opalany biomasą (392 zł/mwh dla T = 6400 h/rok i 554 zł/mwh dla T = 4400 h/rok), ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany z biologicznym generatorem biometanu (434 zł/mwh dla T = 6400 h/rok i 596 zł/mwh dla T = 4400 h/rok), elektrownia wodna małej mocy (470 zł/mwh). Natomiast ciepłownicze bloki: z turbinami gazowymi pracującymi w obiegu prostym, z silnikami gazowymi oraz z ogniwami paliwowymi, zintegrowane ze zgazowaniem biomasy są obecnie dopiero na etapie badań pilotowych. Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w tych jednostkach prawdopodobnie nie będą niższe niż 500 zł/mwh. 5