Wstępny dobór źródła ciepła i energii elektrycznej dla obiektu przy znanym przebiegu zmienności obciążeń Część l JACEK KALINA Zakład Termodynamiki i Energetyki Gazowej Instytut Techniki Cieplnej Politechniki Śląskiej w Gliwicach Przedstawiono metodykę wstępnych obliczeń efektywności ekonomicznej projektu zastosowania układu kogeneracyjnego oraz wstępnego doboru optymalnych parametrów urządzeń. Wykonano również analizę przykładowej elektrociepłowni, zasilającej w ciepło i energię elektryczną pojedynczy obiekt typu komercyjnego. Omówiono podstawowe problemy oraz wskazano czynniki wpływające na końcową postać układu i opłacalność inwestycji. SKOJARZONE wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej 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 elektrociepłownie zawodowe, szpitale, uniwersytety i szkoły, centra sportowe, centra handlowe, biurowce, hotele, osiedla mieszkaniowe, lotniska, zakłady przemysłowe, oczyszczalnie ścieków, szklarnie i suszarnie lub, tzw. parki energetyczne. Najbardziej popularne w pojedynczych obiektach o stosunkowo niedużych potrzebach energetycznych są gazowe moduły kogeneracyjne. Ciepło wytwarzane w kotłowni lub dostarczane z sieci oraz energia elektryczna z sieci, są tu zastępowane przez prowadzoną we własnym zakresie produkcję skojarzoną. W wielu 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 wykonywanych na etapie wstępnego studium wykonalności zwykle nie znane są jeszcze rodzaj, liczba 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. Wykonana we wstępnym studium wykonalności optymalizacja umożliwia ograniczenie obszaru możliwych rozwiązań, analizowanych na etapie studium wykonalności. W części technicznej studium zwykle wyróżnić można następujące zadania [4]: określenie zapotrzebowania na nośniki energii (energia elektryczna, ciepło, zimno) oraz jego zmienności w czasie (wykresy rzeczywiste i uporządkowane), zdefiniowanie charakteru pracy urządzenia (np. układ zorientowany na produkcję ciepła lub energii elektrycznej, 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 podzielić na następujące zadania: określenie nakładów inwestycyjnych, określenie sposobu finansowania inwestycji oraz określenie stopy dyskonta dla analizowanego przedsięwzięcia, określenie kosztów wszystkich paliw zużywanych w układzie, określenie taryf zakupu i sprzedaży energii elektrycznej i ciepła, określenie kosztów opłat za emisję zanieczyszczeń do otoczenia, określenie pozostałych kosztów eksploatacji układu, określenie pozostałych składników przepływów pieniężnych, wyznaczenie wskaźników opłacalności inwestycji, wykonanie analizy wrażliwości wskaźników opłacalności inwestycji na zmiany podstawowych wielkości wpływających na opłacalność inwestycji, tzn. ceny paliwa, energii elektrycznej, ciepła itd. Najkorzystniejsze efekty są uzyskiwane wtedy, gdy układ jest dobrany optymalnie do danych warunków technicznych i ekonomicznych. Najczęściej stosowanym kryterium optymalizacji układów CHP jest maksymalizacja funkcji celu, w postaci wskaźnika wartości bieżącej netto NPV [4]. Postawione zadanie można precyzyjnie sformułować w następujący sposób: przy określonej zmienności zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną 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 elektryczna, ciepło, gaz ziemny systemowy). 1. Charakterystyka obiektu Przeprowadzone rozważania dotyczą elektrociepłowni zasilającej w ciepło lub energię elektryczną pojedynczy obiekt lub grupę obiektów, o wspólnej charakterystyce zmienności w czasie zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną. W analizie założono dostępność 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 modele zmienności obciążeń. Na rysunku l przedstawiono uporządkowane wykresy zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną w obiekcie. W sytuacji, gdy zapotrzebowanie na ciepło i energię elektryczną 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 j ednoczesności występowania poszczególnych obciążeń w kolejnych chwilach pracy układu, - cena energii elektrycznej 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 elektrycznej, wytworzonej w poszczególnych strefach czasowych. Na potrzeby 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 rys. 2. Zasilany obiekt, pod względem wielkości oraz przebiegu zmienności zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną, można określić jako stosunkowo duży obiekt typu komercyjnego (np. grupa biurowców) lub edukacyjnego (np. uniwersytet). Jego charakterystykę energetyczną przedstawiono w tab. 1. je o 2500 E 2000 -V 1500-1000 \ \. moc cieplna _X» \ ^^^^=^ 500 - "^ ^ 0-0, 30 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 czas zredukowany 1 14 1 T "''"-r..,.. '''' f j. i ciep o n soo.--...,,...:.: :::,::::::::'.!":::: ::.. i:. energ a e ektryczn '"' --./ 00:1501:4503:1504:4506:1507:4509:15 10:45 12:1513:45 15:15 16:4518:15 19:4521:1522:45 godzina Rys. 2. Przykład dobowego wykresu zmienności obciążeń Schemat analizowanego układu przedstawiono na rys. 3. Podstawowym urządzeniem układu jest gazowy tłokowy silnik spalinowy. Podkreślić jednak należy, że przedstawiona metodyka obliczeń jest lub może być stosowana również dla układów z turbinami gazowymi. Nośnikiem ciepła jest gorąca woda kierowana do sieci grzewczej niskotemperaturowej o parametrach obliczeniowych 90/70 C (przy temperaturze otoczenia t z = -20 C). Energia elektryczna 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 elektryczną pobieraną z sieci. TABELA 1. Charakterystyka energetyczna obiektu Wielkość Zapotrzebowanie maksymalne Zapotrzebowanie minimalne Zapotrzebowanie średnie Całkowite zużycie Ciepło 4386 kw 96 kw 1173 kw 36979 GJ strefa czas l* 1 1808 MWh Energia elektryczna 2252 kw 579 kw 1141 fcw strefa czas 2*' 1629 MWh strefa czas 3* 6563 MWh *' strefy czasowe: 1 - szczyt przedpołudniowy, 2 - szczyt popołudniowy, 3 - poza szczytem Chwilowy bilans energii układu przedstawionego na rys. 3 (moduł skojarzony, kotły rezerwo wo-szczyto we, chłodnice, pompy itd.) przedstawia się następująco: PW N S Q D + Q str (D PW strumień energii chemicznej paliwa doprowadzonego do układu, N G - moc elektryczna pobierana z sieci, N D - moc elektryczna wymagana przez odbiorcę, A^c - moc elektryczna 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 elektrycznej i paliwa: i = l -% N Pj, (2) k = l QD = I Q CHPi + QKJ ~ Q str + AG, (3) i = l j = l Rys. 1. Wykresy uporządkowane zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną -Z j=l
moduł GHP zasilany obiekt (z silnikiem spalinowym) Rys. 3. Bilans energii dla układu skojarzonego: CHW- chłodnica wentylatorowa, N CHP - moc generatora, N G - moc elektryczna pobierana z sieci, (PW d ) CHP - energia paliwa do układu skojarzonego, (PW d ) K - energia paliwa do kotła rezerwowo-szczytowego, N Q - zapotrzebowanie na moc elektryczną w obiekcie, N S - moc elektryczna oddawana do sieci, N - moc zużywana przez urządzenia pomocnicze, Q EC Pi D - zapotrzebowanie na moc cieplną w obiekcie, Q CHPi - moc cieplna poszczególnych źródeł w układzie skojarzonym, Q K - moc cieplna kotła rezerwowo-szczytowego, Q s - straty ciepła, / l, 2... n AG - chwilowe niedobory ciepła, H CHP ~ liczba modułów kogeneracyjnych, n K liczba kotłów, n p - liczba urządzeń pomocniczych, N CHPi - moc elektryczna modułu CHP, N pj - moc pobierana przez urządzenie pomocnicze, QKJ ~ moc cieplna kotła, (PW d ) CHP(, (PW d ) K j energia chemiczna paliwa zużywana w module CHP oraz kotle, t] E _ CHP - sprawność wytwarzania energii elektrycznej, tfekj ~ sprawność energetyczna kotła. Produkcja ciepła i energii elektrycznej w module kogeneracyjnym związane są ze sobą wskaźnikiem skojarzenia a, co prowadzi do dodatkowej zależności w postaci: Spełnienie z założoną dokładnością wymagań grzewczych jest podstawowym warunkiem, jakie musi spełnić projektowany układ. Na etapie doboru urządzeń można dopuścić wystąpienie krótkotrwałych niedoborów ciepła (niedogrzanie obiektów). W obliczeniach bilansowych można uwzględnić to za pomocą zależności: AG = V.Q D (6) gdzie a współczynnik dopuszczalnych niedoborów ciepła ae<0,l>. W przypadku wytwarzania pary lub gorącej wody do celów technologicznych, powinny zostać oszacowane również straty finansowe, wynikające z chwilowych przerw w dostawie ciepła, wynikające z niedostatecznej wydajności układu. Poszczególne urządzenia energetyczne, zainstalowane w elektrociepłowni, charakteryzują się minimalnymi dopuszczalnymi obciążeniami, co prowadzi do ograniczeń nierównościowych: (5) Izie: QKJ (N CHPi ) 0 ( N C nom - minimalne i nominalne obciążenie elektryczne modułu kogeneracyjnego, (Gxj) m i»(gxj)«om ~ minimalne i nominalne obciążenie cieplne kotła rezerwowo-szczytowego. Możliwości i warunki przeciążania urządzeń, zwykle określają producenci silników i turbin gazowych. Należy 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. 2. Metodyka doboru urządzeń Atrakcyjność projektu dla inwestora 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 NPV [1] [4]: CF (7) (8) max (9) Izie: CF t - przepływy pieniężne w kolejnym roku, t, / 0 - początkowe nakłady inwestycyjne zdyskontowane na moment przekazania inwestycji do eksploatacji, r - stopa dyskonta, TV - założona liczba lat eksploatacji układu.
Podstawą wyznaczenia wartości NPV jest obliczenie przepływów pieniężnych CF (Cash Flow) w kolejnych latach eksploatacji. Wyrażają one różnicę między wpływami a wydatkami pieniężnymi w kolejnych latach t eksploatacji obiektu: C F = I CF, f = 0 t (10) S n - przychody ze sprzedaży, K E - koszt eksploatacji, K op - pozostałe koszty operacyjne, P d - podatek dochodowy, L - wartość likwidacyjna (tylko w roku N), 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. l tak: a) kotły gazowe rezerwowo-s/czytowe (jednostkowy koszt zakupu kotła, zł/kw): dla mocy do 10000 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, US$/kW, dla zakresu mocy od 9 do 6000 kw: i = 2594,9 (12) Pozostałe składniki całkowitego nakładu inwestycyjnego można ocenić wskaźnikowe. Typowe wartości wskaźników kosztów, spotykane w małych układach kogeneracyjnych przedstawiono w tab. 2. Koszt zakupu urządzeń KZU stanowi średnio ok. 50% całkowitych nakładów inwestycyjnych. 2.1. 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). Pod- TABELA 2. Rozkład nakładów inwestycyjnych dla układów skojarzonych z silnikami i turbinami gazowymi Pozycja kosztów Zakup środków trwałych Instalacja urządzeń Armatura i podłączenia mediów Aparatura kontrolno pomiarowa i układy sterujące Doprowadzenie paliwa Układy wyprowadzenia mocy Zakup i przygotowanie terenu Prace budowlane, ziemne i architektoniczne Dodatkowe układy i systemy Obiekty towarzyszące Koszty nadzoru robót i konsultacji Koszty projektu Koszty uruchomienia Koszty badań i licencji Koszty ubezpieczeń Wydatki nieprzewidziane Przyrost kapitału obrotowego CNI - całkowity nakład inwestycyjny Udział procentowy KZU 20 do 60 % KZU 10 do 50% KZU 6 do 40 % KZU 5 do 30 % KZU 10 do 15% KZU Odo 10% KZU 10 do 30% KZU 20 do 100 % KZU Odo 100% KZU 20 do 40 % KZU 4 do 15% KZU 5 do 12% CNI 0 do 5 % CNI 0 do 3 % CNI 8 do 20 % CNI 5 do 15% CNI stawowymi wskaźnikami, jakimi można scharakteryzować dane urządzenie jest jego moc, sprawność energetyczna oraz wskaźnik skojarzenia (tylko moduły kogeneracyjne). Są zwykle zależne od mocy elektrycznej modułu. Na rysunkach 4 i 5 zebrano dane dotyczące gazowych silników tłokowych. Ważnym aspektem pracy urządzeń energetycznych jest zmienność poszczególnych parametrów, takich 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 elektrycznej w ujęciu zredukowanym w zakresie obciążeń el = 0,2 l, aproksymowano zależnością: 2000 3000 4000 Moc elektryczna nominalna, kw Rys. 5. Udział ciepła chłodzenia silnika Q ch w całkowitej mocy cieplnej modułu Q t t a) 45 b) 1,2 40-35 - 1 b i ' 8 n I ' 6 30 - h 25 ' 4 0,2 20 O 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 moc elektryczna, kw O 2000 3000 4000 5000 moc elektryczna, kw Rys. 4. Sprawność i wskaźnik skojarzenia gazowych modułów kogeneracyjnych: a, b) silniki gazowe w zakresie mocy od 50 do 6000 kw 5
= 0,0025 CHP - 0,2431 + 0,587 (13) + 0,6537 gdzie el = - stosunek mocy elektrycznej chwilowej do L^el_nom mocy nominalnej. Zredukowany wskaźnik skojarzenia w funkcji zredukowanego obciążenia dla silników tłokowych określono zależnością: - = 0,8147 (Q 3-1,9848 (^) 2 + 1,7756 ( el ) + 0,3968. "nom (14) 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 % el = 0,2 l, można to przedstawić równaniem: Anon = 0,0976 ( e,) 3 + 0,3317 ( ei ) 2-0,4957 (f el ) + 1,2632 (15) C/f f gdzie x = ~ ~ stosunek mocy układu chłodzenia silnika do n &CHP całkowitej mocy modułu. W przypadku układów z turbinami gazowymi należy uwzględnić również charakterystyki zmian mocy elektrycznej, sprawności i wskaźnika skojarzenia w funkcji temperatury otoczenia. Sprawność energetyczna kotłów gazowych, zależy głównie od wielkości powierzchni wymiany ciepła. W prowadzonej w artykule analizie przyjęto, że sprawność znamionowa kotłów gazowych wynosi r] Ek = 0,9 i nie jest zależna od mocy znamionowej kotła. Przy zmiennej mocy cieplnej wykorzystano charakterystykę zredukowanej sprawności energetycznej kotła w funkcji zredukowanej mocy cieplnej w postaci: = -0,1318;c 4 + 0,1693x 3-0,1096* 2 0,1165* - 0,9556 (16) gdzie x = Q 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 elektrycznego. W ogólnym przypadku, gdy uwzględniana jest jednoczesna zmienność zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną, może wystąpić dziewięć stanów relacji wymaganej chwilowej mocy elektrycznej i cieplnej do osiągalnej mocy elektrycznej i cieplnej modułu kogeneracyjnego [1] [2] [3]. Ponadto, po strome modułu, osiągalna moc cieplna i elektryczna związane są maksymalną osiągalną wartością wskaźnika skojarzenia. Gdy układ przewidywany jest do pracy w podstawie obciążenia cieplnego i elektrycznego zasilanego obiektu, możliwa jest jego praca przy parametrach nominalnych, bez względu na dobowe zmiany zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną. 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. Niedobory ciepła wytwarzane są w kotle szczytowym lub pobierane z zasobnika ciepła. Energia elektryczna jest produktem ubocznym. Może być ona odprowadzana do sieci zewnętrznej lub w przypadku niedoborów z tej sieci pobierana. Gdy nie ma możliwości współpracy z siecią, wymagana moc elektryczna może ograniczać produkcję ciepła; 2) praca zorientowana na produkcję energii elektrycznej - moduł CHP pracuje po krzywej zapotrzebowania na energię elektryczną. Niedobory 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 elektryczną, a ciepło jest rozpraszane w otoczeniu; 4) układ nie pracuje - zapotrzebowanie na ciepło jest pokrywane przez kotły, a energia elektryczna jest kupowana z sieci; 5) praca zorientowana na maksymalizację chwilowego efektu ekonomicznego - ten tryb pracy jest kombinacją trybów od l do 4. Funkcję celu można w tym wypadku przedstawić następująco: C F -> 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 szczególnie gazami odpadowymi z procesów technologicznych. Tryb pracy układu ma istotny wpływ zarówno na wskaźniki opłacalności inwestycji, jak i na położenie optymalnej mocy elektrycznej modułu CHP [1]. (dokończenie w 2/2004) LPM LPM Poland Ltd. Spółka z o.o. 80-209 Chwaszczyno k/gdańska Juchom 147 tel. (058) 512 91 00, fax (058) 512 91 05 e-mail: lpm@lpm.pl www.lpmgroup.com LPM Poland Ltd. jest producentem kompaktowych węzłów cieplnych z wymiennikami firmy LPM, w skład których wchodzą: / wymienniki ciepła płytowe, lutowane i skręcane, / układy automatycznej regulacji temperatury, / pompy obiegowe i cyrkulacyjne, / układy sterowania pracy pomp, / elementy wyposażenia elektrycznego, zasilania pomp i automatyki. Oferujemy nieodpłatnie komputerowy program doboru urządzeń wchodzących w skład węzła cieplnego