POLITECHNIKA ŚLĄSKA WYDZIAŁ INŻYNIERII ŚRODOWISKA I ENERGETYKI Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych

POLITECHNIKA ŚLĄSKA WYDZIAŁ INŻYNIERII ŚRODOWISKA I ENERGETYKI Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych Streszczenie pracy doktorskiej ANALIZA EFEKTYWNOŚCI TERMODYNAMICZNEJ I EKONOMICZNEJ BLOKU WIELOPALIWOWEGO ZINTEGROWANEGO Z INSTALACJĄ SEPARACJI CO 2 mgr inż. Dorota MIKOSZ PROMOTOR : prof. dr hab. inż. Janusz KOTOWICZ PROMOTOR POMOCNICZY: dr inż. Łukasz BARTELA RECENZENCI: prof. dr hab. inż. Zbigniew GNUTEK prof. dr hab. inż. Wojciech SUWAŁA Gliwice 2017

Autor: Promotor: mgr inż. Dorota Mikosz Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych ul. Konarskiego 18, 44-100 Gliwice e-mail: dorota.mikosz@polsl.pl prof. dr hab. inż. Janusz Kotowicz Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych ul. Konarskiego 18, 44-100 Gliwice e-mail: janusz.kotowicz@polsl.pl Promotor pomocniczy: dr inż. Łukasz Bartela Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych ul. Konarskiego 18, 44-100 Gliwice e-mail: lukasz.bartela@polsl.pl 2

SPIS TREŚCI: 1. CEL I ZAKRES ROZPRAWY 4 2. WSTĘP 4 3. ANALIZA TERMODYNAMICZNA BLOKU WĘGLOWEGO O MOCY 900 MW NA PARAMETRY NADKRYTYCZNE 5 3.1 Budowa modelu obliczeniowego 6 3.2 Wskaźniki oceny bloku referencyjnego 6 3.3 Rezultaty analizy termodynamicznej bloku węglowego 7 4. INTEGRACJA BLOKU ENERGETYCZNEGO Z ABSORPCYJNĄ INSTALACJĄ SEPARACJĄ DWUTLENKU WĘGLA 7 5. ANALIZA TERMODYNAMICZNA I EKOLOGICZNA BADANYCH WARIANTÓW 8 5.1 Wariant I - zasilanie procesu desorpcji parą pobraną z upustu turbiny parowej 9 5.2 Wariant II - dołączenie zespołu turbiny gazowej wraz z parowaczem 11 5.3 Wariant III - dołączenie układu gazowo-parowego z jednociśnieniowym kotłem odzyskowym 14 5.4 Wariant IV - dołączenie układu parowego z kotłem zasilanym biomasą 17 6. ANALIZA EKONOMICZNA BADANYCH WARIANTÓW 20 6.1 Założenia do analizy 20 6.2 Rezultaty analizy ekonomicznej 24 7 ANALIZA RYZYKA INWESTYCYJNEGO ZWIĄZANEGO Z INTEGRACJĄ BLOKU Z INSTALACJĄ SEPARACJI CO 2 26 7.1 Założenia do analizy ryzyka 26 7.2 Rezultaty analizy ryzyka 27 8. PODSUMOWANIE 30 BIBLIOGRAFIA 33 3

1. CEL I ZAKRES ROZPRAWY Głównym celem pracy jest ocena termodynamiczna, ekologiczna oraz ekonomiczna wykorzystania wielu paliw w obrębie nadkrytycznego bloku energetycznego o mocy 900 MW zintegrowanego z absorpcyjną instalacją separacji CO 2. Zakłada się, iż w ramach badanych wariantów, prócz paliwa podstawowego, jakim jest węgiel kamienny, wykorzystuje się również gaz ziemny oraz biomasę. Zakłada się przy tym, że paliwa dodatkowe stosowane są głównie celem uzyskania ciepła wykorzystywanego dla realizacji procesu desorpcji, który w absorpcyjnych instalacjach separacji CO 2 jest prowadzony dla regeneracji stosowanego sorbentu. Postawiono także tezę, iż wprowadzenie drugiego paliwa (gazu lub biomasy) w obrębie jednej jednostki pozwoli na poprawę charakterystyk termodynamicznych oraz ekologicznych. Działania te miały także dać odpowiedź na pytanie, czy ta poprawa jest wystarczająca dla osiągnięcia lepszych charakterystyk ekonomicznych. Dla osiągnięcia celu głównego wymagane było prowadzenie analiz porównawczych dla rozwiązań bloków wykorzystujących prócz węgla, również wspomniane paliwa dodatkowe oraz rozwiązania bloku referencyjnego, a więc takiego, w ramach którego spalane jest wyłącznie paliwo węglowe, a proces separacji dwutlenku węgla nie jest prowadzony. W pierwszym etapie celem prowadzonych prac było opracowanie struktur technologicznych dla poszczególnych wariantów oraz przyjęcie, w tym również na drodze prowadzonych optymalizacji, podstawowych wielkości projektowych. Dla umożliwienia realizacji analiz termodynamicznych oraz ekologicznych wymagane było osiągnięcie celów cząstkowych, wśród których najważniejsze to: opracowanie modelu obliczeniowego bloku referencyjnego, opracowanie modelu instalacji do absorpcyjnej separacji oraz sprężania CO 2, opracowanie modeli instalacji energetycznych wykorzystujących paliwa dodatkowe, dokonanie integracji poszczególnych modeli zgodnie z wymaganiami przyjętych struktur technologicznych. Prowadzone analizy ekonomiczne wymagały przystosowania algorytmów służących do analiz efektywności ekonomicznej inwestycji. Za słuszne uznano również przeprowadzenie dla poszczególnych wariantów analiz ryzyka związanego z inwestycją. Analizy takie przeprowadzone zostały przy wykorzystaniu metody Monte Carlo, co poprzedziła analiza oraz wybór podstawowych technicznych oraz ekonomicznych czynników ryzyka. 2. WSTĘP Aktualnie stawiane przed sektorem energetycznym przez Komisję Europejską wymagania mają na celu zredukowanie na obszarze Unii Europejskiej do roku 2050 emisji gazów cieplarnianych (w tym dwutlenku węgla) o 80-95% w odniesieniu do roku 1990. W aktualnie realizowanych programach związanych z tematyką wyytu i składowania dwutlenku węgla realizowanych przez uczelnie wyższe oraz instytuty badawcze w kooperacji z potencjalnymi odbiorcami technologii, prowadzone są analizy techniczne, ekologiczne, ale również ekonomiczne powstających koncepcji technologicznych [1]. W przypadku wystąpienia prognozowanych dziś zwyżek cen uprawnień do emisji gazów cieplarnianych kluczowe dla podtrzymania w energetyce krajowej wysokiego udziału węgla w strukturze użytkowania energii pierwotnej będzie niewątpliwie włączenie do struktur elektrowni wysokowydajnych układów separacji [2]. 4

Istotnym zagadnieniem dotyczącym technologii separacji dwutlenku węgla jest zasilenie instalacji w energię. W przypadku metody absorpcji chemicznej dla realizacji procesu desorpcji wymagane jest doprowadzenie ciepła, które wykorzystywane jest dla podgrzewu do odpowiedniej temperatury sorbentu nasyconego dwutlenkiem węgla, dzięki czemu jest on od niego separowany. Najpopularniejszą propozycją dla przyszłych integracji bloków energetycznych z absorpcyjnymi instalacjami separacji jest pozyskanie ciepła wraz z parą pobieraną z upustu turbiny parowej bloku energetycznego. W blokach istniejących taka ingerencja w ciąg technologiczny jest utrudniona i w głównej mierze jest limitowana konstrukcjami stosowanych turbin parowych. Szeroko omawianymi w międzynarodowym środowisku naukowym rozwiązaniami, mającymi umożliwić mniej problematyczne zasilanie w ciepło procesu desorpcji, są koncepcje wykorzystujące źródła zewnętrzne, których celem jest generacja ciepła wymaganego dla procesu desorpcji [1,3,4,5]. W ramach tego modułu możliwe będzie zaangażowanie paliw innych niż węgiel kamienny, co po integracji z blokiem węglowym prowadzić będzie do utworzenia bloku wielopaliwowego, a więc i do obecnie zalecanej dywersyfikacji bazy paliwowej sektora energetycznego w Polsce. 3. ANALIZA TERMODYNAMICZNA BLOKU WĘGLOWEGO O MOCY 900 MW NA PARAMETRY NADKRYTYCZNE W pracy analizowano układ na parametry nadkrytyczne charakteryzujący się mocą zainstalowaną brutto 900 MW. Blok ten stanowi jednostkę referencyjną, jak i moduł węglowy wchodzący w skład analizowanych układów wielopaliwowych. Na rysunku 3.1 zamieszczono schemat badanej jednostki wytwórczej. Rysunek 3.1 Schemat struktury technologicznej bloku 900 MW Strukturę omawianej jednostki wytwórczej tworzą: kocioł pyłowy wyposażony w pojedynczy przegrzewacz pary wtórnej, do którego dostarczane jest paliwo w postaci węgla kamiennego. Założono, że spalanie paliwa dostarczanego w ilości 79,7 kg/s odbywa się przy λ=1,2. Wartość opałowa węgla wynosi 23,32 MJ/kg Zabudowana w układzie trzy-kadłubowa turbina parowa upustowo-kondensacyjna składa się z sekcji wysokoprężnej (WP), średnioprężnej (SP) oraz dwuprzepływowej części niskoprężnej (NP) i jest zabudowana na wspólnym wale z generatorem energii elektrycznej (G). Para wyprowadzana przy pomocy upustów z odpowiednich części turbiny zostaje skierowana do: schładzacza pary (SchP), trzech wymienników regeneracyjnych wysokoprężnych (RW), odgazowywacza (OD) oraz czterech wymienników regeneracyjnych niskoprężnych (RN). 5

Budowa modelu jednostki wytwórczej wymaga doboru odpowiedniej struktury systemu, jak również przyjęcia założeń dotyczących poszczególnych maszyn i urządzeń. Dane przyjęte zostały w ramach Strategicznego Programu Badawczego "Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych zero-emisyjnych bloków węglowych zintegrowanych z wyytem CO 2 ze spalin" dla bloku węglowego o mocy 900 MW. 3.1. BUDOWA MODELU OBLICZENIOWEGO W modelowaniu obiegów siłowni referencyjnej istotnym jest jak najdokładniejsze określenie wartości parametrów poszczególnych czynników roboczych w punktach charakterystycznych badanej struktury bloku. Celem właściwego określenia zmian parametrów jest możliwość porównania wskaźników pracy w przypadku dokonania modyfikacji w strukturze bloku. W niniejszej pracy wykorzystano takie narzędzia jak program GateCycle oraz Aspen Plus, gdzie opracowane modele oparte są na strukturze segmentowej, gdzie każdy element reprezentuje konkretny moduł ciągu wytwórczego bloku. W programie GateCycle zamodelowano strukturę bloku referencyjnego oraz poszczególne warianty zewnętrznego źródła zasilania instalacji separacji dwutlenku węgla szczegółowo opisane pracy. Program Aspen Plus został wykorzystany do zamodelowania instalacji separacji dwutlenku węgla. 3.2. WSKAŹNIKI OCENY TERMODYNAMICZNEJ BLOKU REFERENCYJNEGO Podstawowym wskaźnikiem technicznej oceny kondensacyjnych bloków energetycznych jest sprawność wytwarzania energii elektrycznej. Sprawność brutto bloku definiowana jest zależnością: N el,b ηel,b, (3.1) E gdzie: N el,b - moc elektryczna brutto, E - strumień energii chemicznej dostarczanej z paliwem (węglem kamiennym), którą stanowi iloczyn wartości opałowej oraz strumienia masowego dostarczanego paliwa. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto układu parowego wyraża zależność: N el,b pw el,b 1 pw el,n N N N ηel,n, E E E gdzie: N el,n- moc elektryczna netto, N pw- moc potrzeb własnych układu, ζ pw - wskaźnik potrzeb własnych układu. W ramach analizy ekologicznej określano wskaźnik będący podstawą oceny źródeł energetycznych w aspekcie bezpośredniej emisji CO 2. Wskaźnik ten to emisja jednostkowa tego gazu przypadająca na jednostkę wytwarzanej energii elektrycznej netto. Wskaźnik zdefiniowany jest zależnością: (3.2) gdzie: REF m CO 2,w ε REF m, (3.8) CO 2, w CO2 N el,n - strumień dwutlenku węgla emitowanego przez blok energetyczny. 6

3.3. REZULTATY ANALIZY TERMODYNAMICZNEJ BLOKU WĘGLOWEGO W tabeli 3.1 zamieszczono uzyskane moce oraz wartości wskaźników obliczonych dla badanego bloku referencyjnego. Uzyskane rezultaty w dalszej części pracy stanowią punkt odniesienia dla analiz prowadzonych dla poszczególnych wariantów bloku zintegrowanego z instalacją separacji CO 2. Tabela 3.1 Wartości charakterystycznych mocy oraz wskaźników oceny termodynamicznej oraz ekologicznej LP. Wielkość Symbol Wartość Jednostka 1. Moc wewnętrzna turbiny parowej N i 949,27 MW 2. Moc efektywna N e 910,93 MW 3. Moc potrzeb własnych układu N pw 67,50 MW 4. Moc wytwarzania energii elektrycznej brutto N el,b 900,00 MW 5. Moc wytwarzania energii eklektycznej netto N el,n 832,5 MW 6. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej brutto η el,b 49,10 % 7. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto η el,n 45,42 % 8. Emisja jednostkowa CO 2 ε CO2 755,0 kgco 2/MWh 4. INTEGRACJA BLOKU ENERGETYCZNEGO Z ABSORPCYJNĄ INSTALACJĄ SEPARACJI DWUTLENKU WĘGLA Z uwagi na stawiane przed sektorem energetycznym wymogi odnośnie emisji gazów cieplarnianych (w tym dwutlenku węgla), pochylono się nad problemem analizy efektywności termodynamicznej, ekologicznej i ekonomicznej jednostek zintegrowanych z instalacją separacji CO 2. W ramach rozprawy scharakteryzowano aktualnie badane metody separacji należące do trzech zasadniczych nurtów: separacji przed spalaniem, separacji po spalaniu oraz spalaniu w atmosferze utleniacza wzbogaconego w tlen. Na potrzeby prowadzonej analizy wybrano separację po spalaniu z zastosowaną metodę chemicznej absorpcji. Metoda ta jest wykorzystywana już od dłuższego czasu w przemyśle petrochemicznym, a badania literaturowe [6,7,8,9,10,11,12] wskazują, iż wykorzystanie jej dla separacji dwutlenku węgla w sektorze energetycznym jest celowe i uzasadnione. Instalacja separacji przedstawiona na rysunku 4.1 składa się z dwóch kolumn, trzech wymienników ciepła oraz urządzeń pomocniczych. Rysunek 4.1 Schemat absorpcyjnej instalacji separacji dwutlenku węgla W pierwszej kolumnie, do której trafia strumień wcześniej odsiarczonych i odazotowanych spalin, następuje zawiązanie 30%-owego wodnego roztworu monoetanolaminy (MEA) z cząsteczkami CO 2. 7

Następnie mieszanina ta poprzez wymiennik ciepła trafia do drugiej kolumny - desorbera, gdzie następuje wydzielenie CO 2, który poprzez kondensator (gdzie na drodze kondensacji pary następuje ostateczne odseparowanie dwutlenku węgla) kierowany jest do czterosekcyjnego układu sprężania przedstawionego na rysunku 4.2. Rysunek 4.2 Schemat instalacji sprężania Aby proces desorpcji przebiegał prawidłowo konieczne jest doprowadzenie strumienia ciepła do wymiennika stanowiącego integralną część kolumny desorbera (re-boiler). Podstawową tematyką poruszaną w pracy jest sposób pozyskiwania ciepła wymaganego dla zasilania procesu desorpcji. Z uwagi na obecny stan rozwoju metody absorpcji chemicznej dla potrzeb analiz założono, że instalacja separacji będzie wykazywała jednostkowe zapotrzebowanie na ciepło desorpcji oznaczone jako q des w zakresie od 2 do 4 MJ/kg odseparowanego CO 2. Parametry czynnika grzewczego wynikają bezpośrednio z właściwości zastosowanego sorbentu. Podstawowym i najczęściej opisywanym źródłem nośnika ciepła jest para wodna. Strumień pary może być pobierany z jednostki wytwórczej lub dostarczany z niezależnego źródła. W wyniku rozważań powstały cztery koncepcję zasilania zintegrowanej instalacji separacji dwutlenku węgla: Wariant I para wytwarzana jest w ramach bloku energetycznego, a jej upust realizowany jest z turbiny parowej z przelotni usytuowanej pomiędzy częścią średnio- oraz niskoprężną (układ jednopaliwowy - węglowy); Wariant II para wytwarzana jest w ramach zespołu turbiny gazowej wraz z parowaczem (układ dwupaliwowy - węgiel oraz gaz); Wariant III para wytwarzana jest w ramach układu gazowo-parowego, który stanowi zespół turbiny gazowej wraz z jednociśnieniowym kotłem odzyskowym oraz turbiną przeciwprężną (układ dwupaliwowy - węgiel oraz gaz); Wariant IV para wytwarzana jest w układzie parowym z kotłem zasilanym biomasą (układ dwupaliwowy - węgiel oraz biomasa). 5. ANALIZA TERMODYNAMICZNA I EKOLOGICZNA BADANYCH WARIANTÓW Przed przystąpieniem do analiz wariantów zakładających integrację z instalacją separacji CO 2 założono, że w każdym z przypadków moc użyteczna kotłów parowych bloku węglowego jest taka sama jak w przypadku wariantu referencyjnego. Założenie takie skutkuje ujednoliceniem dla każdego wariantu strumienia energii chemicznej węgla spalanego w tym kotle, a co za tym idzie uzyskaniem takich samych strumieni dwutlenku węgla generowanego w procesie spalania tego paliwa. 8

5.1 WARIANT I ZASILANIE PROCESU DESORPCJI PARĄ POBRANĄ Z UPUSTU TURBINY PAROWEJ Rozważany wariant, określany jako klasyczny i opisywany w publikacjach [12,13], polega na doprowadzaniu ciepła wymaganego dla procesu desorpcji wraz z parą pobieraną z przelotni turbiny parowej bloku energetycznego. Na rysunku 5.1 zamieszczono schemat jednostki wytwórczej zintegrowanej z absorpcyjną instalacją separacji dwutlenku węgla wraz z turbiną parową przeciwprężną realizującą zapotrzebowanie wymiennika ciepła (re-boilera) stanowiącego integralną część kolumny desorbera. Rysunek 5.1. Schemat jednostki wytwórczej zintegrowanej z instalacją separacji CO2 wraz z zasilaniem procesu desorpcji zgodnie z wariantem I Podstawową zaletą wariantu I jest brak dodatkowych instalacji wytwarzających ciepło, których zabudowa wymagałaby istotnych nakładów inwestycyjnych. Wadą rozważanego wariantu jest konieczność zaprojektowania turbiny parowej dla znacznego upustu pary o odpowiednich parametrach, trafiającej do re-boilera instalacji separującej CO 2. Zmniejszenie przekrojów poprzecznych części niskoprężnej turbiny, zapewniających wysoką sprawność przy ograniczonym przepływie pary, wyklucza przepuszczenie dużych przepływów w przypadku zaniechania realizacji procesu separacji CO 2, co miałoby miejsce, np. w sytuacji, w której Wspólnota Europejska wycofuje się z polityki ograniczania emisji gazu cieplarnianego. Jeżeli instalacja separacji dwutlenku węgla miałaby zostać dołączona do istniejącej jednostki wytwórczej, wymagane byłyby istotne prace modernizacyjne, głównie w obrębie turbiny parowej [14]. W celu określenia efektywności termodynamicznej i ekonomicznej wykorzystano zależności na sprawność brutto oraz netto oraz jednostkową emisję dwutlenku węgla do atmosfery. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej brutto w przypadku wariantu I określona może być przez korzystanie z zależności: η I el, B I N el,b. (5.1) REF E 9

Przy określaniu sprawności netto dla wariantu I przyjęto, że wielkość potrzeb własnych bloku energetycznego (obiegu parowego) jest taka sama jak w przypadku bloku referencyjnego. Uwzględniono tutaj dodatkowo potrzeby własne instalacji separacji oraz sprężarek CO 2: η I el, N I I REF N N N N el, N el, B pw pw,cc, (5.2) REF REF E E Moc potrzeb własnych instalacji separacji oraz sprężania CO 2 w każdym wariancie (I-IV) jest taka sama i wynosi 50,7 MW. W przypadku wariantu I, gdzie ciepło na potrzeby procesu desorpcji generowane jest w ramach jednostki węglowej, wskaźnik emisji jednostkowej definiowany jest następująco: REF (1 RCO ) m 2 CO I 2w (5.3) ε, gdzie: CO 2 I N R - stopień odzysku CO 2 w instalacji separacji dwutlenku węgla, CO 2 dwutlenku węgla generowany na drodze spalania paliwa węglowego. el, N m - strumień CO 2 w Podczas analiz uzmienniana była wartość wskaźnika zapotrzebowania na ciepło procesu desorpcji, które w bloku kierowane jest do wymiennika (re-boilera) zabudowanego przy kolumnie desorbera. Wartość wskaźnika uzmienniano w zakresie od 2 do 4 MJ/kgCO 2. Wartość wskaźnika energochłonności bezpośrednio przekłada się na wielkość zapotrzebowania na ciepło, w związku z czym determinuje skalę źródła zasilania w ciepło procesu desorpcji. Odpowiednio na rysunku 5.2 oraz 5.3 przedstawiono przebiegi funkcji mocy oraz sprawności (brutto oraz netto) bloku zintegrowanego z instalacją separacji zgodnie z przedmiotowym wariantem. Linia ciągła wskazuje wartości brutto, a linia przerywana wartości netto. Rysunek 5.2 Moc brutto i netto jednostki w funkcji energochłonności procesu desorpcji wariant I Rysunek 5.3 Sprawność wytwarzania energii elektrycznej brutto oraz netto w funkcji energochłonności procesu desorpcji wariant I Jak można zauważyć wraz ze wzrostem energochłonności procesu desorpcji znacząco spada moc elektryczna generowana przez jednostkę wytwórczą. Spadek sprawności jest następstwem spadku mocy generowanej na zaciskach generatora energii elektrycznej turbozespołu parowego. Strumień paliwa dostarczany do układu oraz jego wartość opałowa (zgodnie z założeniami do analizy) pozostają niezmienne w zależności od wartości wskaźnika energochłonności, co skutkuję 10

proporcjonalnym przełożeniem mocy brutto oraz mocy netto siłowni odpowiednio na uzyskiwane wartości sprawności brutto oraz sprawności netto. Jest to związane ze zwiększającym się poborem strumienia pary w punkcie 61 (patrz rysunek 5.1), która przy wysokich parametrach kierowana jest przez dodatkową turbinę przeciwprężną do instalacji separacji dwutlenku węgla. Głównym celem prowadzonych badań w zakresie oceny ekologicznej jest wyznaczenie wartości wskaźnika emisji dwutlenku węgla do atmosfery przy zmiennej wartości energochłonności procesu desorpcji prowadzonej w absorpcyjnej instalacji separacji dwutlenku węgla. Na rysunku 5.4 przedstawiono wskaźnik emisji w zależności od wskaźnika q des dla wariantu I. Rysunek 5.4 Wskaźnik emisji jednostkowej CO2 w funkcji wskaźnika energochłonności procesu desorpcji wariant I Zwiększający się wskaźnik emisji dwutlenku węgla w funkcji energochłonności procesu desorpcji wynika z wielkości odseparowanego strumienia CO 2, który jest stały i niezależny od q des oraz od mocy netto jednostki, która, jak to pokazano na rys. 5.2, spada wraz ze wzrostem wskaźnika q des. Uzyskane wartości wskaźnika emisji dla wariantu I zawierają się w przedziale od 90,36 do 100,17 kgco 2/MWh. Dla układu, w którym separacja nie jest prowadzona strumień emitowanego dwutlenku węgla wynosi 174,59 kg/s tym samym w jednostce o mocy netto 832,5 MW wskaźnik emisji wynosi 755,03 kgco 2/MWh. 5.2 WARIANT II DOŁĄCZENIE ZESPOŁU TURBINY GAZOWEJ WRAZ Z PAROWACZEM Pierwszy z badanych wariantów, w ramach których wykorzystuje się zewnętrzne źródło ciepła zakłada zasilenie gazem ziemnym turbiny gazowej, a następnie produkcję pary w ramach parowacza zabudowanego na strumieniu spalin opuszczających ekspander turbiny gazowej. Idea rozwiązania zaczerpnięta została z [16]. Schemat układu przedstawiono na rysunku 5.5. 11

Rysunek 5.5 Schemat jednostki wytwórczej zintegrowanej z instalacją separacji CO2 oraz układem turbiny gazowej - wariant II W skład zewnętrznego źródła zasilania wchodzi: zespół turbiny gazowej oraz wymiennik ciepła stanowiący parowacz, gdzie czynnik krążący w obiegu pomiędzy re-boilerem, a zespołem turbiny gazowej odparowuje do stanu nasycenia. Turbina jaką wybrano dla współpracy z parowaczem charakteryzuje się sprężem równym 20 oraz temperaturą spalin za komorą spalania wynoszącą 1430 C. Turbina gazowa zasilana jest gazem ziemnym. Turbina o założonych wielkościach charakterystycznych uzyskuje sprawność 41,38% [17]. W odróżnieniu od wariantu I w przypadku wariantów II-IV moc generowana w ramach podstawowego turbozespołu parowego jest taka sama jak w wariancie referencyjnym nie występują tutaj ubytki mocy turbiny parowej. Zmiana mocy brutto generowanej w ramach bloków wielopaliwowych wynika z dodatkowych mocy elektrycznych uzyskiwanych w ramach układów generujących ciepło, wykorzystywane dla realizacji procesu desorpcji. Jak już wspomniano w ramach każdego z wariantów bloku zintegrowanego z instalacją separacji CO 2 strumień energii chemicznej wykorzystywanego węgla jest taki sam jak w wariancie odniesienia. W przypadkach wariantów II-IV przy określaniu sprawności bloku występuje jednak potrzeba uwzględniania dodatkowego wydatku energii chemicznej paliwa dodatkowego. Wobec powyższego sprawność wytwarzania energii elektrycznej brutto w przypadku wariantu II określona może być przez wykorzystanie następującej zależności: gdzie: II chg η II el, B II REF II N Nel, B Nel,utg, B el, B, (5.4) REF II REF II E E E E chg 12 II N - moc brutto generowana w układzie wielopaliwowym w wariancie II, el,b E - strumień energii chemicznej dostarczany z paliwem (w gazie ziemnym), II N chg el,utg,b - moc brutto generowana w zespole turbiny gazowej w układzie zewnętrznego źródła zasilania instalacji separacji. Określenie sprawności netto wytwarzania energii elektrycznej, prócz uwzględnienia potrzeb własnych podstawowej jednostki wytwórczej oraz, jak ma to miejsce w przypadku wariantu I,

uwzględnienia mocy potrzeb własnych instalacji separacji i sprężania CO 2, wymaga uwzględnienia potrzeb własnych dodatkowej jednostki wytwórczej: II REF REF II N Nel,B Npw Npw,CC Nel,utg,B 1 utg II el, N (5.5) ηel, N REF II REF II, E E E E gdzie: chg II N - moc netto generowana w układzie wielopaliwowym w wariancie II, el,n ζ utg - wskaźnik potrzeb własnych zewnętrznego źródła zasilania w wariancie II bazującym na zespole turbiny gazowej, założony na poziomie 2%. W wariantach II-IV wyytowi poddawany jest strumień dwutlenku węgla pochodzący z podstawowej jednostki wytwórczej, natomiast strumień CO 2 generowany w zewnętrznym źródle zasilania instalacji separacji w całości trafia do otoczenia. W związku z tym wskaźnik emisji jednostkowej przedstawia następująca zależność: (1 R ) m REF X CO2 CO 2 w CO 2 X N el, N ε m X chg CO 2pd gdzie: x - oznacza kolejny analizowany wariant (od II do IV),, (5.6) X m - strumień dwutlenku węgla CO 2 pd generowany na drodze spalania paliwa dodatkowego zasilającego części odpowiedzialne za produkcję ciepła wykorzystywanego w procesie desorpcji. Na rysunku 5.6 oraz 5.7 zamieszczono wykresy mocy elektrycznej wytwarzanej przez układ oraz sprawności w funkcji uzmiennianego w analizach wskaźnika energochłonności q des. Na każdym wykresie znajdują się cztery charakterystyki: linią ciągłą czerwoną przedstawiono odpowiednio moc oraz sprawność brutto dla zespołu turbiny gazowej, natomiast linią jednolitą zieloną przedstawiono odpowiednio moc oraz sprawność netto tego zespołu. Linią jednolitą czarną zobrazowano odpowiednio moc oraz sprawność brutto całego układu wielopaliwowego, natomiast linią przerywaną czarną odpowiednio moc oraz sprawność netto układu całego układu. 13

Rysunek 5.6 Moce brutto i netto wytwarzane w obrębie bloku energetycznego w funkcji energochłonności procesu desorpcji wariant II Rysunek 5.7 Sprawności brutto i netto wytwarzania energii elektrycznej w funkcji energochłonności procesu desorpcji wariant II Zgodnie z przewidywaniami, aby pokryć zapotrzebowanie na ciepło w procesie uwalniania dwutlenku węgla z wodnego roztworu MEA w kolumnie desorbera absorpcyjnej instalacji separacji dwutlenku węgla, układ zewnętrznego zasilania musi wykazywać się wysoką mocą nominalną. Moc elektryczna turbiny gazowej w zależności od uzmiennianej wartości wskaźnika energochłonności zawiera się w przedziale od 271,69 MW do 534,33 MW. Dodatkowo zainstalowana moc turbiny gazowej wpływa na istotne zwiększenie mocy całego bloku energetycznego. W wariancie II wyyt dwutlenku węgla prowadzony jest tylko dla spalin opuszczających jednostkę wytwórczą zasilaną węglem. Dla rozpatrywanego wariantu na rysunku 5.8 zamieszczono charakterystykę wskaźnika emisji dwutlenku węgla, w funkcji wskaźnika energochłonności procesu desorpcji. Rysunek 5.8 Wskaźnik emisji jednostkowej CO2 w funkcji wskaźnika energochłonności procesu desorpcji - wariant II Wzrostowi wskaźnika q des towarzyszy wzrost mocy turbiny gazowej, a to z kolei pociąga za sobą wzrost emisji CO 2 generowanego w procesie spalania gazu ziemnego. Konsekwencją tego jest również wzrost wartości wskaźnika emisji jednostkowej CO 2. 5.3 WARIANT III DOŁĄCZENIE UKŁADU GAZOWO-PAROWEGO Z JEDNOCIŚNIENIOWYM KOTŁEM ODZYSKOWYM Opcją zakładającą wykorzystanie dla generacji ciepła wymaganego dla procesu desorpcji zespołu turbiny gazowej może być także jej dodatkowe zintegrowanie z obiegiem turbiny parowej [18]. Takie połączenie pozwoli na zwiększenie efektywności wykorzystania szlachetnego paliwa, jakim jest gaz

ziemny. Na rysunku 5.9 przedstawiono sposób integracji układu z blokiem energetycznym wyposażonym w absorpcyjną instalację separacji CO 2. Rysunek 5.9 Schemat jednostki wytwórczej zintegrowanej z instalacją separacji CO2 oraz układem gazowo-parowym - wariant III Układ zewnętrznego źródła zasilania w przedmiotowym wariancie tworzy zespół turbiny gazowej wraz z kotłem odzyskowym stanowiącym element obiegu turbiny parowej przeciwprężnej. Podobnie jak w przypadku wariantu II przy określaniu sprawności bloku występuje potrzeba uwzględniania dodatkowego wydatku energii chemicznej paliwa dodatkowego - gazu. Wobec Sprawność wytwarzania energii elektrycznej brutto w przypadku wariantu III określona może być przez wykorzystanie następującej zależności: gdzie: N III el,ug-p N III el,b η III el, B III REF III N N el, B N el,ug-p,b el, B, (5.7) REF III REF III E E E E chg - moc brutto generowana w układzie wielopaliwowym w wariancie III, - moc brutto generowana w układzie gazowo-parowym. Aby uzyskać wartości sprawności netto należy uwzględnić, tak jak we wcześniejszym wariancie, moc potrzeb własnych instalacji desorpcji i sprężania CO 2 oraz moc potrzeb własnych dodatkowej jednostki wytwórczej. Stosując te działania uzyskano zależność: η III el, N III N el, N E E REF III chg N REF el,b N REF pw N pw,cc E REF N E chg III el,ug-p,b III chg 1 ugp, (5.8) 15

gdzie: N III el,n - moc netto generowana w układzie wielopaliwowym w wariancie III, ξ - wskaźnik potrzeb własnych zewnętrznego źródła zasilania w wariancie III bazującym na ugp układzie gazowo-parowym, założony na poziomie 2%. Wielkość jednostkowej emisji dwutlenku węgla do atmosfery została zdefiniowana zależnością (5.6). Uzyskane charakterystyki wielkości generowanych przez układ przedstawione w funkcji uzmiennianego w analizach wskaźnika energochłonności q des zamieszczono na rysunku 5.10 oraz 5.11. Na każdym wykresie znajdują się cztery charakterystyki: linią ciągłą czerwoną przedstawiono odpowiednio moc brutto oraz sprawność brutto układu gazowo-parowego natomiast linią jednolitą zieloną moc netto oraz sprawność netto tego układu; linią jednolitą czarną zobrazowano moc brutto oraz sprawność brutto układu wielopaliwowego, natomiast linią przerywaną czarną przedstawiono moc netto oraz sprawność netto tego układu. Rysunek 5.10 Moce brutto i netto wytwarzane w obrębie bloku wielopaliwowego w funkcji energochłonności procesu desorpcji wariant III Rysunek 5.11 Sprawności brutto i netto wytwarzania energii elektrycznej w funkcji energochłonności procesu desorpcji wariant III Rezultaty uzyskane w analizie przypadku jasno obrazują, iż strumień dostarczanej do wymiennika (re-boliera) pary ma znaczący wpływ na uzyskiwaną moc układu gazowo-parowego. Oznacza to, że przy wartości wskaźnika energochłonności wynoszącego 4 MJ/kgCO 2 moc układu gazowo-parowego przewyższa moc podstawowej jednostki wytwórczej. Suma mocy uzyskiwanej na zaciskach generatorów identyfikowanych w ramach całego bloku wielopaliwowego osiąga poziom ponad 1900 MW. Wraz z rozbudowaniem wariantu II o moduł parowy zgodnie z oczekiwaniami wzrósł poziom osiąganej sprawności dla analizowanego wariantu III. Wynika to z wyższego względem wariantu II poziomu sprawności konwersji paliwa gazowego. W wariancie III wyyt dwutlenku węgla, podobnie jak w wariancie II, prowadzony jest tylko dla spalin opuszczających jednostkę wytwórczą zasilaną paliwem węglowym. Na rysunku 5.12 zamieszczono charakterystykę wskaźnika jednostkowej emisji dwutlenku węgla dla rozpatrywanego przypadku. 16

Rysunek 5.12 Wskaźnik emisji jednostkowej w funkcji wskaźnika energochłonności procesu desorpcji - wariant III Wartości wskaźnika emisji wzrastają w miarę wzrostu wskaźnika energochłonności, co jest wynikiem wzrastającej generacji spalin powstających na bazie spalania paliwa gazowego, które nie podlegają procesowi separacji. Choć sprawność konwersji energii chemicznej paliwa gazowego na energię elektryczną jest w przypadku wariantu III wyższa, niż w przypadku wariantu II, to dla określonych wskaźników energochłonności w przypadku wariantu III uzyskiwane są wyższe wskaźniki emisji CO 2. Wynika to ze znacznie wyższych mocy instalowanych w oparciu o paliwo gazowe w przypadku wariantu wyposażonego w układ gazowo-parowy. 5.4 WARIANT IV DOŁĄCZENIE UKŁADU PAROWEGO Z KOTŁEM ZASILANYM BIOMASĄ W przypadku wariantu IV paliwem dodatkowym wykorzystywanym celem produkcji ciepła dla celów desorpcji jest biomasa. Schemat przedstawiający sposób powiązania bloku energetycznego z instalacją separacji oraz układem zasilania w ciepło procesu desorpcji pokazano na rysunku 5.13. W układzie dodatkowym biomasa spalana jest w kotle parowym wchodzącym w skład obiegu z turbiną parową przeciwprężną. Tak jak ma to miejsce w przypadku wariantu II i III wielkość dodatkowego układu zasilanego biomasą dobrana jest dla zapewnienia wymaganego strumienia ciepła zasilania procesu desorpcji. 17

Rysunek 5.13 Schemat jednostki wytwórczej zintegrowanej z instalacją separacji CO2 oraz układem parowym zasilanym biomasą - wariant IV Wariant będący układem wielopaliwowym wymagał zdefiniowania, tak jak w przypadku wariantu II oraz III, wskaźników efektywności termodynamicznej uwzględniających dodatkowy wydatek energii chemicznej paliwa biomasowego. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej brutto w przypadku wariantu IV określona może być przez wykorzystanie następującej zależności: gdzie: IV chb N IV el,b η IV el, B IV REF IV N N el, B N el,ub,b el, B, (5.9) REF IV REF IV E E E E chb - moc brutto generowana w układzie wielopaliwowym w wariancie IV, E - strumień energii chemicznej dostarczany z paliwem biomasowym, IV N chb el,ub,b - moc brutto generowana w zespole turbiny parowej przeciwprężnej w układzie zewnętrznego źródła zasilania instalacji separacji. Dla wariantu IV sprawność netto wyraża zależność: IV REF IV REF N Nel,B Nel,ub,B N IV pw N el, N ηel, N REF IV REF IV E E E E gdzie: pw,cc N IV pw,ub, (5.10) chb chb IV N - moc netto generowana w układzie wielopaliwowym w wariancie IV, el, N IV N - moc potrzeb własnych zewnętrznego źródła zasilania w wariancie IV bazującym na pw,ub wykorzystaniu biomasy. Wielkość jednostkowej emisji dwutlenku węgla do atmosfery została zdefiniowana przy wariancie II. 18

Przebiegi charakterystyk mocy oraz sprawności układu wielopaliwowego oraz dla samej instalacji biomasowej w funkcji wskaźnika energochłonności procesu desorpcji zamieszczono na rysunku 5.14 oraz 5.15. Na każdym wykresie znajdują się cztery charakterystyki, gdzie: linią jednolitą czerwoną przedstawiono wielkości brutto generowane przez zewnętrzne źródło zasilania oparte na biomasie, linią jednolitą zieloną oznaczono wielkości netto uzyskiwane dla tego modułu, linią jednolitą czarną przedstawiono sumaryczną wielkości brutto wytwarzane w układzie wielopaliwowym, natomiast linią czarną przerywaną wielkości netto tego układu. Rysunek 5.14 Moce wytwarzane w obrębie bloku w funkcji energochłonności procesu desorpcji - wariant IV Rysunek 5.15 Sprawności wytwarzania energii elektrycznej w funkcji energochłonności procesu desorpcji - wariant IV W przypadku zastosowania układu parowego zasilanego biomasą wzrost mocy nie jest tak duży jak we wcześniej prezentowanych wariantach gazowych. Moc zewnętrznego źródła zasilania jest najmniejsza spośród mocy uzyskanych przez źródła zewnętrzne w innych analizowanych wariantach. Sprawność układu parowego zasilanego biomasą pozostaje na tym samym poziomie niezależnie od wartości wskaźnika energochłonności procesu desorpcji i jest niższa od sprawności konwersji węgla liczonej dla wyodrębnionej części węglowej bloku. Sprawność bloku wielopaliwowego brutto oraz netto obniża się więc wraz ze wzrostem wartości wskaźnika energochłonności procesu desorpcji z uwagi na wzrastające znaczenie udziału produkcji energii w oparciu o paliwo jakim jest biomasa w bilansie mocy układu. W przypadku wariantu IV pokazana na rysunku 5.16 wartość wskaźnika emisji jednostkowej CO 2 ulega zmniejszaniu w miarę zwiększania wartości wskaźnika energochłonności procesu desorpcji. Dzieje się tak dlatego, że w przypadku wariantu IV wielkość emisji dwutlenku węgla generowana na drodze spalania biomasy nie jest uwzględniana przy określaniu wskaźnika emisji. Tym samym przy wzroście mocy bloku oraz utrzymywaniu na stałym poziomie wielkości emisji CO 2, w miarę zwiększania mocy bloku netto wskaźnik emisji jest coraz mniejszy. 19

Rysunek 5.16 Wskaźnik emisji jednostkowej w funkcji energochłonności procesu desorpcji - wariant IV 6. ANALIZA EKONOMICZNA BADANYCH WARIANTÓW Analizując kompleksowo możliwość wdrożenia nowych projektów należy skupić się nie tylko na rozwiązaniach technologicznych w ujęciu termodynamicznym, ale także nad warunkami ekonomicznymi inwestycji, decydującymi o opłacalności zaangażowania kapitału w perspektywie przyszłych korzyści [19]. W trakcie prowadzenia analiz dla projektów strategicznych w środowisku ekonomicznym inwestor musi otrzymać jednoznaczną informację czy wybrane warianty projektu uzgodnione pod względem termodynamicznym równocześnie pozwolą na uzyskanie znaczących korzyści w przyszłości w stosunku do zainwestowanego kapitału na ten cel [20]. W przedłożonej pracy zakres analizy ekonomicznej obejmuje zagadnienia związane z oszacowaniem: nakładów finansowych, które muszą zostać zaangażowane w celu zrealizowania projektu, wartości rynkowej wytwarzanego produktu, zakresu cenowego potencjalnych barier wynikających z ustawodawstwa unijnego oraz wielkości korzyści finansowych projektu generowanych przez jednostkę. Przystępując do badania inwestycji należy zdefiniować wskaźniki pozwalające na zinterpretowanie możliwych, występujących w przyszłości wartości finansowych. Najistotniejszym wskaźnikiem oceny ekonomicznej analizowanym w pracy jest graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej, która została zdefiniowana na podstawie [19] i przyjmuję postać: C gr el [ J ( K tn PR d t 0 t (1 r) (6.1) tn t0 E P ) A F L] el,b E t (1 r) el,pw gdzie: K PR - koszty produkcji stanowiące odzwierciedlenie kosztu operacyjnego powiększonego o odsetki od kredytów, P d - podatek dochodowy, A - amortyzacja, L - wartość likwidacyjna, F - wartość odsetek od kredytów, E el - produkcja energii elektrycznej brutto, E el_pw - energia potrzeb własnych układu, r - stopa dyskonta. 6.1 ZAŁOŻENIA DO ANALIZY W ramach analiz prowadzonych dla wszystkich zaprezentowanych wariantów: bloku referencyjnego (wariant REF), jednostki węglowej zintegrowanej z instalacją separacji oraz sprężania CO 2 (wariant I) oraz jednostek wytwórczych stanowiących układy wielopaliwowe, również zintegrowane z instalacjami separacji oraz sprężania CO 2 (warianty II-IV), wykorzystano metodologię oceny efektywności bazującą na wskaźniku jakim jest graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej. Dla t 20

potrzeb analiz przyjęto, iż wszystkie poddawane ocenie warianty bloku energetycznego pracują w ramach takiego samego otoczenia prawno-ekonomicznego, co stwarza dla nich ujednolicone środowisko funkcjonowania, co też umożliwia wzajemne porównywanie wariantów zgodnie z kryterium efektywności ekonomicznej. W ramach analiz prowadzonych dla poszczególnych wariantów nie różnicowano założeń odnoszonych się do cen surowców, stawki podatkowej, stawki amortyzacji, oprocentowania oraz czasu spłaty kredytu. Pomimo różnic w zakresie skali przedsięwzięć przyjęto również takie same założenia odnoszące się do czasu budowy, czasu pracy, rozdziału środków finansowych na poszczególne lata budowy, udziału środków własnych w finansowaniu inwestycji. Ze względu na różnice pomiędzy poszczególnymi wariantami, które wynikają z odmiennych ścieżek procesowych, w ramach poszczególnych analiz, zróżnicowano założenia dotyczące kosztów eksploatacji oraz liczebności zatrudnionej kadry. Z uwagi na odmienną strukturę bloków budowanych zgodnie z poszczególnymi wariantami oraz różnice w zakresie ich mocy wytwórczych w sposób oczywisty wymagane było również zróżnicowanie wielkości nakładów finansowych na inwestycje. Metodologia przyjęta dla szacowania nakładów inwestycyjnych dla wariantów wielopaliwowych zakłada potrzebę określania nakładów inwestycyjnych na zakupu oraz zabudowę maszyn i urządzeń wchodzących w skład dwóch części układów, tj. części węglowej oraz części zasilanej paliwem dodatkowym: J J w J pd. (6.2) Zakłada się przy tym, iż w skład części węglowej wchodzą komponenty realizujące obieg turbiny parowej oraz instalacja separacji i sprężania CO 2. Dla określenia nakładów inwestycyjnych na część węglową bloku wykorzystano wskaźnik jednostkowych nakładów inwestycyjnych (i w), który wskazuje koszt zakupu oraz zabudowy maszyn i urządzeń wchodzących w skład tej części odniesiony do jednostki zainstalowanej tutaj mocy netto (wyrażonej w kw). Wobec powyższego nakład inwestycyjny na zakup oraz zabudowę tej części układu wyraża zależność: J i N (6.3) w w el,n_w. W przypadku wariantu referencyjnego oraz wariantu I, w którym dla potrzeb realizacji procesu desorpcji ciepło doprowadzane jest do instalacji separacji CO 2 wraz parą pobieraną z upustu turbiny parowej, nakład określany zależnością (6.3) stanowi całkowity nakład inwestycyjny. W ramach prowadzonych analiz, dla określenia nakładu inwestycyjnego na część węglową bloku, rozpatrywanego w poszczególnych wariantach, wykorzystano zależność zaproponowaną w [21], która opracowana została w oparciu o publikacje [16]: i i w w_l N N el,n_w el,n_l 0,331 gdzie: i w - szacowany jednostkowy nakład inwestycyjny na część węglową bloku, i w_l literaturowy jednostkowy nakład inwestycyjny na blok węglowy o podobnej charakterystyce, literaturowa moc netto jednostki o podobnej charakterystyce. (6.4) 21

Wykorzystując zaprezentowaną metodologię oraz dane zaczerpnięte z publikacji [22,23,24,25,26], gdzie prezentowane są nakłady inwestycyjne dla bloków z oraz bez instalacji separacji CO 2 wykorzystujących metodę absorpcji chemicznej, określono jednostkowe nakłady inwestycyjne związane z zakupem oraz zabudową części węglowych wchodzących w skład wszystkich analizowanych wariantów. Wykorzystując zależności (6.3) oraz (6.4) uzyskano nakład jednostkowy dla bloku referencyjnego na poziomie 6456 PLN/kW. Wskaźniki jednostkowych nakładów inwestycyjnych określone dla wariantu I, dla dwóch skrajnych analizowanych wartości wskaźnika energochłonności procesu desorpcji, tj. 2 MJ/kgCO 2 oraz 4 MJ/kgCO 2, wynoszą odpowiednio 12 935 PLN/kW oraz 13 402 PLN/kW. Wykorzystując zaprezentowaną metodologię określono wskaźnik nakładu jednostkowego na część węglową w wariantach II, III oraz IV na poziomie 12 310 PLN/kW. W przypadku wariantu II oraz III źródło ciepła zasilane jest gazem ziemnym, który podawany jest do komory spalania turbiny gazowej. Podobnie jak ma to miejsce w przypadku bloków węglowych, tak i w przypadku układów zasilanych gazem ziemnym, koszt wymagany na inwestycję istotnie zależy od skali układu. I tak, w ramach analizy dla określania wielkości nakładu inwestycyjnego wymaganego dla zakupu oraz zabudowy komponentów wchodzących w skład części gazowej wariantu II wykorzystano zależność: J II 0,6 (6.5) B ltg itg Nel,TG 44204 ka pd gdzie: B - współczynnik kosztu zabudowy [15], (w analizie przyjęto B=2), l TG - liczba zabudowanych turbin gazowych, i TG - jednostkowy nakład na zakup turbiny gazowej, N el,tg - znamionowa moc turbiny gazowej, ka - przewodność cieplna jako wielkość charakterystyczna wymiennika ciepła zabudowanego na strumieniu spalin, W/K. Przyjęto, iż maksymalna moc turbiny gazowej instalowanej w ramach bloku zgodnego z wariantem II wynosi 250 MW. W przypadku kiedy moc turbiny gazowej określona w ramach analiz termodynamicznych jest wyższa od tej wartości zakłada się, że w ramach bloku zainstalowana jest większa ilość turbin gazowych, łącznie uzyskujących określony poziom mocy. Wynika to z udostępnianych przez producentów typoszeregów turbin gazowych, gdzie moce jednostek na ogół nie przekraczają poziomu 250 MW. W przypadku wariantu III, wielkość nakładu na cześć gazową określano przy wykorzystaniu zależności: J III pd B i TG N el,tg i TPP N el,n,tpp, gdzie: i TPP - szacowany jednostkowy nakład inwestycyjny na zakup oraz zabudowę komponentów obiegu turbiny parowej przeciwprężnej, N el,n_tpp - moc netto analizowanego obiegu turbiny parowej przeciwprężnej. W ramach analiz prowadzonych dla wariantu II oraz III konieczne jest określenie nakładu jednostkowego związanego z zakupem turbiny gazowej. W obu przypadkach wykorzystano zależność zaczerpniętą z [12]: 0,271 el,tg (6.6) i 21346 N. (6.7) TG Celem skalowania względem mocy wielkości jednostkowego nakładu na zakup oraz instalację komponentów pracujących w ramach obiegu turbiny parowej przeciwprężnej (i TPP) w algorytmie 22

obliczeniowym wykorzystano zależność taką, jak w przypadku określania jednostkowego nakładu na część węglową analizowanych wariantów. W przypadku wariantu III przyjęła ona postać 0,331 N el,n,tpp i TPP i TPP_L. (6.8) N el,n,tpp_l Przy określaniu nakładów inwestycyjnych na część bloku zasilaną paliwem dodatkowym, którym w przypadku wariantu IV była biomasa, wykorzystano zależność: J IV pd i N (6.9) b el,n_b. W przypadku wariantu IV dla określania jednostkowego nakładu inwestycyjnego na zakup oraz instalację maszyn i urządzeń pracujących w ramach obiegu turbiny parowej (i b) wykorzystano wcześniej przybliżaną postać równania 0,331 N el,n,b i b i b_l, (6.10) Nel,n,b_L Określone wartości wskaźnika nakładów jednostkowych, liczone dla przedziału wskaźnika energochłonności od 2 do 4 MJ/kgCO 2, zawierały się odpowiednio w przedziale od 7402 PLN/kW do 5917 PLN/kW. Zestawiona metodologia umożliwiła określenie całkowitych nakładów inwestycyjnych dla wszystkich analizowanych w pracy wariantów. Nakłady te z uwzględnieniem wartości wskaźnika energochłonności zestawiono w tabeli 6.1. qdes Tabela 6.1 Całkowite nakłady inwestycyjne dla analizowanych wariantów, w mln PLN Wariant REF I II III IV 2,0 8 997 14 648 14 049 10 620 2,2 8 956 14 891 14 241 10 664 2,4 8 894 15 248 14 524 10 727 2,6 8 832 15 599 14 801 10 789 2,8 8 770 15 940 15 074 10 850 3,0 5 374 8 708 16 276 15 342 10 909 3,2 8 654 16 605 15 606 10 966 3,4 8 591 16 930 15 867 11 022 3,6 8 527 17 249 16 123 11 078 3,8 8 464 17 563 16 378 11 132 4,0 8 409 17 873 16 629 11 185 Dla potrzeb zrealizowania analiz dla poszczególnych wariantów przyjęto zróżnicowane wartości wskaźnika jednostkowych kosztów utrzymania i eksploatacji oraz ceny poszczególnych paliw. Wartości przyjęto w oparciu o dane publikowane w [22,23,24,25,26,27]. Cena uprawnień do emisji gazów cieplarnianych została założona na poziomie 91,5 PLN/MgCO 2. Taki poziom ceny przyjęto w oparciu o [28,29,30]. Przyjęta wartość została skonfrontowana z prognozami cen uprawnień publikowanych w [28] dla okresu, w którym analizuje się rozpatrywane warianty bloku. 23

6.2 REZULTATY ANALIZY EKONOMICZNEJ Analiza ekonomiczna prowadzona była jednocześnie dla układów o zróżnicowanej budowie zewnętrznego źródła zasilania instalacji separacji dwutlenku węgla oraz dla zmiennego poziomu wskaźnika energochłonności procesu desorpcji (q des). Podobnie jak w ramach analiz termodynamicznych wskaźnik ten uzmienniano w zakresie wartości od 2 do 4 MJ/kgCO 2. Na rysunku 6.1 przedstawiono rezultaty obliczeń. Rysunek 6.1 Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej w funkcji energochłonności procesu desorpcji dla wariantów I- IV oraz jednostki referencyjnej Cena energii elektrycznej dla układu referencyjnego wynosi 325,5 PLN/MWh. W analizie wariantów najwyższa cena została osiągnięta dla wariantu III, gdzie układ zewnętrznego zasilania tworzy zespół turbiny gazowej wraz z jednociśnieniowym kotłem odzyskowym i wynosi 484,2 PLN/MWh. Zwiększona cena energii elektrycznej kształtująca się w zależności od poziomu wskaźnika energochłonności zgodnie z przewidywaniami wzrasta, na co bezpośredni wpływ mają zwiększające się nakłady inwestycyjne. Poza określeniem granicznej ceny energii elektrycznej właściwej dla założeń nominalnych w pracy przeprowadzono analizę wpływu na tę cenę zmiany ceny uprawnień do emisji gazów cieplarnianych. Poziom 91,5 PLN/MgCO 2 przyjęty w analizie jest wypadkową stanowiącą możliwą kwotę w przeciągu prognozowanego okresu eksploatacji zgodnie z [28], nie mniej jednak taki poziom może nie wystąpić lub może zaistnieć tylko w pewnym okresie przejściowym. Ze względu na wysokie skorelowanie powiązań między decyzjami politycznymi, a sytuacją na rynku gospodarczym należy uwzględnić dynamiczną zmianę cen uprawnień od poziomu dyktowanego sytuacją, w której uprawnienia zostaną wycofane do wysokiego poziomu cen, nawet rzędu 300 PLN/MgCO 2. Zaprezentowane na rysunkach 6.2-6.5 charakterystyki łączą uwarunkowania techniczne oraz ekonomiczne ujęte w obecnym rozdziale, które wydają się najistotniejsze dla badanej grupy technologii. Czarne izolinie reprezentują graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej uzyskana dla dwóch uzmiennianych wartości: wskaźnika energochłonności procesu desorpcji q des oraz ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla C ue. Linią czarną przerywaną naniesiono linię oznaczającą cenę uprawnień do emisji węgla gazów cieplarnianych (C ue) norm, założonej w analizie ekonomicznej na poziome 91,5 PLN/MgCO 2. Linia czerwona naniesiona na wykres wyznacza przebieg parametrów, dla których cena graniczna energii elektrycznej dla układu zintegrowanego z instalacją separacji CO 2, uzyskuje takie same wartości, co dla jednostki referencyjnej, gdzie separacja CO 2 nie jest prowadzona. Pole oznaczone kolorem żółtym znajdujące się na prawo od czerwonej linii jest obszarem, gdzie układ zintegrowany dla poszczególnych wariantów uzyskuje niższą cenę graniczną 24

energii elektrycznej niż w układzie referencyjnym, czyli pozwala na uzyskanie wyższego wskaźnika efektywności ekonomicznej. Rysunek 6.2 Wskaźnik energochłonności procesu desorpcji dla wariantu I w funkcji ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla Dla wariantu I obszar, w którym układ wykazuje zasadność inwestycyjną rozpoczyna się już przy cenie za MgCO 2 na poziomie 125 PLN. Rysunek 6.3 Wskaźnik energochłonności procesu desorpcji dla wariantu II w funkcji ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla. W wariancie II obszar efektywności ekonomicznej zaczyna kształtować się nieznacznie powyżej ceny uprawnień założonych w podstawowej analizie ceny granicznej energii elektrycznej i wynosi 95 PLN/MgCO 2. Rysunek 6.4 Wskaźnik energochłonności procesu desorpcji dla wariantu III w funkcji ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla 25

Obszar reprezentujący zasadność inwestycyjną otrzymany dla wariantu III jest najmniejszy, co w dużej mierze wynika z istotnego wpływu jaki wywiera tutaj wskaźnik energochłonności procesu desorpcji na moc zainstalowaną w ramach części układu zasilanej gazem ziemnym, co bezpośrednio przekłada się na wielkości przepływów pieniężnych, głównie takich jak: nakłady inwestycyjne oraz koszty paliwowe. Rysunek 6.5 Wskaźnik energochłonności procesu desorpcji dla wariantu IV w funkcji ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla Przy zastosowaniu układu z kotłem zasilanym biomasą w ramach wariantu IV pole efektywności ekonomicznej rozpoczyna się od ceny uprawnień na poziomie 128 PLN/MgCO 2. 7. ANALIZA RYZYKA INWESTYCYJNEGO ZWIĄZANEGO Z INTEGRACJĄ BLOKU Z INSTALACJĄ SEPARACJI CO 2 W celu przeprowadzenia kompleksowej analizy prezentowanych wariantów w ujęciu ekonomicznym przeprowadzono analizę ryzyka bazującą na metodzie Monte Carlo, która jest kwalifikowana jako najefektywniejsza metoda oceny ryzyka przy projektach komercyjnych w sektorze energetycznym. Zastosowaną metodologię zapożyczono z [30]. Rezultaty przykładowych analiz znaleźć można w [32,33,34,35]. 7.1 ZAŁOŻENIA DO ANALIZY RYZYKA Przed przystąpieniem do analizy ryzyka dokonano identyfikacji technicznych oraz ekonomicznych czynników ryzyka. W pracy zaprezentowano wyniki analiz wpływu zmiany wielkości reprezentujących poszczególne zidentyfikowane czynniki na efektywność ekonomiczną inwestycji, co umożliwiło potwierdzenie zasadności ich wyboru jako wielkości pełniących rolę zmiennych losowych dla metody Monte Carlo. Analizy wrażliwości, podobnie jak docelowe analizy ryzyka prowadzono dla wszystkich wariantów bloku. W przypadku wariantów zakładających integrację bloku z instalacją separacji oraz sprężania CO 2 analizy prowadzono dla przypadków, w których wskaźnik energochłonności procesu desorpcji wynosi 2 oraz 4 MJ/kgCO 2. Poszczególne, badane wielkości reprezentujące zidentyfikowane czynniki ryzyka zostały oznaczone następująco: ZL1 - cena węgla; ZL2a - cena gazu; ZL2b - cena biomasy; 26

ZL3 - cena uprawnień do emisji gazów cieplarnianych; ZL4 - nakłady inwestycyjne; ZL5 - koszty eksploatacyjne; ZL6 - sprawność wytwarzania. W tabeli 7.1 zestawiono przyjęte dla poszczególnych wielkości wartości nominalne oraz w ujęciu względnym zakresy możliwych do wystąpienia odchyleń od wartości nominalnych Tabela 7.1 Wartości nominalne wraz z odchyleniami przyjętymi w analizie ryzyka dla wszystkich rozpatrywanych wariantów Zmienne losowe Jednostka Wariant REF Wariant I Wariant II Wariant III Wariant IV Zakres odchylenia ZL1 PLN/GJ 15,22 15,22 - - - -10% + 25% ZL2a PLN/GJ - - 39,1 39,1 - -10% + 25% ZL2b PLN/GJ - - - - 30-10% + 25% ZL3 PLN/MgCO2 91,5-80% + 80% ZL4 PLN /kwn q des 2 q des 4 6456 12935 13976 10456 11572 13402 13691 9048 10686-5% + 25% ZL5 PLN/MWh 25 58 64 64 58-15% + 15% ZL6 % q des 2 q des 4 49,1 37,94 38,90 44,31 37,24 34,22 38,37 45,06 35,48-15% + 1% Przyjęte wartości nominalne dla zmiennych decyzyjnych odpowiadają poziomom wartości przyjmowanych dla poszczególnych wielkości w ramach prowadzonych analiz ekonomicznych. Odchylenia szacowano na podstawie przeprowadzonego rozeznania dotyczącego m in.: ilowych wahań cen paliw występujących na rynkach towarowych, możliwości wystąpienia przestojów nieplanowanych generujących dodatkowe koszta, spadku wydajności produkcji z uwagi na czas eksploatacji oraz wzrost sprawności wytwarzania po zastosowaniu nowych materiałów oraz maszyn i urządzeń pozwalających na uzyskanie lepszych parametrów pracy. 7.2 REZULTATY ANALIZY RYZYKA Rezultaty pracy algorytmu opartego na metodzie Monte Carlo przedstawione zostały w postaci wykresów prawdopodobieństwa skumulowanego uzyskania odpowiednich wartości granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej, tj, przy pomocy tzw. rozkładu Poissona. Na rysunku 7.1 przedstawiono uzyskane przebiegi charakterystyk dla wszystkich badanych wariantów przy wartości wskaźnika energochłonności procesu desorpcji wynoszącej 2 MJ/kgCO 2. 27

Na rysunku 7.2 zestawiono analogiczne charakterystyki, przy czym uzyskane przy założonej wartości wskaźnika energochłonności wynoszącej 4 MJ/kgCO 2. Rysunek 7.1 Charakterystyki prawdopodobieństwa skumulowanego dla rozpatrywanych wariantów: REF oraz wariantów od I do IV uzyskania granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej dla przypadku qdes równego 2 MJ/kgCO2 Uzyskane charakterystyki pozwalają na wyznaczenie miarodajnych wskaźników oceny ryzyka inwestycyjnego, dla których definicję zaczerpnięto z [31]. W przypadku prowadzonej analizy możliwe jest wyznaczenie następujących wielkości: prawdopodobieństwa wystąpienia granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej na poziomie nominalnym lub niższym: * gr gr P P, S S C el C el (8.1) n poziomu ceny granicznej sprzedaży energii elektrycznej, jaka została uzyskana z prawdopodobieństwem równym 50%: gr gr C 0,5, el C P 0,5 el S (8.2) różnicy między wartościami skrajnymi wartości granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej, tj. odpowiednio dla 99,9% oraz 0,1% populacji danych: gr gr gr C 0,999 0,001, el C P C P 99,8% el S el S (8.3) W tabeli 7.1 oraz 7.2 zestawiono wartości wskaźników, które określono w oparciu o uzyskane rozkłady prawdopodobieństwa skumulowanego. Rezultaty dotyczą analiz realizowanych dla wszystkich wariantów, przy dwóch wartościach energochłonności procesu desorpcji, tj. 2 oraz 4 MJ/kgCO 2. 28

Tabela 7.1 Zestawienie ceny granicznej dla warunków nominalnych wraz z wynikami analizy ryzyka dla badanych wariantów układu dla przypadku q des równego 2 MJ/kgCO 2 Oznaczenie Jednostka Warianty REF I II III IV gr (C ) el PLN/MWh 325,5 358,39 411,93 467,48 406,85 * P S - 0,1567 0,2849 0,1989 0,624 0,069 (C gr el ) 0,5 PLN/MWh 390,25 369,85 429,93 467,50 438,15 (C gr el ) 99,8% PLN/MWh 260,00 151,41 90,05 120,89 89,39 Rysunek 7.2 Charakterystyki prawdopodobieństwa skumulowanego dla rozpatrywanych wariantów: REF oraz wariantów od I do IV uzyskania granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej dla przypadku qdes równego 4 MJ/kgCO2 Tabela 7.2 Zestawienie ceny granicznej dla warunków nominalnych wraz z wynikami analizy ryzyka dla badanych wariantów układu dla przypadku q des równego 4 MJ/kgCO 2. Oznaczenie Jednostka Warianty REF I II III IV gr (C ) el PLN/MWh 325,5 384,55 437,09 484,29 435,46 * P S - 0,1567 0,3350 0,2769 0,505 0,1235 (C gr el ) 0,5 PLN/MWh 390,25 396,87 447,45 485,35 468,33 (C gr el ) 99,8% PLN/MWh 260,00 118,78 77,84 113,34 108,3 Wyniki przeprowadzonej analizy wskazują, że im bardziej wzrasta stopień skomplikowania układu w zakresie zasilania instalacji separacji w ciepło tym bardziej wzrasta ryzyko inwestycyjne. Analizy wykazały, że istnieje niskie prawdopodobieństwo wystąpienia poziomu granicznych cen sprzedaży energii elektrycznej, jakie uzyskane zostały w ramach podstawowych analiz ekonomicznych. Dodatkowym argumentem na niekorzyść jednostki zintegrowanej z instalacją separacji oraz źródłem 29