ROZPROSZONE SYSTEMY KOGENERACJI Waldemar Kamrat Politechnika Gdańska XI Konferencja Energetyka przygraniczna Polski i Niemiec Sulechów, 1o października 2014 r.
Wprowadzenie Konieczność modernizacji Kotły węglowe? Kogeneracja? Poligeneracja? Zachęty dla inwestorów?? Problemy oceny opłacalności???
Cel: liberalizacja rynków energii??? Stworzenie realnych możliwości konkurencji, skutkującej obniżką cen energii dla odbiorców Zmniejszenie kosztów własnych funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych
Uwarunkowania rozwoju(1) Nowe możliwości i nowe wyzwania, szczególnie w zakresie harmonizacji kwestii gospodarczych, prawnych, ochrony środowiska i współpracy międzynarodowej. Zapewnienie spójności polityki energetycznej z polityką gospodarczą, oraz konsekwencja w realizacji planów i programów, aby wykorzystać tworzące się możliwości
Uwarunkowania rozwoju(2) Dopasowanie do nowych standardów techniki, ekologii i organizacji wdrożenie nowoczesnych technologii w elektrowniach, elektrociepłowniach, systemach przesyłowych i przemyśle Możliwości finansowania rozwoju
Potencjalni interesariusze skojarzonej gospodarki energetycznej Ciepłownictwo/Elektrociepłownictwo Zakłady chemiczne z własnymi źródłami wytwarzania energii Zakłady petrochemiczne z własnymi źródłami wytwarzania energii Konwergencja sektorów wytwarzania energii
Obszar implementacji kogeneracji Źródła o małych i średnich mocach oraz rocznym zapotrzebowaniu na ciepło dla potrzeb cwu ( lub technologii) zapewniającym maksymalnie długi czas roczny użytkowania mocy. Potencjał wdrożeniowy układów kogeneracyjnych ponad 110 obiektów/roczna produkcja ciepła od 3,8-37 TJ (układy silnikowe), ponad 220 obiektów/roczna produkcja ciepła 70-236 TJ (układy turbinowe)
Układy kogeneracyjne/poligeneracyjne Elektrociepłownia turbogazowa Elektrociepłownia silnikowa Elektrociepłownia na odpady Trigeneracja Elektrociepłownia hybrydowa
Dobór układów technologicznych Roczne zapotrzebowanie na ciepło: do 50 TJ układy silników gazowych 50 do 500 TJ układy turbin gazowych powyżej 500 TJ układy kombinowane
Odbiór energi elektrycznej G Zasilaniegazemnaturalnym Spaliny Odbiór ciepła Wymienikciepła chłodzeniacylindrów i powietrza doładowania Chłodnicaoleju smarnego Układ silnika gazowego dla systemu grzewczego
Schemat elektrociepłowni turbogazowej małej mocy
Przemysłowy układ energetyczny
Układ kombinowany
Schemat ogólny układu energetycznego ogniwa paliwowego
Układ z ogniwami PAFC (kwasowymi)
Układ z ogniwami MCFC(węglanowymi)
Układ z ogniwami SOFC(ze stałym utleniaczem)
Wykres rocznego obciążenia
Układ skojarzonej produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu wykorzystujący ziębiarkę absorpcyjną K T G WC OC CSC 12 o C OCh 6 o C CSCh AChW 7 o C 32 o C Chłodnica
Główne czynniki decydujące o wyborze systemu chłodzenia Czynnik Ziębiarki sprężarkowe Ziębiarki absorpcyjne Rodzaj energii napędowej Energia mechaniczna (elektryczna) Ciepło Zapotrzebowanie energii Małe Duże napędowej Poziom hałasu Wysoki Umiarkowany Serwis i części zamienne Duże wymagania serwisowe, duża liczba części zamiennych Małe wymagania serwisowe, niewielka ilość części zamiennych Kapitał inwestycyjny Umiarkowany Wysoki Zapotrzebowanie przestrzeni Małe Duże Okres eksploatacji Krótki (10-15 lat) Długi (25-30 lat)
Wyzwania unijnej polityki energetyczno-klimatycznej Klimat vs Energetyka 1. Zeroemisyjne technologie energetyczne 2. Nowe źródła gazu syntezowego dla branży chemicznej 3. Odzyskiwanie cennych materiałów
Przykład źródła poligeneracyjnego (1) Wytworzona Moc: 283 MW e ; 125 MW t Produkcja Syn-Gazu: 1,42 mld Nm 3 /rok Wychwycone CO 2 : 3 100 000 Mg/rok Ograniczenie emisji CO 2 : 92 % Zużycie paliwa (węgiel + biomasa): 1,9 + 0,21 mln ton /rok Nakłady inwestycyjne: 5,1 mld zł
Reaktory Zgazowania Konwersja CO Przykład źródła poligeneracyjnego (2) Para WP Tlenownia 125 MW t Syn Gaz Węgiel Biomasa Usuwanie siarki i CO 2 Sprężanie i skraplanie CO 2 TG 1, 42 mld Nm 3 /rok Składowanie CO 2 2,3 mln Mg/rok Energia el. GP P=309MW e Pa ra W P K o c i o ł odzysknicowy TP GP 23
Przykład źródła poligeneracyjnego (3) WĘGIEL KAMIENNY 1, 90 mln Mg/rok BIOMASA 0,21 mln Mg/rok Całkowita emisja 8% - 10% (biomasa) = -2 % 100 % 8 % 23 % 69 % 2 330 000 Mg CO 2 /rok 260 000 Mg CO 2 /rok 770 000 Mg CO 2 /rok (metanol) 92 % Połączenie technologii zgazowania węgla, IGCC i CCS oraz możliwość wprowadzenia do procesu biomasy w ilości do 10% pozwoli uzyskać ujemny wskaźnik emisji CO 2 24
Opłacalność układów skojarzonych Nakłady inwestycyjne Czas użytkowania mocy Koszty paliwa
Ocena efektywności Rachunek opłacalności ekonomicznej Analiza efektywności energetycznej Metodyka oceny
Dynamiczny koszt jednostkowy Σ ( KI i + KE i ) ( 1 + p) -i DGC = ------------------------------- Σ EE i (1 + p) -i DGC koszt jednostki energii, KI i koszty inwestycji w roku i, KE i koszty eksploatacji w roku i, EE i produkcja energii w roku i, p - stopa dyskonta
Wnioski Dobór układów skojarzonych zasada maksymalizacji rocznego czasu użytkowania mocy Efekty ekonomiczne, techniczne, ekologiczne Kompleksowa analiza techniczno-ekonomiczna vs ceny paliw, urządzeń, wymagania ochrony środowiska, uwarunkowania formalno-prawne
Zamiast zakończenia
Bibliografia: 1. Kamrat W.: Metody oceny efektywności inwestowania w elektroenergetyce.wyd.pg,gdańsk 2004 2. Kamrat W.: Materiały źródłowe Katedry Elektroenergetyki PG ( 2008-2012),Gdańsk 2012 3. Tchórz J.: Projekt poligeneracyjny. ZA Kędzierzyn,2009 Dziękuję za uwagę