Doświadczenia techniczno-ekonomiczne eksploatacji bloku gazowo parowego w Przedsiębiorstwie Energetycznym w Siedlcach Krzysztof Figat Przedsiębiorstwo Energetyczne w Siedlcach Sp. z o.o. Rytro 25-27 sierpnia 2015r. 1
Mechanizm uzyskiwanej w kogeneracji gazowej oszczędności paliwa paliwo 98 47 suma 145 wytwarzanie rozdzielone elektrownia 42% ciepłownia 88% sprawności: 41 energia elektryczna 41 ciepło wytwarzanie w skojarzeniu elektro ciepłownia - Oszczędność emisji CO 2 proporcjonalna do zmniejszenia zużycia paliwa h elektrownia kondensacyjna = 42% h ciepłownia = 88% h elektrociepłownia = 82% 82% paliwo 100 oszczędność paliwa 145-100 145 = 31 % 2
Geneza powstania elektrociepłowni Sytuacja PEC przed podjęciem decyzji o budowie EC gazowej (rok 1999): produkcja ciepła: - 1 300 000 GJ zużycie węgla - 76 500 ton zużycie gazu - 0 Nm3 zużycie energii elektr. - 7 600 MWh sprawność kotłów - 82,57% emisja SO2-920 ton Nox - 306 ton pyłu - 482 ton długość sieci - 60,8 km przychody ze sprzedaży - 32 023 000,-zł zysk netto - 861 000,-zł zatrudnienie - 215 etatów 3
Elektrociepłownia Siedlce I Elektrociepłownia w Siedlcach jest jednym z pierwszych źródeł w Polsce zasilanych paliwem gazowym zaprojektowanych i zbudowanych całkowicie z myślą o potrzebach komunalnego systemu ciepłowniczego. Liczba turbin: 2 Typ turbiny: Producent: Rodzaj turbiny: Taurus T70 Solar Turbines Inc (San Diego, USA) jednowałowa z pierścieniową komorą spalania Paliwo: gaz ziemny wysokometanowy GZ 50 Moc zainstalowana elektryczna: cieplna: 24 MWth 14,6 MWel (2 x 7,3MW) Roczna produkcja en. elektr.: Roczna produkcja ciepła: ok. 90 tys. MWh ok. 510 tys. GJ Zużycie gazu: ok. 27 mln Nm 3 Sprawność całkowita (netto): 85,21% Sprawność elektryczna (netto): 32,53% 4
Elektrociepłownia Siedlce I Układ technologiczny elektrociepłowni gazowej 5
110 105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 MW Dopasowanie elektrociepłowni do systemu cieplnego - istniejące II turbina 7 MW Wykres uporządkowany mocy cieplnej systemu cieplnego w Siedlcach I turbina 7 MW 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 6
Elektrociepłownia Siedlce I 7
Geneza rozbudowy elektrociepłowni Sytuacja PEC przed podjęciem decyzji o rozbudowie EC gazowej (rok 2009): produkcja ciepła: - 1 120 000 GJ zużycie węgla - 41 500 ton zużycie gazu - 22 600 Nm3 długość sieci - 70,8 km przychody ze sprzedaży - 75 000 000,-zł zysk netto - 2 500 000,-zł zatrudnienie - 162 etaty 8
Kogeneracja co dalej? Problem dyrektyw ETS i IED (o emisjach przemysłowych) kosztowna modernizacja ciepłowni węglowej, odsiarczanie, odpylanie, odazotowanie spalin konieczność zakupu uprawnień do emisji CO 2 wzrost kosztów wytwarzania ciepła w oparciu o paliwo węglowe Wyczerpanie możliwości rozwoju sprzedaży ciepła dostawy ciepła prawie do 100% budownictwa wielorodzinnego W Siedlcach ok. 75% powierzchni miasta pokryte siecią cieplną przyłączenia nowych odbiorców zaledwie rekompensują działania termomodernizacyjne istniejących odbiorców Brak możliwości pracy EC1 ze względu na bardzo długi czas pracy turbin gazowych (ponad 50 000 h każda) 9
EC Starachowice 10
Realizacja inwestycji II połowa 2009r. Kalendarium realizacji inwestycji: udział w przetargach ogłaszanych przez syndyka na sprzedaż EC Starachowice marzec 2010r. nabycie EC Starachowice czerwiec 2010r. przetarg na budowę (przeniesienie) EC 2 w Siedlcach październik 2010r. grudzień 2010r. podpisanie kontraktu z Remak Rozruch S.A. na budowę w układzie pod klucz rozpoczęcie robót budowlanych w Siedlcach grudzień 2011r. pierwsza synchronizacja generatorów z KSE styczeń 2012r. ruch próbny marzec 2012 - przekazanie do eksploatacji wstępnej Czas fizycznej realizacji inwestycji: 16 miesięcy 11
Rozbudowa układu kogeneracyjnego Blok gazowy EC-2 w Siedlcach jest wiernym powtórzeniem układu technologicznego EC Starachowice z niezbędnymi modyfikacjami układu wyprowadzenia mocy elektrycznej i cieplnej. Budowa EC-2 w Siedlcach polegała na przeniesieniu kompletnej EC Starachowice do nowej lokalizacji. Było to pierwsze, tego typu przedsięwzięcie w Polsce, obarczone dużym stopniem niepewności i ryzyk. 12
Rozbudowa układu kogeneracyjnego Parametry bloku gazowo-parowego: turbiny: 2 x TG Titan 130 + TP 9,5 MW zasilanie: gaz ziemny GZ50 moc cieplna: 35 MW moc elektryczna: 36 MW roczna produkcja en. elektr.: ok. 225 tys. MWh roczna produkcja ciepła: ok. 770 tys. GJ zużycie gazu: ok. 55 mln Nm3 moc zamówiona w gazie: 8500 Nm3/h czas wykorzystania mocy: 6200 godz./rok sprawność całkowita(netto): 83,0% sprawność elektryczna (netto): 41,5% termin uruchomienia: III 2012 13
Finansowanie inwestycji EC-2 Z uwagi na wykorzystywanie urządzeń używanych, praktycznie zamknięte były źródła wsparcia finansowego pochodzenia unijnego i krajowego, zatem iwestycja została zrealizowana w oparciu o klasyczne finansowanie (kredyt +środki własne). Ostatecznie udało się pozyskać kredyt z wykupem części odsetek przez WFOŚiGW w Warszawie. Struktura finansowania: Kredyt bankowy Środki własne 30 000 tys. zł 23 000 tys. zł RAZEM 53 000 tys. zł 14
15
16
Rozbudowa układu kogeneracyjnego - EC2 17
Rozbudowa układu kogeneracyjnego - EC2 18
Rozbudowa układu kogeneracyjnego - EC2 19
Rozbudowa układu kogeneracyjnego - EC2 20
Rozbudowa układu kogeneracyjnego - EC2 Układ technologiczny EC Starachowice/EC-2 Siedlce 21
Rozbudowa układu kogeneracyjnego - EC2 22
Rozbudowa układu kogeneracyjnego 23
Rozbudowa układu kogeneracyjnego 24
Rozbudowa układu kogeneracyjnego 25
Rozbudowa układu kogeneracyjnego 26
Rozbudowa układu kogeneracyjnego - EC2 27
Rozbudowa układu kogeneracyjnego 28
Rozbudowa układu kogeneracyjnego - EC2 120 115 110 105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Wykres uporządkowany mocy cieplnej systemu w Siedlcach Praca kotłow wegl. Praca GT2 Praca GT1 Praca BGP 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 29
Okres inwestycji Problemy przyłączeniowe do sieci gazowej elektroenergetycznej W zakresie przyłączy gazowych: Podział na sieć dystrybucyjną i przesyłową różne interesy OSD i OSP uzyskanie gwarancji odpowiedniego ciśnienia gazu u odbiorcy problemy z realizacją budowy gazociągu, przejścia przez grunty obce W zakresie przyłączy elektrycznych: długotrwałość procedury, konieczność wykonanie ekspertyzy oddziaływania na system elektroenergetyczny (moc > 5 MW) wymuszanie przez OSD/OSP modernizacji stacji współpracujących i przebudowy sieci 30
Okres inwestycji Budowa z wykorzystaniem używanych urządzeń W przypadku przenosin EC, z uwagi na stopień skomplikowania obiektu i nietypowość przedsięwzięcia nastąpiło wydłużenie procesu budowy w stosunku do zakładanego wcześniej. Pojawiło się stosunkowo dużo uszkodzeń w zakresie elektroniki AKPiA (najprawdopodobniej na skutek niewłaśicwego jej transportu i przechowywania po demontażu). Przeniesienie głównych urządzeń odbyło się bez problemów Podobnie uruchomienie obiektu nie sprawiło niespodzianek Awarie podczas eksploatacji wstępnej (choroby wieku dziecięcego) 31
Parametry techniczno-eksploatacyjne dla turbin gazowych Czynniki wpływające na osiągane przez turbinę parametry: temperatura powietrza zasysanego do kompresora, ciśnienie barometryczne powietrza zasysanego do spalania strata ciśnienia na filtrach, kanałach dolotowych, opory układu wylotowego, tzw. back pressure (kocioł, kanały spalin), stopień obciążenia turbiny degradacja wynikająca z przepracowanej liczby godzin Standaryzowane warunki odniesienia (ISO 2314) temperatura na wlocie do kompresora - 15 o C ciśnienie na wlocie - 1013,25 hpa wilgotność względna - 60% strata wlotowa i wylotowa - 0 mm H 2 O 32
Przepływ spalin [kg/s] Temperatura gazów wylotowych [ C] Moic elektryczna (MWe) Heat Rate (kj/kwh) Parametry techniczno-eksploatacyjne Krzywe korekcyjne dla turbiny Taurus T70 9,25 11 950 8,75 <-- Moc elektryczna 11 700 8,25 Heat Rate --> 11 450 7,75 11 200 7,25 10 950 6,75 10 700 6,25 5,75-20 -15-10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Temperatura wlotowa do kompresora (T1) [ C] 10 450 10 200 30,0 29,0 28,0 <--Strumień spalin Temp. Gazów wylotowych --> 518 512 506 27,0 500 26,0 25,0 24,0 23,0-20 -15-10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Temperatura wlotowa do kompresora (T1) [ C] 494 488 482 476 33
850 870 890 910 930 950 970 990 1 010 1 030 Moc turbozespołu [MWe] Parametry techniczno-eksploatacyjne Wpływ ciśnienia atmosferycznego na moc turbiny 7,40 7,20 7,00 6,80 6,60 6,40 6,20 6,00 Ciśnienie atmosferyczne [hpa] 34
Sprawność el. [%] Względna moc kotła [%] Parametry techniczno-eksploatacyjne Wpływ stopnia obciążenia turbiny na sprawność elektryczną oraz wytwarzaną moc cieplną 34% 32% 30% 100% 90% 28% 26% 24% 22% 20% 18% 16% Wzgl. moc kotła Sprawność el. 80% 70% 60% 50% 14% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Moc turbiny [%] 40% 35
Parametry techniczno-eksploatacyjne Dla Taurusa T70: zmiana temperatury powietrza o 10oC powoduje zmianę maksymalnej mocy o 10%, a sprawności o ok. 1 punkt procentowy zmiana ciśnienia atmosferycznego o 10 hpa powoduje zmianę maksymalnej mocy o 1 % zmniejszenie stopnia obciążenia turbiny o 50% powoduje: pogorszenie sprawności o 8 punktów procentowych zmniejszenie mocy cieplnej kotła o 25% 36
Parametry techniczno-eksploatacyjne Układ gazowo-parowy (EC-2) w porównaniu do układu prostego (EC-1) charakteryzuje się dużo większym skomplikowanie obsługi oraz dodatkowymi kosztami wynikającymi z : strat wody chłodzącej w otwartej chłodni skraplacza strat odsalania/odmulania kotłów zużycia chemikaliów do korekcji wody kotłowej i chłodzącej eksploatacji stacji przygotowania wody zasilającej Blok gazowo-parowy osiąga niższa sprawność całkowitą (większe straty) Regulacyjność układu gazowo-parowego jest zdecydowanie wyższa Dłuższy czas rozruchu bloku gazowo-parowego Problemy z uzyskaniem zapewnienia (formalnego) wymaganego ciśnienia gazu 37
Wnioski z doświadczeń eksploatacyjnych Cechy układów gazowo-parowego Wysoka dyspozycyjność Niskie koszty eksploatacyjne do remontu głównego Niewielka degradacja sprawności do remontu głównego Łatwość odbioru ciepła przy dowolnych parametrach nośnika ciepła Dostępność części zamiennych poza dostawcą urządzeń głównych Dobra współpraca ze źródłem węglowym Sprawność el. w układzie gazowoparowym zbliżona do ukł.silnikowych Długi okres eksploatacji urządzeń głównych Stosunkowo duża zależność sprawności el. od temperatury i ciśnienia atm. Możliwość pracy z zadowalającą sprawnością el. Przy zmiennych obciążeniach cieplnych Kosztowny serwis producenta Remont główny dostępny tylko u producenta urządzeń (przy mocach do 50 MW) Konieczność doprowadzenia gazu o wysokim ciśnieniu (pow. 2 Mpa) 38ł
Parametry techniczno-eksploatacyjne 39
Czynności eksploatacyjne Turbiny gazowe charakteryzują się stosunkowo małą ilością zabiegów konserwacyjnych: kontrola parametrów pracy (drgań, temperatur, poziomu oleju, stanu filtrów) mycie off-line kompresora dwa przeglądy pośrednie z wymianą filtrów, uszczelek, itp.. jedna boroskopia w roku w razie potrzeby wymiana filtrów powietrza do spalania i wentylacji obudowy Remont główny (ang. overhaull) po ok. 30 000 ekwiwalentnych godzinach pracy ( liczba godziny ekwiwalentnych jest większa niż liczba rzeczywistych godzin pracy) Kontrakty serwisowe: FMC- pełny serwis z gwarancją dyspozycyjności i krótkim czasem reakcji PMC- serwis prewencyjny (przeglądy pośrednie, wsparcie telefoniczne) BUOA- zawiera elementy PMC oraz obejmuje remont główny z gwarancją ceny 40
Awarie i uszkodzenia Najczęstsze awarie i usterki dotyczą urządzeń AKPiA. Problemy z obladzaniem filtrów powietrza przy niekorzystnych warunkach atmosferycznych. Awaryjność samych turbin jest stosunkowo niska. W przypadku turbin Taurus w ciągu 10 lat eksploatacji zdarzyła się jedna awaria turbiny wymagająca jej demontażu. Nieszczelności i awarie armatury parowej. 41
Ekonomika działalności
Aspekty ekonomiczne funkcjonowania EC Koszty wytwarzania energii w źródle kogeneracyjnym Przychody ze sprzedaży Cena zbytu ciepła (rynek lokalny) Sumaryczny przychód ze sprzedaży energii elektrycznej Koszt zakupu paliwa Poziom nakładów inwestycyjnych i koszt kapitału Wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej Sprawność wytwarzania (udział energii elektrycznej w strukturze wytwarzania energii) Koszty serwisu Rynkowe ceny świadectw pochodzenia Wysokość opłaty zastępczej Wysokość obowiązku przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji Podaż świadectw pochodzenia Średnia cena zbytu energii elektrycznej Ceny transakcyjne energii elektrycznej na rynku krajowym Koszt jednostkowy zakupu energii na potrzeby własne Ceny zbytu energii na rynku lokalny 43
Ceny ciepła i energii elektrycznej Ceny ciepła O cenie sprzedaży energii cieplnej decydują uwarunkowania lokalne Zastosowanie kogeneracji nie powinno podnosić ceny ciepła (brak akceptacji społecznej) Zatem przychody ze sprzedaży energii elektrycznej (energia + świadectwa) winny być na takim poziomie, aby możliwa była eksploatacja elektrociepłowni przy cenach zbytu ciepła nie odbiegających istotnie od cen dotychczasowych (np. produkcji ciepła z węgla). 44
Ceny ciepła i energii elektrycznej Ceny energii elektrycznej i świadectw pochodzenia W latach 2007-2012 zaznaczył się istotny trend wzrostu ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, nawet powyżej 200 zł/mwh. Obecnie utrzymuje się poziom cen transakcyjnych na poziomie 160-170 zł/mwh, Niepewność cen energii elektrycznej stanowi duże zagrożenie dla projektów kogeneracyjnych Wysokość opłaty zastępczej na 2015 r. 121,63 zł/mwh Prezes URE określa wysokość opłaty zastępczej w oparciu o nietransparentne zasady. Cena en.elektrycznej zł/mwh 2008 2012 2013 2014 2015 2016 160 201 183 170 161 151 Opłata zastępcza zł/mwh 110,00 128,8 149,3 110,0 121,63 125,0 Cena paliwa gaz. z k.przes. zł/m3 1,00 1,42 1,45 1,35 1,30 45
Koszty paliwa Cena paliwa gazowego: Polityka cenowa PGNiG/URE podwyżka od 1.04.12r. spowodowała wzrost ceny gazu dla dużego odbiorcy o ponad 16%! Ostatnie zmiany taryf poprawiły sytuację, ale nie wystarczają do osiągnięcia zadowalających wyników finansowych. W 2014 r. przy prawie najwyższych cenach gazu w historii ustalono najniższą wysokość opłaty zastępczej. TGE - konkurencja dla PGNiG z gazem od PGNiG możliwość zakupu gazu dla base load od 10% do 20% taniej niż taryfy sprzedawcy dominującego konieczność grafikowania zużycia w każdej dobie w przypadku awarii ryzyko konieczności sprzedaży poniżej kosztu zakupu (ale i szansa na sprzedaż po wyższej cenie) Obecna cena PGNiG (bez przesyłu)ok. 105 zł/mwh, na TGE 85 do 100 zł/mwh 46
Koszty działalności Bardzo duży udział kosztów zakupu gazu Znaczące ryzyko utraty rentowności w trakcie eksploatacji elektrociepłowni Koszty osobowe minimalne Koszt serwisu i remontu głównego istotny koszt remontu głównego jest porównywalny z ceną zakupu nowej turbiny koszt kontraktów serwisowych koszt części szybko zużywających się i materiałów eksploatacyjnych Koszty finansowe zależne od struktury i sposobu finansowania 47
Źródło : dane własne PEC Siedlce Koszty działalności 48
Inne zagrożenia Niewystarczający mechanizm wsparcia kogeneracji w postaci świadectw pochodzenia: zbyt krótki okres obowiązywania niepewność funkcjonowania systemu wsparcia kogeneracji gazowej po 2012r. corocznie ustalana wysokość opłaty zastępczej administracyjne ustalanie wielkości popytowej rynku praw majątkowych przez Ministra Gospodarki (sztywny popyt - ryzyko spadku ceny praw majątkowych do zera) zdeformowany rynek energii elektrycznej (koszty osierocone po KDT, nadmierne wsparcie OZE) Wsparcie dla ciepła soalarnego na obszarach zasilanych w ciepło z kogeneracji zmniejszanie bazy letniej ciepła użytkowego. 49
Skutki rozwoju kogenracji
Skutki rozwoju kogeneracji Uniknięcie kosztów dostosowania do wymogów środowiskowych instalacji węglowej Realne utrzymywanie ceny ciepła na względnie niskim poziomie Istotny wzrost i dywersyfikacja przychodów Zwiększenie potencjału inwestycyjnego przedsiębiorstwa 51
Dywersyfikacja przychodów Zmiana struktury przychodów przedsiębiorstwa (w cenach 2008r.) 2015 56,5 mln zł 53% 50,3 mln zł 47% 52
Rozwój kogeneracji w Danii 53
Rozwój kogeneracji w Polsce 54 Źródło: Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2006 - Wyd. ARE S.A., Warszawa 2007
Dziękuję za uwagę! Przedsiębiorstwo Energetyczne w Siedlcach Sp. z o.o. www.pec-siedlce.com.pl 55