Prof. nzw. dr hab. inz. Janusz SKOREK
Mgr inz. Jacek Kalina
Zaklad Termodynamiki i Energetyki Gazowej
Politechnika Slaska w Gliwicach

Dr inz. Ryszard Bartnik
NOVEL Energoconsulting

EKONOMIKA KOGENERACJI

Wprowadzenie

Energia elektryczna i cieplo sa podstawowymi nosnikami energii bezposredniej

niezbednymi do funkcjonowania wspólczesnego spoleczenstwa. Wytwarzanie ciepla i energii
elektrycznej moze odbywac sie na wiele sposobów, przy czym podstawowy udzial maja tu
procesy konwersji energii chemicznej paliw kopalnych. Jednym z bardziej efektywnych
sposobów konwersji energii chemicznej paliw pierwotnych do postaci ciepla i energii
elektrycznej jest kogeneracja czyli równoczesne (skojarzone) wytwarzanie ciepla i energii
elektrycznej [4]. Stosowanie kogeneracji jest korzystne zarówno z termodynamicznego,
ekologicznego ale glównie z ekonomicznego punktu widzenia. Nalezy jednak pamietac, ze
zastosowanie kogeneracji jest mozliwe tylko tam, gdzie wystepuje równoczesne
zapotrzebowanie na cieplo i energie elektryczna. Warunkiem koniecznym jest zapewnienie
odbioru ciepla w poblizu elektrocieplowni, gdyz budowa kosztownych sieci cieplnych (jak i
straty z sieci) moga zdecydowanie pogorszyc wskazniki oplacalnosci ukladu. Kogeneracja
jest technologia, dajaca mozliwosci lepszego wykorzystania energii chemicznej paliw
pierwotnych bedac jednoczesnie bardziej przyjazna dla srodowiska zarówno pod wzgledem
ograniczonej emisji substancji szkodliwych jak i zmniejszonego zuzycia naturalnych zasobów
paliw pierwotnych. Z termodynamicznego punktu widzenia przynosi to wiele korzysci, z
których do najwazniejszych zaliczyc mozna zmniejszenie zuzycia energii chemicznej paliw
niezbednej do wyprodukowania tej samej ilosci ciepla i energii elektrycznej w sposób
rozdzielony, tzn. w elektrowni i w cieplowni (kotlowni).

Do niedawna podstawowymi ukladami kogeneracyjnymi byly komunalne i przemyslowe

elektrocieplownie parowe sredniej i duzej mocy (powyzej 50 MW). Ze wzgledu na duza
zlozonosc ukladu (podobna do elektrowni parowej) elektrocieplownie tego typu sa oplacalne
dla stosunkowo duzych mocy. Od pewnego czasu na swiecie coraz wieksza popularnoscia
ciesza sie male uklady kogeneracyjne (zwane równiez ukladami CHP – Combined Heat and
Power) oparte na silnikach spalinowych lub turbinach gazowych. Moce cieplne takich malych
elektrocieplowni zaczynaja sie juz od kilkunastu kilowatów a dochodza do kilkunastu
megawatów. Uklady CHP moga pracowac bezposrednio na potrzeby obiektu w którym
zostaly zainstalowane, badz jako elektrocieplownie zawodowe. Energia elektryczna
generowana w skojarzeniu moze byc w calosci zuzyta w obiekcie, jak tez w calosci lub w
czesci sprzedana do sieci lub innym odbiorcom. W celu wyrównywania podazy i popytu na
cieplo coraz czesciej sa instalowane uklady CHP zintegrowane z tzw. zasobnikiem
(akumulatorem) ciepla. Oprócz typowych, coraz czesciej budowane sa male uklady CHP
wytwarzajace trzy nosniki energii: energie elektryczna, cieplo grzejne (w sezonie zimowym)
oraz zimno (najczesciej do celów klimatyzacyjnych w sezonie letnim). Uklad taki moze
pracowac praktycznie caly rok pod stalym obciazeniem, gdyz w sezonie letnim wytwarzanie
ciepla jest zastapione wytwarzaniem zimna do celów klimatyzacji.

Cechami wyrózniajacymi uklady CHP jest wysoka sprawnosc oraz kompaktowa budowa,

pozwalajaca na dostarczenie klientowi kompletnego urzadzenia gotowego do instalacji i
uruchomienia. Uklady te sa zasilane paliwami gazowymi lub cieklymi co ma równiez
pozytywny skutek w aspekcie oddzialywania na srodowisko. W przypadku malych ukladów

skojarzonych duzo mniejsze sa równiez koszty inwestycyjne, co ulatwia pozyskanie funduszy
na budowe urzadzenia. Nie bez znaczenia jest bardzo maly obszar terenu potrzebny do
budowy ukladu. Bardzo zachecajace dla inwestorów sa bardzo korzystne wskazniki
ekonomiczne dla ukladów kogeneracyjnych (np. w krajach EWG standardowy czas zwrotu
nakladów dla malych ukladów miesci sie w zakresie od 2 do 5 lat). Przytoczone zalety (a
glównie bardzo korzystne wskazniki oplacalnosci) sprawiaja, ze liczba ukladów
zainstalowanych w wielu krajach swiata rosnie w szybkim tempie.

Oplacalnosc ukladów kogeneracyjnych

Korzystne wskazniki efektywnosci energetycznej nie moga przesadzac o podejmowaniu
decyzji o budowie ukladu kogeneracyjnego. Przeslanka dla takiej decyzji moze byc jedynie
pozytywny efekt ekonomiczny wynikajacy z przeprowadzonej analizy oplacalnosci. Mozliwy
do uzyskania efekt ekonomiczny (zysk) zalezy jednak od wielu czynników sposród których
najwazniejsze to: przebieg zamiennosci zapotrzebowania na cieplo i energie elektryczna, ceny
paliwa, ciepla i energii elektrycznej, charakterystyka techniczna instalowanych urzadzen
(moc, sprawnosc, wskaznik skojarzenia oraz ich mozliwe zmiany w trakcie pracy), tryb pracy
systemu, mozliwosc wspólpracy z siecia energetyczna i inne. Najkorzystniejsze efekty
uzyskiwane sa, gdy uklad skonfigurowany jest optymalnie dla danych warunków
ekonomicznych.

Zgodnie obowiazujacymi standardami analize oplacalnosci inwestycji

przeprowadza sie w oparciu o wskazniki wyprowadzone z obliczen przeplywów pienieznych
w kolejnych latach „zycia” inwestycji oraz z rachunku dyskonta. Glównym wskaznikiem
oplacalnosci inwestycji jest jej wartosc biezaca netto po zakonczeniu eksploatacji obiektu
NPV. Oblicza ja sie wg zaleznosci:

?

?

?

?

N

t

t

t

r

0

)

1

(

CF

NPV

(1)

gdzie: t – biezacy rok eksploatacji, N – calkowity czas eksploatacji inwestycji; CF

t

-

przeplywy pieniezne dla analiz dyskontowych w roku t, r - stopa dyskonta. Musi byc
oczywiscie spelniony warunek uzyskania dodatniego efektu ekonomicznego, tzn. NPV>0.

Przeplywy pieniezne dla analiz dyskontowych wg wytycznych UNIDO oblicza sie z

ogólnej zaleznosci:

L

P

K

K

S

J

d

op

e

n

t

?

?

?

?

?

?

?

0

CFt

(2)

gdzie:

J

0

- calkowity naklad inwestycyjny,

S

n

- wartosc calkowitej sprzedanej produkcji netto (przychód netto, tzn. bez VAT),

K

e

- koszty eksploatacyjne,

K

op

- pozostale koszty operacyjne,

P

d

- podatek dochodowy,

L - wartosc likwidacyjna przedmiotu inwestycji.

Wielkosc zdyskontowanego zysku netto NPV zalezy od wielu czynników. W przypadku

ukladów kogeneracyjnych do podstawowych czynników majacych wplyw na oplacalnosc
inwestycji, a tym samym na wielkosc NPV zaliczyc nalezy:

a) Wielkosc nakladów inwestycyjnych

Naklady inwestycyjne sa przede wszystkim funkcja rodzaju ukladu kogeneracyjnego (np.
elektrocieplownia parowa, gazowa z silnikiem spalinowym lub turbina gazowa itp.) i jego
mocy. Uklady o mniejszych mocach charakteryzuja sie zazwyczaj wiekszymi kosztami
jednostkowymi. Na rysunku 1 przedstawiono przykladowe jednostkowe naklady inwestycyjne
na uklad kogeneracyjny z turbina gazowa. Duzy udzial w nakladach inwestycyjnych maja
koszty zakupu terenu, które to sa zdecydowanie mniejsze w przypadku elektrocieplowni
gazowych anizeli w przypadku tradycyjnych ukladów weglowych.

b) Koszty paliwa

Koszty paliwa zaleza od rodzaju paliwa i jego kosztu jednostkowego oraz od

calkowitego zuzycia paliwa. Calkowite zuzycie paliwa zalezy od sprawnosci calkowitej
urzadzenia kogeneracyjnego zwanej równiez wskaznikiem wykorzystania energii chemicznej

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0

5000

10000

15000

20000

25000

moc turbiny [kWe]

jednostkowy naklad inwestycyjny

[US$/kWe]

koszt calego ukladu
(usredniony)

koszt turbiny - Gas Turbine
Handbook 1998

koszt turbiny - dane wg
IGTI (1996)

koszt turbiny - dane EGT
Handbook

koszt turbiny - ECLIPSE
Process Simulator

Rys. 1. Usrednione naklady inwestycyjne na uklad kogeneracyjny z turbina gazowa

0.00

500.00

1000.00

1500.00

2000.00

2500.00

3000.00

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

moc elektryczna ukladu (modulu), kW

naklad inwestycyjny [US$/kW]

Naklad calkowity

Koszt modulu

Rys. 2. Usrednione naklady inwestycyjne na uklad kogeneracyjny z silnikiem
spalinowym

paliwa. W przypadku elektrocieplowni sprawnosc calkowita osiaga nawet wartosci
przekraczajace 90 %.

Bardzo istotny wplyw na koszty paliwa ma jego cena jednostkowa. W Polsce

wystepuje szczególnie niekorzystna struktura cen systemowego gazu ziemnego. Ceny gazu
dla duzych odbiorców przemyslowych sa wyzsze anizeli we wszystkich krajach EWG (rys. 3)
w przeciwienstwie do malych odbiorców komunalnych. Wplywa bardzo niekorzystnie na
rozwój kogeneracji opartej na tym paliwie. W celu zmiany tej sytuacji dostosowanie struktury
cen gazu systemowego do realiów krajów rozwinietych powinno wiec nastapic jak
najszybciej.

c) Cena sprzedazy energii elektrycznej i ciepla

Ceny sprzedazy energii elektrycznej i ciepla decyduja (oprócz cen paliwa) w

podstawowym stopniu o oplacalnosci kogeneracji. Dotyczy to zwlaszcza energii elektrycznej.
W chwili obecnej w Polsce ceny proponowane przez spólki dystrybucyjne ceny zakupu
energii elektrycznej sa razaco niskie w stosunku do krajów EWG. Poprawe moze przyniesc
wcielenie w zycie rozporzadzen Ministra Gospodarki z grudnia 2000 roku o obowiazku i
cenach zakupu energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu. Prawdziwe uzdrowienie
sytuacji moze jednak przyniesc prywatyzacja calego sektora elektroenergetycznego i
urealnienie kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach zawodowych. Koszty
te bowiem zarówno po stronie skladnika stalego jak i zmiennego odbiegaja od realiów
normalnej gospodarki rynkowej.

Korzystna sytuacja moze natomiast wystepowac obecnie w przypadku ukladów

kogeneracyjnych budowanych w takich miejscach, gdzie energia elektryczna jest zuzywana
na miejscu zastepujac energie kupowana z sieci (przemysl, handel, duze obiekty handlowe,
uslugowe itp.). Koszt zakupu (koszt unikniety) jest bowiem zazwyczaj duzo wyzszy anizeli
ceny sprzedazy tej energii do sieci.

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

Belgia

Francja

Holandia

Niemcy

Wielka

Brytania

Wlochy

Polska

USD/m

3

Gosp. domowe 1(W1)

Gosp.domowe 2 (W3)

Sektor handlu i uslug
(W7)
Sredni przemysl - A
(W8)
Sredni przemysl - B
(W10)

Rys. 3. Ceny gazu ziemnego w 2000 r (bez podatku VAT) USD/m3

d) Koszty srodowiskowe (koszty emisji, koszty wody, skladowania odpadów,

odprowadzania scieków itp.)

W Polsce, w przeciwienstwie do sytuacji w krajach rozwinietych, koszty korzystania ze

srodowiska ciagle sa niewielkie. Sprawia to, ze wysokosprawne uklady energetyczne (jak np.
elektrocieplownie) o niskich wskaznikach emisji (np. uklady gazowe) ponosza koszty emisji
nieznacznie tylko nizsze niz przestarzale uklady klasyczne np. weglowe. Sytuacja ta powinna
ulec radykalnej zmianie po dostosowaniu polskiego ustawodawstwa ekologicznego do norm
Unii Europejskiej.

e) Koszty plac

Bardzo istotny skladnik kosztów bardzo korzystnie ksztaltujacy sie dla nowoczesnych

ukladów kogeneracyjnych (zwlaszcza na paliwa gazowe gdzie wskazniki nasycenia obsluga
sa wyjatkowo niskie).

f) Ilosc godzin pracy ukladu w ciagu roku

Jak w przypadku kazdego ukladu energetycznego wskazniki oplacalnosci sa tym lepsze im

wieksza jest liczba godzin pracy ukladu w ciagu roku. Przy krótszym rocznym okresie pracy
nalezy dazyc do maksymalizacji wykorzystania urzadzen w godzinach szczytów
energetycznych w celu uzyskania najkorzystniejszych cen sprzedazy energii elektrycznej.

g) Optymalny dobór wielkosci ukladu kogeneracyjnego

Wielkosc ukladu (moc cieplna i elektryczna ) powinna byc dobrana optymalnie biorac pod
uwage wielkosc i strukture zapotrzebowania na cieplo i energie, uwarunkowania cenowe, tryb
pracy ukladu, wszystkie skladniki nakladów inwestycyjnych i kosztów oraz wiele innych
czynników [1,2,3]. Podstawowym kryterium procedury optymalizacyjnej musi byc uzyskanie
maksymalnego zdyskontowanego zysku NPV, tzn.:

?

?

?

?

?

N

t

t

t

r

0

max

)

1

(

CF

NPV

(3)

Kryterium maksymalizacji zysku netto NPV dotyczy zarówno nowej inwestycji jak

równiez modernizacji istniejacego ukladu. Na rysunkach 5 i 6 przedstawiono wyniki
optymalizacji doboru malego ukladu kogeneracyjnego opartego o silniki spalinowe zasilane
gazem ziemnym. Widoczne jest, ze w zaleznosci od struktury cen zakupu gazu, sprzedazy
energii elektrycznej i ciepla zmienia sie nie tylko (co jest oczywiste) wielkosc zysku NPV, ale
zmienia sie równiez optymalna moc ukladu kogeneracyjnego.

Punktem wyjscia do rozwazan nad optymalnym doborem ukladu elektrocieplowni jest

dokladna analiza zapotrzebowania na cieplo i energie elektryczna. Dobór mocy elektrycznej i
cieplnej oraz okreslenie konfiguracji systemu powinny zostac poprzedzone opracowaniem
krzywych zmiennosci obciazenia elektrycznego i cieplnego obiektu. Z punktu widzenia
procesu optymalizacji najkorzystniej jest gdy wyznaczone zostana krzywe zmiennosci
obciazenia w ujeciu dobowym dla mozliwie duzej ilosci dni w roku. W praktyce dane takie sa
dostepne jedynie, gdy elektrocieplownia jest planowana dla juz istniejacego systemu dostaw
ciepla i energii elektrycznej do okreslonego odbiorcy (lub grupy odbiorców). W przypadku
gdy przebiegi zapotrzebowania na cieplo i energie elektryczna nie sa znane, musza one zostac

oszacowane na podstawie dostepnych informacji dotyczacych charakterystyki energetycznej
odbiorów. Podstawowym parametrem, który okresla celowosc stosowania gospodarki
skojarzonej, jest zapotrzebowanie ciepla. Ilosc odbieranego ciepla, jak równiez parametry
nosnika ciepla rzutuja na efektywnosc wykorzystania energii chemicznej paliwa. Miara tej
efektywnosci moze byc wskaznik wykorzystania energii chemicznej paliwa EUF (nazywanej
czesto sprawnoscia calkowita ukladu), definiowany jako:

?

?

?

?

?

? ?

?

?

?

?

?

?

? ?

?

?

?

?

?

?

1

1

1

1

_ EC

E

d

EC

d

EC

EC

W

P

N

W

P

Q

N

EUF

?

?

?

(4)

gdzie:

N

EC

– moc elektryczna elektrocieplowni,

Q

EC

– moc cieplna elektrocieplowni,

P?

- strumien paliwa,

W

d

- wartosc opalowa paliwa,

?

- wskaznik skojarzenia (

?

= N

EC

/Q

EC

),

?

E_EC

– sprawnosc wytwarzania energii elektrycznej w elektrocieplowni.

Jak wynika ze wzoru (4) maksymalna ilosc energii chemicznej paliwa przetworzona do

postaci produktów uzytecznych zalezy od aktualnych parametrów pracy modulu CHP. Ma to
szczególne znaczenie, gdy zadaniem ukladu jest dopasowanie parametrów pracy jednoczesnie
do zapotrzebowania na cieplo i energie elektryczna. Ze spadkiem ilosci odbieranego ciepla
wartosc wskaznika EUF zbliza sie do sprawnosci energetycznej turbiny lub silnika.

W przypadku gdy zapewniony jest nieograniczony odbiór energii elektrycznej (np.

sprzedaz calosci wytwarzanej energii do sieci energetycznej) optymalizacje mozna
przeprowadzic w oparciu o krzywe zmiennosci zapotrzebowania na cieplo. Mozna przy tym
korzystac jedynie z informacji o zapotrzebowaniu na cieplo, która najprosciej, w tym
wypadku, okreslic wykresem uporzadkowanym. Gdy wymagana jest praca elektrocieplowni
spelniajaca ograniczenia wynikajace z zapotrzebowania na obydwa produkty uzyteczne,
korzystanie z wykresów uporzadkowanych uniemozliwia ocene zachowania sie ukladu pod
wplywem jednoczesnego wystepowania ograniczonego zapotrzebowania na cieplo i energie
elektryczna. Wynika to z faktu, ze na wykresach uporzadkowanych os czasu okresla
prawdopodobienstwo wystapienia obciazenia wiekszego od okreslonego. Obciazeniu
cieplnemu i elektrycznemu elektrocieplowni, w rzeczywistosci wystepujacym w jednej chwili
czasu, na wykresie uporzadkowanym odpowiadaja inne wartosci odcietej (dlugosc czasu, w
ciagu którego obciazenia byly wieksze od danych). W takim przypadku nalezy korzystac z
rzeczywistych wykresów dobowej zmiennosci zapotrzebowania.

Przyklady analiz oplacalnosci ukladów kogeneracyjnych

W rozdziale tym przedstawiono przykladowe wyniki analiz oplacalnosci dla ukladów

kogeneracyjnych instalowanych w róznych warunkach (od malych ukladów CHP z silnikami
spalinowymi zasilanych gazem ziemnym i gazem z odmetanowania kopalni po uklad duzej
elektrocieplowni komunalnej z turbina parowa i gazowa). Cecha wspólna analizowanych

ukladów jest fakt, ze sa one zasilane paliwami gazowymi (gazem ziemnym systemowym,
oraz gazem z odmetanowania kopaln). Przedstawione przyklady obejmuja reprezentatywna
grupe ukladów kogeneracyjnych, a przeprowadzone analizy oplacalnosci przedstawiaja
podstawowe uwarunkowania decydujace o oplacalnosci inwestycji w uklady kogeneracyjne.

3.1. Mala elektrocieplownia komunalna z gazowym silnikiem spalinowym

Analizie optymalizacyjnej poddano elektrocieplownie gazowa (uklad CHP) z tlokowymi

silnikami spalinowymi i gazowymi kotlami rezerwowo - szczytowymi Zalozono, ze celem
pracy ukladu jest produkcja ciepla na potrzeby centralnego ogrzewania i cieplej wody
uzytkowej. Zalozono mozliwosc sprzedazy energii elektrycznej do sieci bez ograniczen.
Zmiennosc w czasie zapotrzebowania na cieplo oszacowano na podstawie przebiegu krzywej
zmiennosci temperatury zewnetrznej w sezonie grzewczym oraz przyjmujac stale zuzycie
ciepla dla celów przygotowania cieplej wody uzytkowej poza sezonem grzewczym. Czas
trwania sezonu grzewczego przyjeto

?

0

= 5100 godzin. Wyznaczony wykres uporzadkowany

zapotrzebowania ciepla dla maksymalnej wymaganej mocy cieplnej

max

c

Q?

= 7.1 MW

przedstawia rysunek 4.

0

510

1071

1632

2193

2754

3315

3876

4437

4998

5280

5500

5720

5940

6160

6380

6600

6820

7040

7260

7480

7700

7920

8140

8360

8580

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Przewidywana wymagana moc cieplna,

MW

czas, godziny

1

2

Praca silnika pelna
moca - tryb 1

Praca silnika zgodnie z
zapotrzebowaniem na
cieplo - tryb 2

Wykres uporzadkowany
zapotrzebowania na cieplo

Rys. 4. Warianty pracy modulu CHP o mocy cieplnej 3.5 MW

Na rysunku 4. przedstawiono równiez sposoby pracy dobieranych modulów CHP (silników
gazowych). Uwzgledniajac, ze zapotrzebowanie ciepla u odbiorców jest jedynym parametrem
ograniczajacym prace ukladu, zdefiniowano dwa zasadnicze sposoby jego pracy. Pierwszy
(pole nr 1 na rys. 4. ) to praca silnika gazowego pelna moca przez okres czasu ograniczony
tylko koniecznoscia serwisowania urzadzenia (praca przez ok. 8400 godzin w roku). W tym
trybie pracy cieplo przekraczajace chwilowe zapotrzebowanie, jest odprowadzane do
otoczenia w chlodnicy wentylatorowej (cieplo chlodzenia silnika) oraz w postaci goracych
spalin. Drugi sposób pracy elektrocieplowni zaklada, ze silnik wytwarza cieplo wylacznie w
celu pokrycia zapotrzebowania u odbiorców, tzn. silnik pracuje po krzywej zapotrzebowania
(pole nr 2 na rys. 4. ). W chwili, gdy wytworzenie wymaganej mocy cieplnej zwiazane jest z
praca silnika pod obciazeniem mniejszym od dopuszczalnego dla pracy ciaglej, jest on
wylaczany, a produkcje ciepla przejmuje kociol rezerwowo-szczytowy. W obu trybach pracy
brakujaca moc cieplna w ilosci

CHP

DEM

Q

Q

Q

?

?

?

?

?

?

pokrywaja kotly rezerwowo- szczytowe.

W dalszej kolejnosci przedstawiono wyniki optymalizacji doboru ukladu dla obu trybów

pracy. Obliczenia optymalizacyjne przeprowadzono przy nastepujacych zalozeniach:
a) System zbudowany zostanie w oparciu o modul CHP z silnikiem tlokowym, kociol

gazowy rezerwowo-szczytowy oraz przylacze do sieci energetycznej,

b) Czas eksploatacji obiektu wynosi 15 lat,
c) Stope dyskonta przyjeto na poziomie 8 %,
d) Zalozono, ze inwestycja bedzie w calosci finansowana z kredytu oprocentowanego w

wysokosci 8 % w skali roku (kredyt dolarowy), a czas splaty kredytu wynosi 5 lat,

e) W obliczeniach nie uwzgledniano wskazników wzrostu cen i kosztów,
f) Obliczenia przeprowadzono w dolarach amerykanskich,
g) Przyjeto nastepujace zakresy zmiennosci cen i kosztów nosników energii:

??

Cena sprzedazy energii elektrycznej do sieci: 35 US$/MWh – 50 US$/MWh.

??

Cena sprzedazy ciepla: 7 US$/GJ – 10 US$/GJ.

??

Koszt zakupu gazu: 3,15 US$/GJ (10,8 USc/Nm

3

) – 3,9 US$/GJ (13,4 USc/Nm

3

).

Maksymalne zapotrzebowanie ciepla na wykresie uporzadkowanym przyjeto na

poziomie 7.1 MW. Przyjeto, ze moc cieplna zainstalowana w kotlach rezerwowo-
szczytowych wyniesie 7 MW (2 * 3.5 MW). Podstawowym urzadzeniem w elektrocieplowni
bedzie modul CHP z silnikiem spalinowym. Przeanalizowano kilka poziomów mocy cieplnej
modulu. Wartosc calkowitych nakladów inwestycyjnych szacowana byla dla obiektu „pod
klucz”, w którym ujeto równiez doprowadzenie gazu oraz instalacje kotlów rezerwowo-
szczytowych. W pierwszym etapie obliczen zalozono, ze silnik pracuje przez 8400 godzin w
roku pelna moca. Uzyskane wartosci wskaznika NPV dla projektu przedstawiono na rys. 5a.
Kolejne obliczenia przeprowadzono przy zalozeniu, ze silnik pracuje z moca cieplna
wynikajaca z krzywej zapotrzebowania (tryb pracy 2 na rys. 4. ). Czas pracy urzadzenia zostal
ograniczony do 5100 godzin w roku. Wyniki obliczen ekonomicznych przedstawiono na rys.
5b. Z rysunków wynika wyraznie, ze wraz ze skróceniem czasu pracy modulu CHP nie tylko
ulega pogorszeniu oplacalnosc inwestycji, ale równiez zmienia sie przebieg krzywych NPV w
funkcji mocy cieplnej silnika. Dla poszczególnych wariantów ceny sprzedazy energii
elektrycznej zmienilo sie polozenie punktu optymalnego na poszczególnych krzywych.

Jak wynika z rys. 5, w przypadku stosunkowo wysokiej ceny energii elektrycznej, bardziej

oplacalna jest praca ukladu skojarzonego pelna moca. Wskaznik NPV jest w tym wypadku
znacznie korzystniejszy, pomimo faktu ze praca pelna moca w okresie niskiego
zapotrzebowania na cieplo powoduje koniecznosc chlodzenia silnika przy uzyciu chlodnic
zewnetrznych i odprowadzania goracych spalin do atmosfery. Przy wysokiej cenie energii
elektrycznej (np. 50 US$/MWh) straty ciepla sa kompensowane do tego stopnia, ze oplacalna
jest instalacja silnika o jak najwiekszej mocy cieplnej. W przypadku spadku ceny energii
elektrycznej optymalna moc cieplna silnika zmniejsza sie. Gdy silnik pracuje po krzywej
zapotrzebowania na cieplo, wrazliwosc polozenia punktu optymalnego krzywej NPV na
zmiane ceny energii elektrycznej jest mniejsza (rys. 7b), jakkolwiek tendencja przesuniecia w
kierunku mniejszej mocy cieplnej jest tu równiez zauwazalna.

-2000000

-1000000

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Nominalna moc cieplna

silnika

,

MW

NPV, US$

energia el. 40 US$/MWh

energia el. 45 US$/ MWh

energia el. 50 US$/MWh

energia el. 35 US$/ MWh

*

moc cieplna zainstalowana w kotlach rezerwowo szczytowych stala (2 * 3,5 MW)

a)

-2500000

-2000000

-1500000

-1000000

-500000

0

500000

1000000

1500000

0

2

4

6

8

Nominalna moc cieplna silnika, MW

NPV, US$

energia el. 40 US$/ MWh

energia el. 45 US$/ MWh

energia el. 50 US$/ MWh

energia el. 35 US$/ MWh

* moc cieplna zainstalowana w kotlach rezerwowo szczytowych sta la (2 * 3,5 MW)

b)

Rys. 5. Porównanie NPV w funkcji mocy cieplnej modulu z silnikiem gazowym
( a) Q

max

= 7.1 MW ; praca silnika pelna moca przez 8400 godzin w roku ; koszt gazu: 3.7

W dalszej czesci ograniczono sie do obliczen dla trybu pracy pelna moca. Na rysunku 6

przedstawiono przebieg krzywych NPV w funkcji mocy cieplnej silnika gazowego przy
zalozeniu stalej ceny energii elektrycznej (40 US$/MWh) oraz dla róznych cen sprzedazy
ciepla i zakupu gazu. Analiza zmiennosci NPV dla projektu w funkcji mocy cieplnej silnika
prowadzi do wniosku, ze zmiennosc cen paliwa i ciepla wplywa w znacznie mniejszym
stopniu na optymalna wielkosc urzadzenia niz cena energii elektrycznej.

3.2. Uklad kogeneracyjny z silnikiem spalinowym w suszarni przemyslowej

Kolejny przyklad zastosowania malych ukladów skojarzonych dotyczy obiektu

przemyslowego, gdzie wytwarzane cieplo i energia elektryczna zuzywane sa w miejscu
instalacji urzadzen. W analizowanym zakladzie wytwarza sie wyroby papiernicze z papieru
makulaturowego. Produkcja obywa sie w oparciu o maszyne papiernicza, z której produkt
wilgotny kierowany jest do suszarni. W suszarni nastepuje suszenie w mieszaninie spalin i
powietrza, wytwarzanej w komorze spalania. W chwili obecnej gorace spaliny dla potrzeb
procesu suszenia wytwarzane sa w oparciu o palnik olejowy o mocy 1.2 MW zasilany olejem
EKOTERM Plus. Linia produkcyjna pracuje srednio 21 dni w miesiacu w systemie
trójzmianowym (24 godziny). Wydajnosc maszyny papierniczej w czasie pracy jest stala.
Ilosc wytwarzanego ciepla uzalezniona jest od aktualnego asortymentu produktów. Na
rysunku 7 przedstawiono wykres uporzadkowany zapotrzebowania ciepla do procesu
suszenia. Najwazniejsze dane techniczne obejmuja: ilosc odparowanej w suszarni wody: 570 -
760 kg/h, strumien mieszaniny spalin i powietrza do suszenia: 17217 - 17714 m

3

n

/h,

temperatura mieszaniny kierowanej do suszarni: 140 - 180

O

C, strumien wody przygotowanej

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1600000

1800000

2000000

0

2

4

6

8

Nominalna moc cieplna silnika, MW

NPV, US$

gaz: 12,0 USc/Nm3; cieplo: 10 US$/ GJ

gaz: 12,7 USc/Nm3; ciep lo: 10 US$/GJ

gaz: 12,7 USc/Nm3; cieplo: 8,5 US$/ GJ

gaz: 12,0 USc/Nm3; ciep lo: 8,5 US$/GJ

* moc cieplna zainstalowana w kotlach rezerwowo szczytowych stala (2 * 3,5 MW)

Rys. 6. NPV w funkcji mocy cieplnej (Q

max

= 7.1 MW ; praca silnika pelna

moca przez 8400 godzin ; zmienne ceny gazu i ciepla ; cena energii
elektrycznej 40 US$/MWh)

do natrysku wyrobów przed wprowadzeniem do suszarni: 208 kg/h, temperatura wody
natryskowej: 60

O

C, temperatura wody surowej: 10

O

C.

Poza zapotrzebowaniem na cieplo w obiekcie wystepuje zapotrzebowanie na moc

elektryczna na srednim poziomie 290 kW. Energia elektryczna kupowana jest z sieci po cenie
wynikajacej z taryfy B23. Miesieczne koszty brutto energii cieplnej i elektrycznej dla zakladu
wynosza:

?? 22 000 - 25 000 PLN - energia elektryczna
?? 62 000 - 66 000 PLN - olej opalowy EKOTERM Plus.

W celu obnizenia kosztów nosników energii zaproponowano zastapienie istniejacej

komory spalania ukladem do skojarzonego wytwarzania ciepla i energii elektrycznej
zbudowanym w oparciu o tlokowy silnik spalinowy zasilany gazem ziemnym. Proponowany
schemat ukladu przedstawiono na rys. 8.

Rys. 8. Schemat ukladu suszarni przemyslowej

Przeanalizowano 2 warianty technicznej realizacji projektu. Pierwszy z nich zakladal

budowe ukladu skojarzonego w oparciu o silnik o mocy zapewniajacej pokrycie aktualnych

0.000

0.500

1.000

1.500

czas, godziny

moc cieplna, MW

Rys. 7. Uporzadkowany wykres zapotrzebowania ciepla dla suszarni

CMB1

GTD1

HX1

HX2

HX3

GAZ

Woda

natryskowa

KOMIN

POWIETRZE

SILNIK

GAZOWY

dopalanie

POWIETRZE

Produkt
wilgotny

Produkt

suchy

KOMIN

SUSZARNIA

potrzeb obiektu w odniesieniu do energii elektrycznej. Niedobory ciepla wytwarzane beda w
oparciu o palnik gazowy. Dobrano silnik JMS 208 GS produkcji austriackiej firmy
Jenbacher AG. Dane techniczne modulu:

??Moc elektryczna (przy cos

?

= 0,8): 277 kW

??Zuzycie energii chemicznej paliwa: 772 kW
??Sprawnosc wytwarzania energii elektrycznej: 35.8 %
??Cieplo z ukladu chlodzenia silnika: 203 kW
??Temperatura medium chlodzacego: 90/70

O

C

??Temperatura spalin wylotowych: 500

O

C

??Strumien spalin wylotowych (wilgotnych): 1666 kg/h (1323 m

3

n

/h)

Strumien gazu spalanego w silniku wynosi 0,0158 kg/s podczas gdy dla uzyskania

wymaganych parametrów mieszaniny spalin i powietrza na wejsciu do suszarni. strumien
gazu spalanego w palniku dopalajacym powinien wynosic ok. 0.0126 kg/s. Sumarycznie daje
to strumien gazu 142 m

3

n

/h. Wyniki obliczen przedstawiono na schemacie

Wariant drugi zakladal instalacje silnika wiekszej mocy tak, by mozliwe bylo dzialanie

suszarni bez zastosowania dopalania. Nadwyzki wytwarzanej energii elektrycznej
sprzedawane beda do sieci. Dobrano silnik JMS 316 GS-N.L., dla którego podstawowe dane
techniczne przedstawiaja sie nastepujaco:

??Moc elektryczna (przy cos

?

= 0,8): 729 kW

??Zuzycie energii chemicznej paliwa: 1888 kW
??Sprawnosc wytwarzania energii elektrycznej: 36.8 %
??Cieplo z ukladu chlodzenia silnika: 425 kW
??Temperatura medium chlodzacego: 90/70

O

C

??Temperatura spalin wylotowych: 525

O

C

??Strumien spalin wylotowych (wilgotnych): 4124 kg/h (3274 m

3

n

/h)

??Strumien powietrza do spalania: 3988 kg/h (3085 m

3

n

/h)

Calkowite naklady inwestycyjne w wariancie 1 oszacowano na poziomie 1267000 PLN

natomiast w wariancie 2 na poziomie 1963000 PLN. Ponadto do analizy ekonomicznej
wprowadzono nastepujace dane:

a) Srednia cena zakupu energii elektrycznej z sieci 180 PLN/MWh.
b) Przewidywana cena sprzedazy energii elektrycznej do sieci 140 PLN/MWh.
c) Srednia cena zakupu oleju opalowego EKOTERM Plus 1.41 PLN/litr
d) Srednia cena zakupu gazu 0.51 PLN/m

3

n

e) Energia elektryczna wytwarzana w skojarzeniu w calosci zuzywana bedzie przez

zaklad.

f) Wariant finansowania inwestycji zaklada udzial wlasny inwestora na poziomie 20 %,

pozostala czesc nakladów pokryta zostanie z kredytu komercyjnego.

g) Oprocentowanie kredytów komercyjnych przyjeto na poziomie 21,7 %.
h) Czas splaty kredytu przyjeto 5 lat.
i) W obliczeniach nie uwzgledniano wskazników wzrostu cen i kosztów energii.
j) Obliczenie wykonano w zlotych polskich (PLN).
k) Stope dyskonta kapitalu przyjeto na poziomie 10 %

Po przeprowadzeniu obliczen w pierwszym wariancie inwestycji uzyskano nastepujace

wartosci wskazników: NPV 1431886 PLN, NPVR 1.13 i IRR 0.28. Przebieg prostej i
zdyskontowanej wartosci inwestycji w kolejnych latach eksploatacji przedstawiono na rys.
9.

Rys. 9. Prosta i zdyskontowana wartosc inwestycji dla wariantu z silnikiem JMS208 GS-N.L.

W wariancie z silnikiem wiekszej mocy uzyskano natomiast wartosci wskazników: : NPV

1710282 PLN, NPVR 1.4 i IRR 0.24. Przebieg prostej i zdyskontowanej wartosci inwestycji
w kolejnych latach eksploatacji przedstawiono na rys. 10.

W obu analizowanych wariantach inwestycja jest oplacalna. Wynika to glównie ze

stosunkowo wysokich oszczednosci wynikajacych z unikania koniecznosci zakupu drogiego
oleju opalowego i energii elektrycznej z sieci. W wypadku opcji z silnikiem wiekszej mocy
uzyskano wieksza wartosc NPV lecz okres zwrotu nakladów inwestycyjnych oraz pozostale
wskazniki ksztaltuja sie nieco gorzej niz w wariancie z silnikiem mniejszej mocy.
Spowodowane jest to faktem sprzedazy nadwyzek energii elektrycznej do sieci po cenie
nizszej niz cena zakupu z sieci. Powoduje to, ze srednia wartosc jednostki energii elektrycznej
wytworzonej w ukladzie jest mniejsza niz w przypadku silnika mniejszej mocy, gdzie calosc
wytworzonej energii zuzywana jest na miejscu. Ponadto w przypadku silnika wiekszej mocy
czesc ciepla odprowadzana jest do otoczenia przez co sprawnosc calkowita ukladu jest
mniejsza od nominalnej.

-3 000 000

-2 000 000

-1 000 000

0

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11 12

13

14

15

rok

wartosc, PLN

wartosc prosta

wartosc zdyskontowana

Rys. 10. Prosta i zdyskontowana wartosc inwestycji dla wariantu z silnikiem JMS316 GS-
N.L.

3.2. Uklad kogeneracyjny z silnikiem spalinowym zasilanym gazem z odmetanowania
kopalni

Efektywnosc ekonomiczna inwestycji polegajacych na budowie ukladów

kogeneracyjnych jest stosunkowo wysoka w przypadku, gdy urzadzenia zasilane sa tanim
paliwem. Stad tez duza popularnosc ukladów skojarzonych w instalacjach do utylizacji gazów
specjalnych. Jednym z takich gazów jest gaz z odmetanowania kopaln. Gaz ten nie moze byc
swobodnie odprowadzany do atmosfery, ze wzgledu na znaczna zawartosc metanu, który ma
wplyw na powstawanie efektu cieplarnianego w stopniu znacznie wiekszym niz CO

2

czy

H

2

O. Najprostszym sposobem zmniejszenia szkodliwego oddzialywania na srodowisko gazu

kopalnianego jest spalenie go w pochodni. Z drugiej jednak strony stosunkowo wysoka
wartosc opalowa tego gazu (ok. 50 % wartosci opalowej gazu ziemnego) czyni go paliwem
mozliwym do spalania w urzadzeniach energetycznych. W ostatnich latach dobrze opanowana
technologia wykorzystania gazu z odmetanowania w stacjonarnych silnikach spalinowych
pracujacych w ukladach kogeneracyjnych. Ponizej przedstawiono wyniki analizy
ekonomicznej budowy elektrocieplowni z silnikami gazowymi zasilanymi gazem
kopalnianym.

Analizujac sklad oraz ilosc gazu dostepnego z odmetanowania jednej z istniejacych

kopaln zaproponowano by istniejaca cieplownie zakladowej wytwarzajaca cieplo na potrzeby
kopalni przeksztalcic w elektrocieplownie. Proponowana inwestycja polega na budowie
ukladu z czterema silnikami JMS620 B-L.C. produkcji firmy Jenbacher AG. Nalezy tu jednak
miec na uwadze, ze przy zasilaniu gazem o niskiej wartosci opalowej zmienia sie parametry
pracy silnika. W tablicy 1 zamieszczono dane techniczne urzadzenia przy zasilaniu gazem
ziemnym GZ50 i gazem z odmetanowania kopalni (w którym zawartosc CH

4

wynosi 48.15 %

a wartosc opalowa 17.211 MJ/m

3

n

).

Elektrocieplownia stanowi spólke niezalezna od kopalni. Gaz z odmetanowania

kupowany bedzie przez elektrocieplownie od kopalni. Wytwarzane w ukladzie w calosci
sprzedawane bedzie kopalni. Zastapi ono cieplo obecnie wytwarzane w kotlach weglowych
WR, które w sezonie grzewczym przejda do pracy w szczycie obciazen cieplnych, w okresie
letnim zas odstawione zostana z ruchu. Czesc energii elektrycznej pokryje potrzeby wlasne
elektrocieplowni pozostala zas ilosc sprzedawana bedzie kopalni. Calkowita moc elektryczna

-2 000 000

-1 000 000

0

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

rok

wartosc, PLN

wartosc prosta

wartosc zdyskontowana

ukladu wynosi 8.5 MW. Silniki pracowac beda w podstawie obciazenia cieplnego przez 8300
godzin w roku. Latem, ze wzgledu na niskie potrzeby grzewcze (jedynie ciepla woda
uzytkowa na poziomie 1 MW) znaczna czesc ciepla wytworzonego w silnikach rozproszona
zostanie w otoczeniu.

Tablica 1. Silnik Jenbacher J 620 GS – dane techniczne

gaz

z odmetanowania

gaz sieciowy

GZ50

moc elektryczna, kW

2126

2717

moc cieplna (t = 150

0

C), kW

2548

2764

sprawnosc elektryczna, %

38,4

41,9

sprawnosc cieplna (t = 150

0

C), %

46,2

42,6

Schemat ideowy polaczenia ukladów istniejacej kotlowni weglowej z ukladem skojarzonym
przedstawiono na rysunku 11.

Rys. 11. Uklad kogeneracyjny wspólpracujacy z kotlami weglowymi

Analize ekonomiczna przeprowadzono przy zalozeniu niezmienionego stanu

zapotrzebowania na nosniki energii po stronie odbiorców. Ponadto wszystkie pozycje
kosztowe zwiazane z eksploatacja obecnie istniejacej kotlowni weglowej pozostana w
bilansie finansowym elektrocieplowni. Niezmienna ilosc sprzedawanego ciepla powoduje ze
po realizacji inwestycji sprzedaz ciepla z elektrocieplowni nie przyniesie dodatkowych
przychodów. Realizacja projektu spowoduje (a co sie z tym wiaze calosc poniesionych
nakladów inwestycyjnych) jedynie pojawienie sie nowego produktu na oslonie kontrolnej
obecnej cieplowni - energii elektrycznej. Schematycznie sytuacje przed i po realizacji
inwestycji przedstawiono na rysunkach 12 i 13.

WR WR WR

WR

Chlodnica wentylatorowa

Do komina

JMS 620 GS-B.LC.

mieszanka

Do pozostalych
silników JMS

POWRÓT

ZASILANIE

Z pozostalych
silników JMS

9 0 C

O

Obecny uklad

technologiczny

cieplowni

zuzycie wlasne

ciepla

produkcja ciepla
brutto

- sprzedaz ciepla
netto

Q s

Q s

K

K

- koszty
wytwarzania

CIEPLOWNIA

Rys. 12. Schemat strukturalny cieplowni w stanie obecnym

Uklad

technologiczny

EC po realizacji

inwestycji w

uklad z silnikami

JMS

zuzycie wlasne

ciepla i energii el.

produkcja ciepla brutto

produkcja energii

elektrycznej brutto

- sprzedaz ciepla netto

- sprzedaz energii elektrycznej
netto

Eel s

Eel

s

Q s

Q s

K -(

?

K

w

)+(

?

K

G

)

K

- koszty wytwarzania

??

K

w

?

K

G

- obnizenie kosztu w istniejacym ukladzie
weglowym

- przyrost kosztu zwiazany z ukladem
gazowym

ELEKTROCIEPLOWNIA

Rys. 13. Schemat strukturalny elektrocieplowni po realizacji inwestycji

W rzeczywistosci jako wynik realizacji przedsiewziecia w przychodach finansowych

pojawia sie nastepujace pozycje:
-

dochód ze sprzedazy energii elektrycznej,

-

oszczednosc kosztów zwiazana z uniknieciem zakupu energii elektrycznej na potrzeby
wlasne,

-

oszczednosc kosztów zakupu wegla do kotlów WR wynikajaca ze zmniejszonej produkcji
kotlów,

-

oszczednosc kosztów remontów w obecnym ukladzie technologicznym wynikajaca ze
zmniejszonego czasu jego wykorzystania,

-

oszczednosc kosztów emisji zanieczyszczen,

Po stronie kosztów natomiast pojawia sie koszty zwiazane z inwestycja i eksploatacja ukladu
gazowego. Przeprowadzona analiza ekonomiczna ma charakter porównawczy, tj. stanu po
realizacji inwestycji ze stanem obecnym. Roczne przeplywy pieniezne obliczane dla potrzeb
metod dyskontowych obecnie mozna zapisac zaleznoscia wynikajaca z (2):

L

P

K

K

e

Q

d

op

e

C

S

?

?

?

?

?

CF

(5)

gdzie: Q

S

e

C

- stanowi przychód ze sprzedazy ciepla

; e

C

- jednostkowa cena sprzedazy ciepla

Po realizacji inwestycji przeplywy pieniezne przedstawiaja sie nastepujaco:

L

P

K

K

e

E

L

P

K

K

e

Q

d

G

W

el

el

d

op

e

C

S

?

?

?

?

?

?

?

?

?

?

?

?

?

?

?

]

)

[

F

C

(6)

gdzie:

wielkosci z symbolem ‘ dotycza ukladu gazowego; E

el

e

el

- stanowi przychód ze sprzedazy

energii elektrycznej; e

el

- jednostkowa cena sprzedazy energii elektrycznej.

Po odjeciu stornami zaleznosci (5) i (6) otrzymamy zmiane przeplywów pienieznych
zwiazanych z realizacja przedsiewziecia.

L

P

K

K

e

E

CF

d

G

W

el

el

?

?

?

?

?

?

?

?

?

?

?

?

CF

-

F

C

(7)

Schematy przedstawione na rysunkach 12 i 13 obrazuja równiez sposób obliczania

jednostkowego kosztu wytwarzania ciepla w obiekcie. W chwili obecnej koszt ten mozna
wyrazic zaleznoscia:

S

c

Q

K

k

?

(8)

Gdzie: K – calkowity roczne koszt dzialania Zakladu, PLN; Q

S

– ilosc sprzedanego ciepla,

GJ; k

c

– jednostkowy koszt wytwarzania ciepla, PLN/GJ.

Po realizacji inwestycji w uklad elektrocieplowni z silnikami gazowymi sredni

jednostkowy koszt wytwarzania ciepla przedstawic mozna zaleznoscia wynikajaca z
zastosowania metody kosztu uniknietego:

S

el

S

G

W

nowy

c

Q

k

Eel

K

K

K

k

?

?

?

?

?

?

)

(

)

(

(9)

Gdzie Eel

S

– ilosc sprzedanej energii elektrycznej, MWh; k

el

– jednostkowy koszt

wytwarzania energii elektrycznej = jednostkowa cena sprzedazy energii elektrycznej,
PLN/MWh.

Warunkiem koniecznym jaki musi wystapic by inwestycja byla efektywna ekonomicznie

(oplacalna) jest:

c

nowy

c

k

k

?

(10)

Zmiane jednostkowego kosztu wytwarzania ciepla w stosunku do stanu obecnego mozna
zapisac jako:

S

el

S

G

W

c

nowy

c

c

Q

k

Eel

K

K

k

k

k

?

?

?

?

?

?

?

?

?

)

(

)

(

(11)

W obliczeniach zalozono wariant finansowania inwestycji oparty o kredyt komercyjny

w wysokosci 80 % wymaganych nakladów inwestycyjnych. We wszystkich analizowanych
wariantach zakladano, ze cena sprzedazy energii elektrycznej do kopalni bedzie na poziomie
90 % ceny jaka obecnie kopalnia placi zakladowi energetycznemu zgodnie z taryfa A23. Do
obliczen przyjeto cene jednoskladnikowa równa 169.3 PLN/MWh. Cena zakupu energii
elektrycznej przez cieplownie na pokrycie potrzeb wlasnych przyjeta zostala na poziomie
232.58 PLN/MWh. Ponadto przyjeto koszt gazu z odmetanowania (kwartaly I i IV)

0,119

PLN/Nm3 (w przeliczeniu na jednostke energii 6,91 PLN/GJ energii w paliwie), koszt gazu z
odmetanowania (kwartaly II i III)

0,076 PLN/Nm3 (w przeliczeniu na jednostke energii)

4,42 PLN/GJ energii w paliwie), cene sprzedazy ciepla

23,9 PLN/GJ, cene zakupu wegla z

transportem

126,8 PLN/tone, Dodatkowo inwestycje obciazono kosztem budowy instalacji

pozyskania gazu z odmetanowania w sklad której wchodzi wykonanie odwiertu,
poprowadzenie rurociagów i budowa stacji odmetanowania na terenie cieplowni.

Calkowite naklady inwestycyjne oszacowano na poziomie 24379000 PLN. Wartosc

zdyskontowana projektu po 15 latach eksploatacji (NPV) wyniosla 27902000 PLN co daje
wartosc wskaznika NPVR równa 1.144 a wewnetrzna stopa zwrotu kapitalu IRR wynosi 0.28.
Zmiany wartosci inwestycji w kolejnych latach eksploatacji przedstawiono na rys. 14.

Rysunek 15 przedstawia wyniki analizy wrazliwosci zmian wskaznika NPV na zmiany cen
paliw. Widac, ze przy niskiej cena gazu z odmetanowania kopalni inwestycja wykazuje
najwieksza wrazliwosc na zmiany ceny energii elektrycznej. Najmniejsze zmiany NPV
uzyskano natomiast dla ceny zakupu wegla do kotlowni weglowej. Wynika to z niskiej ceny
wegla oraz stosunkowo nieduzego ograniczenia zuzycia po wprowadzeniu ukladu gazowego.

Rys. 14. Prosta i zdyskontowana wartosc inwestycji dla elektrocieplowni zasilanej gazem z
odmetanowania kopalni

Rys. 15. Zmiany NPV spowodowane zmianami cen paliw

-40 000 000

-20 000 000

0

20 000 000

40 000 000

60 000 000

80 000 000

100 000 000

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

rok

Skumulowane saldo pieniezne proste i

zdyskontowane, PLN

Wartosc prosta
Wartosc zdyskontowana

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

0.8

0.9

1

1.1

1.2

wartosc / wartosc wyjsciowa

NPV / NPV wyjsciowe

zmienna cena gazu

zmienna cena sprzedazy en. el.

zmenna cena zakupu wegla

3.4. Modernizacja zasilanej weglem elektrocieplowni komunalnej

Ostatni z przedstawianych przykladów dotyczy rozbudowy ukladu istniejacej

elektrocieplowni zawodowej zasilanej weglem kamiennym o czlon z turbina gazowa. Jednym
z problemów przed jakimi staja obecnie elektrocieplownie zawodowe i przemyslowe jest
zmniejszanie sie zapotrzebowania ciepla u odbiorców. Prowadzi to trudnosci w pracy
istniejacych ukladów pod niepelnym obciazeniem oraz do pogorszenia sprawnosci. Czesto dla
dociazenia kotlów weglowych duzej mocy znaczna czesc wytwarzanej pary kierowana jest do
turbin kondensacyjnych co znacznie zmniejsza ilosc energii elektrycznej wytwarzanej w
skojarzeniu. Jednym ze sposobów poprawy sytuacji jest instalacja nowych urzadzen, których
zadaniem jest przejecie obciazen cieplnych w okresie letnim oraz wspólpraca z ukladem
weglowym w sezonie grzewczym. Na rysunku 16 przedstawiono schemat elektrocieplowni
weglowej, która rozbudowano o czlon z turbina gazowa i kotlem odzyskowym. Parametry
pary wytwarzanej w kotle odzyskowym sa takie same jak pary wytwarzanej w kotlach
weglowych. Pozwala to na polaczenie obu ukladów przez wspólny kolektor parowy i prace
turbin parowych niezmienna w odniesieniu do stanu istniejacego. W okresie letnim kotly
weglowe zostaja odstawione z ruchu a uklad przyjmuje postac elektrocieplowni gazowo-
parowej.

Rys. 16. Schemat rozbudowy elektrocieplowni weglowej o modul z turbina gazowa i kotlem
odzyskowym.

Zalozono, ze zainstalowana zostanie turbina gazowa ABB GT 10B o mocy nominalnej

24600 kW i sprawnosci 34.2 % (warunki ISO) oraz kotla odzyskowego bez dopalania
wytwarzajacego pare o parametrach t = 450

O

C i p= 3.9 MPa. Ponadto za kotlem proponuje

sie zainstalowanie wymiennika cieplowniczego spaliny-woda co wynika ze stosunkowo
wysokiej temperatury spalin opuszczajacych kociol (ok. 190

O

C).

Calkowite naklady inwestycyjne oceniono na poziomie 70372000 PLN. Ponadto w

analizie wykorzystano nastepujace dane:
a) finansowanie

-

dotacje (% z CN) 0,0 %

-

kapital wlasny (% z CN)

17,0 %

-

kredyt (% CN)

83,0 %

Kociol
wodny

-

okres splaty kredytu (lata) 7

-

oprocentowanie kredytu (%/a)

22,00%

-

okres karencji w splacie kredytu od uruchomienia obiektu, lata

0

b) wskaznik inflacji (%/a)

11,40%

c) stopa dyskonta

0,09

d) koszty nosników energii (bez podatku VAT):

-

koszt gazu ziemnego GZ50

0,495 PLN/Nm3 (14,15

PLN/GJ)

-

cena zakupu wegla z transportem 200

PLN/tone

-

cena zakupu oleju 1300 PLN/tone

-

przewidywana cena sprzedazy energii elektrycznej

117

PLN/MWh

Zalozono, ze turbina gazowa pracowac bedzie w podstawie obciazenia cieplnego
elektrocieplowni przez okres 8300 godzin w roku. W wyniku realizacji inwestycji uzyskano:

??

przyrost produkcji energii elektrycznej:

175047 MWh/rok,

??

przyrost produkcji ciepla: bez zmian (ograniczony zapotrzebowaniem odbiorców),

??

zmniejszenie zuzycia wegla:

83976 ton/rok,

??

zmniejszenie zuzycia oleju opalowego:

181188 kg/rok

??

zuzycie gazu:

61577363 m

3

n

/rok,

Na rysunku 17 przedstawiono zmiany wartosci inwestycji w kolejnych latach eksploatacji

obiektu. Wartosc wskaznika NPV dla 20 lat eksploatacji wyniosla –8979000. Wynika stad, ze
inwestycja jest nieoplacalna. Spowodowane jest to przede wszystkim niska cena sprzedazy
energii elektrycznej. Przyjeta do obliczen wartosc 117 PLN/MWh okazala sie byc nizsza od
progu rentownosci zaznaczonego na rysunku 19. Podobnie jak w przykladzie rozbudowy
cieplowni przy kopalni, realizacja inwestycji prowadzi jedynie do zmiany ilosci wytwarzanej
energii elektrycznej oraz do obnizenia kosztów eksploatacji istniejacego ukladu weglowego.
Stala ilosc wytwarzanego ciepla powoduje, ze po realizacji inwestycji nie wystepuja
dodatkowe przychody ze sprzedazy ciepla.

Rys. 17. Wartosc inwestycji w elektrocieplowni zawodowej w kolejnych latach eksploatacji

Na rysunkach 18 przedstawiono wyniki analizy wrazliwosci NPV na zmiany cen

paliw. Jak widac przy niskiej cenie energii elektrycznej i wysokiej cenie gazu inwestycja jest
najbardziej wrazliwa na zmiany cen gazu ziemnego.

-100 000 000

-80 000 000

-60 000 000

-40 000 000

-20 000 000

0

20 000 000

40 000 000

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

rok

wartosc, PLN

wartosc prosta

wartosc zdyskontowana

Rys. 18. Wyniki analizy wrazliwosci NPV na zmiany ceny gazu, wegla i energii elektrycznej

Rys. 19. Zmiany NPV w funkcji ceny sprzedazy energii elektrycznej (zaznaczono próg
rentownosci inwestycji)

Wnioski

W pracy omówiono zagadnienia zwiazane z oplacalnoscia kogeneracji (zwlaszcza dla

nowoczesnych gazowych ukladów kogeneracyjnych na optymalna konfiguracje ukladu i
oplacalnosc projektu. Koncowy efekt ekonomiczny zalezy zarówno od otoczenia
ekonomicznego inwestycji (nakladów inwestycyjnych, cen paliw i energii, sposobu
finansowania inwestycji, itd.), jak i od parametrów technicznych i konfiguracji ukladu oraz od
trybu pracy urzadzen. Z przeprowadzonych badan [3] mozna wyciagnac nastepujace
podstawowe wnioski:

-

Wielkosc zapotrzebowania na energie oraz poziom wymaganej mocy wplywa znaczaco
na efektywnosc ekonomiczna inwestycji. Wyniki pokazaly, ze im mniejsze jest
zapotrzebowanie na cieplo tym mniej korzystne wskazniki efektywnosci ekonomicznej
uzyskiwano dla analizowanej inwestycji.

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

0.8

0.9

1

1.1

1.2

wartosc / wartosc wyjsciowa

NPV / NPV wyjsciowe

zmienna cena gazu GZ50
zmienna cena sprzedazy en. el.
zmenna cena zakupu wegla

-40000000

-30000000

-20000000

-10000000

0

10000000

20000000

30000000

40000000

50000000

60000000

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

cena sprzedazy energii elektrycznej, PLN/MWh

NPV, PLN

BEP

-

Skojarzone wytwarzanie ciepla i energii elektrycznej jest technologia atrakcyjna z
ekonomicznego punktu. warunkiem jest jednak odpowiednia wysokosc i struktura cen
energii elektrycznej, ciepla i paliwa (np. gazu ziemnego).

-

Oplacalnosc gospodarki skojarzonej w porównaniu z wytwarzaniem ciepla w kotlach
gazowych i zakupach energii elektrycznej z sieci silnie zalezy od poziomu cen energii
elektrycznej.

-

Efekt ekonomiczny oraz optymalna konfiguracja ukladu sa wrazliwe w najwiekszym
stopniu na zmiany ceny sprzedazy energii elektrycznej. Przy odpowiednio wysokiej cenie
oplacalna jest praca ukladu kogeneracyjnego pelna moca nawet w przypadku gdy
wytwarzane cieplo jest w znacznej czesci rozpraszane do otoczenia.

-

Optymalna konfiguracja ukladu skojarzonego silnie zalezy od zalozen przyjetych do
obliczen. W zaleznosci od cen paliwa, ciepla i energii elektrycznej, trybu pracy ukladu i
mozliwosci sprzedazy nadwyzek energii elektrycznej do sieci, punkt maksimum na
krzywej NPV zmienia swoje polozenie.

-

Tryb pracy malej elektrocieplowni rzutuje bardzo znaczaco na oplacalnosc gospodarki
skojarzonej. Najkorzystniejsze wskazniki oplacalnosci uzyskuje sie w ekonomicznym
trybie pracy, w którym praca ukladu charakteryzuje sie minimalnym kosztem. Praca
ukladu w tym trybie wymaga jednak urzadzen o bardzo elastycznych charakterystykach,
krótkich czasach rozruchu i zatrzymania oraz o malej bezwladnosci cieplnej. Wymagania
takie spelniane sa przez uklady kogeneracyjne z silnikami badz turbinami gazowymi.

Literatura

[1] Skorek J., Kalina J., Bartnik R.: Koszty wytwarzania ciepla i energii elektrycznej w

zasilanych gazem ziemnym malych ukladach skojarzonych oraz ich efektywnosc
ekonomiczna. Energetyka nr 8/98.

[2] Skorek J., Bartnik R., Wronkowski H., Kalina J.: Analiza porównawcza efektywnosci

ekonomicznej skojarzonego wytwarzania ciepla i energii elektrycznej w prostym i
kombinowanym ukladzie z turbina gazowa malej mocy. Energetyka nr 3/99.

[3] Kalina J., Skorek J.: Optymalizacja doboru malych elektrocieplowni na paliwa gazowe.

Materialy I Konferencji Naukow-Technicznej 2000 Energetyka Gazowa, Szczyrk, 2000.

[4] Szargut J., Ziebik A.: Podstawy energetyki cieplnej. WNT, Warszawa 1998.