1

Janusz SKOREK

Jacek KALINA

Zakład Termodynamiki i Energetyki Gazowej

Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika Śląska

[e-mail]; [e-mail],

www.itc.polsl.pl

Perspektywy rozwoju rynku technologii

i urządzeń kogeneracyjnych w kontekście

wdrożenia Dyrektywy CHP

Warszawa 2006

2

TEZA:

JEDNYM Z PODSTAWOWYCH SPOSOBÓW

ZWIĘKSZANIA SPRAWNOŚCI WYKORZYSTANIA ENERGII

PIERWOTNEJ I ZMNIEJSZANIA SZKODLIWYCH EMISJI

JEST

ENERGETYKA OPARTA O

UKŁADY KOGENERACYJNE

(zwłaszcza gazowe)

•

stosowanie wysokosprawnych urządzeń energetycznych
(turbiny gazowe, silniki tłokowe, ogniwa paliwowe,itd.),

•

wykorzystywanie paliw gazowych (gaz ziemny, biogazy,
gazy kopalniane, gaz syntezowy ze zgazowania, wodór, gazy
przemysłowe itd.),

•

rozproszona produkcja nośników energii w małych układach
energetycznych (bezpieczeństwo dostaw nośników energii i
systemu, zmniejszanie strat przesyłu energii),

3

KOGENERACJA

= MOŻLIWOŚĆ ZNACZĄCEJ OSZCZĘDNOŚCI

W ZUŻYCIU ENERGII CHEMICZNEJ PALIW + NIŻSZE EMISJE

4

Dyrektywa 2004/8/UE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11

lutego 2004 „W sprawie promowania kogeneracji na wewnętrznych

rynkach energii w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe”

Oszczędność zużycia energii chemicznej paliw pierwotnych
PES (Aneks III Dyrektywy 2004/8/UE):

(

)

%

100

1

1

%

100

,

,

,

,

,

,

,

⋅

+

−

=

⋅

−

=

ref

el

CHP

el

ref

Q

CHP

Q

r

ch

CHP

ch

r

ch

E

E

E

PES

η

η

η

η

lub

(

)

%

100

1

1

,

,

,

,

⋅

+

−

−

=

ref

el

CHP

el

ref

Q

CHP

el

CHP

PES

η

η

η

η

η

gdzie sprawność całkowita układu CHP:

CHP

el

CHP

Q

CHP

,

,

η

η

η

+

=

5

„Wysokosprawna kogeneracja”

⇒ PES ≥ 10%

(w odniesieniu do układów CHP produkujących na małą skalę (poniżej 1 MW

el

),

lub dla jednostek mikro-kogeneracyjnych (poniżej 50 kW

el

) wystarczy PES

≥ 0)

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

15

20

25

30

35

40

45

50

55

sprawność elektryczna CHP, %

PES,

%

Sprawność całkowita CHP = 70%

Sprawność całkowita CHP = 80%

Sprawność całkowita CHP = 90%

%

40

,

=

ref

el

η

%

85

,

=

ref

Q

η

6

UWAGA: najwyższe wartości PES uzyskuje się

dla układów o wysokich wartościach

wskaźnikach skojarzenia

σ= E

el

/Q:

Referencyjne wartości wskaźnika skojarzenia

σ dla

układów CHP wg Dyrektywy 2004/8/UE

Układ CHP gazowo-parowy: 0,95

Układ CHP parowy z turbiną przeciwprężną: 0,45

Układ CHP parowy z turbiną upustowo-kondensacyjną: 0,45

Układ CHP z turbiną gazową: 0,55

Układ CHP silnikiem tłokowym o spalaniu wewnętrznym0,75

7

• Układy gazowo-parowe,
• Układy z turbinami parowymi przeciwprężnymi,
• Układy z turbinami parowymi upustowo-kondensacyjnymi,
• Układy z turbinami gazowymi,
• Układy z silnikami tłokowymi o spalaniu wewnętrznym,
• Układy z mikroturbinami gazowymi,
• Układy z silnikami Stirlinga,
• Układy z ogniwami paliwowymi,
• Układy z parowymi silnikami tłokowymi,
• Układy realizujące obiegi Rankine’a z czynnikiem

organicznym,

• Inne, spełniające kryterium jednoczesnej produkcji ciepła i

elektryczności (np. układy gazowo-parowe dwupaliwowe).

Podstawowe rozwiązania technologiczne układów

kogeneracyjnych (według Dyrektywy CHP)

8

Schemat elektrociepłowni gazowo-parowej parowej

z jednociśnieniowym kotłem odzyskowym i spalinowym

podgrzewaczem wody sieciowej

HP

G

G

Q

g

kocioł

odzyskowy

turbina

gazowa

wymiennik

ciepłowniczy

odgazowywacz

gaz ziemny

kondensat

powietrze

T

S

N

TG

N

TP

TP

Q

ot

spaliny

spalinowy wymiennik

ciepłowniczy

skraplacz

turbina parowa

odbiory

ciepła

9

Schemat elektrociepłowni parowej z turbiną upustowo-kondensacyjną

K

paliwo

Q

w

.

para

skraplacz

turbina parowa

N

kocioł
parowy

Q

.

g

TPW

TPN

odbiorniki ciepła

10

Schemat układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym do
produkcji gorącej wody

KO

M

IN

ZBIORNIK WODY

UZUPEŁNIAJĄCEJ

WODA GRZEWCZA
110 C

O

84

O

C

70

O

C

WODA SIECIOWA
POWROTNA
70

O

C

CHŁODNICA

DODATKOWA
MIESZANKI

CHŁODNICA
DODATKOWA

ZBIORNIK
OLEJU SMARNEGO

CHŁODNICA

OLEJU

TURBOSPRĘŻARKA

podgrzewacz
powietrza

60

O

C

80

O

C

80

O

C

77

O

C

60 m3/h

85

O

C

135 m3/h

BLOK SILNIKA

90 m3/h

GAZ

(0,5 MPa +- 10 %)

mieszalnik

15 - 27

O

C

powietrze

120

O

C

woda chłodząca 87

O

C

535

O

C

40

O

C

10 dm3/min

70 m3/h

KATALIZATOR

φ= 40 - 70 %

14942 kg/h

15670 kg/h s.w.
11826 mn3/h s.s.

11

Schemat układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym do
celów suszarniczych

SUSZARNIA

(przemysłowa)

Spaliny ~500

O

C

~180

O

C

CHO

mieszanka

CHPW

PD

TS

P

P

PW

PS

M

W

12

Schemat układu CHP z mikroturbiną gazową

13

Schemat układu CHP z silnikiem Stirlinga

14

Schemat prostego układu CHP z ogniwem paliwowym i reformerem
gazu ziemnego

PALNIK

Anoda

Katoda

OGNIWO

PALIWOWE

Odbiornik ciepła

Powietrze

Paliwo

(np. gaz ziemny)

Woda

spaliny

(N

2

, CO

2

, H

2

O)

Powietrze

WYMIENNIK

CIEPŁOWNICZY

gaz wzbogacony w wodór

H

2

, H

2

O, CO

2

, N

2

gorący gaz anodowy

H

2

, N

2

, CO

2

, N

2)

Odbiornik energii

elektrycznej

prąd
stały

prąd

zmienny

REFORMER

PRZEKSZTAŁTNIK

(falownik)

15

UKŁADY CHP DWUPALIWOWE: WĘGLOWO-GAZOWE

16

Możliwości zwiększania efektywności konwersji energii w

układach CHP (np. trójgeneracja, zasobniki ciepła)

Schemat układu trójgeneracyjnego w Kopalni Pniówek

17

Schemat układu trójgeneracyjnego z zasobnikiem ciepła

18

OSTATECZNĄ PRZESŁANKĄ

PRZESADZAJĄCĄ

O PODJĘCIU DECYZJI INWESTYCYJNEJ SĄ

KORZYSTNE WSKAŹNIKI OPŁACALNOŚCI

(NPV, IRR, DPB, BEP)

19

Uwarunkowania opłacalności

układów CHP

CZYNNIKI MAKROEKONOMICZNE

(mogą oddziaływać bądź

pozytywnie lub negatywnie na wskaźniki opłacalności):

- wysokość kosztu pozyskania kapitału inwestycyjnego (wielkość stopy

dyskonta),

- wielkość i struktura cen paliw (stałych i gazowych - głównie gazu ziemnego),
- ceny energii elektrycznej i ich struktura taryfowa; dotyczy to zarówno cen

sprzedaży odbiorcom zewnętrznym (np. spółkom elektroenergetycznym), jak i
cen zakupu energii elektrycznej (uniknięcie zakupu energii od dostawcy
zewnętrznego),

- ceny sprzedaży ciepła,

-

wysokość opłat za korzystanie ze środowiska

,

Rozporządzenie z dnia 9 grudnia 2004 ”w sprawie szczegółowego obowiązku
zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła”.

Obowiązkowy udział energii ze skojarzenia w sprzedaży przez przedsiębiorstwa
energetyczne:
•

w 2006 roku nie mniej niż 15%,

•

w 2010 roku nie mniej niż 16%.

CZYNNIKI MIKROEKONOMICZNE

(najczęściej korzystne dla

układów CHP)

20

•

energetyka zawodowa (obecnie największy udział mocy
zainstalowanej – 38 układów parowych i gazowo-parowych, około
5,6 GW),

•

energetyka komunalna (np. nadbudowa ciepłowni węglowych
modułami CHP),

•

energetyka przemysłowa (jedno z najatrakcyjniejszych miejsc
instalacji układów CHP; Obecnie około 200 elektrociepłowni o mocy
» 2450 MW),

•

budynki (szpitale, hotele, biurowe i administracyjne, edukacyjne,
obiekty sportowe, obiekty rozrywkowe, obiekty handlowe, lotniska,
dworce kolejowe itd.),

•

układy cieplno-chłodnicze,

•

układy hybrydowe zintegrowane z wykorzystaniem odnawialnych
źródeł energii.

Potencjalne możliwości instalowania układów

kogeneracyjnych w Polsce

21

• Kogeneracja jest jednym z najefektywniejszych

(technologicznie i inwestycyjnie) sposobów zmniejszenia

zużycia zapotrzebowania na energię pierwotną oraz

zmniejszenia wielkości emisji,

• Na poziom opłacalności układów CHP mają głównie wpływ

wskaźniki makroekonomiczne oraz odpowiednie regulacje

prawne związane z promowaniem tej technologii,

• Istnieje bardzo duży potencjał budowy nowych układów

CHP, zwłaszcza w obszarze energetyki rozproszonej (np. w

2004 roku około 65% zainstalowanej mocy i 77% produkcji

elektryczności z energetyki rozproszonej (poniżej 10 Mw

el

)

przypadło na układy CHP zasilane paliwami kopalnymi (bez

biomasy), z czego około 65% przypada na układy zasilane

gazem ziemnym, a wielkość produkcji elektryczności w

układach rozproszonych osiągnęła poziom produkcji z

energetyki jądrowej, tzn. około 16%

(COSPP 11-12/2005)

WNIOSKI