PRACE IMiUE i ITC POLITECHNIKI R
LĄSKIEJ 2005
Międzynarodowa III Konferencja Naukowo-Techniczna 2005
ENERGETYKA GAZOWA
Jacek KALINA
Janusz SKOREK
Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika R
ląska
Andrzej LATKO
Instytut Elektrotechniki Teoretycznej i Przemysłowej, Politechnika R
ląska
PROJEKT DEMONSTRACYJNY RÓDŁA CIEPŁA
I ENERGII ELEKTRYCZNEJ DLA KOMPLEKSU
BUDYNKÓW
 WYNIKI PROJEKTOWANIA WSTĘPNEGO
Streszczenie. W pracy przedstawiono projekt demonstracyjny
małego skojarzonego x
ródła ciepła i energii elektrycznej dla kompleksu
budynków. W pierwszej częS
ci omówiono zagadnienia związane z anali-
za potrzeb energetycznych budynków, która była kluczowa dla procesu
projektowania x
ródła. Następnie przedstawiono procedurę doboru
urządzeń i wstępnego projektowania układu wytwórczego. Obiekt zasi-
lany będzie gazem ziemnym. Wytwarzał on będzie energie na potrzeby
grupy różnych budynków. Na przykładzie tego projektu omówiono pro-
blematykę optymalnego doboru mocy i iloS
ci urządzeń x
ródła wraz
przedstawieniem wyników obliczeń. Omówiono główne czynniki wpły-
wające na ostateczną postać rozwiązania technicznego.
DEMONSTRATION PROJECT OF SMALL-SCALE HEAT
AND POWER PLANT FOR GROUP OF BUILDINGS
 RESULTS OF INITIAL DESIGN
Summary. Demonstration project of using the small-scale combined
heat and power modules for group of buildings is presented in this pa-
per. At first the problems of energy demand analysis, which is the key
Prof. dr hab. inż Janusz SKOREK jest Kierownikiem Zakładu Termodynamiki i Energety-
ki Gazowej, Instytutu Techniki Cieplnej, a Dr inż Jacek KALINA jest adiunktem w ITC,
Politechnika R
ląska, 44-101 Gliwice, ul. Konarskiego 22,
e-mail: [e-mail], [e-mail],
Dr inż. Andrzej LATKO, Instytut Elektrotechniki Teoretycznej i Przemysłowej, Politechni-
ka R
ląska w Gliwicach, 44-101 Gliwice, ul. Akademicka 2, e-mail: [e-mail]
290 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
point of a cogeneration plant sizing procedure, are being discussed.
Then the planning procedure and results of an initial design of
a small-scale cogeneration plant are presented. The plant is fuelled
with natural gas, and it supplies energy to a group of three different
buildings. Basing on this case the problems of optimal sizing of a small-
scale CHP plant for a building energy supply system are presented and
discussed. Calculation procedures are shown together with the results
of sample analysis. The factors that influences the final configuration
of the system are indicated.
DER DEMONSTRATIONSENTWURF VON W�RMEQUELLEN UND
QUELLEN DER ELEKTRISCHEN ENERGIE F�R DEN KOMPLEX
DER GEB�UDE - ERGEBNISSE EINER VORPLANUNG
Zusammenfassung. In dieser Arbeit stellte man vor der Demon-
strationsentwurf einer kleinen W�rme-Kraft-Kopplungs-Anlage f�r
den Komplex der Geb�ude. In ersten der Teil besprach man Probleme
gebunden mit der Analyse des Energiebedarfs von Geb�ude. Man stell-
te vor das Prozessverfahren der Auswahl der Einrichtungen und des
Vorplanung des Erzeugungssystems. Die Anlage wird mit Erdgas ein-
gespeist und kann die Energie auf Bedarf der Gruppe verschiedenen
Geb�uden erzeugt werden. Auf dem Beispiel dieses Projekts besprach
man die Problematik der optimalen Auswahl der Leistung und die
Anzahl der Anlagen samt mit der Vorstellung der Ergebnisse dieser
Berechnungen. Man besprach Hauptfaktoren, die der Einfluss auf die
�u�erste Gestalt der technischer L�sung haben.
1. Wprowadzenie
Zakład Termodynamiki i Energetyki Gazowej od jesieni 2003 jest zaanga-
żowany w realizację projektu badawczego zatytułowanego: Współpraca
małego, gazowego x
ródła kogeneracyjnego z lokalnym układem grzewczym
i siecią elektroenergetyczną z uwzględnieniem możliwoS
ci pracy na wydzielone
odbiory elektryczne. Jest to projekt demonstracyjny współfinansowany ze
S
rodków KBN w ramach grantu 4 T10B 022 25.
Głównym celem realizacji projektu badawczego jest opracowanie metodyki,
procedur oraz narzędzi wspomagających projektowanie gazowych układów
kogeneracji rozproszonej, rozwiązanie licznych problemów związanych
z przyłączaniem małych układów skojarzonych do sieci energetycznej oraz
realizacja instalacji demonstracyjnej.
Zakres rzeczowy projektu obejmuje realizację x
ródła zasilania w ciepło
i energię elektryczną grupy obiektów zlokalizowanych w miejscowoS
ci Pa-
niówki na terenie Gminy Gierałtowice. Do grupy tej wchodzą istniejące bu-
dynki kompleksu szkolnego oraz projektowana kryta pływalnia, przedstawio-
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 291
ne na rys. 1 do 3. Przewidywany termin realizacji inwestycji to rok 2005 a ter-
min oddania obiektu do eksploatacji to rok 2006.
W pierwszym etapie prac przeprowadzono audyt energetyczny w ist-
niejących obiektach i oszacowano potrzeby w zakresie dostaw ciepła i energii
elektrycznej, oszacowano przebiegi czasowe zmiennoS
ci mocy cieplnej i elek-
trycznej w czasie, okreS
lono roczne wieloS
ci zużycia poszczególnych noS
ników
energii. Następnym krokiem był wstępny dobór mocy agregatu kogeneracy-
jengo i kotłów, zebranie ofert dostawców urządzeń, przeprowadzenie analizy
ekonomicznej i okreS
lenie poziomu opłacalnoS
ci inwestycji. Po ustaleniu naj-
Rys. 1. Budynek  starej szkoły (przeznaczony na CNT) z przyległymi lokalami mieszkalny-
mi (strony północna i zachodnia)
Rys. 2. Budynek  nowej szkoły mieszczący szkołę podstawową i gimnazjum (elewacja
zachodnia)
292 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
korzystniejszych parametrów rozwiązania technicznego opracowano schema-
ty połączeń hydraulicznych i elektrycznych, ustalono lokalizację urządzeń.
Na podstawie przeprowadzonych prac studialnych w dalszej kolejnoS
ci wyko-
nane zostaną projekty wykonawcze instalacji.
Podstawowymi odbiorami zarówno ciepła jak i energii elektrycznej dla pla-
nowanego x
ródła kogeneracyjnego są budynek i urządzenia krytej pływalni.
Projektowana powierzchnia całkowita obiektu 4300 m2, natomiast kubatura
jest szacowana na około 28 700 m3. Planowany wygląd obiektu przedstawiono
na rys. 3.
Rys. 3. Projekt krytej pływalni w Paniówkach
2. Analiza potrzeb energetycznych obiektów
Dla poprawnego zaprojektowania systemu zasilania wytypowanych obiek-
tów w ciepło i energię elektryczną konieczna jest znajomoS
ć nie tylko przewi-
dywanych mocy maksymalnych ale również zmiennoS
ci w czasie poszczegól-
nych obciążeń. ZnajomoS
ć rozkładu obciążeń w czasie pozwoli na optymalny
dobór urządzeń, który zapewni minimalne koszty dostaw noS
ników energii do
obiektów.
Jak przedstawiono wczeS
niej z planowanego x
ródła ciepła i energii elek-
trycznej zasilanych będzie kilka odbiorów o różnej charakterystyce zużycia
noS
ników energii. Odbiorami tymi są: nowa szkoła, kuchnia, kotłownia, stara
szkoła, kryta pływalnia  ogrzewanie, kryta pływalnia  technologia, oczysz-
czalnia S
cieków.
PodkreS
lić należy, że maksymalne zapotrzebowanie mocy elektrycznej
i cieplnej nie stanowi wprost sumy maksymalnych potrzeb poszczególnych od-
biorów. Wynika to z przesunięć w czasie okresów maksymalnego wykorzysta-
nia poszczególnych obiektów. Każdy z przedstawionych odbiorów posiada od-
rębną charakterystykę poboru noS
ników energii w postaci godzinowych, dobo-
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 293
wych i sezonowych zmian wymaganej mocy. Dopiero po zsumowaniu mocy
występujących na poszczególnych wykresach zmiennoS
ci obciążeń w danej
chwili można okreS
lić sumaryczne obciążenie systemu wytwórczego, jak rów-
nież oszacować rzeczywiste moce maksymalne. Wynika stąd koniecznoS
ć
przeprowadzenia kompleksowej analizy dla wszystkich obiektów oraz dobra-
nia urządzeń na podstawie przewidywanych dobowych wykresów zmiennoS
ci
obciążeń.
Główne problemy w ocenie zmiennoS
ci w czasie zapotrzebowania na ciepło
i energię elektryczną wynikały z faktu, że obiekt krytej pływalni jeszcze nie
istnieje i jest obecnie w fazie projektów, a z kolei w istniejących budynkach
szkół nie jest prowadzony monitoring zużycia energii. Stąd też w celu oceny
zmiennoS
ci w czasie zapotrzebowania mocy cieplnej i elektrycznej posłużono
się następującymi technikami:
 zagęszczone odczyty liczników energii elektrycznej w budynku nowej
szkoły z krokiem czasu 1 godzina,
 zmiennoS
ć zużycia ciepła oraz roczne zużycie ciepła w budynkach szkol-
nych oszacowano na podstawie danych konstrukcyjnych oraz danych
o zmiennoS
ci temperatury zewnętrznej w miejscu lokalizacji obiektu,
 weryfikacji oszacowanego zużycia ciepła w budynkach szkół dokonano na
podstawie analizy iloS
ci spalonego paliwa i analizy sposobu pracy kotłowni
węglowej,
 do oceny dobowej zmiennoS
ci obciążenia cieplnego przyjęto z literatury
bezwymiarowe wykresy modelowe opracowane dla budynków szkół,
 maksymalne zapotrzebowanie ciepła i energii elektrycznej na potrzeby
krytej pływalni przyjęto na podstawie danych projektowych,
 dla oceny rzeczywistej zmiennoS
ci obciążeń przeprowadzono pomiary na
obiektach podobnych (głównie kryta pływalnia w Pawłowicach),
 wykorzystano dane historyczne o zużyciu noS
ników energii na krytej
pływalni w Pawłowicach za okres całego roku 2003 w układzie dobowym.
 opracowano bezwymiarowe modele dobowej zmiennoS
ci obciążeń w po-
szczególnych obiektach,
 opracowano sumaryczne wykresy uporządkowane zapotrzebowania ciepła
i energii elektrycznej.
Pomiary zużycia energii elektrycznej w szkołach wykazały, że zdecydowa-
nie wyższe obciążenie występuje sezonie grzewczym. Na przebiegach dobo-
wych wykresów obciążenia w sezonie grzewczym występują wyrax
ne szczyty
poborów godzinach: 9�13. Im bliżej końca sezonu grzewczego tym bardziej za-
nika regularnoS
ć przebiegów zmiennoS
ci obciążenia. Zmierzone elektryczne
moce szczytowe w sezonie grzewczym mieS
ciły się w przedziale 70�100 kW.
Najwyższy udział w obciążeniu elektrycznym ma kotłownia, co w dużym stop-
niu spowodowane jest z pracą elektrycznego kotła ciepłej wody użytkowej.
Poza sezonem grzewczym obciążenie elektryczne poniżej 10 kW, po odjęciu
294 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
udziału kotłowni (udział kotłowni w całkowitym obciążeniu wynosi powyżej
0,8).
Na rysunkach 4, 5 i 6 modele przedstawiono przykładowe bezwymiarowe
modele dobowej zmiennoS
ci obciążenia elektrycznego głównych odbiorów
w sezonie grzewczym.
Rys. 4. Rozkład obciążenia na liczniku  szkoła  model bezwymiarowy
Rys. 5. Rozkład obciążenia na liczniku  kuchnia  model bezwymiarowy
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 295
Rys. 6. Rozkład obciążenia na liczniku  kotłownia  model bezwymiarowy
Dla oceny dobowej zmiennoS
ci zapotrzebowania na ciepło w szkołach wyko-
rzystano bezwymiarowy model zmiennoS
ci obciążeń przedstawiony w litera-
turze. Model ten przedstawiono na rys. 7, 8i 9. Dlaoszacowania przy pomocy
modelu rzeczywistej zmiennoS
ci obciążenia w układzie wymiarowym koniecz-
na jest znajomoS
ć jedynie całkowitego rocznego zużycia ciepła.
Rys. 7. ZmiennoS
ć zapotrzebowania ciepła w układzie miesięcznym
296 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
Rys. 8. ZmiennoS
ć zapotrzebowania ciepła w układzie tygodniowym
Rys. 9. ZmiennoS
ć zapotrzebowania ciepła w układzie godzinowym
Do oszacowania zapotrzebowania ciepła i energii elektrycznej przez projek-
towany obiekt krytej pływalni, wykorzystano dane pomiarowe pochodzące
z działającej krytej pływalni w Pawłowicach. Obiekt w Pawłowicach został za-
projektowany przez to samo biuro architektoniczne. Od pływalni w Paniów-
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 297
kach różni się on nieco kubaturą a także iloS
cią dodatkowych atrakcji wod-
nych. Ogólnie jednak są to obiekty podobne zarówno pod względem funkcjo-
nalnym jaki lokalizacyjnym. Charakterystyka obiektu w Pawłowicach przed-
stawia się następująco:
Kubatura 18300 m3
Powierzchnia całkowita 3584,5 m2
Zainstalowane moce wymienników 1190 kW
 w tym c.w.u. 175 kW
 w tym technologia 392 kW
 w tym went i klima 623 kW
Zamówiona moc cieplna 550 kW
Zamówiona moc elektryczna 125 kW
Maksymalna iloS
ć osób korzystających z basenu 110 osób/godzinę
Godziny otwarcia krytej pływalni od 7:00 do 22:00
Taryfa opłat za energię elektryczną C21
Obiekt w Pawłowicach zasilany jest w ciepło z lokalnej ciepłowni. Woda do-
prowadzana jest do głównego kolektora, skąd kierowana jest do poszczegól-
nych odbiorów. Parametry sieci cieplnej to 130/70oC. Zużycie ciepła mierzone
jest przez rozliczeniowy układ pomiarowy. Roczne zużycie ciepła zmierzone
w roku 2003 wyniosło:
 Całkowite zużycie ciepła: 3843,4 GJ/rok
 Całkowite zużycie energii elektrycznej: 507645 kWh/rok
 R
rednia roczna moc elektryczna: 58 kW (z pomiarów)
 R
rednia roczna moc cieplna: 120 kW (z pomiarów)
Ze względu na podobieństwo konstrukcyjnie do planowanego obiektu w Pa-
niówkach uznano, że basen w Pawłowicach stanowić on będzie obiekt odnie-
sienia dla oceny zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną i jego zmien-
noS
ci w czasie.
Pomiary w Pawłowicach wykonano korzystając z istniejących układów roz-
liczeniowych. Przykładowy dobowy przebieg obciążenia elektrycznego basenu
przedstawiono na rysunku 10.
Po analizie statystycznej przeprowadzonych pomiarów wykreS
lono rozkład
częstoS
ci występowania mocy z danego przedziału (rys. 11).
W ocenie zapotrzebowania na ciepło wykorzystano odczyty liczników ciepła
za rok 2003 w układzie dobowym. Odczyty dokonywane są codziennie przez
obsługę obiektu. Ponadto przeprowadzono pomiary specjalne polegające na
298 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
Rys. 10. Dobowy przebieg mocy pozornej uS
redniony na podstawie pomiarów
Rys. 11. Rozkład częstoS
ci występowania mocy z danego przedziału na podstawie pomiarów
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 299
odczytach mocy oraz iloS
ci ciepła z układu pomiarowego z krokiem czasu 15
minut. Ze względu na fakt, że układ nie posiada systemu rejestracji danych,
pomiary prowadzono manualnie w wybranych dniach roku (po jednym dniu
na typowy okres roku: zima/okres przejS
ciowy/lato).
Przykładowe wyniki pomiarów dobowej zmiennoS
ci obciążenia cieplnego
przedstawiono na rysunkach 12 i 13. Pomiary pokazały, że przebieg wykre-
sów dobowej zmiennoS
ci zapotrzebowania ciepła jest silnie zależny od pory
roku i pracy układu technologicznego. Zasilanie obiektu z sieci zewnętrznej
czynnikiem o stosunkowo wysokich parametrach pozwoliło na dobór dużych
mocy wymienników, przez co praca układu ma wyrax
nie charakter okresowy.
Wynika to z faktu, że basen jest obiektem o stosunkowo dużej bezwładnoS
ci
cieplnej stąd też dla utrzymania stałej temperatury wody nie jest konieczne
ciągłe jej podgrzewanie. Przy dużej mocy wymienników możliwe jest stosun-
kowo szybkie dogrzanie wody w chwilach, gdy jest to wymagane. Szczególnie
w okresie poza sezonem grzewczym da się zaobserwować przedziały czasu,
w których ciepło nie jest zużywane wcale.
Istotną cechą charakterystyczną poboru ciepła do technologii basenu jest
to, że znaczny udział zużycia ciepła przypada na okres nocny, gdy obiekt nie
jest użytkowany. Wynika z faktu, że w nocy prowadzone są wszystkie najwa-
żniejsze procesy technologiczne:
Rys. 12. Przykładowy wykres dobowej zmiennoS
ci poboru mocy cieplnej do c.o., c.w.u. i wen-
tylacji
300 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
Rys. 13. Dobowa zmiennoS
ć poboru mocy cieplnej do technologii basenu
 przegrzewy sanitarne,
 wymiana wody basenowej,
 uzupełnienie wodą S
wieżą,
 czyszczenie filtrów.
Taki charakter rozbioru ciepła pozwoli na obniżenie mocy maksymalnej
planowanego układu wytwórczego, gdyż czasy występowania mocy szczyto-
wych w szkole i w obiekcie basenu nie pokrywają się.
W celu okreS
lenia całkowitego obciążenia planowego układu wytwórczego
ciepła i energii elektrycznej opracowano przewidywane wykresy dobowe
zmiennoS
ci obciążeń dla okresu całego roku. Do sporządzenia tych wykresów
wykorzystano dane pomiarowe oraz opracowane modele bezwymiarowe
zmiennoS
ci obciążeń.
W ostatnim etapie, dla ustalenia mocy maksymalnych, minimalnych oraz
obszaru poszukiwań możliwej mocy urządzeń, sporządzono wykresy
uporządkowane obciążenia cieplnego i elektrycznego. Przedstawiono je na ry-
sunkach 14 oraz 15.
Z wykresów uporządkowanych zapotrzebowania noS
ników energii odczyta-
no następujące informacje:
 Roczne zużycie całkowite energii elektrycznej: 763138 kWh
 Roczne zużycie całkowite ciepła: 7327 GJ
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 301
Rys. 14. Przewidywany wykres uporządkowany zapotrzebowania mocy elektrycznej
Rys. 15. Przewidywany wykres uporządkowany zapotrzebowania mocy cieplnej
302 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
 Maksymalna wymagana moc elektryczna: 178 kW
 R
rednia moc elektryczna: 87 kW
 Maksymalna wymagana moc cieplna: 1217 kW
 R
rednia moc cieplna: 232 kW
Wstępną analizę optymalizacyjną oraz dobór urządzeń do planowanego
x
ródła ciepła i energii elektrycznej przeprowadzono wykorzystując dobowe
wykresy zmiennoS
ci obciążenia cieplnego i elektrycznego.
Uproszczony schemat planowanego układu energetycznego przedstawiono
na rys. 16. Założono, że podstawowymi elementami składowymi będą kotły
gazowe, moduł kogeneracyjny z silnikiem gazowym, chłodnica wentylatoro-
wa. W analizie wstępnej nie dobierano zasobnika ciepła, chociaż jego instala-
cję przewiduje się w układzie (głównie ze względu na okresowoS
ć poboru
ciepła).
Rys. 16. Elektrociepłownia (CHP  moduł kogeneracyjny, B  kocioł gazowy; VC  chłodni-
ca wentylatorowa, HA  zasobnik ciepła, G  generator)
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 303
Przyjęto parametry obliczeniowe gorącej wody wytwarzanej w układzie
równe 90/70oC. Parametry te są typowe zarówno dla kotłowni gazowych jak
i układów kogeneracyjnych z silnikami tłokowymi. Energia elektryczna wy-
twarzana w układzie przez rozdzielnię główną będzie kierowana bądx
do od-
biorców bądx
też do sieci elektroenergetycznej zakładu energetycznego.
W przypadku niedoborów energii elektrycznej z agregatu, będzie ona pobiera-
na z sieci elektroenergetycznej.
Wstępny dobór urządzeń przeprowadzono przyjmując jako kryterium dobo-
ru maksymalny efekt ekonomiczny projektu po 15 latach eksploatacji. Miarą
tego efektu jest wartoS
ć bieżąca netto (NPV). Ostatecznie funkcję celu w pro-
cedurze optymalizacji można ująć równaniem:
N
CFt
NPV = (1)
"(1 + r)t  J0 max
i=1
gdzie:
CF  przepływy finansowe w kolejnym roku t,
t
N  założony czas eksploatacji układu (ekonomiczny czas życia),
J  początkowe nakłady inwestycyjne,
0
r  stopa dyskonta.
Funkcja celu jest ograniczona licznymi parametrami technicznymi oraz
ekonomicznymi. Schemat prowadzenia obliczeń przedstawiono na rys. 17.
Rys. 17. Schemat blokowy procedury optymalizacyjnej
304 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
W każdej chwili pracy układu spełniony jest bilans energii, który wyraża
następująca zależnoS
ć:

PWd + �NG =ND  (�  1)NS +QD +Qstr (2)
gdzie:

PWd  strumień energii chemicznej paliwa,
N  moc elektryczna pobierana z sieci,
G
N  moc elektryczna wymagana w odbiorach,
D
N  moc elektryczna sprzedawana do sieci,
S
�  zmienna binarna (0,1)
Q  ciepło wymagane w odbiorach,
D
Q  strata ciepła do otoczenia,
str
Poszczególne pozycje bilansu (2) zostały obliczone według następujących
zależnoS
ci:
n
nCHP p
ND = (3)
"N + �NG +(�  1)NS  "N
CHPi Pj
i=1 k=1
nCHP n
K

QD = QCHPi +  Qstr + QA + "Q (4)
""Q
Kj
i=1 j=1

nCHP n nCHP
K K
NCHPi n QKj

PWd = + (5)
"(PW )CHPi + "(PW )Kj = ""
d d
�E_ CHPi j=1 �Ekj
i=1 j=1 i=1
gdzie:
N  moc elektryczna i-tego modułu CHP,
CHPi
N  moc elektryczna j-tego odbioru potrzeb własnych układu,
Pj
Q  moc cieplna i-tego modułu CHP,
CHPi
Q  moc cieplna j-tego kotła,
Kj
Q  ciepło z zasobnika (wartoS
ć ujemna oznacza ładowanie zasobnika),
A
"Q  niedobór ciepła,
�  sprawnoS
ć energetyczna
E
Dla modułu skojarzonego moc cieplna i elektryczna związane są wskax
ni-
kiem skojarzenia � który stanowi, poza sprawnoS
cią, jeden z parametrów cha-
rakteryzujących urządzenie:
NCHPi
� = (6)
i

QCHPi
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 305
Minimalna wartoS
ć wskax
nika skojarzenia jest ograniczona maksymalną
wydajnoS
cią cieplną silnika gazowego.
Poszczególne parametry charakteryzujące moduł kogeneracyjny ( , )
E_CHP
są, jak założono na podstawie analizy danych statystycznych [3], funkcją jego
mocy elektrycznej znamionowej. W obliczeniach wstępnego doboru urządzeń
wykorzystano dane statystyczne o parametrach technicznych urządzeń w
funkcji mocy znamionowej. Dla oceny efektywnoS
ci energetycznej urządzeń
przy pracy pod częS
ciowym obciążeniem wykorzystano uogólnione charakte-
rystyki modułów kogeneracyjnych z silnikami tłokowymi i kotłów gazowych.
Przyjęto, że praca urządzeń odbywa się wyłącznie w zakresie obciążeń do-
puszczalnych, tj. między dopuszczalnym minimum technicznym a obciąże-
niem znamionowym:
(NCHPi )min d" NCHPi d" (NCHPi )nom (7)

QKj )min d" QKj d" (QKj )nom (8)
Nie zakładano możliwoS
ci przeciążeń.
W przypadku, gdy lokalny układ wytwórczy musi zaspokoić równolegle wy-
stępujące obciążenie cieplne i elektryczne, może wystąpić 9 sytuacji stosun-
ków mocy wytwarzanych i mocy wymaganych w układzie. Sposób, w jaki
układ przeniesie chwilowe obciążenie cieplne i elektryczne może znacząco
wpłynąć na efektywnoS
ć ekonomiczną projektu. Stąd też jednym z parame-
trów, definiowanych jako niezależny na etapie planowania układu, jest tryb
jego pracy. Ogólnie możliwych jest kilka trybów pracy, których jako typowe
można wyróżnić:
1) electricity tracking (ET)  praca po krzywej obciążenia elektrycznego, moc
cieplna jest tu wynikowa, niedobory ciepła wytwarzane są w kotłach, nad-
wyżki ciepła rozpraszane są w otoczeniu, nie ma nadwyżek energii elek-
trycznej, niedobory energii elektrycznej pobierane są z sieci,
2) heat tracking (HT)  praca po krzywej zapotrzebowania na ciepło, moc
elektryczna jest tu wynikowa, niedobory ciepła wytwarzane są w kotłach,
nie ma nadwyżek ciepła, niedobory energii elektrycznej pobierane są z sie-
ci, nadwyżki energii elektrycznej kierowane są do sieci,
3) full load (FL)  moduł kogeneracyjny pracuje pod obciążeniem znamiono-
wym bez względu na chwilowe zapotrzebowanie ciepła i energii elektrycz-
nej w obiekcie, nadwyżki energii elektrycznej kierowane są do sieci, nad-
wyżki ciepła rozpraszane są w otoczeniu.
Każdy z przedstawionych trybów pracy może zostać zrealizowany przy za-
stosowaniu standardowych układów automatyki stosowanych w modułach
kogeneracyjnych.
306 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
Wstępna optymalizacja doboru urządzeń została przeprowadzona z zasto-
sowaniem metody przeszukiwania zbioru dopuszczalnych rozwiązań, zgodnie
ze schematem przedstawionym na rys. 17. Analizę symulacyjną pracy obiek-
tu przy zmiennym obciążeniu cieplnym i elektrycznym wykonano metodą  go-
dzina po godzinie dla okresu całego roku. Obliczenia wykonano przy pomocy
arkusza kalkulacyjnego Excell, gdzie poszczególne kolumny reprezentowały
pozycje równań bilansu energii, wiersze z kolei reprezentowały czas (kolejne
godziny roku). Po wykonaniu obliczeń analizy energetycznej obliczano roczne
przepływy finansowe związane z danym wariantem konfiguracji oraz wskax
-
niki opłacalnoS
ci projektu w stosunku do układu gospodarki rozdzielonej.
3. Wstępny dobór urządzeń
Jako przypadek odniesienia przyjęto instalację kotłów gazowych oraz za-
kup całoS
ci energii elektrycznej z sieci. Ze względu na znaczną dynamikę
zmian obciążenia cieplnego krytej pływalni, sterowane ręcznie istniejące
kotły węglowe nie są odpowiednimi urządzeniami do zasilania obiektu w cie-
pło. W okresie zimowym wymagana będzie praca wszystkich zainstalowa-
nych jednostek pod pełnym obciążeniem co znacznie zwiększy wymagania
obsługi układu. Ponadto zawansowany wiek kotłów i urządzeń pomocniczych
(głównie wentylatorów) stwarza niebezpieczeństwo zwiększonej usterkowoS
ci
układu. Stąd też w wariancie bazowym projektu przyjęto, zgodnie z ustalenia-
mi dokonanymi na spotkaniach roboczych w Urzędzie Gminy Gierałtowice, że
w kotły węglowe zostaną wymienione na gazowe.
Dobieranie układów grzewczych dla szczytowego zapotrzebowania ciepła
powoduje, że układy te są znacznie przewymiarowane. W przypadku gdy do-
datkowo nie jest zapewniona modułowa konfiguracja układu, x
ródła ciepła
pracują w większoS
ci pod niepełnym obciążeniem a co za tym idzie z obniżoną
sprawnoS
cią. W przypadku modułowej budowy systemu (kilka x
ródeł) częS
ć
z nich pracuje jedynie w krótkim okresie w roku. Zawyżone zostają również
nakłady inwestycyjne. Ogólnie można stwierdzić, że powszechnie stosowany
sposób projektowania x
ródeł ciepła dla obiektów nie prowadzi do optymal-
nych efektów energetycznych i ekonomicznych.
W pracy zaproponowano instalację kotłów gazowych o mocy mniejszej niż
wynika to z sumy mocy szczytowych w poszczególnych obiektach, co wynika z
rozważań przedstawionych w punkcie 2. Jako dane o zmiennoS
ci potrzeb
cieplnych wykorzystano wykres uporządkowany (rys. 15) przy czym nie do-
bierano kotłów na moc maksymalną. Dopuszczono wystąpienie krótko-
trwałego niedogrzania obiektu. Zaproponowano 3 kotły gazowe o mocy całko-
witej 900 kW (moc mniejsza od wymaganej mocy szczytowej, ze względu na
krótki czas występowania obciążeń szczytowych). Zainstalowane zostaną jed-
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 307
nostki o mocach odpowiednio 350, 350 oraz 200 kW. Założono, że kotły gazowe
zainstalowane zostaną w istniejącej kotłowni w miejsce zdemontowanych jed-
nostek węglowych.
Cenę zakupu gazu ziemnego oceniono na podstawie taryfy gazowej Górno-
S
ląskie Spółki Gazownictwa Sp. z o.o. Zgodnie z tą taryfą obiekt zakwalifiko-
wano do grupy taryfowej W6. W przypadku instalacji jedynie kotłowni gazo-
wej jednostkową cenę paliwa gazowego oszacowano na 0,796 PLN/Nm3 (0,971
z VAT).
Ceny zakupu energii elektrycznej oszacowano wg taryfy GórnoS
ląskiego
Zakładu Elektroenergetycznego (GZE) odpowiednio:
 kryta pływalnia (taryfa C21): 328,67 PLN/MWh,
 szkoły (taryfa C11): 336,17 PLN/MWh.
Wyniki analizy technicznej i ekonomicznej dla wariantu doniesienia przed-
stawiono w tablicy 1.
Tablica 1
Wyniki analizy technicznej i ekonomiczne dla wariantu odniesienia
Lp. WielkoS
ć Jednostka WartoS
ć
1 IloS
ć ciepła wytworzonego w kotłowni GJ/a 7272
2 Niedobór ciepła GJ/a 54
3 IloS
ć energii elektrycznej z sieci kWh/a 763 167
4 IloS
ć spalonego gazu ziemnego m3 /a 230 871
n
5 R
rednia roczna sprawnoS
ć kotłowni gazowej % 90.7
6 Całkowity koszt energii elektrycznej PLN/a 251 985
7 Całkowity koszt zakupu gazu ziemnego PLN/a 183 750
8 Szacowany nakład inwestycyjny PLN 466 540
9 NPV po 15 latach eksploatacji PLN  3 463 600
PodkreS
lić należy, że w przypadku rezygnacji z modernizacji istniejącej
kotłowni węglowej należy zapewnić dostawy ciepła dla obiektu krytej pływal-
ni. W przypadku koniecznoS
ci instalacji dodatkowych kotłów gazowych nale-
ży mieć na uwadze, że dla Spółki Gazowniczej opłacalnoS
ć wykonania przy-
łącza (ok. 1,5 km rurociągu) uzależniona jest od mocy zamówionej oraz rocz-
nej iloS
ci zużywanego gazu. Można stwierdzić, że przy instalacji jedynie rezer-
wowego x
ródła ciepła inwestycja byłaby nieopłacalna.
Warianty konfiguracji układu przeanalizowane w przypadku instalacji
agregatu z silnikiem gazowym przedstawiono w tablicy 2.
308 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
Tablica 2
Wytypowane warianty konfiguracji układu z gazowym silnikiem tłokowym
Numer wariantu
WielkoS
ć
kW
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
N 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140
CHP

QCHP 44 62 79 96 112 128 143 158 173 188 203 218 232

QK1 350 350 350 350 350 350 350 350 330 300 300 300 300

QK2 350 350 300 300 300 285 275 260 260 260 250 250 240

QK3 160 140 170 155 140 140 140 140 140 150 150 140 140
Założono, że zainstalowany zostanie pojedynczy moduł skojarzony z silni-
kiem gazowym. Na decyzję taką miały wpływ dwa podstawowe czynniki:
 moc cieplna wymagana w obiekcie jest znacznie wyższa od mocy elektrycz-
nej, stąd, przy stosunkowo niskiej cenie sprzedaży energii elektrycznej do
sieci, agregat zostanie dobrany na moc elektryczną,
 stosunkowo stabilny przebieg zmiennoS
ci zapotrzebowania na moc elek-
tryczną zapewniający długi czas pracy agregatu w zakresie obciążeń do-
puszczalnych.
Minimalne dopuszczalne obciążenie agregatu do pracy ciągłej przyjęto na
poziomie 40% moc znamionowej. Wyniki analizy technicznej przedstawiono
na rys. 18 do 21. W trybie pracy ET nie występuje sprzedaż energii elektrycz-
Rys. 18. Produkcja i sprzedaż energii elektrycznej w poszczególnych wariantach konfigu-
racji układu
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 309
Rys. 19. Strata ciepła do otoczenia w poszczególnych wariantach konfiguracji układu
Rys. 20. SprawnoS
ć energetyczna modułu CHP w poszczególnych wariantach konfiguracji
układu
310 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
Rys. 21. SprawnoS
ć całkowita układu (moduł CHP i kotły) w poszczególnych wariantach
konfiguracji
nej do sieci, co powoduje, że przy wyższych mocach elektrycznych roczna pro-
dukcja energii elektrycznej jest mniejsza niż w trybie pracy FL. Z drugiej
strony w trybie ET występuje mniejsza strata ciepła do otoczenia niż w trybie
FL.
W trybach pracy HT i FL wystąpi sprzedaż nadwyżek energii elektrycznej
do sieci zewnętrznej. Cenę sprzedaży nadwyżek energii elektrycznej do sieci
przyjęto zgodnie z deklaracjami GZE jako równą 140 PLN/MWh. Na rys. 22
przedstawiono wyniki analizy opłacalnoS
ci projektu w poszczególnych wa-
riantach konfiguracji układu przy różnych trybach pracy modułu kogenera-
cyjnego.
Analizę ekonomiczną przeprowadzono przy następujących założeniach:
1) Wszystkie ceny uwzględnione w obliczeniach nie zawierają podatku VAT.
2) Obliczenia wykonano w złotych polskich (PLN).
3) Jako rok rozpoczęcia realizacji inwestycji przyjęto rok 2005.
4) Wskax
nik zużycia własnej energii elektrycznej w układach z silnikiem ga-
zowym wynosi 2% produkcji brutto.
5) Obecnie w kotłowni węglowej zatrudnionych jest trzech palaczy. Nie
zakładano zmiany stanu zatrudnienia oraz związanych z nim kosztów oso-
bowych.
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 311
Rys. 22. Wyniki wstępnej analizy opłacalnoS
ci projektu w różnych wariantach mocy
modułu z silnikiem gazowym
6) Wszystkie pozycje w arkuszach obliczeniowych są przypisywane do dnia
31 grudnia poszczególnych lat obliczeniowych.
7) Wskax
nik zużycia własnej energii elektrycznej w układach z turbiną ga-
zową i silnikiem gazowym wynosi 2% produkcji brutto.
8) Przyjęto liniową metodę amortyzacji.
9) Przyjęto udział własny inwestora w finansowaniu przedsięwzięcia na po-
ziomie 20% wymaganych nakładów inwestycyjnych. Pozostała wymaga-
na częS
ć nakładów inwestycyjnych pokryta zostanie z kredytu komercyj-
nego o stopie procentowej 10% w skali roku.
10) Nie zakładano dotacji w finansowaniu projektu.
11) Czas spłaty kredytu przyjęto 5 lat.
12) Nie zakładano okresu karencji w spłacie kredytu.
13) Czas budowy obiektu przyjęto 1 rok.
14) Wskax
nik inflacji przyjęto na poziomie 2%/rok.
15) Obliczeniową stopę dyskonta dla przyjętego wariantu finansowania wy-
znaczono jako równą 7,25%.
16) W obliczeniach uwzględniono wskax
niki realnego wzrostu cen energii
elektrycznej.
17) Nie uwzględniono wskax
ników realnego wzrostu cen paliwa.
18) WartoS
ć 1 EURO w chwili wykonywania wynosiła analiz 4,64 PLN.
312 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
19) WartoS
ć 1 USD w chwili wykonywania wynosiła analiz 3,85 PLN.
20) Nie uwzględniono dodatkowych przychodów wynikających z możliwoS
ci
odsprzedaży istniejących kotłów węglowych.
21) W przypadku nowych urządzeń, przyjęto, że koszty częS
ci zamiennych,
materiałów i surowców nieenergetycznych zostaną ujęte w postaci rocz-
nych odpisów na remonty kapitalne, bieżące i planowe. WartoS
ć rocznych
odpisów przyjęto równą 3% początkowych nakładów inwestycyjnych.
Obliczenia pokazały, że projekt zakładający instalację gazowego modułu
kogeneracyjnego z silnikiem tłokowym może być opłacalny w stosunku do go-
spodarki rozdzielonej. Zakres mocy elektrycznej agregatu, w którym spodzie-
wane jest uzyskanie najkorzystniejszych wskax
ników opłacalnoS
ci projektu
wynosi 110 120 kW.
Układy mniejszych mocy są mniej opłacalne ze względy na niższą spraw-
noS
ć i wyższy wymagany nakład jednostkowy. Układy większych mocy są
mniej opłacalne ze względu na straty ciepła do otoczenia, skrócenie czasu pra-
cy agregatu (ograniczenie minimalnym dopuszczalnym obciążeniem) oraz
stosunkowo niską cenę sprzedaży nadwyżek energii elektrycznej do sieci.
Najkorzystniejszym trybem pracy układu kogeneracyjnego jest tryb pracy
zgodny z zapotrzebowaniem na energię elektryczną (ET).
Wariant optymalny charakteryzuje się roczną stratą ciepła do otoczenia na
poziomie 700 GJ/rok co odpowiada około 10% całkowitego zapotrzebowania
ciepła w obiekcie. Stąd też należy rozważyć instalację zasobnika ciepła. Może
to wpłynąć na poprawę efektywnoS
ci ekonomicznej projektu.
Tryb pracy zgodny z zapotrzebowaniem na energię elektryczną przynosi
korzystniejszy efekt ekonomiczny niż tryb pracy pełną mocą. Wynika to ze
stosunkowo niskiej ceny sprzedaży nadwyżek energii elektrycznej do sieci,
przy której nie jest opłacalna praca agregatu wyłącznie w celu produkcji mocy
elektrycznej, bez odbioru ciepła.
W dalszej częS
ci pracy przeprowadzono dokładną analizę ekonomiczną dla
konkretnych urządzeń zaproponowanych do instalacji w układzie. Po prze-
prowadzeniu analizy wstępnej rozpisano zapisania ofertowe do potencjalnych
dostawców urządzeń oraz wykonawców robót. W zakresie możliwoS
ci dostaw
agregatu kogeneracyjnego uzyskano oferty 6 firm: TEDOM, ELTECO, CES,
GESCO, KWE oraz Viessmann i Buderus. Na rysunku 23 przedstawiono ze-
stawienie jednostkowych nakładów inwestycyjnych na układy z silnikiem
tłokowym według otrzymanych ofert. PodkreS
lić należy, że poszczególne ofer-
ty różniły się od siebie zakresem dostawy. Niemniej jednak ceny ofertowe
uznano za wyższe od podawanych w informacjach literaturowych dla tego za-
kresu mocy.
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 313
Rys. 23. Rzeczywiste nakłady jednostkowe na agregat kogeneracyjny (wg ofert)
4. Analiza techniczno-ekonomiczna wybranych
wariantów rozwiązania technicznego
W kolejnym etapie prac przeprowadzono bardziej szczegółową analizę eko-
nomiczną wybranych wariantów rozwiązania technicznego układu zasilania
obiektów w ciepło i energię elektryczną. Podobnie jak w obliczeniach wstęp-
nych, porównano wielkoS
ci przepływów finansowych dla układu rozdzielone-
go (tj. kotłowni gazowej i zakupu energii elektrycznej z sieci) z układem,
w którego skład wchodzi moduł kogeneracyjny.
Po analizie możliwoS
ci lokalizacyjnych i możliwych rozwiązań w zakresie
konfiguracji układu, podjęto decyzję że kotłownia gazowa i układ skojarzony
zainstalowane zostaną w budynku B  nowej szkoły (w pomieszczeniach po
zlikwidowanej kotłowni węglowej). Integracja poszczególnych podukładów
hydraulicznych (basenu i kompleksu edukacyjnego) zostanie przez sieć
cieplną dwuprzewodową z rur preizolowanych o długoS
ci ok. 250 m. Uprosz-
czony schemat układu przedstawiono na rys. 24.
Zaproponowane rozwiązanie pozwoli zdecydowanie obniżyć nakłady inwe-
stycyjne oraz ułatwi sterowanie pracą układu. Problem jest tu jednak możli-
woS
ć wykorzystania niskotemperaturowego x
ródła ciepła jakim może być do-
datkowy wymiennik spaliny-woda za silnikiem gazowym. Ciepło z tego x
ródła
314 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
Rys. 24. Uproszczony schemat połączeń hydraulicznych układu
mogłoby być częS
ciowo wykorzystane do wytwarzania c.w.u. na potrzeby
szkół.
W zakresie instalacji układów kogeneracyjnych do analizy przyjęto
urządzenia oferowane przez firmy ELTECO, CES i KWE. Oferty te uznano za
najbardziej kompletne, zawierające wiarygodne dane mogące zostać wykorzy-
stane w obliczeniach.
4.1. Ustalenie cen gazu ziemnego i energii elektrycznej
Cena gazu ziemnego silnie uzależniona będzie od grupy taryfowej do jakiej
zakwalifikowany zostanie odbiorca. Zarówno w przypadku instalacji kotłów
gazowych o mocy 900 kW jak i w przypadku instalacji i układu skojarzonego
odbiorca zakwalifikowany zostanie do grupy taryfowej W-6. W przypadku in-
stalacji kotłowni maksymalny strumień gazu wyniesie około 101 m3/h (przy
założonej S
redniej sprawnoS
ci kotłów 92%).
Ostateczna cena gazu uzależniona będzie od rocznego zużycia gazu ziemne-
go. W przypadku kotłowni gazowej całkowity roczny koszt gazu ziemnego
oszacowano na 185371 zł/rok netto, co daje cenę jednostkową netto 0,803
zł/m3 (brutto 0,979 zł/m3). Prowadzi to do ceny jednostki energii chemicznej
równej 23,14 zł/GJ (28,23 zł/GJ brutto).
W przypadku instalacji agregatów kogeneracyjnych jednostkowy koszt
gazu w zależnoS
ci od typu agregatu wyniesie od 0,773 zł/m3 (brutto 0,943
zł/m3) do 0,775 zł/m3 (brutto 0,946 zł/m3). Obniżenie ceny jednostkowej gazu
wynika głównie ze zwiększenia iloS
ci zużywanego gazu przy niezmiennych
kosztach stałych (ta sama taryfa).
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 315
Przyjęto założenie, że obiekt stanowić będzie własnoS
ć jednostki budżeto-
wej nie prowadzącej działalnoS
ci komercyjnej. Nie odprowadzany jest zatem
podatek dochodowy. Założenie jest słuszne również przez fakt, że wpływy z bi-
letów nie pokryją kosztów eksploatacji bieżącej i odpisów amortyzacyjnych.
Celem realizacji projektu jest więc zapewnienie jak najniższych kosztów zasi-
lania obiektu w noS
niki energii.
Na etapie obliczeń wstępnych nie zakładano dotacji z zewnętrznych fundu-
szy specjalnych. Ponadto obiekt potraktowano jako odbiorcę końcowego, nie
mogącego odliczać podatku VAT. Analizę przeprowadzono więc w cenach
brutto tj. zawierających podatek VAT.
Po wstępnych analizach przyjęto tryb pracy agregatu zgodny z zapotrzebo-
waniem na energię elektryczną (ET). PodkreS
lić w tym miejscu należy jed-
nak, że różnice w NPV pomiędzy trybem ET a trybem pracy pełną mocą były
nieznaczne.
Założono w lecie 14 dniowy przestój serwisowy agregatu kogeneracyjnego.
Minimalne dopuszczalne obciążenie techniczne przyjęto na poziomie 50%
obciążenia znamionowego.
4.2. Wariant 1: układ z modułem CHP Petra 120C
Zaproponowany silnik MAN E0836 LE 202 jest produktem nowej generacji
spalającym mieszankę ubogą ( = 1,6). Zastosowana technologia spalania jest
bardzo korzystna ze względu na sprawnoS
ć energetyczną a także wskax
niki
emisji i okresy międzyremontowe. Z zaproponowanych urządzeń powyższy
silnik charakteryzuje się najwyższą sprawnoS
cią oraz wskax
nikiem skojarze-
nia. Powoduje to, że zminimalizowana może być strata ciepła do otoczenia w
czasie braku zapotrzebowania na ciepło w okresie letnim przy jednoczesnym
zapewnieniu produkcji energii elektrycznej.
Szacowane wartoS
ci pozycji rocznego bilansu energii:
Całkowite roczne zużycie ciepła: 7298 GJ
IloS
ć ciepła wytworzona w kotłach: 4228 GJ
IloS
ć ciepła wytworzona w skojarzeniu: 3486 GJ
IloS
ć ciepła z agregatu CHP rozproszona w otoczeniu (w wyniku braku
zapotrzebowania): 416 GJ
Całkowity niedobór ciepła: 28 GJ
Stosunek niedoboru ciepła do całkowitego zapotrzebowania: 0,4%
3
Całkowita iloS
ć spalonego gazu ziemnego: 331193 m
n
Całkowita iloS
ć wytworzonej energii elektrycznej: 674064 kWh
Zużycie własne energii elektrycznej przez moduł CHP: 13481 kWh
Całkowity zakup energii elektrycznej z sieci: 95844 kWh
Całkowita sprzedaż energii elektrycznej do sieci: 0 kWh
316 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
4.3. Wariant 2: układ z modułem CHP ME 3066D1
Zaproponowany silnik jest jest klasycznym urządzeniem spalającym mie-
szankę stechiometryczną ( = 1,0). Powoduje to, że sprawnoS
ć wytwarzania
energii elektrycznej oraz wskax
nik skojarzenia są niższe niż w wariancie 1.
Wpłynie to na zmniejszenie korzyS
ci ekonomicznych oraz zwiększenie straty
ciepła do otoczenia. Silniki te mają również nieco bardzie strome charaktery-
styki od silników spalających mieszankę ubogą. Dodatkowo pogarsza to efek-
tywnoS
ć pracy pod niepełnym obciążeniem.
Szacowane wartoS
ci pozycji rocznego bilansu energii:
Całkowite roczne zużycie ciepła: 7295GJ
IloS
ć ciepła wytworzona w kotłach: 3843 GJ
IloS
ć ciepła wytworzona w skojarzeniu: 4054 GJ
IloS
ć ciepła z agregatu CHP rozproszona w otoczeniu (w wyniku braku za-
potrzebowania): 603 GJ
Całkowity niedobór ciepła: 32 GJ
Stosunek niedoboru ciepła do całkowitego zapotrzebowania: 0,4%
3
Całkowita iloS
ć spalonego gazu ziemnego: 326667 m
n
Całkowita iloS
ć wytworzonej energii elektrycznej: 666198 kWh
Zużycie własne energii elektrycznej przez moduł CHP: 13028 kWh
Całkowity zakup energii elektrycznej z sieci: 103630 kWh
Całkowita sprzedaż energii elektrycznej do sieci: 0 kWh
4.4. Wariant 3: układ z modułem CHP OD 90NG V01
Zaproponowany silnik jest klasycznym urządzeniem spalającym mieszan-
kę stechiometryczną ( = 1,0). Powoduje to, że sprawnoS
ć wytwarzania ener-
gii elektrycznej oraz wskax
nik skojarzenia są niższe niż w wariancie 1.
Szacowane wartoS
ci pozycji rocznego bilansu energii:
Całkowite roczne zużycie ciepła: 7293 GJ
IloS
ć ciepła wytworzona w kotłach: 4175 GJ
IloS
ć ciepła wytworzona w skojarzeniu: 3551 GJ
IloS
ć ciepła z agregatu CHP rozproszona w otoczeniu (w wyniku braku za-
potrzebowania): 433 GJ
Całkowity niedobór ciepła: 33 GJ
Stosunek niedoboru ciepła do całkowitego zapotrzebowania: 0,5%
3
Całkowita iloS
ć spalonego gazu ziemnego: 336244 m
n
Całkowita iloS
ć wytworzonej energii elektrycznej: 641453 kWh
Zużycie własne energii elektrycznej przez moduł CHP: 12829 kWh
Całkowity zakup energii elektrycznej z sieci: 128129 kWh
Całkowita sprzedaż energii elektrycznej do sieci: 0 kWh
Wskax
nik NPV efektywnoS
ci ekonomicznej inwestycji uzyskany w poszcze-
gólnych wariantach obliczeń przedstawiono w tablicy 4.
Projekt demonstracyjny x
ródła ciepła i energii elektrycznej... 317
Tablica 4
Porównanie wskax
ników NPV dla analizowanych wariantów technicznych
Kogeneracja
Gospodarka Kogeneracja Kogeneracja
Pozycja
rozdzielona Wariant 1 Wariant 2
Wariant 3
NPV  5 969 379  5 725 899  6 025 986  5 869 320
NPV  NPV dla gospodarki
0 243 480  56 607 100 059
rozdzielonej
Z analizowanych wariantów rozwiązania technicznego najkorzystniejszym
okazała się być instalacja agregatu kogeneracyjnego z silnikiem MAN E0836
LE 202 (wariant 1) oraz trzech kotłów gazowych. Biorąc pod uwagę, że
przedstawione zostały dwie oferty na układ z tym silnikiem, oraz, ze możliwe
są dalsze negocjacje ceny uzyskany efekt ekonomiczny będzie większy od
przedstawionego w tablicy.
Czynnikami wpływającymi na najwyższą efektywnoS
ć ekonomiczną przed-
sięwzięcia w wariancie 1 jest wysoka sprawnoS
ć wytwarzania energii elek-
trycznej i stosunkowo wysoki wskax
nik skojarzenia. W wariancie tym uzy-
skano najniższą wartoS
ć zakupu energii elektrycznej z sieci (najwyższa pro-
dukcja własna) oraz najniższą produkcję ciepła w kotłach (najwyższy stopień
wykorzystania ciepła wytwarzanego w skojarzeniu).
Układ z silnikiem o mniejszej mocy wypadł w obliczeniach ekonomicznych
mniej korzystnie głównie ze względu na większe jednostkowe nakłady inwe-
stycyjne i mniejszą sprawnoS
ć wytwarzania energii elektrycznej. Z kolei
układ z silnikiem większej mocy nie jest opłacalny w stosunku do kotłowni ga-
zowej co wynika głównie ze skrócenia czasu pracy urządzenia ze względu na
ograniczenia wynikające z minimalnego dopuszczalnego obciążenia technicz-
nego agregatu.
4. Podsumowanie
W pracy przedstawiono wyniki prac nad projektem budowy skojarzonego
x
ródła ciepła i energii elektrycznej dla zespołu budynków kompleksu eduka-
cyjnego i krytej pływalni. Dobierając agregat kogeneracyjny uwzględniono za-
równo zapotrzebowanie na energię elektryczną jak i ciepło. Starano się
spełnić w maksymalnym możliwym zakresie szereg czasami nie do końca
dających się pogodzić wymagań technicznych przy zapewnieniu możliwie
maksymalnego efektu ekonomicznego. Na podstawie przeprowadzonych ana-
liz przyjęto, że dla opisywanego przypadku najlepiej zastosować agregat koge-
neracyjny o mocy elektrycznej z zakresu 100�130 kW. Wykazano, że roz-
318 Jacek Kalina, Janusz Skorek, Andrzej Latko
wiązanie takie w całkowitym czasie eksploatacji obiektu jest bardziej opłacal-
ne od budowy jedynie x
ródła ciepła.
Po uwzględnieniu ofert dostawców uznano, że najkorzystniejszym roz-
wiązaniem jest instalacja agregatu kogeneracyjnego z silnikiem MAN E0836
LE 202 oraz trzech kotłów gazowych o łącznej mocy 800 kW. Okazało się rów-
nież, że najkorzystniejszym z ekonomicznego punktu widzenia trybem pracy
jest praca po krzywej obciążenia elektrycznego bez sprzedaży nadwyżek do
sieci.
Dalsza realizacja projektu wymaga przeprowadzenia następujących eta-
pów prac:
 przeprowadzenie wszystkich niezbędnych uzgodnień z GórnoS
ląskim
Zakładem Elektroenergetycznym S.A. i GórnoS
ląską Spółką Gazownictwa
Sp. z o.o.,
 zapewnienie wymaganych S
rodków finansowych na realizację projektu,
 opracowanie niezbędnej dokumentacji związanej z przyłączeniem x
ródła
do sieci gazowej i sieci elektroenergetycznej,
 wykonanie projektu wykonawczego instalacji x
ródła ciepła i energii elek-
trycznej,
 wykonanie wykonawczego projektu sieci cieplnej,
 wykonanie projektu wykonawczego integracji x
ródła ciepła i energii elek-
trycznej z instalacjami wewnętrznymi w budynkach oraz projektu auto-
matyki kontrolno-sterującej,
 dostawy urządzeń i wykonanie poszczególnych elementów instalacji.
Praca wykonana w ramach projektu badawczego nr 4 T10B 022 25
finansowanego ze S
rodków Komitetu Badań Naukowych. Autorzy wy-
rażają podziękowania za dofinansowanie badań.
Recenzent: Dr hab. inż. Janusz KOTOWICZ
Wpłynęło do Redakcji: 10.03.2005 r.