SILNIKI GAZOWE W UKA
ADACH KOGENERACYJNYCH
GAS ENGINES IN COGENERATION SYSTEMS
Jacek Kalina, Janusz Skorek
Zakład Termodynamiki i Energetyki Gazowej, Instytut Techniki Cieplnej
Politechnika Śląska w Gliwicach,
[e-mail], [e-mail]
Streszczenie. W pracy przedstawiono przegląd najważniejszych możliwości zastosowań
układów kogeneracyjnych z tłokowymi silnikami gazowymi. Pokazano schematy instalacji
oraz dokonano krótkiego omówienia ich cech charakterystycznych. W końcowej części
przedstawiono zagadnienia związane z analizą energetyczną i ekonomiczną projektów a także
omówiono czynniki wpływające na opłacalność inwestycji.
Summary. The most important possibilities of using gas engine based cogeneration systems
is being reviewed in the paper. The most typical schemes of installations are presented
together with their short characteristics. The most important features are figured out and the
aspects of technical and economic analysis are presented and discussed. Finally the factors
affecting economic effectiveness of the projects are described.
1. Wprowadzenie
Ostatniej dekadzie dwudziestego wieku towarzyszył burzliwy rozwój układów
skojarzonych małej i średniej mocy, budowanych na bazie tłokowych silników spalinowych i
turbin gazowych zasilanych paliwami gazowymi (tzw. układy CHP - Combined Heat and
Power). Umożliwiło to budowę elektrociepłowni precyzyjnie dopasowanych do potrzeb
najmniejszych nawet odbiorców i stało się niewątpliwie punktem przełomowym w
urynkowieniu całego sektora elektroenergetycznego. Układy CHP znajdują szerokie
zastosowanie zarówno w gospodarce komunalnej jak i w przemyśle. Tłokowe silniki
spalinowe stanowią najczęściej stosowane urządzenia w układach skojarzonych małej mocy.
Ogólną charakterystykę układów z silnikami tłokowymi przedstawić można następująco:
a) zalety
- dostępne w szerokim zakresie mocy elektrycznej (od 5 kW do 50 MW),
- duża liczba dostępnych jednostek i stosunkowo mała gradacja mocy  możliwość
optymalnego dopasowania układu do potrzeb indywidualnego odbiorcy,
- stosunkowo wysoka sprawność wytwarzania energii elektrycznej,
- niskie wskaz
niki emisji,
- możliwość modułowej konstrukcji układów większych mocy,
- możliwość stosowania różnych paliw w tym gazów niskokalorycznych,
- stosunkowo niski nakład inwestycyjny,
b) wady
- konieczność chłodzenia nawet w przypadku braku odbiorów ciepła,
- znaczny udział w całkowitym bilansie energii, ciepła na niskim poziomie temperatury,
- duże gabaryty, mały wskaz
nik mocy do masy,
- duży hałas wymagający stosowania osłon akustycznych,
- stosunkowo wysoki poziom drgań wymagający stosowania podłoży tłumiących,
- znaczne wymagania obsługi.
2. Małe elektrociepłownie komunalne zasilane gazem ziemnym
Tłokowe, gazowe silniki spalinowe z powodzeniem znajdują zastosowanie w
elektrociepłowniach komunalnych. Wytwarzane ciepło jest tu kierowane do sieci
ciepłowniczej a energia elektryczna do sieci energetycznej. Nośnikiem ciepła jest zwykle
gorąca woda.
Budowa nowych elektrociepłowni komercyjnych z silnikami tłokowymi jest ograniczona,
głównie ze względu na konieczność budowy sieci cieplnej, która zwiększa znacznie nakłady
inwestycyjne. Niekorzystnie wpływa tu również stosunkowo niska cena zakupu energii
elektrycznej oferowana przez zakłady energetyczne. Typowymi przykładami zastosowań są
małe osiedla mieszkaniowe, parki przemysłowe, specjalne strefy ekonomiczne itp.
Rys. 1. Uproszczony schemat ciepłowni po nadbudowie modułem kogeneracyjnym (WC1  wymiennik ciepła chłodzenia
miski olejowej i płaszcza wodnego, WC2  wymiennik chłodzenia mieszanki, WC3  wymiennik układu chłodnicy
wentylatorowej, CHW  chłodnica wentylatorowa, KO  kocioł odzyskowy) [3]
Fig. 1. Simplified scheme of the coal fired boiler plant upgraded with cogeneration module fuelled with natural gas
Zwiększenie liczby instalacji może zostać osiągnięte przez nadbudowę istniejących
ciepłowni modułami kogeneracyjnymi [3]. Schemat przykładowej ciepłowni węglowej
nadbudowanej modułem kogeneracyjnym z silnikiem gazowym przedstawiono na rysunku 1.
Za rozwiązaniem takim przemawiają następujące czynniki:
- istniejąca infrastruktura sieci cieplnych,
- parametry wody sieciowej zapewniające wysokie sprawności całkowite modułów CHP,
- konieczność modernizacji często zaawansowanych wiekiem układów ciepłowni,
- zmniejszenie szkodliwego oddziaływania na środowisko układów węglowych,
- możliwość długiego rocznego czasu pracy modułu gazowego,
- zmniejszające się zużycie ciepła po stronie odbiorców, powodujące spadek obciążenia
cieplnego istniejących układów często poniżej minimum technicznego kotłów,
- zmniejszenie strat transformacji i przesyłu energii elektrycznej spowodowane faktem
lokalizacji ciepłowni komunalnych w pobliżu odbiorców.
W przypadku silnika ciepło odzyskiwane jest na kilku różnych poziomach temperatury.
Wyróżnić tu można z
ródła niskotemperaturowe (układ chłodzenia silnika oraz układ
0
chłodzenia oleju smarnego, t d" 90 C), oraz wysokotemperaturowe (spaliny wylotowe,
t = 380  5500C). Udział ciepła na niskim poziomie temperatury stanowi ok. 40%  50%
całkowitej osiągalnej mocy cieplnej modułu. Stąd w celu maksymalnego wykorzystania
ciepła z modułu maksymalna temperatura wytwarzanej przez moduł kogeneracyjny wody
O
powinna być jak najniższa (typowo tz = 90 C). Z tego też powodu silniki gazowe
instalowane są najczęściej w systemach grzewczych współpracujących z siecią cieplną
0 0
niskotemperaturową (np. 110/70 C lub 90/50 C). W czasie współpracy z siecią
0
wysokotemperaturową (150/70 C), w okresie najniższych temperatur zewnętrznych,
wymagane jest dogrzanie wody w kotłach. Konieczne jest więc zapewnienie szeregowej
pracy urządzeń (rys. 1). W przeciwnym wypadku, wytwarzanie w module wody gorącej o
O
temperaturze ok. 120  150 C spowoduje spadek użytecznej mocy cieplnej modułu i
sprawności całkowitej. Ponadto w celu umożliwienia produkcji energii elektrycznej w
sytuacjach gdy brak jest zapotrzebowania na ciepło, układ wyposażany jest w rezerwowe
chłodnice cieczy chłodzącej (najczęściej wentylatorowe), oleju smarnego oraz powietrza za
turbosprężarką.
3. Układy kogeneracyjne pracujące na potrzeby pojedynczych obiektów
Niskoparametrowe sieci grzewcze, zapewniające wysoką sprawność całkowitą układu
zwykle występują bezpośrednio w budynkach. Małe układy skojarzone znajdują zastosowanie
zazwyczaj w miejscach, gdzie przez znaczną liczbę godzin w roku występuje odpowiednio
wysokie zapotrzebowanie na ciepło i energię elektryczną. Najczęściej gazowe układy
kogeneracyjne znajdują zastosowanie w takich obiektach jak szpitale, uniwersytety i szkoły,
ośrodki sportowe, biurowce, hotele, lotniska itp.
W obiektach zasilanych przez układy CHP występuje zazwyczaj silna zmienność w czasie
zapotrzebowania mocy, przy czym występuje ona zarówno w cyklu dobowym jak i
sezonowym. Zwykle praca układu CHP wiąże się ze stratami (bądz
ciepła podczas
zmniejszonego zapotrzebowania na ciepło przez odbiorców, bądz
w wyniku zmniejszonej
produkcji energii elektrycznej pod niepełnym obciążeniem silnika). Poprawę energetycznych
i ekonomicznych wskaz
ników pracy układu można uzyskać stosując akumulację ciepła w
zasobnikach [4]. Efekty te uzyskuje się ponadto przy nieznacznym tylko zwiększeniu
nakładów inwestycyjnych na cały układ.
W realizowanych instalacjach spotykane są zasobniki o różnych pojemnościach od
małych, pozwalających na wyrównywanie obciążeń chwilowych, do dużych ładowanych i
rozładowywanych w cyklu kilkunastogodzinnym a nawet większym. Dobór odpowiedniej
zdolności akumulacyjnej zasobnika ciepła jest zadaniem złożonym. Wybór konkretnego
rozwiązania układu, musi się opierać z jednej strony na analizie energetycznej, pozwalającej
oszacować możliwe pozytywne efekty wynikające z zastosowania zasobnika, a z drugiej
strony na analizie ekonomicznej.
4. Procesy suszarnicze oraz uprawa szklarniowa roślin
Szklarnie i suszarnie stanowią specyficzną grupę odbiorców ciepła z małych układów
skojarzonych. Wynika to z faktu, że w procesie technologicznym bezpośrednio
wykorzystywane są spaliny wylotowe z silnika. Energia elektryczna w suszarniach wymagana
jest zwykle do napędów urządzeń przemysłowych. W szklarniach występuje zapotrzebowanie
na ciepło do ogrzewania oraz na energię elektryczną do oświetlenia. Często przyspieszona
wegetacja roślin zachodzi bowiem w warunkach sztucznego światła dziennego (szczególnie w
przypadku upraw kwiatów).
Rys. 2. Zastosowanie gorących spalin bezpośrednio w procesie technologicznym suszarni przemysłowej (M  mieszalnik,
PW  produkt wilgotny, PS  produkt suchy, PD  palnik dopalający, TS - turbosprężarka)
Fig. 2. Direct use of CHP module hot exhaust gas in industrial drying plant
Zarówno w szklarniach jak i suszarniach spaliny opuszczające silnik mieszane są z
powietrzem wstępnie podgrzanym w układzie chłodzenia a także, w miarę potrzeb, z
powietrzem świeżym. Mieszanka o wymaganej temperaturze wprowadzana jest bezpośrednio
do szklarni czy do komory suszenia. W przypadku szklarni dodatkowo zmniejszana jest
emisja dwutlenku węgla, który absorbowany jest przez rośliny w procesie fotosyntezy.
Zaletą bezpośredniego wykorzystania spalin w instalacjach technologicznych jest zwykle
wysoki stopień wykorzystania ich entalpii a przez to wysoka sprawność całkowita układu.
Schemat przykładowej instalacji w zakładzie papierniczym przedstawiono na rysunku 2. W
zależności od potrzeb odbiorcy, w układach tego typu możliwe jest wydzielenie obiegu
chłodzenia silnika i wykorzystanie części ciepła do wytwarzania gorącej wody.
5. Wykorzystanie gazów pozasystemowych
Poza gazem ziemnym istnieje liczna grupa dostępnych gazów, które mogą z
powodzeniem zostać wykorzystane jako paliwa w gazowych układach kogeneracyjnych [2].
Zdecydowana większość tego typu obiektów budowana jest w oparciu o tłokowe silniki
spalinowe.
O przydatności paliwa w aspekcie zastosowania w układach CHP decyduje szereg
właściwości, z których najważniejsze to: wartość opałowa, wartość liczby Wobbego, wysoka
odporność na spalanie stukowe, odpowiednia prędkość spalania mieszanki paliwowo 
powietrznej, niska zawartość zanieczyszczeń i inne.
Paliwem pozasystemowym, doskonale nadającym się do zasilania silników tłokowych
jest gaz ziemny zaazotowany. W Polsce jego złoża znajdują się w środkowo- i północno
zachodniej części kraju.
Kolejną grupę paliw gazowych dla silników spalinowych stanowią biogazy, a w tym gaz
z fermentacji biologicznej (np. z oczyszczalni ścieków) oraz gaz wysypiskowy.
Obecnie największa liczba instalacji powstaje w oczyszczalniach ścieków, gdzie
wykorzystywany jest biogaz powstały z fermentacji osadów ściekowych Głównym
składnikiem biogazów jest metan i dwutlenek węgla. Wartość opałowa biogazu mieści się w
przedziale 18 - 24 MJ/mn3.
Przykładowy schemat instalacji zasilanej biogazem z oczyszczalni ścieków pokazano na
rysunku 3. Ciepło jest tu wykorzystywane zarówno do celów technologicznych
(podgrzewanie osadu czynnego), a także do celów grzewczych oczyszczalni. Energia
elektryczna jest zazwyczaj w całości zużywana na miejscu.
Coraz większą popularnością cieszą się instalacje, w których do napędu silnika
wykorzystywany jest gaz wysypiskowy. Wartość opałowa gazu wysypiskowego mieści się w
granicach 12  22 MJ/ mn3. W przypadku tego typu obiektów mogą występować trudności z
wykorzystaniem ciepła a także energii elektrycznej na miejscu instalacji. Nośniki te są zwykle
przedmiotem sprzedaży. W przypadku braku zapotrzebowania na ciepło w pobliżu
wysypiska, często wytwarzana jest jedynie energia elektryczna a niewykorzystane ciepło
odprowadzane jest do atmosfery.
Komora
fermentacyjna
Biogaz
Osadnik
S
F
WC5
WC4
O
~500 C
POWIETRZE
TS
WC1
WC3
OC SILNIK
WC2
Rys. 3. Schemat elektrociepłowni z silnikiem spalinowym zasilanym biogazem (WC5 - nagrzewnica osadu czynnego, WC1,
WC2, WC3  wymienniki układu chłodzenia silnika, WC4  wymiennik spalinowy, TS  turbosprężarka, OC  odbiór
ciepła, S  sprężarka, F  filtr gazu)
Fig. 3. Biogas fuelled CHP plant at sewage treatment plant
Biomasa i odpady mogą stanowić z
ródło paliw gazowych, gdy poddane zostaną
procesowi zgazowania. Zgazowaniu podawać można paliwa stałe, torf, drewno, odpady,
pozostałości rafineryjne, mieszaninę odpadów komunalnych i węgla oraz inne. Skład
chemiczny oraz wartość opałowa gazu otrzymywanego w procesach zagazowania jest różna
w zależności od zastosowanej technologii oraz parametrów procesu. Ogólnie jednak gazy
pochodzące ze zgazowania substancji stałych zaliczają się do grupy gazów niskokalorycznych
[2]. Ich wartość opałowa zawiera się w granicach 3,5  7,0 MJ/mn3
Głównymi składnikami gazów ze zgazowania są: wodór H2, tlenek węgla CO, dwutlenek
węgla CO2 oraz metan CH4. Skład równowagowy gazu otrzymanego w procesie zgazowania
zależy w głównej mierze od temperatury zgazowania, ciśnienia zgazowania, początkowego
składu reagentów (frakcji zgazowanej i zgazowywacza), pola powierzchni strefy redukcji oraz
czasu przebywania gazu w strefie redukcji.
Paliwem często stosowanym do zasilania silników tłokowych jest gaz z odmetanowania
kopalń. Metan towarzyszący pokładom węgla powstał w wyniku procesu uwęglania
substancji roślinnej. W skutek zalegania złóż substancji roślinnej na znacznych
głębokościach, utrudnione było przenikanie wytworzonych gazów do atmosfery. Zostały one
zakumulowane w porowatej strukturze węgli oraz w przestrzeniach wolnych.
Metan zakumulowany w złożach węgla kamiennego możliwy jest do pozyskania z
eksploatowanych kopalń, kopalń, w których zaprzestano wydobycia oraz z dziewiczych
pokładów węgla.
Gaz zakumulowany w pokładach węgla zawiera objętościowo od 80  98 % metanu.
Pozostałe składniki to głównie azot i dwutlenek węgla oraz niewielkie ilości innych
związków. Zawartość metanu w gazie pozyskiwanym ze złoża zależna jest od sposobu jego
wydobycia. Przy odpowiednio wysokiej zawartości metanu, zwykle powyżej 40  45 %
objętościowo w gazie ujmowanym systemami odmetanowania kopalni, gaz ten wykorzystać
można w układzie z tłokowym silnikiem spalinowym.
Jako paliwa dla silników gazowych mogą być wykorzystywane również gazy odpadowe z
procesów technologicznych. Powstają one głównie w procesach hutniczych i chemicznych
[6]. Jako przykłady podać można gaz wielkopiecowy, gaz koksowniczy, gaz konwertorowy,
gazy odpadowe z procesów rafineryjnych i inne. Gazy te zawierają głównie tlenek węgla,
dwutlenek węgla oraz wodór.
Problemem technicznym związanym z wykorzystaniem gazów niskokalorycznych (w
szczególności gazów syntezowych o dużej zawartości tlenku węgla i wodoru, oraz o znikomej
zawartości metanu) jest zwykle dostosowanie silnika tłokowego do spalania danego rodzaju
gazu. Często w celu umożliwienia zasilania silnika danym gazem niezbędne są odpowiednie
zmiany konstrukcyjne układów zasilania i komór spalania. Zabiegi dostosowujące zwykle
związane są ze zmianami stopnia sprężania oraz średniego ciśnienia efektywnego obiegu a
także, w niektórych przypadkach zmianą stopnia jednorodności mieszanki oraz energii
zapłonu. Zwykle zmiany konstrukcyjne wykonywane są w głowicy silnika co wpływa na
kształt komory spalania. Najprostsze regulacje polegają na zmianie objętości komory spalania
oraz zmiany kąta wyprzedzenia zapłonu. Bardziej skomplikowane związane są ze zmianami
systemu zasilania, odpowiednią turbulencją mieszanki w komorze spalania, lokalnymi
zmianami składu mieszanki w komorze czy wreszcie zwiększeniem liczby świec
zapłonowych.
6. Układy trójgeneracyjne
Wszędzie tam, gdzie występuje zapotrzebowanie na energie elektryczną, ciepło i zimno
możliwa jest instalacja układu CHP połączonego z urządzeniem chłodniczym. Najczęściej
wykorzystywane są tu zasilane ciepłem chłodziarki absorpcyjne. Dzięki zastosowaniu
chłodziarek absorpcyjnych możliwe jest bardzo efektywne wykorzystanie ciepła
generowanego w układzie (np. w sezonie grzewczym do produkcji ciepła a w sezonie letnim
do celów klimatyzacyjnych). Schemat przykładowego układu trójgeneracyjnego z silnikiem i
chłodziarką absorpcyjną zrealizowanego w Kopalni  Pniówek przedstawiono na rysunku 4.
Nośnik zimna wykorzystywany jest tu w układzie centralnej klimatyzacji kopalni.
Rys. 4. Schemat układu skojarzonego w Kopalni  Pniówek (WC1, WC2, WC3, WC4  wymienniki ciepła układu CHP, TS
 turbosprężarka, CHW  chłodnica wentylatorowa, CHA1, CHA2  chłodziarki absorpcyjne, CHS  chłodziarka
sprężarkowa, SK  skraplacz, W  warnik, A  absorber, ZD  zawór dławiący, S  sprężarka, P  parownik)
Fig. 4. Scheme of the trigeneration plant fuelled with coal bed methane at  Pniówek Coal Mine
7. Układy gazowo  parowe małej mocy
Tłokowe silniki spalinowe mogą być stosowane również w złożonych układach
elektrociepłowni jakimi są układy gazowo parowe. W celu uzyskania akceptowalnych
wskaz
ników opłacalności stosowane są tu silniki tłokowe o średnich i dużych mocach.
Przykładowy układ tego typu przedstawiony został na rysunku 5.
Rys. 5. Elektrociepłownia gazowo-parowa zbudowana w oparciu o tłokowy silnik spalinowy (ważniejsze elementy układu:
W - walczak, WC1 - wymiennik chłodzenia mieszanki doładowanej, WC2 - wymiennik chłodzenia oleju smarnego, WC3 -
wymiennik chłodzenia płaszcza wodnego silnika, WC4 - wymiennik ciepłowniczy parowy, TP  turbina parowa, G 
generator, TS  turbosprężarka, KD  komora dopalania, ODG  odgazowywacz, OC  odbiór ciepła grzewczego)
Fig. 5. Gas engine based combined cycle heat and power plant
Spaliny z silnika zasilają kocioł odzyskowy parowy. Możliwe jest także dodatkowe
spalanie paliwa w kotle odzyskowym, co zwiększa jego wydajność cieplną. Najczęściej
rozwiązania tego typu znajdują zastosowanie w przemyśle jako małe elektrociepłownie
zakładowe. Budowane są zwykle w oparciu o więcej niż jeden silnik i pojedynczą turbinę
parową. Silniki z reguły pracują na wspólny kocioł odzyskowy parowy.
8. Analiza energetyczna pracy układów kogeneracyjnych
Najważniejszym etapem każdego projektu jest analiza opłacalności inwestycji. W
obecnych realiach rynkowych jedynie projekty, które przynoszą określony poziom zysku
mają szanse realizacji. Analiza opłacalności projektu składa się najczęściej z analizy
technicznej, analizy ekonomicznej oraz analizy optymalizacyjnej.
Część techniczna analizy powinna obejmować:
" określenie zapotrzebowania na nośniki energii (energia elektryczna, ciepło, zimno) oraz
jego zmienności w czasie (wykresy rzeczywiste i uporządkowane),
" zdefiniowanie charakteru pracy urządzenia (np. układ zorientowany na produkcję ciepła
lub energii elektrycznej, układ odosobniony, możliwość zastosowania zasobników ciepła
itp.),
" określenie parametrów technicznych urządzeń,
" określenie wpływu parametrów otoczenia i przewidywanego rozkładu obciążenia na
energetyczne wskaz
niki pracy układu, efektywność pracy,
W efekcie analizy technicznej układu kogeneracyjnego powinny zostać wyznaczone trzy
podstawowe wielkości energetyczne charakteryzujące pracę układu CHP w rozpatrywanym
okresie czasu (np. w ciągu roku):
- ilość wyprodukowanej energii elektrycznej Eel_EC,
- ilość wyprodukowanego ciepła QEC,
- zużycie energii chemicznej paliwa w układzie Ech EC = (PWd )EC .
_
Obliczenia analizowanych wielkości przeprowadza się zazwyczaj w oparciu o:
- wykresy reprezentatywne lub/i uporządkowane zmienności obciążeń,
- bilanse energii dla poszczególnych elementów układu CHP,
- charakterystyki energetyczne urządzeń,
- wykresy uporządkowane temperatury zewnętrznej (lub jej wartości średnie)
Niezależnie od wyboru ilości i rodzaju urządzeń oraz ich charakterystyk energetycznych,
w każdej chwili pracy układu spełniony jest bilans energii. Na rysunku 6 przedstawiono
schemat układu skojarzonego z poszczególnymi pozycjami bilansu układu (moduł
skojarzony, kotły rezerwowo-szczytowe, chłodnice, pompy itd.). Ogólne równanie
chwilowego bilansu energii ma w tym wypadku postać:
s
& & &
PWd + NG = ND + NEC + QD + Qstr (1)
&
gdzie: PWd - strumień energii chemicznej paliwa doprowadzonego do układu, NG - moc
s
elektryczna pobierana z sieci, ND - moc elektryczna wymagana przez odbiorcę, NEC - moc
&
elektryczna odprowadzana do sieci zewnętrznej, QD - moc cieplna wymagana przez odbiorcę,
&
Qstr - strumień strat ciepła.
Równanie (1) dotyczy układu CHP jako całości i z tego powodu nie można tu uwzględnić
charakterystyk energetycznych poszczególnych urządzeń (zwłaszcza w przypadku układu z
wieloma urządzeniami). W takich przypadkach dla potrzeb analizy techniczno-ekonomicznej
sporządza się najczęściej bilanse poszczególnych nośników energii, tzn. ciepła, energii
elektrycznej i paliwa:
nCHP nP
s
ND = NCHPi +NG - NEC - NPj (2)
" "
i=1 k=1
nCHP nK
& & & & &
QD = (3)
"Q + "Q -Qstr + "Q
CHPi Kj
i=1 j=1
nCHP nK nCHP nK &
QKj
CHPi
& & &
PWd = + (4)
"(PW )CHPi + "(PW )Kj = "�N "�
d d
i=1 j=1 i=1 j=1
E _ CHPi Ekj
&
gdzie: "Q - chwilowe niedobory ciepła; nS  liczba modułów CHP; nK  liczba kotłów; nP 
liczba urządzeń pomocniczych; NCHPi  moc elektryczna modułu CHP; NPj  moc pobierana
& & &
przez urządzenie pomocnicze; QKj - moc cieplna kotła; (PWd )CHPi , (PWd )Kj - energia
chemiczna paliwa zużywana w module CHP oraz kotle.
Uwzględnienie w modelu bilansowym elektrociepłowni minimalnych dopuszczalnych
obciążeń poszczególnych urządzeń wiąże się z wprowadzeniem dodatkowych równań
bilansowych w postaci ograniczeń:
(NCHPi ) d" NCHPi d" (NCHPi ) (5)
min nom
& & &
(QKj ) d" QKj d" (QKj ) (6)
min nom
gdzie:(NCHPi ) ,(NCHPi ) - minimalne i nominalne obciążenie elektryczne modułu
min nom
& &
kogeneracyjnego, (QKj ) ,(QKj ) - minimalne i nominalne obciążenie cieplne kotła
min nom
rezerwowo-szczytowego.
Rys. 6. Bilans energii dla układu skojarzonego (CHW  chłodnica wentylatorowa, NCHP  moc generatora, NG  moc
& &
elektryczna pobierana z sieci, ( )CHP  energia paliwa do układu skojarzonego, ( )K  energia paliwa do kotła
PWd PWd
s
rezerwowo-szczytowego, ND  zapotrzebowanie mocy elektrycznej w obiekcie, - moc elektryczna oddawana do sieci,
NEC
&
&
NPi  moc zużywana przez urządzenia pomocnicze, - zapotrzebowanie mocy cieplnej w obiekcie, - moc cieplna
QD QCHPi
& &
poszczególnych z
ródeł w układzie skojarzonym, QK - moc cieplna kotła rezerwowo-szczytowego, - straty ciepła, i = 1,
QSi
& &
2.....n;
"Q = Qstr )
Si
Fig. 6. Energy balance of the small-scale cogeneration plant
Producenci silników i turbin gazowych określają również możliwości i warunki
przeciążania urządzeń. Należy jednak podkreślić, że praca pod obciążeniem większym od
znamionowego znacznie skraca okresy międzynaprawcze, a tym samym wpływa na
zwiększenie kosztów eksploatacji. W analizach opłacalności możliwość występowania
chwilowych przeciążeń zazwyczaj nie jest uwzględniana.
Gdy moduł CHP przewidywany jest do pracy w podstawie obciążenia cieplnego lub
elektrycznego zasilanego obiektu, możliwa jest praca przy parametrach nominalnych bez
względu na dobowe zmiany zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną. W pozostałych
przypadkach występują różne relacje pomiędzy chwilowym zapotrzebowaniem na moc
& &
cieplną QD i elektryczną ND w stosunku do nominalnej mocy cieplnej (QCHP )nom i
elektrycznej (NCHP )nom modułu CHP. Ponadto w przypadkach pracy układu pod niepełnym
&
obciążeniem może zajść sytuacja, gdy (w zależności od tego, który z sygnałów QD czy ND
został przyjęty jako nadrzędny):
NCHP &
&
< QD lub �QCHP < ND (7)
�
W sytuacji takiej, jeżeli niedobór dotyczy ciepła, w zależności od konfiguracji układu i
czasu trwania niedoboru oraz jego wielkości, może być wykorzystany kolejny moduł
kogeneracyjny, kocioł rezerwowo-szczytowy lub zasobnik ciepła. W przypadku energii
elektrycznej z reguły nastąpi pobór z sieci elektroenergetycznej zewnętrznej (jeżeli obiekt nie
pracuje w trybie wyspowym) lub włączenie do ruchu kolejnego generatora. Sposób w jaki
układ reaguje na zmiany obciążenia cieplnego i elektrycznego rzutuje znacząco na
efektywność ekonomiczną przedsięwzięcia.
W praktyce wyróżnia się następujące podstawowe tryby pracy układu CHP:
1) praca zorientowana na pokrycie zapotrzebowania na ciepło (tryb HT rys. 7) - moduł CHP
pracuje po krzywej zapotrzebowania na ciepło. Kocioł szczytowy pokrywa jedynie
niedobory ciepła. W zależności od chwilowych stanów pracy modułu energia elektryczna
jest z sieci kupowana lub sprzedawana do sieci. Gdy nie ma możliwości sprzedaży
nadwyżek energii elektrycznej do sieci, to w chwilach występowania nadwyżek mocy
elektrycznej, moduł CHP musi przejść na tryb pracy zgodny z zapotrzebowaniem na
energię elektryczną.
2) praca zorientowana na pokrycie zapotrzebowania na energię elektryczną (tryb ET rys. 7) -
moduł CHP pracuje po krzywej zapotrzebowania na energię elektryczną, a ewentualne
niedobory mocy elektrycznej są kupowane z sieci. Niedobory ciepła pokrywane są z
kotłów, a w przypadku występowania nadwyżek ciepła jest no rozpraszane do otoczenia w
chłodnicach wentylatorowych (ciepło chłodzenia silnika) lub w postaci gorących spalin.
3) praca modułu bez skojarzenia - moduł wytwarza jedynie energię elektryczną, a ciepło jest
rozpraszane do otoczenia,
4) układ nie pracuje - zapotrzebowanie na ciepło jest pokrywane przez kotły, a energia
elektryczna jest kupowana z sieci,
5) praca w trybie ekonomicznym - ten tryb pracy jest kombinacją trybów od 1 do 4 w celu
zapewnienia maksymalnych efektów ekonomicznych
W niektórych przypadkach może wystąpić tryb pracy zgodny z krzywą podaży paliwa.
Ma to z reguły miejsce wtedy, gdy układ zasilany jest gazami specjalnymi jak np. biogazy
wytwarzane w komorach fermentacyjnych, gaz wysypiskowy, gaz z odmetanowania kopalń
czy gazy z procesów technologicznych.
Tryb pracy układu wpływa istotnie na wskaz
niki opłacalności. Na rysunku 7
przedstawiono wartości wskaz
nika wartości bieżącej netto inwestycji (NPV), wyznaczone dla
różnych trybów pracy układu kogeneracyjnego. Z rysunku wynika, że sposób pracy układu
ma wpływ zarówno na wartość wskaz
nika NPV jak i na położenie optymalnej mocy
elektrycznej modułu CHP.
500000
0
-500000
-1000000
tryb ET bez sprzedaży nadwyżek do sieci
tryb HT bez sprzedaży nadwyżek do sieci
tryb ekonomiczy bez sprzedaży nadwyżek do sieci
-1500000
tryb HT ze sprzedażą nadwyżek do sieci
tryb ekonomiczny ze sprzedażą nadwyżek do sieci
-2000000
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
moc elektryczna modułu CHP, kW
Rys. 7. Wpływ mocy oraz trybu pracy układu kogeneracyjnego na efektywność ekonomiczną inwestycji [1]
Fig. 7. Impact of the CHP plant power and mode of operation on the economic effect of the project
"
NPV, PLN
9. Efektywność ekonomiczna projektów
Korzystne wskaz
niki efektywności energetycznej czy ekologicznej nie przesądzają
decyzji o realizacji projektu. Przesłanką dla takiej decyzji może być jedynie pozytywny efekt
ekonomiczny. Zgodnie z obowiązującymi standardami, miarą opłacalności inwestycji są
wskaz
niki wyprowadzone z obliczeń przepływów pieniężnych w kolejnych latach
eksploatacji układu oraz z rachunku dyskonta: wartość bieżąca netto po zakończeniu
eksploatacji NPV, wewnętrzna stopa zwrotu kapitału inwestycyjnego IRR oraz
zdyskontowany czas zwrotu nakładów DPB. Inwestycja jest oczywiście opłacalna, jeżeli jest
spełniony warunek uzyskania dodatniego efektu ekonomicznego, tzn. NPV>0.
Po poprawnie przeprowadzonej analizie technicznej, algorytm postępowania, którego
ostatecznym wynikiem jest wyznaczenia wskaz
ników opłacalności dla rozważanego projektu
można podzielić na etapy i zadania:
- określenie nakładów inwestycyjnych,
- określenie sposobu finansowania inwestycji, oraz określenie stopy dyskonta dla
analizowanego przedsięwzięcia,
- określenie kosztów wszystkich paliw zużywanych w układzie,
- określenie taryf zakupu i sprzedaży energii elektrycznej i ciepła,
- określenie kosztów opłat za emisję zanieczyszczeń do otoczenia,
- określenie pozostałych kosztów eksploatacji układu,
- określenie pozostałych składników przepływów pieniężnych (amortyzacja, podatek
dochodowy itd.),
- wyznaczenie wskaz
ników opłacalności inwestycji,
- przeprowadzenie analizy wrażliwości wskaz
ników opłacalności inwestycji na zmiany
podstawowych wielkości wpływających na opłacalność inwestycji, tzn. ceny paliwa,
energii elektrycznej, ciepła itd.
Najkorzystniejsze efekty są uzyskiwane, gdy układ jest dobrany optymalnie dla danych
warunków technicznych i ekonomicznych. Zmiennymi decyzyjnymi w analizie
optymalizacyjnej są najczęściej:
- rodzaj, moc i liczba urządzeń wchodzących w skład układu (silniki tłokowe, turbiny
gazowe, kotły odzyskowe, sprężarkowe lub absorpcyjne urządzenia chłodnicze itd.),
- parametry techniczne urządzeń,
- tryb pracy urządzeń.
- rodzaj dopasowania pracy układu kogeneracyjnego do kształtu taryf nośników energii
(energia elektryczna, ciepło, gaz ziemny systemowy).
Czynniki wpływające na efektywność ekonomiczną układów kogeneracyjnych z
gazowymi silnikami tłokowymi można podzielić na dwie zasadnicze grupy:
a) czynniki mikroekonomiczne inwestycji (które w większości oddziaływają wyłącznie
pozytywnie na wskaz
niki opłacalności układów gazowych):
- niskie (w porównaniu z innymi technologiami energetycznymi) jednostkowe nakłady
inwestycyjne,
- wysokie sprawności wykorzystania energii chemicznej paliwa,
- możliwość optymalnego dostosowania układu do potrzeb odbiorcy,
- niska uciążliwość dla środowiska dzięki stosowaniu paliw gazowych i wysokiej
sprawności całkowitej konwersji energii chemicznej paliwa,
- niskie koszty płac z uwagi na małą liczebność obsługi (często układy bezobsługowe),
- niskie straty przesyłania energii elektrycznej i ciepła dzięki małym odległościom
pomiędzy układem a odbiorcami końcowymi,
- małe rozmiary układów gazowych (niskie koszty zakupu terenu),
- możliwość wykorzystania paliw nietypowych,
b) czynniki makroekonomiczne inwestycji (które w zależności od usytuowania układu
mogą oddziaływać bądz
pozytywnie lub negatywnie na wskaz
niki opłacalności:
- wysokość kosztu pozyskania kapitału inwestycyjnego (wielkość stopy dyskonta),
- wielkość i struktura cen paliw 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,
- koszty opłat za korzystanie ze środowiska.
Nie bez znaczenia dla rozwoju technologii gazowych układów kogeneracyjnych są
również odpowiednie uregulowania prawne, preferencyjna polityka podatkowa i kredytowa,
działania stymulujące ze strony organizacji rządowych i pozarządowych oraz obecność
programów promocyjnych i demonstracyjnych.
W oparciu o przeprowadzone analizy można gazowe układy kogeneracyjnych
zaszeregować do kilku grup według potencjalnie możliwych do uzyskania poziomów
opłacalności [5]:
I. Układy kogeneracyjne o bardzo wysokich wskaz
nikach opłacalności:
- elektrociepłownie zasilane nietypowymi paliwami gazowymi. Paliwo gazowe jest w
takich przypadkach tanie, a ponadto często występują korzystne ceny energii elektrycznej
wynikające z uniknięcia zakupów z sieci.
II. Układy kogeneracyjne o wysokich lub średnich wskaz
nikach opłacalności:
- elektrociepłownie przemysłowe zasilane gazem systemowym.. Możliwe są tu bowiem do
osiągnięcia duże korzyści finansowe z tytułu uniknięcia zakupu drogiej energii
elektrycznej z sieci, pomimo wysokiej ceny systemowego gazu ziemnego,
- zawodowe komunalne elektrociepłownie zasilane gazem ziemnym pozasystemowym, np.
gazem zaazotowanym z lokalnych z
ródeł. Pomimo stosunkowo niskiej ceny sprzedaży
energii elektrycznej, występuje odpowiednio niższa cena gazu ziemnego w stosunku do
cen gazu systemowego,
- elektrociepłownie przemysłowe lub komunalne o bardzo dużym stopniu wykorzystania
mocy cieplnej, np. dzięki pracy z pełną mocą cieplną przez cały rok. Niezbyt wysokie
ceny sprzedaży energii elektrycznej i stosunkowo wysokie ceny zakupu gazu ziemnego
systemowego są tu rekompensowane przez podwyższone dochody ze sprzedaży ciepła.
III. Układy kogeneracyjne o niskich wskaz
nikach opłacalności:
- zawodowe komunalne elektrociepłownie zasilane gazem ziemnym systemowym.
Występują tu w zasadzie wyłącznie niesprzyjające uwarunkowania ekonomiczne: niezbyt
wysokie ceny sprzedaży energii elektrycznej, stosunkowo wysokie ceny zakupu gazu
ziemnego systemowego a ponadto niezbyt wysoki stopień wykorzystania mocy cieplnej z
uwagi na dużą sezonowa zmienność zapotrzebowania na ciepło.
Poziom opłacalności wyrażony ilościowo zależy oczywiście w każdym przypadku od
konkretnych i indywidualnych relacji pomiędzy podstawowymi elementami wpływającymi na
efektywność ekonomiczną układu.
Literatura
[1] Kalina J.: Analiza i optymalizacja techniczno-ekonomiczna małych układów
skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. Rozprawa doktorska, Instytut
Techniki Cieplnej, 21.12.2001.
[2] Kalina J.: Paliwa gazowe dla małych układów kogeneracyjnych. Materiały seminarium
 Generacja rozproszona organizowanego w ramach cyklu seminariów naukowo-
technicznych  Energetyka w procesie przemian. Zarządzanie ryzykiem nowych
trendów . Gliwice, 17.10.2002. (płyta CD).
[3] Kalina J., Jurkowski M.: Nadbudowa węglowej ciepłowni komunalnej układem
kogeneracyjnym z turbiną gazową lub tłokowym silnikiem spalinowym  analiza
techniczno-ekonomiczna. Przyjęte do druku w miesięczniku  Energetyka .
[4] Skorek J.: Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej gazowych układów
kogeneracyjnych małej mocy. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice, 2002.
[5] Skorek J., Kalina J.: Technologie i efektywność ekonomiczna generacji rozproszonej w
układach gazowych. Materiały seminarium  Generacja rozproszona organizowanego w
ramach cyklu seminariów naukowo-technicznych  Energetyka w procesie przemian.
Zarządzanie ryzykiem nowych trendów . Gliwice, 17.10.2002. (płyta CD).
[6] Ziębik A, Warzyc M.: Przemysłowe elektrociepłownie gazowo-parowe zasilane palnymi
gazami odlotowymi. Materiały I Konferencji Naukowo-Technicznej 2000  Energetyka
gazowa . Szczyrk, paz
dziernik 2000.