Prof. nzw. dr hab. inz. Janusz SKOREK Dr inz. Ryszard Bartnik Mgr inz. Jacek Kalina NOVEL Energoconsulting Zaklad Termodynamiki i Energetyki Gazowej Politechnika Slaska w Gliwicach 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 CFt (1) NPV ? ? (1 ? r)t t? 0 gdzie: t biezacy rok eksploatacji, N calkowity czas eksploatacji inwestycji; CFt - 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: CFtt ? ? J0 ? Sn ? Ke ? Kop ? Pd ? L (2) gdzie: J0 - calkowity naklad inwestycyjny, Sn - wartosc calkowitej sprzedanej produkcji netto (przychód netto, tzn. bez VAT), Ke - koszty eksploatacyjne, Kop - pozostale koszty operacyjne, Pd - 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. 1400 1200 koszt calego ukladu (usredniony) 1000 koszt turbiny - Gas Turbine Handbook 1998 800 koszt turbiny - dane wg IGTI (1996) 600 koszt turbiny - dane EGT Handbook 400 koszt turbiny - ECLIPSE Process Simulator 200 0 0 5000 10000 15000 20000 25000 moc turbiny [kWe] Rys. 1. Usrednione naklady inwestycyjne na uklad kogeneracyjny z turbina gazowa 3000.00 2500.00 2000.00 1500.00 Naklad calkowity Koszt modulu 1000.00 500.00 0.00 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 moc elektryczna ukladu (modulu), kW Rys. 2. Usrednione naklady inwestycyjne na uklad kogeneracyjny z silnikiem spalinowym 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 [US$/kWe] jednostkowy naklad inwestycyjny naklad inwestycyjny [US$/kW] 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. 0,45 Gosp. domowe 1(W1) 0,4 Gosp.domowe 2 (W3) Sektor handlu i uslug 0,35 (W7) Sredni przemysl - A 0,3 (W8) Sredni przemysl - B 0,25 (W10) 0,2 0,15 0,1 0,05 0 Belgia Francja Holandia Niemcy Wielka Wlochy Polska Brytania Rys. 3. Ceny gazu ziemnego w 2000 r (bez podatku VAT) USD/m3 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. 3 USD/m 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 CFt NPV ? ? max (3) ? t ?0 (1 ? r)t 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 ? NEC ?1 ? ? ?
NEC ? QEC 1 ?1 ? ? ? ? EUF ? ? ? (4) ? ? E _ EC
PWd PWd ? ? gdzie: NEC moc elektryczna elektrocieplowni, QEC moc cieplna elektrocieplowni,
P - strumien paliwa, Wd - wartosc opalowa paliwa, ? - wskaznik skojarzenia (? = NEC/QEC), ? sprawnosc wytwarzania energii elektrycznej w elektrocieplowni. E_EC 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 Qcmax = 7.1 MW przedstawia rysunek 4. 8 7 Praca silnika zgodnie z Wykres uporzadkowany zapotrzebowaniem na zapotrzebowania na cieplo 6 cieplo - tryb 2 Praca silnika pelna 5 moca - tryb 1 4 2 3 1 2 1 0 czas, godziny 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 ? Q ? QDEM ? QCHP pokrywaja kotly rezerwowo- szczytowe. 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 MW Przewidywana wymagana moc cieplna, 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$/GJ (10,8 USc/Nm3) 3,9 US$/GJ (13,4 USc/Nm3). 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$/MWh) straty ciepla sa kompensowane do tego stopnia, ze oplacalna jest instalacja silnika o jak najwiekszej mocy cieplnej. W przypadku spadku ceny energii elektrycznej optymalna moc cieplna silnika zmniejsza sie. Gdy silnik pracuje po krzywej zapotrzebowania na cieplo, wrazliwosc polozenia punktu optymalnego krzywej NPV na zmiane ceny energii elektrycznej jest mniejsza (rys. 7b), jakkolwiek tendencja przesuniecia w kierunku mniejszej mocy cieplnej jest tu równiez zauwazalna. 5000000 1500000 4000000 a) 1000000 b) 3000000 500000 0 2000000 0 2 4 6 8 -500000 1000000 -1000000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 -1500000 -1000000 -2000000 -2500000 -2000000 Nominalna moc cieplna silnika, MW , Nominalna moc cieplna silnika MW * moc cieplna zainstalowana w kotlach rezerwowo szczytowych stala (2 * 3,5 MW) * moc cieplna zainstalowana w kotlach rezerwowo szczytowych stala (2 * 3,5 MW) energia el. 40 US$/MWh energia el. 45 US$/MWh energia el. 40 US$/MWh energia el. 45 US$/ MWh energia el. 50 US$/MWh energia el. 35 US$/ MWh energia el. 50 US$/MWh energia el. 35 US$/MWh Rys. 5. Porównanie NPV w funkcji mocy cieplnej modulu z silnikiem gazowym ( a) Qmax= 7.1 MW ; praca silnika pelna moca przez 8400 godzin w roku ; koszt gazu: 3.7 NPV, US$ NPV, US$ 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$/MWh) oraz dla róznych cen sprzedazy ciepla i zakupu gazu. Analiza zmiennosci NPV dla projektu w funkcji mocy cieplnej silnika prowadzi do wniosku, ze zmiennosc cen paliwa i ciepla wplywa w znacznie mniejszym stopniu na optymalna wielkosc urzadzenia niz cena energii elektrycznej. 2000000 1800000 1600000 1400000 1200000 1000000 800000 600000 400000 200000 0 0 2 4 6 8 Nominalna moc cieplna silnika, MW * moc cieplna zainstalowana w kotlach rezerwowo szczytowych stala (2 * 3,5 MW) gaz: 12,0 USc/Nm3; cieplo: 10 US$/GJ gaz: 12,7 USc/Nm3; cieplo: 10 US$/GJ gaz: 12,7 USc/Nm3; cieplo: 8,5 US$/GJ gaz: 12,0 USc/Nm3; cieplo: 8,5 US$/GJ Rys. 6. NPV w funkcji mocy cieplnej (Qmax= 7.1 MW ; praca silnika pelna moca przez 8400 godzin ; zmienne ceny gazu i ciepla ; cena energii elektrycznej 40 US$/MWh) 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 m3n/h, O temperatura mieszaniny kierowanej do suszarni: 140 - 180 C, strumien wody przygotowanej NPV, US$ do natrysku wyrobów przed wprowadzeniem do suszarni: 208 kg/h, temperatura wody natryskowej: 60 OC, temperatura wody surowej: 10 OC. 1.500 1.000 0.500 0.000 czas, godziny Rys. 7. Uporzadkowany wykres zapotrzebowania ciepla dla suszarni 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. SILNIK Produkt GAZOWY suchy GAZ CMB1 SUSZARNIA Produkt wilgotny dopalanie GTD1 POWIETRZE KOMIN HX1 HX2 KOMIN HX3 Woda natryskowa POWIETRZE 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 moc cieplna, MW 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 OC Temperatura spalin wylotowych: 500 OC Strumien spalin wylotowych (wilgotnych): 1666 kg/h (1323 m3n/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 m3n/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 OC Temperatura spalin wylotowych: 525 OC Strumien spalin wylotowych (wilgotnych): 4124 kg/h (3274 m3n/h) Strumien powietrza do spalania: 3988 kg/h (3085 m3n/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/m3n 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. 5 000 000 wartosc prosta 4 000 000 wartosc zdyskontowana 3 000 000 2 000 000 1 000 000 0 -1 000 000 -2 000 000 -3 000 000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 rok 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. wartosc, PLN 6 000 000 wartosc prosta 5 000 000 wartosc zdyskontowana 4 000 000 3 000 000 2 000 000 1 000 000 0 -1 000 000 -2 000 000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 rok 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 CO2 czy H2O. 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 BL.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 CH4 wynosi 48.15 % a wartosc opalowa 17.211 MJ/m3n). 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 wartosc, PLN 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 gaz sieciowy z odmetanowania GZ50 moc elektryczna, kW 2126 2717 moc cieplna (t = 150 0C), kW 2548 2764 sprawnosc elektryczna, % 38,4 41,9 sprawnosc cieplna (t = 150 0C), % 46,2 42,6 Schemat ideowy polaczenia ukladów istniejacej kotlowni weglowej z ukladem skojarzonym przedstawiono na rysunku 11. WR WR WR WR O 90C Do pozostalych Z pozostalych silników JMS silników JMS POWRÓT ZASILANIE mieszanka JMS 620 GS-B.LC. Chlodnica wentylatorowa 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. Do komina CIEPLOWNIA Q s produkcja ciepla Obecny uklad K brutto technologiczny cieplowni zuzycie wlasne ciepla Q s - sprzedaz ciepla netto K - koszty wytwarzania Rys. 12. Schemat strukturalny cieplowni w stanie obecnym ELEKTROCIEPLOWNIA Q s produkcja ciepla brutto ? ? K -( K w)+( K G ) Uklad produkcja energii technologiczny elektrycznej brutto EC po realizacji Eels inwestycji w uklad z silnikami JMS zuzycie wlasne ciepla i energii el. Q s - sprzedaz ciepla netto Eels - sprzedaz energii elektrycznej netto - koszty wytwarzania K ?? - obnizenie kosztu w istniejacym ukladzie K w weglowym ? KG - przyrost kosztu zwiazany z ukladem gazowym 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): CF ? QS eC ? Ke ? K ? Pd ? L (5) op gdzie: QSeC - stanowi przychód ze sprzedazy ciepla; eC - jednostkowa cena sprzedazy ciepla Po realizacji inwestycji przeplywy pieniezne przedstawiaja sie nastepujaco: ? ? CF ? [QS eC ? Ke ? Kop ) ? Pd ? L] ? Eeleel ? ? KW ? ? KG ? Pd ?? L (6) gdzie: wielkosci z symbolem dotycza ukladu gazowego; Eeleel - stanowi przychód ze sprzedazy energii elektrycznej; eel - jednostkowa cena sprzedazy energii elektrycznej. Po odjeciu stornami zaleznosci (5) i (6) otrzymamy zmiane przeplywów pienieznych zwiazanych z realizacja przedsiewziecia. ?- ? ? CF CF ? ? CF ? Eel eel ? ? KW ? ? KG ? Pd ? L (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: K kc ? (8) QS Gdzie: K calkowity roczne koszt dzialania Zakladu, PLN; QS ilosc sprzedanego ciepla, GJ; kc 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: K ? (? KW ) ? (? KG ) ? EelS kel nowy kc ? (9) QS Gdzie EelS ilosc sprzedanej energii elektrycznej, MWh; kel jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej = jednostkowa cena sprzedazy energii elektrycznej, PLN/MWh. Warunkiem koniecznym jaki musi wystapic by inwestycja byla efektywna ekonomicznie (oplacalna) jest: nowy kc ? kc (10) Zmiane jednostkowego kosztu wytwarzania ciepla w stosunku do stanu obecnego mozna zapisac jako: ? (? KW ) ? (? KG ) ? EelSkel nowy ? kc ? kc ? kc ? (11) QS 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. 100 000 000 80 000 000 60 000 000 40 000 000 20 000 000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 -20 000 000 Wartosc prosta Wartosc zdyskontowana -40 000 000 rok Rys. 14. Prosta i zdyskontowana wartosc inwestycji dla elektrocieplowni zasilanej gazem z odmetanowania kopalni 1.6 1.5 1.4 1.3 1.2 1.1 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 zmienna cena gazu 0.4 zmienna cena sprzedazy en. el. 0.3 zmenna cena zakupu wegla 0.2 0.1 0 0.8 0.9 1 1.1 1.2 wartosc / wartosc wyjsciowa Rys. 15. Zmiany NPV spowodowane zmianami cen paliw zdyskontowane, PLN Skumulowane saldo pieniezne proste i NPV / NPV wyjsciowe 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. Kociol wodny 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 OC 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 OC). 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 % - 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 m3n/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. 40 000 000 20 000 000 0 -20 000 000 -40 000 000 -60 000 000 wartosc prosta -80 000 000 wartosc zdyskontowana -100 000 000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 rok 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. wartosc, PLN 6 zmienna cena gazu GZ50 5 zmienna cena sprzedazy en. el. 4 zmenna cena zakupu wegla 3 2 1 0 -1 -2 -3 -4 0.8 0.9 1 1.1 1.2 wartosc / wartosc wyjsciowa Rys. 18. Wyniki analizy wrazliwosci NPV na zmiany ceny gazu, wegla i energii elektrycznej 60000000 50000000 40000000 30000000 20000000 BEP 10000000 0 -10000000 -20000000 -30000000 -40000000 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 cena sprzedazy energii elektrycznej, PLN/MWh 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. NPV / NPV wyjsciowe NPV, PLN - 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.