3218343962

2010 roku. Przytoczono główne definicje podane w Dyrektywie. Bazując na zasadach, które zdefiniowano w CWA 45-547, określono granice bilansowe układów skojarzonych dla nietypowych przypadków (np. turbina czołowa i turbina niskoprężna - secondary steam turbinę).

Rozdział 4 zawiera przegląd technologii skojarzonego wytwarzania ciepła i elektryczności. W porównaniu z Draftem ze stycznia 2006 Tablica 4.1 zawiera dodatkowe informacje dotyczące rodzaju paliwa oraz zakresu zmiany mocy i wskaźnika skojarzenia. Wśród rozpatrywanych technologii znajdują się także duże bloki energetyczne, które zostały uciepłownione. Górna granica wynosi 1200 MW. Wśród wymienionych w Tablicy 4.1 paliw brakuje hutniczych gazów palnych (gaz wielkopiecowy, gaz konwertorowy, gaz gardzielowy czy gaz koksowniczy).

Rozdział 5 zawiera schemat blokowy (flow diagram) prezentujący procedury zastosowania wytycznych zawartych w Aneksach II i III do Dyrektywy oraz alternatywnych metodologii obowiązujących czasowo. Zostały omówione szczegółowo kolejne ścieżki algorytmu obliczeniowego:

•    ścieżka bezpośrednia uwzględniająca warunki określone w Aneksach II i III do Dyrektywy,

•    ścieżka, która omija wartości progowe określone w Aneksie II,

•    ścieżka, która uwzględnia zapis w artykule 12 Dyrektywy; do końca roku 2010, po uprzednim uzyskaniu zgody Komisji, państwa członkowskie mają prawo stosować alternatywne w stosunku do ścieżki bezpośredniej metody obliczania oszczędności energii chemicznej paliwa i uznawania kogeneracji jako wysokosprawnej; rozróżnia się trzy podścieżki zgodnie z zapisami ustępów 1, 2 i 3 artykułu 12 Dyrektywy.

Schemat blokowy procedur zastosowania wytycznych w Dyrektywie wymaga szczegółowej analizy.

W rozdziale 6 przedstawiono procedury obliczania produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu. W pierwszym kroku należy sprawdzić, czy cała produkcja spełnia kryteria określone w Aneksie II. Jeżeli nie, należy zidentyfikować ilość produkcji elektryczności i ciepła wytwarzanych poza skojarzeniem. Podobnie jak to opisano w Drafcie ze stycznia 2006 sprawdza się poziom rocznych sprawności ogólnych. Dotrzymanie wartości odpowiednio 80 % dla układów gazowo-parowych i elektrociepłowni z turbinami upustowo-kondensacyjnymi oraz 75 % dla pozostałych technologii skojarzonych pozwala

13