Mgr inz. Jacek KALINA
Dr hab. inz. Janusz SKOREK
Politechnika Slaska w Gliwicach
Instytut Techniki Cieplnej
Zaklad Termodynamiki i Energetyki Gazowej
Dr inz. Ryszard BARTNIK
NOVEL – EnergoConsulting S.C.
Analiza techniczno-ekonomiczna oplacalnosci nadbudowy elektrocieplowni parowej
turbina gazowa i kotlem odzyskowym
1. Wprowadzenie
Skojarzone wytwarzanie ciepla i energii elektrycznej jest jedna z bardziej efektywnych
technologii konwersji energii chemicznej paliwa do postaci nosników uzytecznych. Obecnie
w kraju realizowana jest ona glównie w elektrocieplowniach zawodowych i przemyslowych z
kotlami weglowymi i turbinami parowymi [9]. Uklady obecnie pracujacych elektrocieplowni
charakteryzuja sie duzymi mocami wynikajacymi z zapotrzebowania na cieplo jakie
wystepowalo u odbiorców koncowych w latach, gdy byly one projektowane. W ostatnim
okresie zauwaza sie jednak znaczny spadek zapotrzebowania ciepla po stronie odbiorców co
wynika z racjonalizacji zuzycia energii, procesów restrukturyzacyjnych i spadku produkcji
przemyslu krajowego. Wobec tego faktu urzadzenia zainstalowane w elektrocieplowniach
okazuja sie byc przewymiarowane (czasami znacznie) w stosunku do warunków w jakich
musza obecnie pracowac. Mala elastycznosc pracy ukladów parowych z kotlami weglowym,
spowodowana duza bezwladnoscia cieplna i stosunkowo wysokim poziomem minimalnych
dopuszczalnych obciazen poszczególnych urzadzen wymusza poszukiwanie nowych
rozwiazan modernizacyjnych. Za modernizacja istniejacych ukladów cieplnych
elektrocieplowni przemawia dodatkowo zawansowany wiek zainstalowanych urzadzen,
glównie kotlów i turbin.
Jednym z mozliwych rozwiazan technicznych pozwalajacym na poprawe warunków
pracy i parametrów eksploatacyjnych elektrocieplowni jest instalacja modulu z turbina
gazowa i kotlem odzyskowym zasilanego gazem ziemnym. Pozwala to na zwiekszenie
elastycznosci pracy elektrocieplowni jako calosci oraz dodatkowo wplywa na obnizenie
zuzycia wegla i wielkosc emisji substancji szkodliwych do otoczenia. Poprawie powinny ulec
równiez wskazniki technicznej efektywnosci procesu konwersji energii w elektrocieplowni
jako calosci.
Termodynamicznie uzasadnione jest wytwarzanie pracy w takich urzadzeniach w których
czynnikiem roboczym sa bezposrednio spaliny o wysokiej temperaturze (turbiny gazowe,
silniki spalinowe) [6]. Uwzgledniajac ponadto, ze spaliny wyplywajace z turbiny gazowej lub
silnika spalinowego maja podwyzszona temperature (w przypadku turbiny gazowej jest to
okolo 500 – 600
0
C) mozna wykorzystac je do produkcji pary swiezej o parametrach
identycznych jak w kotlach weglowych. Para ta moze zostac wykorzystana w obiegu
klasycznej elektrocieplowni parowej co w efekcie prowadzi do powstania kombinowanego
ukladu parowo-gazowego [1]. Polaczenie turbiny gazowej z turbina parowa i z wytwarzaniem
ciepla grzejnego w uklad kombinowanej elektrocieplowni parowo gazowej jest bardzo
celowe, bowiem w tym przypadku energia eklektyczna jest produkowana w górnym zakresie
temperatury czynników roboczych, a cieplo grzejne w dolnym zakresie temperatury (co
przedstawiono schematycznie na rys. 1).
W najprostszy sposób uklad elektrocieplowni kombinowanej parowo-gazowej moze
zostac utworzony przez nadbudowe istniejacej elektrocieplowni parowej modulem z turbina
gazowa i kotlem odzyskowym. Para wytwarzana w kotle odzyskowym zasilac bedzie w tym
przypadku istniejacy uklad turbin parowych prowadzac tym samym do zmniejszenia
obciazenia kotlów weglowych.
Rys. 1. Skojarzone wytwarzanie ciepla i energii elektrycznej z wykorzystaniem spalin jako
czynnika roboczego w obiegu silnika cieplnego (
N
Q? - cieplo napedowe uzyskane w wyniku
spalenia paliwa,
u
Q? - czesc ciepla wyprowadzonego z wysokotemperaturowego obiegu silnika
przekazana do czynnika grzewczego,
ot
Q? - cieplo tracone do otoczenia,
g
Q?
- cieplo grzewcze)
W dalszej czesci pracy przeprowadzono analize techniczno-ekonomiczna celowosci
proponowanej modernizacji elektrocieplowni parowej. Przeanalizowane zostaly rózne
warianty technicznej realizacji projektu.
2. Praca elektrocieplowni w warunkach zmniejszajacego sie zapotrzebowania na cieplo
Analize techniczno-ekonomiczna przykladowego projektu inwestycyjnego, polegajacego
na instalacji modulu z turbina gazowa i kotlem odzyskowym w elektrocieplowni parowej,
przeprowadzono dla przykladowej elektrocieplowni zawodowej. Elektrocieplownia wytwarza
goraca wode grzewcza na potrzeby miejskiej sieci cieplowniczej oraz pare technologiczna dla
odbiorców przemyslowych. W chwili obecnej w elektrocieplowni (EC) zainstalowane sa trzy
kotly parowe OP 130 opalane weglem kamiennym, kociol wodny WP 120, dwa turbozespoly
upustowo-kondensacyjne o mocach elektrycznych 18 MW i 12 MW oraz jeden turbozespól
przeciwprezny o mocy 12 MW. Nominalna wydajnosc kotla parowego wynosi 130 t/h a
maksymalna osiagalna wynosi 150 t/h. W kotlach wytwarzana jest para przegrzana o
cisnieniu 3.8 MPa i temperaturze 450
O
C. Moc cieplna kotla wodnego natomiast wynosi 140
MW. Moc elektryczna osiagalna EC wynosi obecnie 42 MW, przy maksymalnej mocy
cieplnej 332 MW. Uproszczony schemat technologiczny Zakladu przedstawiono na rys. 2.
Wykres uporzadkowany zapotrzebowania ciepla w miejskiej sieci cieplowniczej
przedstawiono na rys. 3. Najwieksze problemy w pracy elektrocieplowni wystepuja poza
sezonem grzewczym, kiedy znacznie obniza sie zapotrzebowanie na cieplo. Wymagana
produkcja pary w kotlach weglowych ze wzgledu na zapotrzebowanie ciepla powinna
wynosic w tym okresie 25 – 50 t/h. Minimalne zapotrzebowanie ciepla w wodzie goracej
wystepuje latem i wynosi 16 MW. Poza woda grzewcza elektrocieplownia wytwarza pare
technologiczna, której pobór charakteryzuje sie znacznymi wahaniami w cyklu dobowym.
Strumien pary technologicznej zmienia sie od 0 do 17 t/h z chwilowymi, krótkotrwalymi
wzrostami do 20 t/h. W czasie zaniku odbiorów pary technologicznej przy najmniejszych
wartosciach zapotrzebowania ciepla w sieci cieplowniczej wystepuje najmniejsze
zapotrzebowania na pare w ilosci 25 t/h (przy uwzglednieniu równiez potrzeb wlasnych
ukladu).
Rys. 2. Uproszczony schemat ukladu cieplnego elektrocieplowni (K – kociol; T1 – turbina
przeciwprezna; T2
– turbina upustowo-kondensacyjna I; T3 + T4
– turbina
upustowo-kondensacyjna II; RS1, RS2, RS3
– stacje redukcyjno schladzajace;
ZWZ – zbiornik wody zasilajacej; ODG – odgazowywacz; SK1, SK2 – skraplacze; WC1,
WC2, WC3 – wymienniki cieplownicze; P – pompa; KP – kolektor wody powrotnej,
KZ – kolektor wody zasilajacej, KW – kociol wodny; OC – odbiór ciepla)
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
czas, godziny
Moc cieplna, MW
Rys. 3. Uporzadkowany wykres zapotrzebowania ciepla w miejskiej sieci cieplowniczej
Minimum techniczne kotlów OP 130 wynosi 80 t/h. Powoduje to, ze w czasie
najmniejszych obciazen cieplnych ukladu znaczna czesc pary kierowana jest do turbin
upustowo-kondensacyjnych. Na rysunku 4 przedstawiono produkcje ciepla w kotlach
parowych oraz ilosc ciepla kierowana do odbiorców zewnetrznych w postaci pary
technologicznej i goracej wody.
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
styczen
luty
marzec
kwiecien
maj
czerwiec
lipiec
sierpien
wrzesien
pazdziernik
listopad
grudzien
miesiac
Produkcja i zuzycie ciepla, GJ
Produkcja ciepla w kotlach, GJ
Sprzedaz ciepla do odbiorców zewnetrznych, GJ
Rys. 4. Produkcja i odbiór ciepla z elektrocieplowni w ciagu roku
Z rysunku 4 wynika, ze w okresie letnim odbiór ciepla przez odbiorców zapewnia
wykorzystanie mniej niz 50 % ciepla wytwarzanego w kotlach. Powoduje to znaczny spadek
sredniego wskaznika wykorzystania energii chemicznej paliwa netto (sprawnosci calkowitej
netto), okreslonego równaniem [8], [9]:
d
g
el
C
PW
Q
E
?
?
?
(1)
gdzie: E
el
– energia elektryczna sprzedana w danym okresie, Q
g
– cieplo sprzedane, P – ilosc
spalonego paliwa, W
d
– wartosc opalowa paliwa.
Zmiany sredniej sprawnosci calkowitej netto, a takze sredniego wskaznika skojarzenia
netto
? = E
el
/ Q
g
[9] dla elektrocieplowni przy jej obecnym ukladzie cieplnym przedstawiono
na rys. 5.
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
luty
m
arz
ec
ma
j
cz
erw
iec
lipiec
listopad
miesiac
sprawnosc calkowita
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
wskaznik skojarzenia
srednia miesieczna sprawnosc calkowita netto
sredni miesieczny wskaznik skojarzenia netto
Rys. 5. Srednia sprawnosc calkowita i wskaznik skojarzenia w poszczególnych miesiacach
Na rysunku 5 jest widoczne, ze w okresie letnim efektywnosc wykorzystania paliwa w
elektrocieplowni jest bardzo niska. Wynika to bezposrednio ze znacznego udzialu pracy
kondensacyjnej w calkowitej ilosci zuzywanej energii. Niska sprawnosc ukladu powoduje
wzrost skladnika zmiennego kosztu wytwarzania ciepla (zwiazanego ze zuzyciem paliwa i
powiazana z nim emisja substancji szkodliwych do atmosfery).
W ramach planowanego przedsiewziecia rozwazono budowe ukladu z turbina gazowa i
kotlem odzyskowym w celu poprawy wskazników technicznych jak równiez obnizenia kosztu
jednostkowego wytwarzania ciepla. Produkcja w kotle odzyskowym za turbina pary o
parametrach identycznych jak w kotlach weglowych daje mozliwosc polaczenia kotla
odzyskowego z kolektorem pary swiezej za kotlami weglowymi. Spowoduje to, ze warunki
pracy ukladu parowego nie ulegna zmianie w stosunku do stanu obecnego. Ponadto budowa
kotla odzyskowego o wydajnosci odpowiadajacej obecnej minimalnej wydajnosci kotla
weglowego pozwoli przy najmniejszych obciazeniach cieplnych odstawic z ruchu kotly
weglowe, przy czym produkcja energii elektrycznej w ukladzie parowym pozostanie
niezmienionym poziomie.
Dobór kotla odzyskowego o mniejszej wydajnosci pozwoli wyeliminowac równiez prace
turbozespolów kondensacyjnych. Doprowadzi to do poprawy wskaznika wykorzystania
energii chemicznej paliwa w ukladzie.
W obu przypadkach realizacja projektu powinna doprowadzic do obnizenia
jednostkowego kosztu wytwarzania ciepla, gdyz przy nie zmienionej ilosci ciepla
sprzedawanego odbiorcom wzrosnie sprzedaz energii elektrycznej. Z drugiej jednak strony
realizacja projektu wymaga znacznych nakladów inwestycyjnych co powoduje koniecznosc
zbadania oplacalnosci ekonomicznej. Inwestycja moze zostac zrealizowana jedynie wówczas
gdy korzysci techniczne doprowadza wygenerowania zysku w sensie ekonomicznym [1].
3. Analiza techniczna proponowanych wariantów rozwiazania technicznego projektu
Obliczenia przeprowadzono dla trzech wariantów technicznej realizacji projektu
inwestycyjnego, polegajacego na dobudowaniu do istniejacego ukladu turbiny gazowej i kotla
odzyskowego. Charakterystyke proponowanych rozwiazan przedstawiono w tablicy 1.
Tablica 1
Analizowane warianty techniczne realizacji inwestycji
Wariant
Opis wariantu
Zainstalowana moc
elektryczna (moc cieplna)
MW
Calkowite naklady
inwestycyjne
PLN
1
(wyjsciowy)
Turbina ABB GT10B. Jednocisnieniowy
kociol odzyskowy z dopalaniem o
wydajnosci maksymalnej 85 ton pary/h.
24.6 (67.2)
88621000
2
Turbina ABB GT10B. Jednocisnieniowy
kociol odzyskowy bez dopalania o
wydajnosci maksymalnej 39 ton pary/h.
Wymiennik cieplowniczy spaliny-woda o
mocy 8.6 MW.
24.6 (37)
70371000
3
Turbina GE PG5371(PA).
Jednocisnieniowy kociol odzyskowy bez
dopalania i wymiennik cieplowniczy
spaliny-woda o mocy 15 MW.
26.3 (52.8)
68895665
Jako pierwszy wariant analizowano instalacje turbiny gazowej ABB GT10B i kotla
odzyskowego z dopalaniem. Wymagana wydajnosc kotla odzyskowego przyjeto na poziomie
85 t/h co zapewnia niezmieniona w stosunku do stanu obecnego prace ukladu parowego. Para
o temperaturze 450
O
C i cisnieniu 3.9 MPa wytwarzana w kotle odzyskowym kierowana jest
do kolektora pary swiezej wraz z para z kotlów weglowych. Woda zasilajaca kociol
odzyskowy doprowadzana bedzie z istniejacego ukladu odgazowywaczy. Uproszczony,
ogólny schemat instalacji przedstawiono na rys. 6. Zalozono, ze uklad z gazowy bedzie
pracowal w podstawie obciazenia cieplnego elektrocieplowni co zapewni jego maksymalne
wykorzystanie w ciagu roku. Roczny czas pracy przyjeto równy 8350 godzin.
Rys 6. Schemat czesci ukladu cieplnego elektrocieplowni zwiazanej z inwestycja
Parametry techniczne turbozespolu w warunkach ISO przedstawiaja sie nastepujaco [10]:
-
moc na zaciskach generatora – 24600 kW
-
sprawnosc energetyczna turbozespolu – 34.2 %
-
stosunek sprezania – 14.0
-
temperatura spalin za turbina – 543
O
C
-
predkosc obrotowa turbiny – 7700 1/min.
Osiagalne parametry turbozespolu w rzeczywistym ukladzie uzaleznione sa od strat
cisnienia na wlocie i wylocie z turbiny oraz temperatury otoczenia. Zmiennosc temperatury
otoczenia uwzgledniono wykorzystujac wartosci sredniej miesiecznej temperatury otoczenia
dla III strefy klimatycznej. Na rysunku 7 przedstawiono zmiany osiagalnej mocy i sprawnosci
proponowanych turbin gazowych w poszczególnych miesiacach roku. Rysunek 8 ilustruje
mozliwosci produkcyjne kotlów odzyskowych bez dopalania (wydajnosc wynikajaca jedynie
z parametrów spalin za turbina). Mozliwy do uzyskania strumien pary oceniono przyjmujac
wartosc przewezenia temperaturowego w parowaczu kotla równa 15
O
C. Jak wynika z
rysunków moc, sprawnosc i wydajnosc kotlów zmniejszaja sie wraz ze wzrostem temperatury
otoczenia, co jest zjawiskiem typowym dla turbin gazowych [3], [4]. Z drugiej jednak strony
moc cieplna osiagalna w stosunku do mocy elektrycznej turbozespolu zwieksza sie co
prowadzi do wzrostu wskaznika wykorzystania energii chemicznej paliwa w ukladzie
gazowym. Ksztaltuje sie on na poziomie 0.74 w ukladzie bez dopalania.
Wedlug pierwotnie przyjetych zalozen w wariancie 1, wydajnosc kotla odzyskowego
dobrano zakladajac, ze strumien wytwarzanej pary zapewni niezmienione warunki pracy
ukladu parowego. Z zalozenia tego wynika równiez, ze nie ulegnie zmianie ilosc energii
elektrycznej wytwarzanej w ukladzie parowym. Stad przeplyw pary przez turbozespól
zapewniajacy poprawna jego prace okreslono na poziomie 85 t/h.. Z rysunku 8 wynika, ze dla
wytworzenia wymaganego strumienia pary konieczne jest zastosowanie kotla odzyskowego z
dopalaniem.
Palniki dopalajace uruchamiane sa w chwili gdy odstawiane sa kotly weglowe. W czasie
pracy z dopalaniem sprawnosc calkowita (1) dla ukladu gazowego wzrasta do wartosci 0.89
co wynika z nizszej temperatury spalin opuszczajacych kociol odzyskowy (zmienia sie
rozklad temperatury). Moment odstawienia kotlów weglowych obliczono na podstawie
sredniej miesiecznej wydajnosci kotlów. Jezeli wydajnosc ta jest mniejsza od minimum
technicznego jednego kotla, kotly weglowe sa odstawiane z ruchu. Oszacowano, ze kotlownia
weglowa moze zostac odstawiona z ruchu na okres 5 miesiecy w roku (maj – wrzesien). W
okresie tym wymagane jest dopalanie gazu w kotle odzyskowym.
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
sty.
luty
mar.
kwi.
maj
czer.
lip.
sier.
wrze.
paz.
list.
gru.
miesiac
moc elektryczna turbozespolu gazowego, MW
0.20
0.22
0.24
0.26
0.28
0.30
0.32
0.34
0.36
sprawnosc wytwarzania energii elektrycznej w
turbozespole gazowym
Srednia moc elektryczna turbozespolu ABB GT10B
Srednia moc elektryczna turbozespolu GE PG5371(PA)
Srednia sprawnosc turbozespolu ABB GT10B
Srednia sprawnosc turbozespolu GE PG5371(PA)
Rys. 7. Srednia miesieczna moc i sprawnosc turbozespolów gazowych ABB GT10B oraz GE
PG5371(PA)
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
miesiac
srednia wydajnosc kotla odzyskowego bez
dopalania, t/h
Kociol za turbina
ABB GT10B
Kociol za turbina
GE PG5371(PA)
Rys. 8. Szacowana produkcja pary w kolach odzyskowych bez dopalania
Wytwarzanie niezmienionej ilosci pary po realizacji inwestycji zapewni wprawdzie w
wariancie 1 najwiekszy przyrost produkcji energii elektrycznej (rys. 9), z drugiej jednak
strony wymagac bedzie dalszej pracy turbin kondensacyjnych. W rezultacie doprowadzi to
jedynie niewielkiego przyrostu wskaznika wykorzystania energii chemicznej paliwa w
elektrocieplowni. Z rysunku 12 wynika, ze pomimo stosunkowo wysokiej sprawnosci
calkowitej ukladu gazowego (0.89) dla elektrocieplowni jako calosci wartosc ta pozostaje
nadal na niskim poziomie (niewiele powyzej 0.5).
0
5000
10000
15000
20000
25000
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
miesiac
Przyrost produkcji energii elektrycznej, MWh
Wariant 1
Wariant 2
Wariant 3
Rys. 9. Przyrost produkcji energii elektrycznej dla analizowanych wariantów
Podkreslic nalezy, ze w wyniku realizacji inwestycji nie nastepuje przyrost produkcji
ciepla a jedynie zwieksza sie ilosc wytwarzanej energii elektrycznej. Z drugiej strony praca
ukladu gazowego prowadzi do zmniejszenia zuzycia paliwa w ukladzie weglowym. Stad tez
dodatkowa ilosc energii elektrycznej obciazona jest znacznie mniejszym zuzyciem energii
chemicznej paliwa niz w przypadku samodzielnej pracy turbiny gazowej (rys. 10). Wynika to
z faktu, ze od energii chemicznej gazu ziemnego spalanego w turbinie odejmowana jest
wartosc zaoszczedzonej energii chemicznej nie spalonego wegla i oleju. Najwieksze
zmniejszenie jednostkowego zuzycia energii napedowej nastepuje w okresie letnim, kiedy
kotlownia weglowa jest odstawiana z ruchu.
-10
-5
0
5
10
15
sty.
luty
mar.
kwi.
maj
czer.
lip.
sier.
wrze.
paz.
list.
gru.
miesiac
Jednostkowe zuzycie energii chemicznej paliwa
obciazajace wytwarzanie dodatkowej ilosci energii
elektrycznej, GJ/MWh
Turbozespól ABB GT10B
Turbozespól GE PG5371(PA)
Wariant 1
Wariant 2
Wariant 3
Rys. 10. Porównanie jednostkowego zuzycia energii chemicznej paliw obciazajace
wytwarzanie energii elektrycznej w turbinach gazowych i w elektrocieplowni
Drugi z zaproponowanych wariantów modernizacji, w stosunku do wariantu
wyjsciowego, charakteryzuje sie brakiem dopalania w kotle odzyskowym. Kociol ten
powinien zostac zaprojektowany na wydajnosc 39 t/h, wynikajaca z dostepnego strumienia i
parametrów spalin za turbina (rys. 8).
Zalozono, ze w okresie letnim odstawiane beda z ruchu równiez turbozespoly upustowo-
kondensacyjne. Przeprowadzone obliczenia bilansowe pokazaly, ze wydajnosc kotla
odzyskowego zapewni mozliwosc wykorzystania jedynie turbiny przeciwpreznej T1 (rys. 2).
Minimalna moc tej turbiny wynosi 1.8 MW przy strumieniu dolotowym pary równym 17 t/h.
W efekcie realizacja projektu wedlug zalozen wariantu 2 prowadzi do znacznie mniejszego
przyrostu produkcji energii elektrycznej w elektrocieplowni (rys. 9).
Po przeprowadzeniu obliczen bilansowych kotla uzyskano stosunkowo wysoka wartosc
temperatury spalin na wylocie z podgrzewacza wody (196
O
C). Zaproponowano by za kotlem
zainstalowac dodatkowy wymiennik cieplowniczy spaliny-woda, w którym spaliny uleglyby
dalszemu ochlodzeniu. Rozklad temperatury w kotle odzyskowym, i wymienniku
cieplowniczym w funkcji ilosci wymienianego ciepla przedstawiono na rys.11. Ochladzajac
strumien pary za kotlem odzyskowym do temperatury rzedu 90
O
C mozliwa jest do uzyskania
moc wymiennika na poziomie 8.6 MW. Wartosc taka uwzgledniono w obliczeniach
bilansowych. Przyjeta stosunkowo niska temperatura spalin wylotowych jest mozliwa do
osiagniecia przy spalaniu gazu ziemnego.
Rys. 11. Rozklad temperatury w kotle odzyskowym bez dopalania i wymienniku
cieplowniczym spaliny-woda za turbozespolem ABB GT10B
Jako ostatni sposób technicznej realizacji projektu zalozono budowe ukladu gazowego w
oparciu o turbozespól o mniejszej sprawnosci energetycznej i nieco wiekszej mocy
elektrycznej niz w wariantach 1 i 2. Pozwoli to na zwiekszenie mocy cieplnej kotla
odzyskowego bez dopalania (rys. 8) oraz wyzsza niz wariancie 2 dodatkowa produkcje
energii elektrycznej (rys. 9). Zaproponowano wykorzystanie turbiny GE PG5371(PA).
Parametry techniczne w warunkach ISO turbozespolu przedstawiaja sie nastepujaco [10]:
-
moc na zaciskach generatora – 26300 kW
-
sprawnosc energetyczna turbozespolu – 28.5 %
-
stosunek sprezania – 10.5
-
temperatura spalin za turbina – 487
O
C
-
predkosc obrotowa turbiny – 5094 1/min.
Wiekszy strumien spalin za turbina (122.9 kg/s w porównaniu z 78.1 kg/s dla ABB
GT10B) powoduje, ze mozliwa jest do uzyskania wydajnosc kotla odzyskowego bez
dopalania na poziomie 48 t/h (przy zalozonych ograniczeniach temperaturowych w
konstrukcji kotla). Ponadto temperatura spalin opuszczajacych kociol wynosi ok. 210
O
C.
Daje to mozliwosc produkcji ok. 15 MW wody grzewczej w oparciu o wymiennik
cieplowniczy spaliny-woda. Calkowita srednia laczna moc cieplna bloku gazowego wyniesie
wiec 60 MW. Schemat proponowanego ukladu przedstawiono jest analogiczny jak na rys. 6
(bez palników dopalajacych).
Podobnie jak w poprzednio analizowanych przypadkach, w okresie letnim nie beda
pracowaly kotly weglowe i uklad turbin parowych upustowo-kondensacyjnych. Ze wzgledu
na dostepny strumien pary i potrzeby cieplne odbiorców mozliwa jest jedynie praca
turbozespolu przeciwpreznego T1 (rys.2).
Stosunkowo wysoka sprawnosc turbozespolu gazowego ABB GT10B (w porównaniu z
PG5371(PA)) oraz znaczny stopien wykorzystania energii chemicznej spalin prowadza w
wariancie 2 do wyraznej poprawy sredniej sprawnosci elektrocieplowni netto co
przedstawiono na rys. 12. Sprawnosc calkowita netto dla elektrocieplowni przyjmuje tu
wartosci powyzej 65 % (poza lipcem, kiedy turbina gazowa jest odstawiana w celu
wykonania czynnosci serwisowych).
Równiez wielkosc jednostkowego zuzycia energii chemicznej paliwa przypadajacej na
wytworzenie dodatkowej ilosci energii elektrycznej przedstawia najkorzystniej sie w
wariancie 2 (rys.10). W okresie letnim, jak widac wielkosc ta przyjmuje wartosci ujemne co
przy dodatnim przyroscie produkcji swiadczy, o obnizeniu zuzycia energii chemicznej paliw
w stosunku do stanu obecnego. Przedsiewziecie jest wiec efektywne z energetycznego punktu
widzenia.
Wskazniki technicznej efektywnosci inwestycji w wariancie z turbina GE-PG5371(PA)
przedstawiono na rys. 10 i 12. W stosunku do wariantu 2 z turbina ABB GT10B obnizeniu
ulegl wskaznik wykorzystania energii chemicznej paliwa w elektrocieplowni jako calosci. W
okresie letnim wartosci porównywalne sa z uzyskanymi w wariancie 1 a w okresie zimowym
z ukladem przed modernizacja. Wynika to z nizszej sprawnosci energetycznej turbozespolu
oraz faktu, ze moc cieplna ukladu w okresie letnim nie jest w pelni wykorzystana z uwagi na
niskie zapotrzebowanie ciepla. Ponadto mniejsza sprawnosc wytwarzania energii elektrycznej
powoduje, ze przyrost ilosci energii elektrycznej zwiazany jest z wiekszym zuzyciem paliwa.
Wartosci jednostkowego zuzycia paliwa na produkcje dodatkowej ilosci energii elektrycznej
sa tu wieksze niz w przypadku wariantu z turbina ABB GT10B i kotlem bez dopalania
(rys.10).
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
sty.
luty
mar.
kwi.
maj
czer.
lip.
sier.
wrze.
paz.
list.
gru.
miesiac
Sprawnosc calkowita elektrocieplowni netto
Przed modernizacja
Po modernizacji - wariant 1
Po modernizacji - wariant 2
Po modernizacji - wariant 3
Rys. 12. Porównanie sredniej sprawnosci calkowitej elektrocieplowni netto w
porównywanych wariantach
4. Efektywnosc ekonomiczna inwestycji
W dalszej czesci pracy przeprowadzono obliczenia oplacalnosci przedsiewziecia. Jako
glówny wskaznik decydujacy o oplacalnosci inwestycji przyjeto zaktualizowana wartosc
projektu netto NPV po zakonczeniu zalozonego okresu N lat eksploatacji [2], [5], [7].
?
?
?
?
?
?
?
N
t
t
t
N
t
t
t
a
r
0
0
CF
)
1
(
CF
NPV
(2)
gdzie: t - biezacy rok eksploatacji, N - calkowita liczba lat eksploatacji, CF
t
- przeplyw pieniezny obliczony na
koncu roku t.
Poza wartoscia zaktualizowana projektu netto obliczano równiez wskazniki pomocnicze
takie jak zredukowana wartosc zaktualizowana netto NPVR, wewnetrzna stopa zwrotu IRR
oraz prosty i zdyskontowany okres zwrotu nakladów inwestycyjnych SPBP i DPBP.
Analize ekonomiczna przeprowadzono przy zalozeniu niezmiennej ilosci sprzedawanego
ciepla po realizacji inwestycji w stosunku do stanu obecnego. Wynika stad, ze po realizacji
inwestycji sprzedaz ciepla z elektrocieplowni nie przyniesie dodatkowych przychodów.
Realizacja projektu (a co sie z tym wiaze calosc poniesionych nakladów inwestycyjnych)
prowadzi do nastepujacych korzysci:
-
wzrostu produkcji energii elektrycznej,
-
oszczednosci wegla do kotlów wynikajacej z ograniczenia czasu pracy kotlów oraz ze
zmniejszonego ich obciazenia,
-
oszczednosci kosztów remontów (kotly weglowe odstawione sa z ruchu w chwilach gdy
warunki pracy sa dla nich najbardziej niekorzystne tj. najmniejsze zapotrzebowanie ciepla
w okresie letnim),
-
zmniejszenia emisji zanieczyszczen do atmosfery.
Z drugiej strony pojawia sie natomiast koszty zwiazane z praca ukladu gazowego. Beda to
koszty zarówno stale zwiazane z wymaganymi nakladami inwestycyjnymi jak i koszty
zmienne, glównie wynikajace ze spalania paliwa. Schematycznie sytuacje Zakladu przed i po
realizacji inwestycji przedstawiono na rys. 13 i 14.
Obecny uklad
technologiczny
EC
zuzycie wlasne
energii
produkcja ciepla brutto
produkcja energii
elektrycznej brutto
E
el_S
Q
S
K
Rys. 13. Schemat przeplywów finansowych przed realizacja inwestycji (Q
S
– ilosc
sprzedanego ciepla; E
el_S
– ilosc sprzedanej energii elektrycznej, K – calkowite koszty roczne)
Wszystkie pozycje kosztowe zwiazane z eksploatacja istniejacego ukladu weglowego
nadal pozostana w bilansie finansowym Zakladu. Przeprowadzona analiza ekonomiczna ma
charakter porównawczy (stanu po realizacji inwestycji i stanu obecnego). Roczne przeplywy
pieniezne obliczane dla potrzeb metod dyskontowych obecnie mozna zapisac zaleznoscia:
L
A
P
F
K
e
E
e
Q
d
el
S
el
c
S
?
?
?
?
?
?
?
)
(
CF
_
(3)
gdzie: Q
S
– ilosc sprzedanego ciepla;, E
el_S
– ilosc sprzedanej energii elektrycznej; e
C
-
jednostkowa cena sprzedazy ciepla, e
el
– jednostkowa cena sprzedazy energii elektrycznej; K
– roczne koszty calkowite; F – koszty finansowe (odsetki); P
d
– podatek dochodowy; A –
amortyzacja; L – wartosc likwidacyjna
Uklad
technologiczny
EC po realizacji
inwestycji w
uklad z turbina
gazowa
zuzycie wlasne
energii
produkcja ciepla brutto
produkcja energii
elektrycznej brutto
E
el_S
+
? E
el_S
Q
S
K –(-
? K
w
)+
?K
G
Rys. 14. Schemat przeplywów finansowych po realizacji inwestycji (
? E
el_S
, - przyrost
sprzedazy energii elektrycznej, –
? K
W
obnizenie kosztów w ukladzie weglowym (wartosc
dodatnia);
? K
G
– wzrost kosztów w ukladzie gazowym)
Po realizacji inwestycji przeplywy pieniezne przedstawiaja sie nastepujaco:
L
A
P
F
K
K
e
E
L
A
P
F
K
e
E
e
Q
d
G
W
el
S
el
d
el
S
el
C
S
?
??
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
)
(
]
)
(
[
F
C
_
_
(4)
gdzie: wielkosci z symbolem ‘ dotycza ukladu gazowego; E
el
e
el
- stanowi przychód ze
sprzedazy energii elektrycznej; e
el
- jednostkowa cena sprzedazy energii elektrycznej.
Po odjeciu stronami zaleznosci (4) i (3) otrzymamy zmiane przeplywów pienieznych
zwiazanych z realizacja przedsiewziecia.
L
A
P
F
K
K
e
E
CF
d
G
W
el
S
el
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
)
(
CF
-
F
C
_
(5)
Ponadto w analizach badano zmiany jednostkowego kosztu wytwarzania ciepla w EC w
wyniku realizacji przedsiewziecia. W chwili obecnej koszt jednostkowy produkcji ciepla
mozna opisac zaleznoscia wynikajaca z obciazenia produkcji energii elektrycznej kosztem
uniknietym, odpowiadajacym wartosci sprzedazy energii elektrycznej [7]:
S
el
S
el
c
Q
e
E
K
k
_
?
?
(6)
Gdzie: K – calkowity roczne koszt dzialania EC, PLN; k
c
– jednostkowy koszt wytwarzania ciepla, PLN/GJ
Po realizacji inwestycji w uklad z turbina gazowa sredni jednostkowy koszt wytwarzania
ciepla przedstawic mozna zaleznoscia:
S
el
S
el
S
el
TG
W
nowy
c
Q
e
E
E
K
K
K
k
)
(
)
(
)
(
_
_
?
?
?
?
?
?
?
?
?
(7)
gdzie
? E
el_S
– przyrost ilosci sprzedanej energii elektrycznej, MWh; k
el
– jednostkowy koszt
wytwarzania energii elektrycznej = jednostkowa cena sprzedazy energii elektrycznej,
PLN/MWh.
Warunkiem koniecznym (ale nie wystarczajacym) jaki musi wystapic by inwestycja byla
efektywna ekonomicznie (oplacalna) jest:
c
nowy
c
k
k
?
(8)
Lub gdy zmiana kosztu jednostkowego osiaga wartosc ujemna:
0
)
(
)
(
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
S
el
S
W
TG
c
nowy
c
c
Q
e
Eel
K
K
k
k
k
(9)
W dalszych obliczeniach ekonomicznych nie uwzgledniono obnizenia kosztów
remontów, materialów pomocniczych i surowców nieenergetycznych (czesc pozycji –
? K
w
)
zwiazanego z ograniczeniem wykorzystania kotlowni weglowej. Pozycja ta jest trudna do
oszacowania, z drugiej strony jednak jej stosunkowo nieduza wartosc ma niewielki wplyw na
wyniki obliczen (w obliczeniach ujeto jedynie obnizenie kosztów emisji oraz obnizenie
zuzycia wegla i oleju opalowego). Pozostale pozycje kosztów EC przyjeto na niezmienionym
poziomie. Wynika to z faktu pozostawienia istniejacego ukladu technologicznego w obecnej
postaci.
Przed przedstawieniem wyników analizy ekonomicznej konieczne jest podanie
wazniejszych zalozen przyjetych do obliczen. Przedstawiaja sie one nastepujaco:
1. Ceny nie zawieraja podatku VAT.
2. Przyjeto, ze realizowana inwestycja nie spowoduje zmiany kosztów osobowych oraz
kosztów ogólnych w Zakladzie.
3. Jako bazowy poziom cen przyjeto: cena sprzedazy energii elektrycznej do sieci 117
PLN/MWh, srednia cena sprzedazy ciepla 18 PLN/GJ, cena zakupu wegla energetycznego
(z kosztami transportu) 200 PLN/tone, cena oleju opalowego 1300 PLN/tone. Cene
zakupu gazu ziemnego oszacowano na poziomie 0.495 PLN/m
3
n
.
4. Przyjeto udzial wlasny inwestora w finansowaniu przedsiewziecia na poziomie 13.5 %
wymaganych nakladów inwestycyjnych. Pozostala wymagana czesc sfinansowana
zostanie z kredytu komercyjnego o stopie procentowej 22 % w skali roku.
5. Czas splaty kredytu przyjeto 7 lat.
6. Czas budowy obiektu przyjeto 2 lata
7. Zalozono, ze w pierwszym roku budowy wydatkowanych bedzie 30 % nakladów
inwestycyjnych, reszta zas w roku drugim.
8. Czas eksploatacji obiektu przyjety do obliczen wynosi 20 lat
9. Wskaznik inflacji przyjeto na poziomie 11.4 %/rok (w chwili wykonywania obliczen).
10. Stope dyskonta obliczono dla przyjetego wariantu finansowania na poziomie 0.09.
11. W obliczeniach nie uwzgledniano wskazników wzrostu cen i kosztów.
Calkowite naklady inwestycyjne wymagane na realizacje przedsiewziecia w wariancie 1
oszacowano na poziomie 88621000 PLN (w tym turbozespól 38377500 PLN, kociol
odzyskowy z dopalaniem 22430000 PLN). Po przeprowadzeniu obliczen ekonomicznych
stwierdzono, ze realizacja inwestycji wg zalozen wariantu wyjsciowego nie jest oplacalna. W
ciagu 20 lat eksploatacji obiektu nie uzyskano dodatniej wartosci róznicy przychodów i
kosztów. Wartosc NPV dla tego okresu wyniosla –90468206 PLN a NPVR –0.99.
Jednostkowy koszt wytwarzania ciepla w EC wzrósl w stosunku do wartosci obecnej srednio
o 3.66 PLN (najwiekszy wzrost w latach splaty kredytu wraz z odsetkami). Obliczone
wskazniki oplacalnosci przyjmuja bardzo niekorzystne wartosci a przebieg zmiennosci
wartosci inwestycji w kolejnych latach eksploatacji nie rokuje szans na radykalna poprawe
wyników (ujemna .wartosc róznicy przychodów i kosztów).
Obliczony próg rentownosci (BEP) dla ceny sprzedazy energii elektrycznej wyniósl
187.4 PLN/MWh Podobnie po obliczeniu progu rentownosci dla ceny zakupu gazu
otrzymano wartosc znacznie nizsza od wyjsciowej ceny gazu - 0.293/m
3
n
. Co stanowi wartosc
jednostki energii chemicznej paliwa (8.37 PLN/GJ) mniejsza niz obecna dla wegla (8.69).
Inwestycja wykazuje najwieksza wrazliwosc na zmiany ceny gazu ziemnego, nastepnie
ceny sprzedazy energii elektrycznej a w ostatniej kolejnosci (z analizowanych) wegla.
Wynika to glównie z faktu braku przychodów z ciepla wytwarzanego w ukladzie gazowym co
jest konsekwencja zalozenia o utrzymaniu produkcji pary na stalym (obecnym) poziomie.
Jedna z wazniejszych przyczyny braku oplacalnosci inwestycji w wariancie 1 sa wysokie
naklady inwestycyjne w zwiazku z budowa kotla odzyskowego z dopalaniem o duzej
wydajnosci. Podkreslenia wymaga, ze praca sekcji dopalajacej i produkcja pary z
maksymalna wydajnoscia odbywaja sie przez stosunkowo krótki, zaledwie 5 miesieczny
okres w roku.
Zaproponowane w wariancie 2 rozwiazanie, zmniejsza ilosc wytwarzanej w
elektrocieplowni energii elektrycznej, z drugiej jednak strony prowadzi do obnizenia
wymaganych nakladów inwestycyjnych (glównie na kociol odzyskowy). Naklady te
oszacowano na poziomie 70371000 PLN.
W analizie ekonomicznej przyjeto dodatkowo, ze w ukladzie kotlowni weglowej nastapi
obnizenie kosztów remontów wynoszace 30 % obecnej wartosci (choc w rzeczywistosci
wartosc ta jest trudna do oszacowania).
W wyniku przeprowadzonych obliczen ekonomicznych dla wariantu 2, otrzymano przy
bazowym poziomie cen wartosc NPV równa –8979004 PLN i okresy zwrotu wieksze od 20
lat. Prowadzi to do wniosku, ze pomimo znacznych korzysci energetycznych inwestycja
równiez nie jest oplacalna. W pierwszych latach eksploatacji nie uzyskano równiez dodatniej
wartosci przeplywów pienieznych CF. Z drugiej jednak strony nie ulegl zmianie jednostkowy
koszt wytwarzania ciepla w stosunku do stanu obecnego. Ponadto prosty okres zwrotu
nakladów inwestycyjnych osiagnal wartosc 10.3 roku co swiadczy, ze na niska oplacalnosc
uzyskana w analizie dynamicznej (dyskontowej) wplywa wysoki koszt pozyskania kapitalu.
Dla przyjetego wariantu finansowania przedsiewziecia przeprowadzono analize
wrazliwosci inwestycji na zmiany cen energii elektrycznej, wegla i gazu ziemnego. Jak
wykazaly obliczenia inwestycja wykazuje najwieksza wrazliwosc w stosunku do ceny zakupu
gazu ziemnego. W nastepnej kolejnosci istotna jest cena sprzedazy energii elektrycznej i
wreszcie cena zakupu wegla. Najwieksza wrazliwosc na zmiany ceny gazu wynika ze
znacznego jego zuzycia oraz wysokiej wyjsciowej ceny zakupu. Przy stosunkowo niskiej
cenie wegla i energii elektrycznej zmiana ceny gazu powoduje znaczne zmiany NPV.
Na rysunku 15 zaznaczono progi rentownosci inwestycji (BEP) dla poszczególnych
wartosci cen nosników energii. Obliczone wartosci progów rentownosci wyniosly kolejno:
cena sprzedazy energii elektrycznej 125.22 PLN/MWh, cena zakupu wegla 217.15 PLN/tone
oraz cena zakupu gazu ziemnego 0.472 PLN/tone.
W wariancie 3 calkowite naklady inwestycyjne oszacowano na poziomie 68895000 PLN.
Naklady te sa mniejsze niz w poprzednich wariantach, glównie ze wzgledu na nizszy koszt
turbiny gazowej i kotla odzyskowego.
Wyniki obliczen ekonomicznych przy bazowym poziomie cen ponownie jednak
wykazaly nieoplacalnosc inwestycji. W ciagu 20 lat eksploatacji obiektu nie uzyskano
dodatniej wartosci róznicy przychodów i kosztów. Koncowa wartosc wskaznika NPV
wyniosla
–69644848 PLN a NPVR –0.98. Ponadto w wyniku inwestycji wzrósl jednostkowy koszt
wytwarzania ciepla, srednio o 2.77 PLN/GJ. Uzyskane wyniki sa gorsze niz w wariancie 2.
Wprawdzie w stosunku do obu poprzednich wariantów obnizone zostaly wymagane naklady
inwestycyjne, to jednak podwyzszeniu ulegl koszt eksploatacji obiektu. Glówna przyczyna
wzrostu kosztów eksploatacji jest wzrost zuzycia gazu spowodowany wieksza moca i
mniejsza sprawnoscia turbozespolu.
Zestawienia wskazników wymaganych nakladów inwestycyjnych oraz wskaznika NPV
dla wszystkich analizowanych wariantów dokonano na rys. 16.
-40000000
-30000000
-20000000
-10000000
0
10000000
20000000
30000000
40000000
50000000
60000000
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
cena sprzedazy energii elektrycznej, PLN/MWh
NPV, PLN
BEP
-60000000
-50000000
-40000000
-30000000
-20000000
-10000000
0
10000000
20000000
30000000
40000000
0.35
0.40
0.45
0.50
0.55
0.60
cena gazu GZ50, PLN/Nm3
NPV, PLN
BEP
-40000000
-30000000
-20000000
-10000000
0
10000000
20000000
30000000
40000000
50000000
155
175
195
215
235
255
275
295
315
cena zakupu wegla, PLN/tone
NPV, PLN
BEP
Rys. 15. Wrazliwosc wskaznika NPV na zmiany cen oraz progi rentownosci (wariant 2 –
ABB GT10B oraz kociol odzyskowy bez dopalania)
NPV
-90468206
-8979004
-69644848
-100000000
-90000000
-80000000
-70000000
-60000000
-50000000
-40000000
-30000000
-20000000
-10000000
0
Wariant 1
Wariant 2
Wariant 3
NPV, PLN
Rys. 16. Zestawienie wartosci NPV dla poszczególnych wariantów
5. Wnioski koncowe
W pracy przeanalizowano techniczne i ekonomiczne aspekty rozbudowy
elektrocieplowni zawodowej parowej o blok z turbina gazowa i kotlem odzyskowym.
Wykonane obliczenia techniczne i ekonomiczne doprowadzily do nastepujacych wniosków
koncowych:
1. Nadbudowa istniejacej elektrocieplowni parowej zasilanej weglem kamiennym jest
przedsiewzieciem korzystnym z technicznego punktu widzenia. W wyniku jego realizacji
wzrasta elastycznosc pracy ukladu cieplnego elektrocieplowni jako calosci oraz poprawie
ulega wskaznik wykorzystania energii chemicznej paliwa, zwlaszcza w okresie
najmniejszych obciazen cieplnych. Szczególnie korzystna po realizacji inwestycji jest
produkcja energii elektrycznej w EC gdyz przyrost mocy elektrycznej pociaga za soba
stosunkowo niewielki (a czasem wrecz ujemny) przyrost zuzycia energii chemicznej
paliw.
2. Z ekonomicznego punktu widzenia, dla przyjetego wyjsciowego poziomu cen (energia
elektryczna 117 PLN/MWh, gaz 0.495 PLN/m
3
, wegiel 200 PLN/tone), budowa ukladu z
turbina i kotlem odzyskowym w zadnym z proponowanych wariantów realizacji projektu
nie jest przedsiewzieciem oplacalnym.
3. Nieoplacalnosc inwestycji wynika glownie z niskiej ceny sprzedazy energii elektrycznej,
wysokiej ceny zakupu gazu ziemnego oraz stosunkowo niskiej ceny zakupu wegla.
Ponadto poniesione naklady inwestycyjne i realizacja przedsiewziecia prowadza jedynie
do wzrostu sprzedazy energii elektrycznej. Po realizacji inwestycji nie wystapia
dodatkowe przychody ze sprzedazy ciepla grzejnego (w stosunku do stanu obecnego).
Ilosc wytwarzanego ciepla uzalezniona jest od odbiorców zewnetrznych i nie ulegnie
zmianie po budowie ukladu z turbina gazowa.
4. Analiza wrazliwosci inwestycji na zmiany cen paliw i energii w kazdym z analizowanych
przypadków ponownie wykazala najwieksza zaleznosc wskazników oplacalnosci od ceny
gazu. Spowodowane jest to stosunkowo nieduzymi przychodami z wytwarzania energii
elektrycznej i braku przychodów z wytwarzania ciepla zwiazanych z inwestycja w uklad
gazowy. Najmniejsza wrazliwosc inwestycja wykazuje w stosunku do ceny zakupu wegla
co zwiazane jest z jego niska cena zakupu. Zastapienie taniego wegla stosunkowo drogim
gazem ziemnym powoduje, ze oszczednosc energii chemicznej paliw nie pociaga za soba
oszczednosci kosztów.
5. Najkorzystniejsze wyniki uzyskano dla wariantu z turbina gazowa o stosunkowo wysokiej
sprawnosci, kotlem odzyskowym bez dopalania i wymiennikiem cieplowniczym spaliny-
woda. Obliczenia symulacyjne wykazaly, ze w chwili obecnej, przy uwzglednieniu
tendencji wzrostowych cen na rynku paliw i energii, inwestycja znajduje sie na granicy
oplacalnosci. Dokladna wycena poszczególnych pozycji w bilansie kosztów i przychodów
moze wplynac znaczaco na efekt koncowy obliczen. Jezeli jednak udaloby sie uzyskac
korzystne wskazniki oplacalnosci, okres zwrotu nakladów bedzie bliski czasowi
eksploatacji obiektu. Inwestycja ma jednak szanse stac sie oplacalna w niedalekiej
przyszlosci, przy zalozeniu wzrostu ceny sprzedazy energii elektrycznej i wegla. Analizy
wrazliwosci pokazaly, ze dla oplacalnosci inwestycji nie sa wymagane znaczne zmiany
cen nosników energii. Obliczone wartosci progów rentownosci nie stanowia wartosci
abstrakcyjnych, nie mogacych wstapic na krajowym rynku paliw i energii. Szczególnie
istotny jest stosunkowo niski próg rentownosci dla ceny sprzedazy energii elektrycznej,
który wydaje sie byc wartoscia realna w niedalekiej przeszlosci. W zaleznosci od rejonu
realizacji inwestycji i specyfiki poszczególnych projektów, w kraju wartosci tego rzedu, a
nawet wyzsze, sa juz spotykane. Przy równoczesnym wzroscie ceny wegla i obnizeniu
ceny gazu (która w rzeczywistosci negocjowana powinna byc indywidualnie) inwestycja
wejdzie w zakres rentownosci. Pod uwage nalezy wziac równiez fakt, ze oddanie
inwestycji do eksploatacji nastapi w okresie znacznie pózniejszym od chwili
wykonywania analiz.
6. Majac na uwadze jednak stan obecny w odniesieniu do cen paliw i energii oraz poziomu
wymaganych nakladów inwestycyjnych, stwierdzic nalezy, ze z ekonomicznego punktu
widzenia inwestycja nie jest oplacalna i wzgledy ekonomiczne nie daja przeslanek do jej
realizacji. O realizacji przedsiewziecia w chwili obecnej moga decydowac jedynie
wzgledy techniczne. W przypadku prowadzenia dzialan odtworzeniowych w odniesieniu
do ukladu technologicznego EC uklad z turbina gazowa moze byc brany jako alternatywa
do budowy nowej kotlowni weglowej. Istotne jest to zwlaszcza w chwili rosnacych
wymagan ochrony srodowiska i emisji substancji szkodliwych do atmosfery. Budowa
ukladu z turbina gazowa moze byc oplacalna równiez z ekonomicznego punktu widzenia
w momencie likwidacji kotla badz kotlów weglowych. W przypadku zaistnienia problemu
instalacji nowych urzadzen analiza ekonomiczna powinna byc przeprowadzona w sposób
porównawczy. Pozwoli to na poprawienie atrakcyjnosci ukladu gazowego przez
wprowadzenie do obliczen uniknietych nakladów na budowe nowego kotla i uniknietych
kosztów jego eksploatacji.
Literatura
[1]
Bartnik R., Skorek J., 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.
[2]
Behrens W., Hawranek P. M.: Poradnik przygotowania przemyslowych studiów feasibility UNIDO.
Warszawa 1993.
[3]
Boyce M. P. Gas Turbine Engineering Handbook. Design, Operation, Maintenance. Gulf Publishing
Company, Houston, USA 1995.
[4]
Cohen H., Rogers G. F. C., Saravanamuttoo.: Gas Turbine Theory. Addison Wesley Longman Limited,
Essex, UK 1996.
[5]
Jaczewski M.: Wybrane zagadnienia ekonomiczne oceny inwestycji w elektroenergarytce. Biuletyn
Instytutu Energetyki. Energetyka nr 6/1994
[6]
Kalina J., Skorek J.: Zastosowanie turbin gazowych w cieplownictwie. Materialy II Krajowej Konferencji
Gazterm’99. Miedzyzdroje 14-26 maja 1999.
[7]
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.
[8]
Stromberg J., Franck P. Berntsson T.: Learning from experiences with Gas-Turbine-Based CHP in
Industry. CADDET Analyses Series No. 9. Sitard, Netherlands 1993.
[9]
Szargut J., Ziebik A.: Podstawy energetyki cieplnej. Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa 1998.
[10] Gas Turbines World. 1999-2000 Handbook. A Pequot Publication. Volume 20