1
Janusz SKOREK
Jacek KALINA
Zakład Termodynamiki i Energetyki Gazowej
Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika Śląska
janusz.skorek@polsl.pl; jacek.kalina@polsl.pl,
www.itc.polsl.pl
Perspektywy rozwoju rynku technologii
i urządzeń kogeneracyjnych w kontekście
wdrożenia Dyrektywy CHP
Warszawa 2006
2
TEZA:
JEDNYM Z PODSTAWOWYCH SPOSOBÓW
ZWIĘKSZANIA SPRAWNOŚCI WYKORZYSTANIA ENERGII
PIERWOTNEJ I ZMNIEJSZANIA SZKODLIWYCH EMISJI
JEST
ENERGETYKA OPARTA O
UKŁADY KOGENERACYJNE
(zwłaszcza gazowe)
•
stosowanie wysokosprawnych urządzeń energetycznych
(turbiny gazowe, silniki tłokowe, ogniwa paliwowe,itd.),
•
wykorzystywanie paliw gazowych (gaz ziemny, biogazy,
gazy kopalniane, gaz syntezowy ze zgazowania, wodór, gazy
przemysłowe itd.),
•
rozproszona produkcja nośników energii w małych układach
energetycznych (bezpieczeństwo dostaw nośników energii i
systemu, zmniejszanie strat przesyłu energii),
3
KOGENERACJA
= MOŻLIWOŚĆ ZNACZĄCEJ OSZCZĘDNOŚCI
W ZUŻYCIU ENERGII CHEMICZNEJ PALIW + NIŻSZE EMISJE
4
Dyrektywa 2004/8/UE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11
lutego 2004 „W sprawie promowania kogeneracji na wewnętrznych
rynkach energii w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe”
Oszczędność zużycia energii chemicznej paliw pierwotnych
PES (Aneks III Dyrektywy 2004/8/UE):
(
)
%
100
1
1
%
100
,
,
,
,
,
,
,
⋅
+
−
=
⋅
−
=
ref
el
CHP
el
ref
Q
CHP
Q
r
ch
CHP
ch
r
ch
E
E
E
PES
η
η
η
η
lub
(
)
%
100
1
1
,
,
,
,
⋅
+
−
−
=
ref
el
CHP
el
ref
Q
CHP
el
CHP
PES
η
η
η
η
η
gdzie sprawność całkowita układu CHP:
CHP
el
CHP
Q
CHP
,
,
η
η
η
+
=
5
„Wysokosprawna kogeneracja”
⇒ PES ≥ 10%
(w odniesieniu do układów CHP produkujących na małą skalę (poniżej 1 MW
el
),
lub dla jednostek mikro-kogeneracyjnych (poniżej 50 kW
el
) wystarczy PES
≥ 0)
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
15
20
25
30
35
40
45
50
55
sprawność elektryczna CHP, %
PES,
%
Sprawność całkowita CHP = 70%
Sprawność całkowita CHP = 80%
Sprawność całkowita CHP = 90%
%
40
,
=
ref
el
η
%
85
,
=
ref
Q
η
6
UWAGA: najwyższe wartości PES uzyskuje się
dla układów o wysokich wartościach
wskaźnikach skojarzenia
σ= E
el
/Q:
Referencyjne wartości wskaźnika skojarzenia
σ dla
układów CHP wg Dyrektywy 2004/8/UE
Układ CHP gazowo-parowy: 0,95
Układ CHP parowy z turbiną przeciwprężną: 0,45
Układ CHP parowy z turbiną upustowo-kondensacyjną: 0,45
Układ CHP z turbiną gazową: 0,55
Układ CHP silnikiem tłokowym o spalaniu wewnętrznym0,75
7
• Układy gazowo-parowe,
• Układy z turbinami parowymi przeciwprężnymi,
• Układy z turbinami parowymi upustowo-kondensacyjnymi,
• Układy z turbinami gazowymi,
• Układy z silnikami tłokowymi o spalaniu wewnętrznym,
• Układy z mikroturbinami gazowymi,
• Układy z silnikami Stirlinga,
• Układy z ogniwami paliwowymi,
• Układy z parowymi silnikami tłokowymi,
• Układy realizujące obiegi Rankine’a z czynnikiem
organicznym,
• Inne, spełniające kryterium jednoczesnej produkcji ciepła i
elektryczności (np. układy gazowo-parowe dwupaliwowe).
Podstawowe rozwiązania technologiczne układów
kogeneracyjnych (według Dyrektywy CHP)
8
Schemat elektrociepłowni gazowo-parowej parowej
z jednociśnieniowym kotłem odzyskowym i spalinowym
podgrzewaczem wody sieciowej
HP
G
G
Q
g
kocioł
odzyskowy
turbina
gazowa
wymiennik
ciepłowniczy
odgazowywacz
gaz ziemny
kondensat
powietrze
T
S
N
TG
N
TP
TP
Q
ot
spaliny
spalinowy wymiennik
ciepłowniczy
skraplacz
turbina parowa
odbiory
ciepła
9
Schemat elektrociepłowni parowej z turbiną upustowo-kondensacyjną
K
paliwo
Q
w
.
para
skraplacz
turbina parowa
N
kocioł
parowy
Q
.
g
TPW
TPN
odbiorniki ciepła
10
Schemat układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym do
produkcji gorącej wody
KO
M
IN
ZBIORNIK WODY
UZUPEŁNIAJĄCEJ
WODA GRZEWCZA
110 C
O
84
O
C
70
O
C
WODA SIECIOWA
POWROTNA
70
O
C
CHŁODNICA
DODATKOWA
MIESZANKI
CHŁODNICA
DODATKOWA
ZBIORNIK
OLEJU SMARNEGO
CHŁODNICA
OLEJU
TURBOSPRĘŻARKA
podgrzewacz
powietrza
60
O
C
80
O
C
80
O
C
77
O
C
60 m3/h
85
O
C
135 m3/h
BLOK SILNIKA
90 m3/h
GAZ
(0,5 MPa +- 10 %)
mieszalnik
15 - 27
O
C
powietrze
120
O
C
woda chłodząca 87
O
C
535
O
C
40
O
C
10 dm3/min
70 m3/h
KATALIZATOR
φ= 40 - 70 %
14942 kg/h
15670 kg/h s.w.
11826 mn3/h s.s.
11
Schemat układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym do
celów suszarniczych
SUSZARNIA
(przemysłowa)
Spaliny ~500
O
C
~180
O
C
CHO
mieszanka
CHPW
PD
TS
P
P
PW
PS
M
W
12
Schemat układu CHP z mikroturbiną gazową
13
Schemat układu CHP z silnikiem Stirlinga
14
Schemat prostego układu CHP z ogniwem paliwowym i reformerem
gazu ziemnego
PALNIK
Anoda
Katoda
OGNIWO
PALIWOWE
Odbiornik ciepła
Powietrze
Paliwo
(np. gaz ziemny)
Woda
spaliny
(N
2
, CO
2
, H
2
O)
Powietrze
WYMIENNIK
CIEPŁOWNICZY
gaz wzbogacony w wodór
H
2
, H
2
O, CO
2
, N
2
gorący gaz anodowy
H
2
, N
2
, CO
2
, N
2)
Odbiornik energii
elektrycznej
prąd
stały
prąd
zmienny
REFORMER
PRZEKSZTAŁTNIK
(falownik)
15
UKŁADY CHP DWUPALIWOWE: WĘGLOWO-GAZOWE
16
Możliwości zwiększania efektywności konwersji energii w
układach CHP (np. trójgeneracja, zasobniki ciepła)
Schemat układu trójgeneracyjnego w Kopalni Pniówek
17
Schemat układu trójgeneracyjnego z zasobnikiem ciepła
18
OSTATECZNĄ PRZESŁANKĄ
PRZESADZAJĄCĄ
O PODJĘCIU DECYZJI INWESTYCYJNEJ SĄ
KORZYSTNE WSKAŹNIKI OPŁACALNOŚCI
(NPV, IRR, DPB, BEP)
19
Uwarunkowania opłacalności
układów CHP
CZYNNIKI MAKROEKONOMICZNE
(mogą oddziaływać bądź
pozytywnie lub negatywnie na wskaźniki opłacalności):
- wysokość kosztu pozyskania kapitału inwestycyjnego (wielkość stopy
dyskonta),
- wielkość i struktura cen paliw (stałych i 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,
-
wysokość opłat za korzystanie ze środowiska
,
Rozporządzenie z dnia 9 grudnia 2004 ”w sprawie szczegółowego obowiązku
zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła”.
Obowiązkowy udział energii ze skojarzenia w sprzedaży przez przedsiębiorstwa
energetyczne:
•
w 2006 roku nie mniej niż 15%,
•
w 2010 roku nie mniej niż 16%.
CZYNNIKI MIKROEKONOMICZNE
(najczęściej korzystne dla
układów CHP)
20
•
energetyka zawodowa (obecnie największy udział mocy
zainstalowanej – 38 układów parowych i gazowo-parowych, około
5,6 GW),
•
energetyka komunalna (np. nadbudowa ciepłowni węglowych
modułami CHP),
•
energetyka przemysłowa (jedno z najatrakcyjniejszych miejsc
instalacji układów CHP; Obecnie około 200 elektrociepłowni o mocy
» 2450 MW),
•
budynki (szpitale, hotele, biurowe i administracyjne, edukacyjne,
obiekty sportowe, obiekty rozrywkowe, obiekty handlowe, lotniska,
dworce kolejowe itd.),
•
układy cieplno-chłodnicze,
•
układy hybrydowe zintegrowane z wykorzystaniem odnawialnych
źródeł energii.
Potencjalne możliwości instalowania układów
kogeneracyjnych w Polsce
21
• Kogeneracja jest jednym z najefektywniejszych
(technologicznie i inwestycyjnie) sposobów zmniejszenia
zużycia zapotrzebowania na energię pierwotną oraz
zmniejszenia wielkości emisji,
• Na poziom opłacalności układów CHP mają głównie wpływ
wskaźniki makroekonomiczne oraz odpowiednie regulacje
prawne związane z promowaniem tej technologii,
• Istnieje bardzo duży potencjał budowy nowych układów
CHP, zwłaszcza w obszarze energetyki rozproszonej (np. w
2004 roku około 65% zainstalowanej mocy i 77% produkcji
elektryczności z energetyki rozproszonej (poniżej 10 Mw
el
)
przypadło na układy CHP zasilane paliwami kopalnymi (bez
biomasy), z czego około 65% przypada na układy zasilane
gazem ziemnym, a wielkość produkcji elektryczności w
układach rozproszonych osiągnęła poziom produkcji z
energetyki jądrowej, tzn. około 16%
(COSPP 11-12/2005)
WNIOSKI