04. Analiza wykorzystania wysokosprawnej kogeneracji gazowej dla

Transkrypt

OPERATOR Doradztwo Techniczno-Finansowe
NIP - 739-28-35-699, REGON - 510814239
tel/fax (089) 535-74-09
10-337 Olsztyn
ul. Morwowa 24
e-mail: [email protected]
www.dotacje-ue.com.pl
Analiza
Temat:
Analiza wykorzystania wysokosprawnej kogeneracji gazowej (z mo liwo ci wykorzystania absorpcji dla produkcji
ch odu) dla planowanego obiektu Parku Wodnego w Cz stochowie
Inwestor:
Gmina Miasto Cz stochowa
ul.
ska 11/13
42-217 Cz stochowa
Autor:
mgr in . Wies aw Olasek
Olsztyn 2016 rok
Doradztwo techniczne i inwestycyjne. Audyty efektywno ci energetycznej.
Studium wykonalno ci i obs uga inwestycji finansowanych ze rodków unijnych.
Procedury zamówie publicznych. Cz onek Zrzeszenia Audytorów Energetycznych.
Spis tre ci:
I.
Streszczenie...................................................................................................................... 4
II.
Wprowadzenie .................................................................................................................. 7
III.
Zu ycie mediów.............................................................................................................. 12
1.
Energia cieplna ......................................................................................................... 14
1.1.
Polonia...................................................................................................................... 15
1.2.
P ywalnia................................................................................................................... 17
1.3.
Aquapark .................................................................................................................. 20
1.4.
Podsumowanie ......................................................................................................... 23
2.
Energia elektryczna................................................................................................... 25
2.1.
Polonia...................................................................................................................... 25
2.2.
P ywalnia................................................................................................................... 28
2.3.
Obiekty o wiatowe .................................................................................................... 30
2.4.
Aquapark .................................................................................................................. 31
2.5.
Podsumowanie ......................................................................................................... 33
IV.
Podstawy teoretyczne trigeneracji ................................................................................... 40
1.
Kogeneracja (CHP) ................................................................................................... 40
1.1.
Kogeneracja w trybie pracy Full Load - na sie ......................................................... 46
2.
Absorpcja (ABS) ....................................................................................................... 48
V.
Dobór urz dze ............................................................................................................... 52
1.
Dobór agregatu kogeneracyjnego (CHP) .................................................................. 52
2.
Dobór agregatu absorpcyjnego (ABS)....................................................................... 66
3.
Lokalizacja trigeneracji i instalacje towarzysz ce ...................................................... 68
VI.
Analiza ekonomiczna trigeneracji (CCHP) ....................................................................... 70
1.
Analiza energii elektrycznej ....................................................................................... 73
2.
Analiza energii cieplnej ............................................................................................. 77
2.1.
Analiza zagospodarowania ciep a bez absorpcji ....................................................... 77
2.2.
Analiza energii cieplnej z absorpcj .......................................................................... 84
VII.
Analiza ekonomiczna realizacji inwestycji........................................................................ 91
1.
Inwestycja bez certyfikatów ....................................................................................... 92
2.
Inwestycja z urealnionymi cenami energii ................................................................. 93
VIII. Parametry wra liwe g ównych urz dze trigeneracji........................................................ 96
1.
Agregat kogeneracyjny ............................................................................................. 97
2
2.
Agregat absorpcyjny ............................................................................................... 102
3.
Wie a ch odnicza do agregatu absorpcyjnego ........................................................ 105
IX.
Za czniki ...................................................................................................................... 108
3
I.
Streszczenie
W niniejszym opracowaniu przedstawiono:
1. Zakres opracowania oraz ogóln charakterystyk obiektów przewidzianych do pod czenia
do trigeneracji w ramach realizowanej inwestycji.
2. Bilans zu ycia pr du i ciep a w poszczególnych obiektach. Na podstawie bilansu powsta profil
energetyczny zobrazowany w postaci wykresu uporz dkowanego zu ycia pr du.
3. Przedstawione zosta y ogólne zasady dzia ania agregatów kogeneracyjnych i absorpcyjnych.
4. Pokazano prac agregatu kogeneracyjnego w trybie Electricity Tracking (ET) oraz Full Load
(FL).
5. Dokonano analizy efektywno ci ekonomicznej oddzielnie dla ka dego z trybów pracy agregatu kogeneracyjnego. W zwi zku z tym, e Zamawiaj cy podj
resowany wariantem ze sprzeda
spodarowania ca
decyzj , e nie jest zainte-
nadwy ek energii do sieci, a nie istnieje mo liwo
zago-
ci energii przy trybie pracy FL – rozwini te zosta y analizy efektywno ci
ekonomicznej dla wariantu ET.
6. W analizach przedstawiony zosta wp yw
tywno
tych certyfikatów oraz wysoko ci dotacji na efek-
ekonomiczn inwestycji.
7. W ostatniej cz
ci analiz przedstawiono analiz efektywno ci ekonomicznej z uwzgl dnie-
niem kosztów dodatkowych elementów inwestycji ci le zwi zanych z instalacj trigeneracji.
8. Integraln cz
ci opracowania jest przedstawienie parametrów wra liwych g ównych urz -
dze . Pomo e to Zamawiaj cemu w przygotowaniu procedury przetargowej.
9. Opracowanie zawiera tak e schemat ideowy instalacji trigeneracji, na podstawie którego dokonano analizy efektywno ci ekonomicznej inwestycji.
Wyniki analiz s nast puj ce:
1. Zu ycie energii elektrycznej wynosi 2.448,42 MWh/rok, z czego 319,25 MWh/rok to zu ycie
hali Polonia, P ywalni i obiektów o wiatowych, a 2.129,18 MWh/rok to przewidywane zu ycie
aquaparku.
2. Dla przyj tego profilu energetycznego agregat kogeneracyjny wytworzy w ci gu roku
2.348,54 MWh pr du.
3. Przewiduje si konieczno
dokupienia w ci gu roku 99,88 MWh pr du z sieci.
4. Zu ycie energii cieplnej wynosi 2.606,42 MWh/rok, z czego 587,83 MWh/rok to zu ycie hali
Polonia i P ywalni, a 2.018,59 MWh/rok to przewidywane zu ycie aquaparku. Nie przewiduje
si wykorzystania ciep a z kogeneracji w obiektach o wiatowych.
4
5. Dla przyj tego profilu energetycznego agregat kogeneracyjny wytworzy w ci gu roku
3.163,74 MWh ciep a.
6. Poniewa ilo
ciep a z kogeneracji w pe ni pokrywa zapotrzebowanie wskazanych przez Za-
mawiaj cego obiektów nadwy ka 557,32 MWh ciep a z kogeneracji zostanie wykorzystana
do wytworzenia ch odu w agregacie absorpcyjnym na potrzeby hali Polonia.
7. Rekomenduje si zastosowanie agregatu kogeneracyjnego o mocy elektrycznej 363 kW i
mocy cieplnej 489 kW, a tak e agregatu absorpcyjnego o mocy ch odniczej 273 kW. Po zapoznaniu si z ofert urz dze na rynku, ich kosztami, parametrami technicznymi, sprawnoci oraz zapewnieniem Zamawiaj cemu obs ugi serwisowej na najwy szym poziomie, do
analiz przyj to agregat kogeneracyjny produkowany przez firm Horus-Energia z Sulejówka
k/Warszawy oraz agregat absorpcyjny dostarczany przez firm New Energy Transfer S.A.
8. Przewidywany koszt agregatu kogeneracyjnego, absorpcyjnego oraz stacji transformatorowej
i dodatkowych urz dze oraz sieci wynosi 2.768.722 z . netto.
9. Analiz efektywno ci ekonomicznej przeprowadzono dwutorowo.
Zgodnie z zasadami, uzyskane w wyniku realizacji inwestycji oszcz dno ci nale y odnie
do
stanu obecnego. Problem polega jednak na tym, e obecny system energetyczny (w zakresie
mocy zamówionych i infrastruktury technicznej) wymaga natychmiastowej korekty. Koszty
energii ponoszone przez Zamawiaj cego s niewspó mierne do tego co by powinno. W efekcie uzyskano wska niki efektywno ci nie oddaj ce w pe ni realiów (ale takie s zasady sporz dzania takich analiz).
eby jednak urealni wyniki, przeprowadzona zosta a dodatkowa analiza efektywno ci ekonomicznej na bazie realnych cen energii, która wykaza a, e bez dotacji mo emy uzyska :
Przewidywana suma oszcz dno
689 534 z /rok
Prosty okres zwrotu SPBT
4,02 lat
Bie
5 411 868 z
ca warto
netto NPV dla okresu 15 lat wynosi
Wewn trzna stopa zwrotu IRR dla okresu 15 lat wynosi
23,9%
Tak dobre wyniki te mog budzi w tpliwo ci, ale trzeba zda sobie spraw z tego, e g ównym elementem decyduj cym o op acalno ci kogeneracji jest cena paliwa do agregatu (czyli
gazu GZE). Je li pod koniec ubieg ego roku cena gazu wynosi a 0,1317 z /kWh to dla analizowanej inwestycji zgodnie z ofert dostawcy gazu jest to ju tylko 0,0953 z /kWh, czyli a o
27,6% taniej.
Reasumuj c, realizacja inwestycji jest bardzo op acalna.
Zwróci nale y tylko uwag na to eby dokumentacja projektowa wykonana zosta a zgodnie z powy szymi za
eniami i eby nie dopu ci do odst pstw na etapie wykonawstwa. Takie
5
zagro enie wyst puje w przypadku realizacji inwestycji na zasadach zaprojektuj-wykonaj je li dokumentacja przetargowa pozostawia wykonawcy zbyt du y margines swobody w podejmowaniu
decyzji i nie jest zapewniony kompetentny nadzór na wykonawstwem. Wtedy podstawowym kryterium staje si cena urz dze a nie poziom technologiczny i interes Zamawiaj cego.
Je li Zamawiaj cy jest zainteresowany znacznym obni eniem kosztów realizacji inwestycji to warto rozwa
mo liwo
wydzielenia cz
ci inwestycji zwi zanej z trigeneracj i zrealizo-
wania tego na zasadach okre lonych w ustawie o koncesji na roboty lub us ugi.
6
II.
Wprowadzenie
Tematem opracowania jest analiza wykorzystania wysokosprawnej kogeneracji gazowej
(z mo liwo ci wykorzystania absorpcji dla produkcji ch odu) dla planowanego obiektu Parku
Wodnego w Cz stochowie oraz wariantowo w celu polepszenia efektywno ci dzia ania dla nast puj cych obiektów:
1. Park Wodny - ul. Dekabrystów 45;
2. Hala Sportowo-Widowiskowa „Polonia” – ul. Dekabrystów 43;
3.
obek Miejski „Reksio” - al. Armii Krajowej 66A;
4. Szko a Podstawowa nr 42 - al. Armii Krajowej 68A.
Opracowanie zawiera:
Analiz obecnego zu ycia energii na podstawie danych ród owych udost pnionych przez
Zamawiaj cego.
Analiza zawiera wariant pracy w trybie Electricity Tracking (praca na potrzeby w asne)
oraz w trybie Full Load (praca ze sprzeda
nadwy ek pr du do sieci elektroenergetycz-
nej.
Analiz efektywno ci ekonomicznej zawieraj
podstawowe wska niki, jak:
-
prosty okres zwrotu SPBT;
-
bie
-
wewn trzn stop zwrotu IRR dla okresu 15 lat,
warto
netto NPV dla okresu 15 lat;
a tak e graficzn zale no
bie
skumulowane przep ywy pieni
cej warto ci netto (NPV) od stopy dyskontowej oraz
ne dla okresu 15 lat.
W analizie przedstawiono tak e wp yw dotacji oraz
tych certyfikatów na op acalno
inwestycji. Dotyczy to tak e sytuacji, w której nie by oby przychodów z tytu u certyfikatów
lub dotacji.
Inwestycja sk adaj ca si obecnie z czterech obiektów zlokalizowana jest w Cz stochowie
pod adresami podanymi powy ej, a ich wzajemne po
enie przedstawia poni sza mapka.
7
Rys. 1
Plan obiektów przewidzianych w ramach inwestycji
8
Obiekty wskazane przez Zamawiaj cego ró ni si diametralnie pod wzgl dem przeznaczenia oraz zu ycia energii elektrycznej i cieplnej.
Opracowaniem obj te s dwie placówki o wiatowe (zwane dalej O wiatowe).
Szko a Podstawowa nr 42 im. Jana Brzechwy na ok. 350 uczniów wybudowana w 1966
roku (w roku 2016 b dzie obchodzi 50-cio lecie).
obek Miejski Reksio na 75 miejsc wybudowany w 1973 roku, prowadzi dzia alno
w dni
robocze od poniedzia ku do pi tku w godzinach 5.30 – 17.00.
ywalnia letnia (zwana dalej P ywalnia) to basen rekreacyjny o powierzchni 889 m², posiada dodatkowo 2 parasole wodne, bicze wodne, tory do p ywania (3 x 20 m), le anki masuj ce,
grota sztucznej fali, gejzery powietrzne.
Dodatkowo basen dla dzieci o powierzchni brodzika 67 m² oraz zje
wodny, gejzer powietrzny, rzeka w postaci zakola, zje
alnia typu s
, je
alnie: anaconda, rynnowa, rodzinna o 3
torach i inne obiekty sportowo-rekreacyjne.
Hala „Polonia” (zwana dalej Polonia) zlokalizowana mi dzy terenem p ywalni letniej a XIkondygnacyjnym budynkiem biurowym. Hala usytuowana jest osi pod
na kierunku pó noc
- po udnie. Obiekt zosta oddany do u ytku w 1986 roku.
Podstawowym przeznaczeniem hali jest organizacja imprez sportowych w dyscyplinach:
siatkówka,
koszykówka,
pi ka r czna,
futsal,
szermierka,
badminton,
tenis sto owy
sporty walki.
Przeznaczenie hali obejmuje ponadto organizowanie imprez kulturalno-artystycznych, seminaryjnych i targowych. W obiekcie odbywaj si równie zak adowe imprezy integracyjne, bale
studniówkowe i zabawy sylwestrowe.
Hala mo e by podzielona, za pomoc siatek, na trzy niezale ne sektory:
lewy o wymiarach 16,0 x 27,0 m;
9
centralny o wymiarach 27,0 x 40,0 m;
prawy o wymiarach 16,0 x 27,0 m.
Dzi ki takiemu rozwi zaniu w hali wiczy mog jednocze nie trzy grupy treningowe.
Arena w ca
ci posiada wymiary: 27,0 m x 72,0 m.
Obiekt dysponuje widowni stacjonarn o 1165 miejscach siedz cych na poziomach powy ej +5,52m oraz widowni na poziomie p yty areny w postaci rozk adanych trybun z siedziskami o pojemno ci:
6 segmentów po 40 miejsc
240 miejsc
4 segmenty po 50 miejsc
200 miejsc
1 segment
52 miejsca
Razem:
492 miejsca
W przypadku organizowania na poziomie 0,00 m imprez z udzia em widowni stoj cej, p yta
areny przeznaczona jest dla 1650 osób.
Bior c pod uwag szeroko
istniej cych wyj
ewakuacyjnych, w obiekcie mo e przeby-
wa maksymalnie 3015 widzów:
poziom parteru
1650 osób
poziom widowni stacjonarnej /+5,52m i +8,32m/
1165 osób
poziom miejsc stoj cych na widowni stacjonarnej /+8,32m/
200 osób.
Obiekt sk ada si z 5 poziomów:
poziom - 3,20 m (piwnice) obejmuje pomieszczenia technologiczne – wymiennikowni
c.o., wentylatorowni , rozdzielni elektryczn , akumulatorowni , bojlerownie i pomieszczenia techniczne oraz archiwum, lokal gastronomiczny, si owni i szatnie;
poziom + 0,00 m obejmuje pomieszczenia szatni dla kadry trenerskiej i zawodniczej, w y sanitarno-higieniczne, magazyny, sal konferencyjn oraz aren sportow ;
poziom + 2,70 m obejmuje pomieszczenia administracyjne Miejskiego O rodka Sportu
i Rekreacji w Cz stochowie;
poziom + 5,52 m obejmuje widowni stacjonarn (miejsca siedz ce) wraz z pomieszczeniami toalet;
poziom + 8,32 m obejmuje dalsz cz
widowni stacjonarnej i galeri przeznaczon dla
widzów stoj cych.
10
Dane podstawowe:
powierzchnia u ytkowa
5 550,64 m²
powierzchnia zabudowy
2 900,03 m²
Pod wzgl dem energii elektrycznej i cieplnej trudno mówi o du ym i stabilnym zu yciu
przez analizowane obiekty.
Obiekty o wiatowe pracuj od poniedzia ku do pi tku w cznie w godzinach od rana do
ok. 18.00.
ywalnia letnia funkcjonuje sezonowo w okresie od ko ca wiosny do pocz tków jesieni i
to te w zasadzie w czasie, gdy jest widno. W okresach z ej pogody nic si praktycznie nie dzieje.
Hala Polonia jest du ym obiektem sportowo-widowiskowym, a tego typu imprezy z natury
rzeczy nie odbywaj si codziennie. Wprawdzie hala jest udost pniana na inne imprezy, ale te
nie codziennie.
W zwi zku z powy szym powi zanie tych obiektów w jeden system energetyczny nie jest
proste.
Na dzisiaj, w przypadku planowanej budowy obiektu typu aquapark, trudno jednoznacznie
i precyzyjnie okre li przysz e zu ycie energii, tym bardziej, e znane s jedynie oczekiwania
Zamawiaj cego okre lone w przygotowywanym programie funkcjonalno-u ytkowym. Na tej podstawie mo na jedynie szacowa przysz e potrzeby energetyczne.
Dobór agregatu kogeneracyjnego wytwarzaj cego w skojarzeniu energi elektryczn i cieo wymaga pos
dalszej cz
enia si wykresem uporz dkowanym zu ycia energii (o czym b dzie mowa w
ci opracowania). Dla potrzeb niniejszej analizy pos
ono si profilami energetycz-
nymi ró nych obiektów, uwzgl dniaj c ich przeznaczenie oraz wielko
i na tej podstawie przyj ty
zosta profil energetyczny przysz ego aquaparku i ca ego kompleksu obiektów okre lonego przez
Zamawiaj cego.
11
III.
Zu ycie mediów
Podstawow kwesti by o okre lenie czy wszystkie z okre lonych przez Zamawiaj cego
obiektów nadaj si do uwzgl dnienia w planowanej inwestycji.
O ile przesy energii elektrycznej w ramach obiektów nie stanowi problemu, o tyle przesyanie ciep ej wody z kogeneracji o temperaturze 90ºC stanowi problem. Starty ciep a na przesyle
przy stosunkowo ma ej mocy grzewczej z kogeneracji wykluczaj zasilanie obiektów o wiatowych. Uznano, e technicznie i ekonomicznie uzasadnione jest wykorzystanie ciep a z kogeneracji do zasilania aquaparku, Polonii i P ywalni.
Na podstawie przeprowadzonych analiz uznano, e w przypadku pr du zasadne jest zasilanie wszystkich wskazanych przez Zamawiaj cego obiektów.
aden z obiektów nie ma centralnych instalacji klimatyzacyjnych.
Uwzgl dniaj c powy sze za
enia dokonano szczegó owej analizy zu ycia energii elek-
trycznej i ciep a.
Przyj to rok 2015 jako rok bazowy analiz.
Analizy zu ycia ciep a dokonano na podstawie faktur dostarczonych przez Zamawiaj cego, a zu ycia energii elektrycznej na podstawie zu ycia 15-to minutowego (dla Polonii i P ywalni) udost pnionych przez dystrybutora energii elektrycznej oraz taryfy dystrybutora i umów na
dostaw pr du.
Zu ycie energii elektrycznej w obiektach O wiatowych przyj to z dost pnych Wykonawcy
profili energetycznych podobnych obiektów.
Na wst pie nale y tak e wyja ni przyj
metodyk analizy op acalno ci inwestycji w
odniesieniu do aquaparku.
Podstawowym za
eniem jest, e Zamawiaj cy wybuduje aquapark bez wzgl du na wy-
nik niniejszego opracowania. Gdyby do analizy op acalno ci przyj
zu ycie mediów w roku ba-
zowym bez uwzgl dnia przewidywanego zu ycia przez aquapark to wynik analizy by by przes dzony ju na wst pie. Zu ycie energii po modernizacji b dzie oczywi cie znacznie wi ksze ni
jest obecnie i koszty eksploatacji te b
wi ksze. Taka informacja jednak w aden sposób nie
przyda si Zamawiaj cemu.
Korzystaj c z bazy danych Wykonawcy w zakresie profili energetycznych podobnych
obiektów przyj to najbardziej prawdopodobny profil energetyczny planowanego aquaparku. Dotyczy to zarówno zu ycia ciep a jak i pr du.
12
Do okre lenia kosztów energii przyj to przewidywane zu ycie oraz obowi zuj ce obecnie
taryfy.
Z wielko ci agregatu kogeneracyjnego oraz zu ycia ciep a przez poszczególnych odbiorców przyj to, e nadwy ki ciep a zostan zamienione w agregacie absorpcyjnym na ch ód, który
dzie wykorzystywany w hali Polonia.
W niniejszym opracowaniu stosuje si zamiennie okre lenia energia elektryczna – pr d
oraz energia cieplna – ciep o.
Pod okre leniem modernizacji nale y rozumie budow aquaparku wraz z niezb dn infrastruktur oraz dokonanie modernizacji instalacji cieplnych i energetycznych w pozosta ych
obiektach, jak i wykonanie niezb dnych sieci.
Wszystkie analizy wykonano w cenach netto.
13
1. Energia cieplna
Analizujemy trzy odbiorniki energii cieplnej, których parametry s nast puj ce:
Tabela 1
Odbiorniki energii cieplnej
Moc zamówiona
Zu ycie ciep a
Procentowy udzia
ywalnia
1,27
250,00
9,40%
Polonia
0,30
337,83
12,71%
MW
MWh/rok
aquapark
0,50
2071,22
77,89%
Razem
1,77
2659,05
100%
Przyj ta moc zamówiona dla aquaparku odpowiada w przybli eniu mocy grzewczej agregatu kogeneracyjnego oraz ilo ci ciep a wytworzonego w agregacie.
Zu ycie ciep a [MWh/m-c]
350
300
250
200
150
100
50
0
1
2
Polonia
Rys. 2
3
4
5
ywalnia
6
7
8
Aquapark
9
10
11
12
Razem zu ycie
Zu ycie ciep a w poszczególnych miesi cach
Poni ej przedstawiono charakterystyk istniej cych odbiorników ciep a.
Poniewa we wszystkich analizach energi podaje si w MWh, wi c wszystkie dane dotycz ce ciep a s przeliczane z GJ na MWh.
14
1.1. Polonia
Hala Polonia zasilana jest z w
Tabela 2
a grzewczego o mocy zamówionej 0,3 MW.
Koszty i zu ycie ciep a w roku bazowym
Zu ycie ciep a
Koszt
Cena jedn.
Miesi c
GJ
MWh
/MWh
1
247,00
68,61
11 854,05
172,77
2
217,00
60,28
10 701,45
177,54
3
178,70
49,64
9 229,97
185,94
4
106,20
29,50
6 444,52
218,46
5
16,40
4,56
2 994,40
657,31
6
2,20
0,61
2 448,84
4 007,19
7
-
-
2 364,31
8
-
-
2 364,31
9
-
-
2 364,31
10
100,90
28,03
6 240,89
222,67
11
158,40
44,00
8 450,04
192,05
12
189,40
52,61
9 641,06
183,25
1 216,20
337,83
75 098,15
Razem
Jak wida z tabeli, mo na przyj
z pewnym zaokr gleniem, e w okresie od czerwca do
wrze nia w cznie hala nie zu ywa ciep a (nawet na potrzeby ciep ej wody u ytkowej).
W czerwcu wyst pi o bardzo ma e zu ycie ciep a, a to spowodowa o, e cena jednostkowa
ciep a przekroczy a 4.000 z /MWh (decyduj cy by koszt mocy zamówionej).
eby wyeliminowa tego typu zniekszta cenia wyników przyj to cen jednostkow ciep a
w Polonii równ 222,29 z /MWh (co odpowiada 61,75 z /GJ).
Do przysz ej analizy poprawno ci doboru parametrów instalacji grzewczej w hali przyda
si mo e okre lenie kosztów wynikaj cych z mocy zamówionej oraz ze zu ycia ciep a.
15
10 000
9 000
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
1
2
3
4
5
sk adowa zale na od mocy zam.
Rys. 3
6
7
8
9
10
11
12
Sk adowa zale na od zu ytego ciep a
Sk adowe kosztów ciep a Polonii w poszczególnych miesi cach
50 000
46 726
45 000
62,2%
70%
60%
40 000
50%
35 000
30 000
25 000
28 372
40%
37,8%
30%
20 000
15 000
20%
10 000
10%
5 000
0%
0
Sk adowa zale na od mocy
zam.
Rys. 4
Sk adowa zale na od zu ycia
Warto ci sk adowych rocznych kosztów ciep a i ich udzia procentowy
16
1.2. P ywalnia
ywalnia zasilana jest z miejskiej sieci ciep owniczej (taryfa C.1.A) i posiada cztery niezale ne uk ady pomiarowe z odr bnymi mocami zamówionymi:
Obwód c.o.
Obwód c.w.u.
Obwód wentylacji
Obwód technologii
Tabela 3
Sk adniki taryf ciep a
Oznaczenie w
a
c.o
c.w.u.
went.
techn.
MW
0,09
0,31
0,07
0,80
z /MW
5199,66
5199,66
5199,66
5199,66
Przesy mocy cieplnej
/MW
2681,35
2681,35
2681,35
2681,35
Energia z licznika
/GJ
29,74
29,74
29,74
29,74
Przesy energii
/GJ
8,68
8,68
8,68
8,68
Moc zamówiona
Zamówiona moc cieplna
Ca kowita moc zamówiona wynosi 1,27 MW.
Tabela 4
Koszty i zu ycie ciep a w roku bazowym
Z
ycie ciep a
Koszt
Cena jedn.
Miesi c
GJ
MWh
/MWh
1
53,00
14,72
12 045,14
818,16
2
48,00
13,33
11 853,04
888,98
3
41,00
11,39
11 584,10
1 017,14
4
29,00
8,06
11 123,06
1 380,79
5
7,00
1,94
10 277,82
5 285,74
6
325,00
90,28
22 495,38
249,18
7
122,00
33,89
14 696,12
433,66
8
167,00
46,39
16 425,02
354,07
9
7,00
1,94
10 277,82
5 285,74
17
10
23,00
6,39
10 892,54
1 704,92
11
36,00
10,00
11 392,00
1 139,20
12
42,00
11,67
11 622,52
996,22
900,00
Razem
250,00
Z analizy faktur za ciep o mo na doj
154 684,56
do nast puj cych wniosków:
1. Inwestor p aci (z niezrozumia ych wzgl dów) za moc zamówion na ka dym z obwodów oddzielnie, ale zu ycie ciep a liczone jest
cznie za ca
;
2. Ogrzewanie wody basenowej realizowane jest w ci gu trzech miesi cy tj. od czerwca do
sierpnia w cznie, czyli w pozosta e miesi ce Inwestor p aci za moc zamówion nie pobieraj c
ciep a, a to oznacza „koszt netto za gotowo
” wynosz cy 70 929,09 z /rok.
3. Przy mocy obwody technologicznego 0,8 MW i zu ytej w czerwcu energii cieplnej 90,28 MWh
mo na przyj
, e obwód pracowa w sposób ci
y z pe
moc przez 4,7 dnia. W lipcu ten
sam czas pracy wynosi zaledwie 1,77 dnia.
4. Z powy szej tabeli wynika, e cena jednostkowa ciep a na P ywalni wynosi 1.629,48 z /MWh
(co odpowiada 452,63 z /GJ) – jest to cena normalnie niespotykana.
Uwaga:
Wprawdzie nie jest to przedmiotem niniejszego opracowania, ale nale y niezw ocznie
przeanalizowa modernizacj w
a cieplnego p ywalni w celu obni enia kosztów eksploatacji.
Nawet natychmiastowe, bezinwestycyjne zmniejszenie mocy zamówionej pozwoli na uzyskanie
ogromnych oszcz dno ci eksploatacji.
14 000
12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
1
2
3
4
5
Sk adowa zale na od mocy zam.
Rys. 5
6
7
8
9
10
11
12
Sk adowe kosztów ciep a P ywalni w poszczególnych miesi cach
18
Jak wida , inwestor p aci prawie po 10.000 z /m-c „za prawo posiadania w
a cieplnego”.
Energia cieplna w kosztach to prawie margines.
90%
140 000
120 000
120 107
77,6%
80%
70%
100 000
60%
80 000
50%
60 000
40%
34 578
22,4%
40 000
20 000
20%
10%
0%
0
zam.
Rys. 6
30%
Z powy szego wykresu wida , e sk adowa kosztów rocznych zale nych od mocy zamówionej stanowi prawie 78% kosztów ciep a co wiadczy o z ej eksploatacji.
19
1.3. Aquapark
Na obecnym etapie przygotowa zwi zanych z budow aquaparku nie mamy adnych
danych mówi cych o zu ycie energii. O ile dysponujemy dok adnym zu yciem energii elektrycznej w podobnych obiektach, to zu ycia ciep a w zasadzie si z porównywaln dok adno ci nie
rejestruje.
Metodologi okre lenia zu ycia ciep a w planowanym aquaparku mo na przedstawi nast puj co:
1. Na podstawie danych 15-to minutowych lub godzinowych zu ycia pr du w obiekcie referencyjnym opracowujemy profil energetyczny tj. wykres uporz dkowany zu ycia pr du.
2. Na podstawie wykresu uporz dkowanego wyznaczamy moc elektryczn agregatu kogeneracyjnego, który zapewni maksymalny uzysk energii elektrycznej.
3. Znaj c optymaln moc elektryczn agregatu kogeneracyjnego, korzystaj c z dost pnych katalogów producentów, dobieramy konkretny model agregatu kogeneracyjnego.
4. Produkcji pr du w agregacie towarzyszy skojarzona produkcja ciep a. Odwzorowaniem elektrycznego profilu energetycznego jest profil produkcji ciep a w agregacie.
5. Na podstawie dost pnych danych z ró nych obiektów staramy si oszacowa przysz e miesi czne zu ycie ciep a w obiekcie.
6. Porównuj c produkcj ciep a w kogeneracji oraz przewidywane zu ycie w obiekcie okre lamy
ilo
i rozk ad w poszczególnych miesi cach nadwy ek ciep a nie wykorzystanego w obiekcie.
Je li takie nadwy ki wyst puj to ciep o jest wyrzucane do atmosfery w ch odni wentylatorowej (co stanowi ewidentn strat ) lub jest wykorzystywane np. w agregacie absorpcyjnym i
zamieniane na ch ód. Wa ne jest jednak, aby ch ód by produkowany w okresach i w ilo ciach,
w których mo e on by racjonalnie wykorzystany.
7. Za moc zamówion dla aquaparku przyjmujemy moc ciepln agregatu kogeneracyjnego. Zaadamy tak e zakup ciep a z tego samego ród a co pozosta e obiekty i dla takiej samej
taryfy.
Jak ju by o wcze niej sygnalizowane, do analizy przyjmujemy, e aquapark istnieje i jest
eksploatowany na takich samych warunkach co pozosta e obiekty (dotyczy to taryf ciep a i pr du).
Zu ycie ciep a w qauaparku, przewidywane koszty oraz cen jednostkow ciep a przedstawiono w poni szej tabeli.
20
Tabela 5
Koszty i zu ycie ciep a w roku bazowym w aquaparku
Zu ycie ciep a
Koszt
Cena jedn.
Miesi c
GJ
MWh
/MWh
1
773,46
214,85
33 656,73
156,65
2
563,94
156,65
25 607,04
163,47
3
619,58
172,11
27 744,77
161,21
4
617,76
171,60
27 674,71
161,28
5
691,65
192,13
30 513,84
158,82
6
448,05
124,46
21 154,58
169,97
7
585,83
162,73
26 447,90
162,53
8
630,51
175,14
28 164,67
160,81
9
517,96
143,88
23 840,43
165,70
10
616,87
171,35
27 640,56
161,31
11
671,22
186,45
29 728,70
159,45
12
719,57
199,88
31 586,46
158,03
7 456,39
2 071,22
333 760,39
Na podstawie powy szej analizy rednia cena jednostkowa ciep a w aquaparku wynosi
161,60 z /MWh (co stanowi 44,89 z /GJ).
35 000
30 000
25 000
20 000
15 000
10 000
5 000
1
2
3
4
5
Sk adowa zale na od mocy zam.
Rys. 7
6
7
8
9
10
11
12
Sk adowe kosztów ciep a aquaparku w poszczególnych miesi cach
21
100%
350 000
90%
286 474
300 000
85,8%
250 000
80%
70%
60%
200 000
50%
150 000
40%
30%
100 000
50 000
20%
47 286 14,2%
10%
0%
0
zam.
Rys. 8
Poniewa agregat kogeneracyjny b dzie pracowa z ró
moc zale
od chwilowego
zapotrzebowania na pr d, wi c powy sze dane zosta y sprawdzone pod k tem mo liwo ci wytworzenia okre lonej ilo ci ciep a w ci gu miesi ca przy cieplnej mocy nominalnej 0,5 MW oraz
przy mocy odpowiadaj cej medianie mocy wynosz cej 0,3 MW – wyniki s pozytywne.
22
1.4. Podsumowanie
W ocenie op acalno ci instalacji trigeneracji nale y rozdzieli dwie kwestie:
1. techniczne – zwi zane z ilo ci zu ytej energii
2. ekonomiczne – zwi zane z kosztem energii w roku bazowym.
W kwestii technicznej mo na si spodziewa , e zu ycie energii b dzie nast puj ce:
Tabela 6
Miesi c
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Razem
Zu ycie ciep a po modernizacji
Polonia
ywalnia
68,61
60,28
49,64
29,50
4,56
0,61
28,03
44,00
52,61
337,83
Aquapark
14,72
13,33
11,39
8,06
1,94
90,28
33,89
46,39
1,94
6,39
10,00
11,67
250,00
Absorpcja
214,85
156,65
172,11
171,60
192,13
124,46
162,73
175,14
143,88
171,35
186,45
199,88
2 071,22
Razem
17,41
30,37
42,90
82,34
67,02
108,49
94,31
61,66
42,84
20,72
568,04
298,18
247,67
263,50
252,05
280,97
282,36
305,10
315,84
207,48
248,61
261,17
264,16
3 227,09
350
300
MWh
250
200
150
100
50
1
2
3
4
5
Polonia
Absorpcja
Rys. 9
6
7
ywalnia
8
9
10
11
12
Aquapark
Razem
Zu ycie ciep a po modernizacji
23
Do oceny ekonomicznej przyjmujemy stan obecny tzn. zu ycie energii przez Poloni i
ywalni 587,83 MWh/rok.
Roczny koszt netto ciep a to 229 782,71 z .
Do analizy przyjmujemy cen jednostkow ciep
390,90 z /MWh (co odpowiada 108,58
GJ).
24
2. Energia elektryczna
Zu ycie energii elektrycznej okre lono w przypadku Polonii i P ywalni na podstawie danych 15-to minutowych i faktur dystrybutora pr du. Na tej podstawie mo liwe by o opracowanie
profilu energetycznego.
Do okre lenia zu ycia pr du w obiektach o wiatowych wykorzystana zestawienie faktur
przekazane przez Zamawiaj cego. Sporz dzono
podstawie danych b
czny profil energetyczny dla obu obiektów na
cych w posiadaniu Wykonawcy dla innych tego typu obiektów.
Niestety aden z obiektów nie posiada wydzielonego i opomiarowanego obwodu elektrycznego o wietlenia. Znajomo
wielko ci i profilu zu ycia pr du na cele o wietleniowe umo -
liwi aby oszacowanie oszcz dno ci anergii w przypadku wymiany lamp na energooszcz dne.
Wszelkie przedstawione analizy dotycz mocy czynnej.
Wyst powanie mocy biernej omówiono w podsumowaniu.
2.1. Polonia
Polonia zasilana jest w pr d przez Tauron Dystrybucja zgodnie z taryf C22b tj. z sieci
elektroenergetycznej niskiego napi cia o mocy umownej wi kszej od 40 kW, z rozliczaniem za
pobran energi czynn w systemie dwustrefowym: dzie , noc.
Strefa dzienna obowi zuje w godzinach od 6:00 do 21:00, a nocna w godzinach od 21:00
do 6:00.
Zgodnie z zawart umow na zakup mocy czynnej obowi zuje jedna cena netto dla obu
stref 202,00 z /MWh.
Tabela 7
Taryfa C22b
Energia czynna dzie
z /MWh
202,00
Energia czynna noc
z /MWh
202,00
Sk adnik zm. stawki sieciowej dzie
z /MWh
123,80
Sk adnik zm. stawki sieciowej noc
z /MWh
123,80
Stawka jako ciowa
z /MWh
12,90
Stawka op aty przej ciowej od mocy um.
z /kW/m-c
0,85
Sk adnik sta y stawki sieciowej od mocy um.
z /kW/m-c
7,78
25
Na podstawie pomiarów 15-to minutowych okre lono zu ycie pr du w strefach czasowy
w poszczególnych miesi cach oraz okre lono profil zu ycia pr du w roku bazowym.
Tabela 8
Miesi c
Zu ycie pr du MWh/m-c - Polonia
Dzie
Noc
Razem
1
10,06
5,80
15,86
2
7,54
3,18
10,72
3
7,78
3,05
10,83
4
7,97
3,17
11,14
5
6,92
3,05
9,97
6
5,59
2,58
8,17
7
5,93
2,37
8,30
8
4,88
2,16
7,04
9
8,56
3,23
11,79
10
8,39
3,77
12,16
11
8,77
4,03
12,79
12
8,09
4,65
12,74
90,46
41,04
131,50
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
1
2
3
4
5
Dzie
Rys. 10
6
7
Noc
8
9
10
11
12
Razem
Zu ycie pr du [MWh/m-c] - Polonia
26
1 200
1 000
800
600
400
200
1
Rys. 11
2
3
4
5
6
7
8
9
1
0
1
1
1
2
Dzienne zu ycie pr du kWh w poszczególnych miesi cach i warto
rednia
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Rys. 12
1
2
3
4
5
6
7
Godzinowy pobór mocy [kW] i warto
8
9
1
0
1
1
1
2
rednia
90 kW
80 kW
70 kW
60 kW
50 kW
40 kW
30 kW
20 kW
10 kW
0 kW
0h
Rys. 13
1 000 h 2 000 h 3 000 h 4 000 h 5 000 h 6 000 h 7 000 h 8 000 h
Wykres uporz dkowany
27
2.2. P ywalnia
ywalnia, podobnie jak hala Polonia, zasilana jest w pr d przez Tauron Dystrybucja zgodnie z taryf C22b tj. z sieci elektroenergetycznej niskiego napi cia o mocy umownej wi kszej od
40 kW, z rozliczaniem za pobran energi czynn w systemie dwustrefowym: dzie , noc.
Obowi zuje taka sama taryfa jak dla Polonii.
Na podstawie pomiarów 15-to minutowych okre lono zu ycie pr du w strefach czasowy
w poszczególnych miesi cach oraz okre lono profil zu ycia pr du w roku bazowym.
Tabela 9
Miesi c
Zu ycie pr du MWh/m-c - P ywalnia
Dzie
Noc
Razem
1
1,70
1,48
3,18
2
1,55
1,28
2,83
3
1,58
1,24
2,82
4
1,39
1,22
2,60
5
10,37
6,28
16,65
6
20,69
10,70
31,39
7
26,97
11,27
38,24
8
28,70
11,00
39,70
9
1,52
1,31
2,83
10
1,58
1,31
2,88
11
1,56
1,28
2,83
12
1,78
1,41
3,18
99,39
49,75
149,14
28
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1
2
3
4
5
6
Dzie
Rys. 14
7
8
Noc
9
10
11
12
Razem
Zu ycie pr du MWh/m-c - P ywalnia
1 800
1 600
1 400
1 200
1 000
800
600
400
200
1
Rys. 15
2
3
4
5
6
7
8
9
1
0
1
1
1
2
rednia
140
120
100
80
60
40
20
0
Rys. 16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Godzinowy pobór mocy w ci gu roku kW i warto
1
0
1
1
1
2
rednia
29
140 kW
120 kW
100 kW
80 kW
60 kW
40 kW
20 kW
0 kW
0h
Rys. 17
1 000 h 2 000 h 3 000 h 4 000 h 5 000 h 6 000 h 7 000 h 8 000 h
2.3. Obiekty o wiatowe
Obiekty o wiatowe zasilane s przez Tauron Dystrybucja zgodnie z taryf C12a tj. z sieci
elektroenergetycznej niskiego napi cia o mocy umownej nie wi kszej ni 40 kW, z rozliczaniem
za pobran energi czynn w systemie dwustrefowym: szczyt, pozaszczyt.
Zu ycie energii elektrycznej wynosi o w roku bazowym odpowiednio:
Szko a Podstawowa
29 172 kWh
obek
9 434 kWh
Razem
38 606 kWh
czne zu ycie pr du w poszczególnych miesi cach przedstawia kolejny wykres.
6
5
4
3
2
1
0
1
Rys. 18
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Zu ycie pr du w obiektach o wiatowych MWh/m-c
30
Obiekty o wiatowe zu
y ok. 12% ca
ci pr du.
Ze wzgl du na brak szczegó owych danych oraz bardzo ma y wp yw na ca
inwestycji
nie by o potrzeby przeprowadzania bardziej szczegó owej analizy.
2.4. Aquapark
Jak ju wspomniano nie dysponujemy rzeczywistymi danymi zu ycia pr du planowanego
aquaparku, wykorzystano b
ce w posiadaniu Wykonawcy profile energetyczne podobnych
obiektów i zastosowano odpowiednie przybli enie.
Na podstawie przeprowadzonych analiz prawdopodobne zu ycie pr du wygl da b dzie
nast puj co:
Tabela 10
Miesi c
Zu ycie pr du
Dzie
Noc
Razem
1
137,13
60,63
197,76
2
116,26
51,35
167,61
3
124,71
56,14
180,85
4
120,94
55,59
176,53
5
124,51
56,02
180,53
6
116,13
51,52
167,65
7
125,13
56,32
181,45
8
131,47
61,09
192,56
9
99,56
50,10
149,66
10
121,93
53,38
175,31
11
123,27
53,96
177,23
12
126,68
55,36
182,04
1 467,72
661,46
2 129,18
31
250
200
150
100
50
0
1
2
3
4
5
6
Dzie
Rys. 19
7
8
Noc
9
10
11
12
Razem
Zu ycie pr du MWh/m-c - aquapark
7 000
6 500
6 000
5 500
5 000
4 500
4 000
3 500
3 000
1
Rys. 20
2
3
4
5
6
7
8
9
1
0
1
1
1
2
rednia
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Rys. 21
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Godzinowy pobór mocy w ci gu roku kW i warto
1
0
1
1
1
2
rednia
32
400 kW
350 kW
300 kW
250 kW
200 kW
150 kW
100 kW
50 kW
0 kW
1 h
Rys. 22
1 001 h2 001 h3 001 h4 001 h5 001 h6 001 h7 001 h8 001 h
Wykres uporz dkowany aquaparku
2.5. Podsumowanie
Analiza zu ycia pr du, podobnie jak w przypadku ciep a, wykazuje wyst powanie znacznych nieprawid owo ci.
Nie jest przedmiotem niniejszego opracowania analiza oprawno ci projektów systemów
energetycznych w obiektach, które maj korzysta z energii elektrycznej, cieplnej i ch odu trigeneracji.
Na jedn kwesti nale y jednak zwróci uwag .
W tabeli rozliczenia pr du dla obiektów, udost pnionej przez Zamawiaj cego, wyst puje
znaczna moc bierna indukcyjna i pojemno ciowa.1
Wyst powanie mocy biernej w instalacji powoduje zwi kszenie nat
enia pr du, co zwi k-
sza straty energii elektrycznej w urz dzeniach wytwarzaj cych i przesy aj cych energi elektryczn pr du przemiennego (generatorach, liniach przesy owych i transformatorach).
W zale no ci od odbiornika wyró niamy:
Moc (energi ) biern indukcyjn zwi zan z elementami indukcyjnymi np. silniki, transformatory, która potrzebna jest do wytworzenia okre lonych warunków fizycznych (pola elektromagnetycznego).
Moc (energi ) biern pojemno ciow zwi zan z kondensatorami lub d ugimi odcinkami
instalacji.
1
Na temat kompensacji mocy wykorzystano materia y ze strony www.korporacjasystem.pl
33
Op aty za energi biern indukcyjn mo e ponosi praktycznie ka dy odbiorca, który u ytkuje takie urz dzenia jak silniki, zgrzewarki, wtryskarki, klimatyzacj , agregaty ch odnicze, a nawet przestarza e o wietlenie w postaci lamp wy adowczych. Wysoko
naliczanej op aty zale y
od ilo ci pobranej energii czynnej i biernej i nie rzadko si ga 30% ca
ci rachunku za energi
elektryczn . Jeszcze kilka lat temu op aty za energi biern ponosili prawie wy cznie redni i
duzi odbiorcy. Dzisiaj ten problem dotyczy równie ma ych odbiorców przemys owych i komunalnych. Przyczyni si do tego rozwój liczników energii, które poza energi czynn zliczaj równie
energi biern . W zwi zku z tym zak ady energetyczne coraz cz
ciej montuj tego typu liczniki
u ma ych odbiorców, którzy do tej pory za energi biern nie p acili.
Na fakturze za energi elektryczn , moc bierna pojemno ciowa nazywana jest równie
moc biern oddan . Przepisy nie pozwalaj na jej wprowadzanie do sieci, dlatego za ka
ilo
odbiorca jest obci
jej
any karami o znacznej wysoko ci.
Problem op at z tytu u mocy biernej pojemno ciowej zaczyna obecnie dotyczy coraz
wi kszej grupy odbiorców, nawet tych którzy do tej pory nie spotkali si z tego typu problemem.
Wyst puj cy u odbiorców pojemno ciowy charakter mocy biernej wyst puje zarówno w obiektach
nowych jak i obiektach starszych, w których dokonano modernizacji. Mo e wyst pi równie po
zmianie sprzedawcy (modernizacja uk adu pomiarowego lub zmiana sposobu rozlicze ). Pobór
mocy pojemno ciowej jest zazwyczaj dosy kosztowny, dlatego warto zainwestowa w jego eliminacj . Nale y jednak pami ta , e to jak szybko zwróc si nam poniesione nak ady i jaki
dzie efekt w du ej mierze zale y od prawid owego doboru urz dzenia kompensacyjnego i prawid owej oceny przyczyn wyst powania poboru mocy pojemno ciowej.
Odbiorców, u których wyst puje pobór energii pojemno ciowej mo na podzieli na pi
podstawowych kategorii:
1. Budynki o charakterze biurowym, komercyjnym, itp. u ytkuj ce jednostki UPS redniej i du ej
mocy (od 3kVA wzwy ), posiadaj ce zasilacze systemów budynkowych, niektóre typy o wietlenia.
2. Odbiorcy zasilani z sieci redniego napi cia z w asn lini kablow i uk adem pomiarowym
na jej pocz tku. Do tej grupy mo emy zaliczy równie odbiorców z rozleg
sieci linii kablo-
wych w terenie.
3. Odbiorcy u ytkuj cy le pod czon lub uszkodzon bateri kondensatorów.
4. Pozostali odbiorcy, u ytkuj cy odbiorniki pobieraj ce moc pojemno ciow , nie zaliczeni do
punktów 1-3.
5. Odbiorcy z nieprawid owo pod czonym uk adem pomiarowo - rozliczeniowym.
34
Szczególnie nale y wskaza przypadek drugi, gdy odbiorcy zasilani z sieci redniego napi cia z w asn lini kablow i uk adem pomiarowym na jej pocz tku. Do tej grupy mo emy zaliczy równie odbiorców z rozleg
sieci linii kablowych w terenie.
Wielu du ych odbiorców posiada w asn sie
redniego napi cia lub linia redniego na-
pi cia zasilaj ca obiekt jest ich w asno ci . Problem z moc pojemno ciow pojawia si wówczas
w dwóch przypadkach:
a) zak ad lub obiekt z rozleg
sieci
redniego napi cia nie pracuje w sposób ci
yi w
pewnych godzinach lub dniach pobór mocy jest bardzo ma y;
b) uk ad pomiarowy znajduje si na pocz tku d ugiej linii redniego napi cia, a obiekt nie
pobiera znacz cych ilo ci mocy indukcyjnej lub nie pracuje w sposób ci
W obu sytuacjach to niedoci
y.
one linie kablowe wprowadzaj znaczne ilo ci mocy biernej
pojemno ciowej. Stan ten jest mo liwy do wyeliminowania poprzez zastosowanie odpowiednich
awików kompensuj cych. Dobór d awika musi odby si na podstawie danych pomiarowych o
rzeczywistej ilo ci wprowadzanej do sieci mocy biernej pojemno ciowej. Równie miejsce, w którym zostanie zainstalowany d awik musi by odpowiednio dobrane.
Przy kompensacji linii w wi kszo ci przypadków nie stosuje si stopniowania, czyli kompensacji bateri d awików.
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1
2
3
4
5
6
ywalnia
Rys. 23
7
8
9
10
11
12
Polonia
Stosunek mocy biernej do czynnej w Polonii i P ywalni w okresach rozliczeniowych
35
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1
2
3
4
SP 42
Rys. 24
5
6
7
obek
Stosunek mocy biernej do czynnej w obiektach o wiatowych w okresach
rozliczeniowych
Uwaga:
Koszty pr du, o których mowa w niniejszym opracowaniu, dotycz jedynie mocy czynnej
i nie uwzgl dniaj ponadumownego poboru energii biernej. Dla odbiorców przy czonych do sieci
SN wspó czynnik krotno ci kSN = 1, a dla odbiorców przy czonych do sieci nN wspó czynnik
krotno ci knN = 3. Przy tak du ym ponadumownym poborze energii biernej, jak to pokazano na
powy szych wykresach, rzeczywiste kwoty wyst puj ce na fakturach s znacznie wy sze.
Szczegó owe zasady rozliczenia z odbiorcami za ponadumowny pobór energii biernej podane s w rozdziale 4.3 Taryfy dla energii elektrycznej Tauron Dystrybucja SA na rok 2016.
Reasumuj c, kompensacja mocy biernej jest nie tylko obowi zkiem odbiorców wymuszanym przez dystrybutorów energii elektrycznej stosuj cych dodatkowe op aty, ale tak e le y w
dobrze poj tym interesie finansowym odbiorców.
Udzia zu ycia pr du w poszczególnych obiektach jest nast puj cy:
36
160
140
50%
149,14
46,72%
131,50
45%
40%
41,19%
120
35%
100
30%
80
25%
60
20%
15%
40
29,17
9,14%
10%
20
9,43
2,96%
0%
0
Polonia
Rys. 25
5%
ywalnia
Szko a
Podstawowa
obek
Udzia zu ycia pr du
Razem obiekty o wiatowe stanowi zaledwie ok. 12% zu ywanego pr du.
Interesuj co przedstawia si porównanie kosztów mocy (energii) czynnej do kosztów dystrybucji dla obiektów istniej cych oraz planowanego aquaparku.
78 000
76 262,23
76 000
54,2%
74 000
56%
54%
52%
72 000
70 000
50%
68 000
48%
66 000
64 000
64 487,55
45,8%
46%
44%
62 000
42%
60 000
40%
58 000
Koszt energii czynnej
Koszt dystrybucji
a) Obiekty istniej ce
37
60%
500 000
430 093,68
56,0%
450 000
50%
400 000
337 660,44
350 000
44,0%
300 000
40%
30%
250 000
200 000
20%
150 000
100 000
10%
50 000
0%
0
Koszt energii czynnej
Koszt dystrybucji
a) Aquapark
Rys. 26
Koszt energii czynnej i koszt dystrybucji:
Podobnie jak w przypadku ciep a, znacznie wy sze s obecnie koszty zwi zane z dystrybucj pr du (czyli zale ne od mocy umownej), ni z energi czynn .
Dla istniej cych obiektów rednia cena netto zakupu pr du wynosi 440,88 z /MWh.
500 kW
450 kW
400 kW
350 kW
300 kW
250 kW
200 kW
150 kW
100 kW
50 kW
0 kW
1 h
1 001 h
Polonia
Rys. 27
2 001 h
3 001 h
ywalnia
4 001 h
5 001 h
wiatowe
6 001 h
7 001 h
Aquapark
8 001 h
Profil el.
Wykres uporz dkowany obiektów istniej cych i aquaparku
38
Przedstawiony na powy szym wykresie elektryczny profil zu ycia pr du przez obiekty istniej ce oraz aquapark stanowi podstaw do doboru agregatu kogeneracyjnego.
Jak wida o mocy agregatu decyduje przewidywane zu ycie pr du przez aquapark, a procentowy udzia w zu yciu przedstawiono na kolejnym wykresie.
100%
86,96%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
5,37%
6,09%
Polonia
ywalnia
1,58%
0%
Rys. 28
wiatowe
Aquapark
Procentowy udzia w zu yciu pr du
39
IV.
Podstawy teoretyczne trigeneracji
1. Kogeneracja (CHP)
Kogeneracja (CHP - Combined Heat and Power) jest procesem technologicznym jednoczesnego (skojarzonego) wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej.
Do niedawna podstawowymi uk adami kogeneracyjnymi by y du ej mocy elektrociep ownie komunalne (>50 MW) i zawodowe. Obecnie coraz cz
ciej alternatywnym ród em energii
staj si ma e uk ady oparte na t okowych silnikach spalinowych. Moce tych uk adów zawieraj
si w zakresie od kilkunastu kilowatów do kilkunastu megawatów. Rozwój tego typu uk adów
zwi zany jest z wysokimi kosztami zakupu energii elektrycznej i ciep a z sieci.
Stosowanie ma ych uk adów skojarzonych daje mo liwo
efektywnego wykorzystania
energii chemicznej paliwa wsz dzie tam, gdzie wyst puje odpowiednio du e zapotrzebowanie na
ciep o i energi elektryczn .
Ma e uk ady CHP (od 5 kW do 5 MW) charakteryzuje mi dzy innymi:
-
wysoka sprawno ,
-
kompaktowa budowa, dzi ki czemu atwa jest ich instalacja i eksploatacja,
-
mo liwo
-
wprowadzenie nowoczesnych technologii,
-
du a niezawodno .
stosowania paliw gazowych i ciek ych,
Przyk adowy uk ad CHP bazuj cy na t okowym silniku spalinowym przedstawiono na poni szym rysunku.
Rys. 29
Uproszczony schemat agregatu kogeneracyjnego
40
Zasada dzia ania CHP polega, w du ym uproszczeniu, na tym, e t okowy silnik spalinowy
zasilany jest gazem ziemnym. Z wa em silnika po czona jest, z regu y, synchroniczna pr dnica
wytwarzaj ca energie elektryczn .
Skojarzona energia cieplna pochodzi z dwóch róde :
1. Silnika, na który sk ada si ciep o:
1.1. z wymiennika ciep a z ch odzenia cylindrów silnika,
1.2. z ch odzenia oleju silnika,
2. Wymiennika ciep a ze spalin silnika.
Mo na przyj
, e podzia ciep a z silnika i spalin jest mniej wi cej po po owie, co poka-
zano na poni szym rysunku.
Rys. 30
Bilans energetyczny przyk adowego agregatu kogeneracyjnego
o mocy elektrycznej 252 kW
ród em ciep a odpadowego w CHP jest ciecz ch odz ca oraz olej smarny. Ciep o z tych
róde odprowadzane jest w formie gor cej wody o temperaturze 85 ÷ 90°C. Wymienniki ciep a
stosowane w uk adach ch odzenia to po rednie wymienniki p aszczowo-rurowe lub p ytowe.
Wykorzystywane s dwa typy wymienników: olej-woda lub woda-woda. Zastosowanie takich w
nie wymienników zwi zane jest z problemem korozji, ró nic ci nie oraz wymagan
czysto ci czynnika w tych uk adach.
41
Innym ród em ciep a nadaj cego si do odzyskania s spaliny. W ci gach spalinowych
stosowane s tak e wymienniki p aszczowo-rurowe. Tradycyjny uk ad wymienników ciep a pozwala na obni enie temperatury spalin do oko o 120°C. W silnikach zasilanych wy cznie gazem
(ze wzgl du na brak siarki w paliwie) mo liwe jest dodatkowe zastosowanie wymienników kondensacyjnych, dzi ki którym odzyskuje si energi ciepln stosowan do pokrycia zapotrzebowania na ciep o niskotemperaturowe (np. do wst pnego podgrzewu wody).
Du a popularno
t okowych silników spalinowych (TSS) spowodowana jest tym, e s
one dost pne ju w zakresie mocy kilkunastu kilowatów, przy jednocze nie wysokiej sprawno ci
energetycznej i stosunkowo niskich cenach w porównaniu z turbinami gazowymi. Kolejn zalet
jest to, e paliwo gazowe nie musi by dostarczane do komory spalania pod ci nieniem.
Typowy wska nik sprawno ci wytwarzania energii elektrycznej w uk adach CHP opartych
na TSS wynosi 35 ÷ 42%, natomiast wska nik wykorzystania energii chemicznej paliwa mie ci
si w przedziale od 80 do 90%. Najcz
ciej silniki spalinowe stosowane s w uk adach generu-
cych od 30 kW do 1.000 kW mocy elektrycznej, przy czym produkowane s równie urz dzenia
o mocach rz du 20 MW maj ce zastosowanie w du ych obiektach przemys owych.
Uk ad kogeneracyjny mo e pracowa w kilku trybach, wybór których silnie wp ywa na
op acalno
ekonomiczn jego pracy.
Jest kilka ró nych trybów pracy kogeneracji ale dla nas najistotniejsze to2:
A. Praca zorientowana na produkcj energii elektrycznej (Electricity Tracking – tryb ET) –
moc modu u regulowana jest wed ug krzywej zapotrzebowania na energi elektryczn , a
ciep o jest produktem ubocznym. Niedobory ciep a wytwarzane s w innych ród ach, natomiast nadwy ki ciep a s zagospodarowane lub rozpraszane w otoczeniu przez ch odnice wentylatorowe (ch odzenie silnika) lub w postaci gor cych spalin.
B. Praca zorientowana na produkcj ciep a (Heat Tracking – tryb HT) – moc modu u regulowana jest wed ug krzywej zapotrzebowania na ciep o, a energia elektryczna jest produktem ubocznym. Bilans energii elektrycznej zamykany jest poprzez odpowiednio jej zakup
sprzeda do sieci.
C. Praca modu u bez skojarzenia – modu wytwarza jedynie energi elektryczn , a ciep o
jest rozpraszane w otoczeniu.
D. Praca modu u pe
moc bez wzgl du na chwilowe zapotrzebowanie ciep a i energii
elektrycznej (Full Load – tryb FL) – tryb ten jest kombinacj trybów A, B i C. Mo e tu
2
Skorek J. Ocena efektywno ci energetycznej i ekonomicznej uk adów kogeneracyjnych ma ej mocy. Wydawnictwo
Politechniki
skiej, Gliwice 2002. ISBN 83-7335-127-2
42
wyst pi zarówno zakup jak i sprzeda energii elektrycznej jak równie wytwarzanie ciea w innych ród ach czy te jego inne zagospodarowanie lub rozpraszanie.
Wybór pomi dzy tymi trybami jest mo liwy o ile uk ad kogeneracyjny jest przy czony do
sieci elektroenergetycznej. W przeciwnym wypadku, np. w uk adach wyspowych, zasilaj cych
ma e obiekty, stosuje si tylko prac w trybie ET.
Cz sto stosuje si uproszczenie polegaj ce na okre leniu trybu pracy A lub B jako „pracy
wyspowej” agregatu. Precyzyjnie rzecz ujmuj c nale
oby przyj
, e praca wyspowa polega na
ca kowitym odseparowaniu agregatu i odbiorników od zewn trznych sieci elektroenergetycznych.
Tryb pracy Full Load (FL) okre lany jest potocznie prac na sie .
Uk ady kogeneracyjne cz sto instaluje si w celu optymalnego wykorzystania taryf elektrycznych, tj. w celu unikni cia zakupu szczytowej, drogiej energii elektrycznej z sieci (tzw. peak
shaving). W takim przypadku uk ad pracuje w okresie, gdy energia elektryczna jest droga, natomiast w okresie ni szej ceny zakupu elektryczno ci uk ad jest wy czony. Takie rozwi zanie, cho
z jednej strony poprawia efektywno
ekonomiczn inwestycji „od strony” produkcji elektryczno-
ci, z drugiej strony jednak pog bia niedopasowanie do siebie produkcji elektryczno ci i ciep a.
Problemy dopasowania produkcji ciep a do zmiennego zapotrzebowania mo na rozwi za przez jego akumulacj . W okresie kiedy zapotrzebowanie u odbiorców jest mniejsze od produkcji w uk adzie skojarzonym nadmiar ciep a akumuluje si w zasobniku gor cej wody. W okresie kiedy zapotrzebowanie na ciep o jest wi ksze ni jego produkcja brakuj
biera si z zasobnika. W przypadku, gdy ilo
ilo
ciep a po-
ciep a zakumulowana w zasobniku by aby niewy-
starczaj ca do pokrycia zapotrzebowania ciep a u odbiorców nale y uruchomi dodatkowo ród o
szczytowe. Oczywi cie, za ka dym razem musi by wykonany bilans energii elektrycznej i cieplnej i to nie tylko w zakresie mocy ale i energii w czasie.
Innym sposobem zagospodarowania nadwy ek ciep a z kogeneracji jest zastosowanie
uk adów przetwarzaj cych energi ciepln na ch ód. Mamy wtedy do czynienia z uk adem trigeneracji CCHP (Combined Cooling, Heating and Power), czyli skojarzonego wytwarzania energii
elektrycznej, cieplnej i ch odu.
Decyzj Zamawiaj cego agregat kogeneracyjny ma pracowa w trybie pracy zorientowanej na pokrycie zapotrzebowania na energi elektryczn (ET). W takim przypadku niezb dne
dzie zagospodarowanie nadwy ek energii cieplnej z CHP.
43
Bardzo cz sto spotka si mo na z presj inwestora na przewymiarowanie mocy agregatu kogeneracyjnego. Cz sto powo uj si przy tym na informacje producentów agregatów, e
mog one pracowa w zakresie od 50% do 100% mocy nominalnej. Równocze nie inwestorzy
nie zwracaj uwagi na sprawno
przewymiarowanych urz dze .
Poni szy rysunek pokazuje jedne z podstawowych wska ników agregatu kogeneracyjnego, gdzie:
Sprawno
wytwarzania energii elektrycznej w CHP okre lamy jako stosunek mocy elek-
trycznej wytwarzanej w skojarzeniu do iloczynu strumienia paliwa i warto ci opa owej paliwa
Wska nik skojarzenia to stosunek wytwarzanej w CHP energii elektrycznej do cieplnej
uk adu
Wska nik zredukowany jest to wska nik odniesiony do wielko ci nominalnej
Wska nik zredukowany
1,05
1,00
0,95
0,90
0,85
0,80
0,4
0,5
0,6
Chwilowe obci
Sprawno
0,7
0,8
0,9
1,0
enie zredukowane
elektryczna zredukowana
Wska nik skojarzenia zredukowany
Rys. 31
Podstawowe wska niki CHP3
W naszym przypadku podstaw doboru CHP jest wykres uporz dkowany energii elektrycznej (trybu pracy ET). W interesie Zamawiaj cego jest takie dobranie mocy elektrycznej CHP,
aby mo liwa by a praca przez jak najwi ksz liczb godzin w ci gu roku i to z mo liwie najwi ksz
moc (najlepiej nominaln ). Poniewa CHP pracuje w przedziale od 50% do 100% mocy nominalnej to czas pracy w ci gu roku zale y od wykresu uporz dkowanego. Im bardziej stromy jest
wykres uporz dkowany tym czas pracy agregatu b dzie krótszy (zak adaj c, e d
ymy do mak-
symalizowania mocy CHP).
3
ród o: na podstawie pracy Jacka Kaliny – Zak ad Termodynamiki i Energetyki Gazowej, Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika
ska w Gliwicach)
44
Oczywi cie absolutn fikcj jest dobieranie CHP w taki sposób, aby czas pracy wynosi
8.760 godzin w ci gu roku. Agregat kogeneracyjny, jak ka dy silnik spalinowy, musi podlega
przegl dom, konserwacji oraz planowym remontom. Jak ka de urz dzenie podlega równie awariom. Ka dy przegl d CHP lub naprawa wi
e si z jego wy czeniem i odczekaniem a ostygnie
i dopiero wtedy mo liwe jest wykonywania wszelkich prac serwisowych.
W zwi zku z powy szym we wszystkich analizach przyjmujemy, e czas pracy CHP w
ci gu roku wynosi 8.250 godzin. Cz sto mo na si spotka z przyjmowanym znacznie d
szym
czasem pracy CHP w ci gu roku, ale wtedy zwykle analizy odnosz si tylko do pierwszego roku
eksploatacji. Poniewa nasza analiza obejmuje okres 15 lat, w czasie których b
dzane ró ne przegl dy i naprawy, wi c nale y przyj
przeprowa-
realny czas pracy.
Przyj cie 8.250 h/rok jest zgodne z warto ci statystyczn takiego parametry CHP jak
dyspozycyjno .
Dyspozycyjno
okre lona jest nast puj cym wzorem:
D=(
o
– ( p+
np))
/
o
gdzie:
o
– mo liwy roczny czas pracy CHP
p–
roczny czas planowanych wy cze
np -
roczny czas nieplanowanych wy cze
Dla t okowych silników spalinowych o mocy od 80 do 800 kW przyjmuje si warto
pozycyjno ci 94,5%, natomiast dla mocy powy ej 800 kW przyjmuje si warto
dys-
91,20%.
Przyj ty czas pracy CHP 8.250 godzin/rok odpowiada wspó czynnikowi dyspozycyjno ci
odpowiednio 94,18%.
45
1.1. Kogeneracja w trybie pracy Full Load - na sie
W poprzednim rozdziale wymienione zosta y ró ne tryby pracy agregatu kogeneracyjnego. Jednym z nich jest praca modu u CHP moc nominaln bez wzgl du na chwilowe zapotrzebowanie pr du, czyli Full Load – tryb FL.
400 kW
350 kW
300 kW
250 kW
200 kW
150 kW
100 kW
50 kW
0 kW
0 h
1 000 h
2 000 h
3 000 h
CHP1 potrzeby w asne
Rys. 32
4 000 h
5 000 h
CHP1 do sieci
6 000 h
7 000 h
8 000 h
Praca przyk adowego agregatu kogeneracyjnego w trybie Full Load
Automatyka w tym trybie mo e zapewni w pierwszej kolejno ci pokrycie w asnego zapotrzebowania na pr d, a nadwy ki sprzedawa do sieci elektroenergetycznej.
Na wykresie kolorem
tym (pod wykresem uporz dkowanym) pokazano energi elek-
tryczn zu ywan na potrzeby w asne, a kolorem zielonym (nad wykresem uporz dkowanym)
energi sprzedawan do sieci.
Podstawowym problemem jest zagospodarowanie energii cieplnej z kogeneracji, której
jest zdecydowanie wi cej ni w trybie pracy ET (Electricity Tracking).
W naszym przypadku analiza mo liwo ci zastosowania CHP pracuj cego w trybie FL nie
ma sensu, gdy :
aden z obiektów nie ma dostatecznie du ych potrzeb na ch ód w okresie letnim;
46
Potrzeby w asne ciep a s du e, ale na tyle eby wykorzysta ca
wytwarzanego w
CHP ciep a, a tak e aden z obiektów nie jest zainteresowany eby sta si przedsi biorstwem energetycznym i sprzedawa nadwy ki energii elektrycznej i cieplnej.
Zastosowanie takiego trybu pracy by oby mo liwe, gdyby Zamawiaj cy zdecydowa si na
realizacj trigeneracji na zasadach koncesji na roboty budowlane. Wtedy koncesjonariusz móg by
by
przedsi biorstwem energetycznym i zapewnia
energi
elektryczn , ciepln
i ch ód do
wszystkich obiektów Zamawiaj cego a nadwy ki sprzedawa innym podmiotom.
47
2. Absorpcja (ABS)
Decyduj c si na instalacj uk adu kogeneracyjnego pracuj cego wg zapotrzebowania
elektrycznego (Electricity Tracking) nale y rozstrzygn
podstawowy problem jakim jest zago-
spodarowanie ciep a. Cz sto, w literaturze popularnej lub materia ach handlowych, ciep o powstaj ce w skojarzeniu nazywane jest „ciep em odpadowym”.
W przypadku gazowych silników spalinowych w CHP trudno mówi , e ciep o jest odpadem skoro moc grzewcza CHP jest wi ksza ni moc elektryczna. Przy np. 250 kW mocy elektrycznej uzyskujemy ok. 320 kW mocy grzewczej, a moc wej ciowa, czyli ilo
spalanego gazu,
wynosi ok. 680 kW. Trudno zatem traktowa 320 kW mocy grzewczej jako odpad.
O ile w okresie zimowy nie mamy problemu z zagospodarowaniem energii cieplnej o tyle
w okresie letnim jest to du y problem. Je li nie ma mo liwo ci sprzedania energii cieplnej w lato
to rozwi zaniem problemu mo e by zamiana ciep a na ch ód. Do dyspozycji mamy w zasadzie
dwa rozwi zania techniczne: zastosowanie zi biarek absorpcyjnych lub adsorpcyjnych. W urz dzeniach klimatyzacyjnych najpopularniejsze s agregaty spr
arkowe, jednak nie maj one za-
stosowania do zagospodarowania ciep a z kogeneracji.
W agregatach spr
arkowych zwi kszenie ci nienia czynnika ch odniczego przez spr -
ark powoduje zwi kszenie jego entalpii w
ciwej (zawarto ci energetycznej). Przy sta ym ci-
nieniu para zostaje sch odzona i skroplona w skraplaczu. Nast puje zmniejszenie ci nienia
czynnika ch odniczego przy tej samej entalpii przez zawór rozpr
ny.
W parowniku odbywa si wymiana ciep a z czynnikiem sch adzanym. Energia utracona w
skraplaczu jest pobierana w parowniku od czynnika sch adzanego. Przy sta ym ci nieniu nast puje wymiana ciep a od czynnika o temperaturze wy szej (czynnik sch adzany) do czynnika o
temperaturze ni szej (czynnik ch odniczy), w nast pstwie czego otrzymuje si wod lodow .
W absorpcyjnych agregatach wody lodowej nale y zwróci przede wszystkim uwag na
ró nic w sposobie spr
spr
ania pary. Proces ten, realizowany w agregatach spr
arkowych przez
ark nap dzan mechanicznie, jest zast piony absorpcj pary czynnika ch odniczego (przy
wydzielaniu si ciep a) przez ciek y absorbent, zwi kszeniem ci nienia przez pomp oraz desorpcj (oddestylowanie) pary czynnika ch odniczego od sorbentu przez doprowadzenie ciep a.
Absorpcyjny agregat wody lodowej sk ada si z dwóch zbiorników i czterech istotnych
powierzchni wymiany ciep a. W dolnym zbiorniku, gdzie ci nienie wynosi oko o 1/100 normalnego
ci nienia nast puje wymiana ciep a poprzez parownik i absorber, natomiast w górnym – gdzie
ci nienie wynosi oko o 1/10 normalnego ci nienia, wymiana nast puje poprzez skraplacz i warnik.
48
Systemy absorpcyjne wykorzystuj do przekazywania ciep a procesy parowania i skraplania. Absorberem jest zazwyczaj roztwór bromku litu, soli o wysokiej zdolno ci wch aniania wody,
a czynnikiem ch odniczym – wod . W celu poprawienia ekonomiczno ci systemu, nast puje dogrzanie roztworu w wymienniku ciep a roztworów przez st
ony roztwór z warnika. Czynnik ch od-
niczy wprowadzony do dolnego zbiornika i rozpylony nad rurkami parownika wrze dzi ki niskiemu
ci nieniu w zbiorniku, w temperaturze du o ni szej od temperatury wrzenia sch adzanej wody
znajduj cej si w pierwszym wymienniku ciep a.
Gwa towne parowanie ca
obj to ci czynnika ch odniczego powoduje wymian ciep a z
rodka o temperaturze wy szej (sch adzana woda) do o rodka o temperaturze ni szej (wrz cy
czynnik ch odniczy). Na wyj ciu z pierwszego wymiennika ciep a otrzymujemy wod
lodow ,
która mo e by wykorzystywana na potrzeby ch odnictwa.
Pompa czynnika ch odniczego przekazuje jego nadmiar do górnej cz
ci naczynia. Para
czynnika ch odniczego sch odzona ch odziwem poprzez drugi wymiennik ciep a, podczas opadania na dno zbiornika jest wch aniana przez absorber. S aby roztwór bromku litu z dna zbiornika
oczony jest pomp roztworów poprzez wymiennik ciep a roztworów do zbiornika górnego, gdzie
podgrzany przez wod gor
wrze, destyluj c czynnik ch odniczy od sorbentu. Pary wody sch o-
dzone w skraplaczu p yn do dolnego naczynia, gdzie s rozpylane nad parownikiem, a st
ony
roztwór z warnika zasila i podgrzewa wymiennik ciep a oraz powraca do dolnego naczynia.
W omawianym przyk adzie absorpcyjnego agregatu wody lodowej ciep o jest dostarczane
do uk adu w celu oddestylowania czynnika ch odz cego od sorbentu.
Agregaty absorpcyjne znacznie góruj na elektrycznymi spr
arkami rubowymi swoj
elastyczno ci pracy, co ilustruje kolejny wykres.
49
Zredukowany wsp. efektywno ci ch odniczej
1,05
1,00
0,95
0,90
0,85
0,80
0,75
0,70
0,3
0,4
0,5
spr
Rys. 33
Zale no
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
Zredukowana moc ch odnicza
arki rubowe
ABS
zredukowanego wspó czynnika efektywno ci ch odniczej w funkcji zre-
dukowanej mocy ch odniczej4
Jak wida , zredukowany wspó czynnik efektywno ci ch odniczej agregatu absorpcyjnego
jest w bardzo szerokim zakresie niezale ny od zmian zredukowanej mocy ch odniczej.
ówne cechy agregatów absorpcyjnych to mi dzy innymi:
Zasilanie ciep em z kogeneracji o parametrach 90/70 ºC;
Niewielkie zapotrzebowanie na moc elektryczn ;
Niewielka liczba nap dów, poza pompami brak cz
ci ruchomych;
Prostota budowy, nieskomplikowana zasada dzia ania i atwo
Wysoka niezawodno
obs ugo;
i dyspozycyjno ;
Korzystna charakterystyka pracy pod cz
ciowym obci
eniem;
Czynnik roboczy nieszkodliwy dla rodowiska;
Brak oleju w czynniku roboczym;
Niski poziom ha asu i brak drga ;
D ugi okres eksploatacji (25 - 30 lat).
Najwa niejsze cech systemów bromolitowych to:
Absorber – wodny roztwór bromku litu;
4
ród o: na podstawie pracy Jacka Kaliny – Zak ad Termodynamiki i Energetyki Gazowej, Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika
ska w Gliwicach)
50
Czynnik roboczy – woda;
Zastosowanie w temperaturach powy ej 0ºC (minimalna temp. wytwarzania no nika
zimna to ok. 3 ºC);
Sól bromolitowa w roztworze wodnym nie jest
ca, prawie nietoksyczna, niepalna i bez-
zapachowa;
Ci nienie robocze w parowaczu i skraplaczu s w zakresie g bokiej pró ni (na poziomie
8 mbar w parowaczu i 40 mbar w skraplaczu) – w wypadku rozszczelnienia powietrze
atmosferyczne wnika do wn trza maszyny, powoduj c szybkie procesy korozyjne;
Umiejscowienie w budynku o odpowiednio wysokiej temperaturze ze wzgl du na mo liwo
5
zamarzni cia czynnika roboczego.5
Wykorzystano publikacje prof. dr hab. in . Janusz Skorek i dr hab. in . Jacek Skorek Gazowe uk ady kogeneracyjne
51
V.
Dobór urz dze
1. Dobór agregatu kogeneracyjnego (CHP)
Podstaw doboru agregatu kogeneracyjnego jest wykres uporz dkowany chwilowych poborów mocy czynnej.
Nasuwa si pytanie: czy przyjmowa do analizy jeden agregat kogeneracyjny o mocy wynikaj cej z sumy mocy chwilowych, czy przyjmowa np. dwa agregaty. O ile w sferze technicznej
mo na uzasadni zastosowanie dwóch agregatów to ju przy analizach finansowych ten pomys
jest trudny do obrony. Najlepiej wiadczy o tym kolejny wykres, na którym pokazano koszty jednostkowe agregatów kogeneracyjnych w zale no ci od mocy elektrycznej.
2 300
2 047
2 100
1 900
1 700
1 500
1 226
1 300
1 014
1 100
830
900
732
720
700
655
528
500
300
44
Rys. 34
64
104
137
156
247
307
346
375
403
505
600
854
Koszt jednostkowy €/kW e dla agregatów kogeneracyjnych
Dla przyk adu, gdyby my mieli zastosowa dwa niezale ne agregaty kogeneracyjne jeden
o mocy elektrycznej ok. 100 kW i drugi o mocy elektrycznej ok. 150 kW, to z powy szego wykresu
wynika, e im mniejsza moc agregatu tym cena jednostkowa ro nie, a dla ma ych agregatów
ro nie bardzo szybko.
Wyst puj ce na wykresie skoki cen wynikaj z ró nic producentów oraz zastosowanych
komponentów. W pewnych przedzia ach mocy wyst puj te same silniki, ale ju kolejny wi kszy
w typoszeregu agregat ma silnik innego producenta o zupe nie innych parametrach i pomimo, e
zwi kszamy moc agregatu jego cena te wzrasta.
52
Tak, wi c alternatywa jest nast puj ca (s to warto ci pogl dowe netto):
-
agregat 252 kW
ok. 209.160 €
-
agregat 104 kW
ok. 127.504 €
agregat 156 kW
ok. 158.184 €
Razem 260 kW
ok. 285.688 €
Czyli, e dwa agregaty s o 76.528 € dro sze od jednego wi kszego.
Nale y teraz rozwa
jaki b dzie jeden optymalny agregat kogeneracyjny dla postawio-
nego zadania. Zaczynamy od wykresu uporz dkowanego warto ci sumarycznej mocy chwilowych.
500 kW
450 kW
400 kW
350 kW
300 kW
250 kW
200 kW
150 kW
100 kW
50 kW
0 kW
0 h
Rys. 35
1 000 h 2 000 h 3 000 h 4 000 h 5 000 h 6 000 h 7 000 h 8 000 h
Wykres uporz dkowany zu ycia energii elektrycznej
Mediana, czyli warto
rodkowa mocy chwilowych profilu energetycznego wynosi 296,12
kW.
Mo na mówi , e dobrana zosta a optymalna moc elektryczna agregatu kogeneracyjnego
je eli jego pole pracy dla wykresu uporz dkowanego ma najwi ksz powierzchni . Jest to równoznaczne z maksymalna ilo ci wytworzonej i zu ytej energii elektrycznej.
Na pocz tek dokonano optymalizacji pola pracy CHP niezale nie od typoszeregu agregatów kogeneracyjnych dost pnych na rynku. Wyznaczono warto
optymaln mocy elektrycznej
CHP oraz warto ci s siaduj ce ró ni ce si o 10%.
53
Wa nym kryterium doboru jest tak e za
ona minimalna moc elektryczna pracy CHP,
która w tym przypadku wynosi 50% mocy nominalnej.
Ilo
wytworzonego pr du
2 400
2 350
2 322,0 MWh
2 328,7 MWh
2 300
2 250
2 200
2 167,9 MWh
2 150
2 100
2 050
334
Rys. 36
371
Moc elektryczna CHP [kW]
408
Dobór optymalnej mocy elektrycznej CHP
Na wykresie, warto
rodkowa stanowi optymaln moc agregatu dla danego profilu ener-
getycznego i zadanych parametrów pracy agregatu. Warto ci pokazane po lewej i prawej stronie
odpowiadaj odpowiednio mocy agregatu o 10% mniejszej od warto ci optymalnej i 10% wi kszej
od warto ci optymalnej.
Jak wida , zwi kszaj c lub zmniejszaj c moc agregatu od warto ci optymalnej uzyskamy
mniej energii elektrycznej.
Najwi cej energii elektrycznej uzyskamy przy mocy elektrycznej CHP równej 371 kW. Dla
danego profilu energetycznego w roku bazowym (z uwzgl dnieniem aquaparku) oraz optymalnego agregatu czas pracy wynosi 8 107 godz./rok czyli jest on nieznacznie krótszy ni przyj ta
do analiz warto
8 250 h/rok.
Mo na zatem przyj
, e dobieraj c konkretny model agregatu kogeneracyjnego powinien
on mie moc elektryczn w przedziale 330 ÷ 410 kW.
Z powy szego wykresu wida tak e, e w tym konkretnym przypadku korzystniejszy dla
Zamawiaj cego jest agregat kogeneracyjny o mniejszej mocy elektrycznej ni o wi kszej, ze
wzgl du na wi ksz ilo
wytworzonej energii elektrycznej.
54
Powy sza analiza jest bardzo wa na nie tylko ze wzgl du na aspekt energetyczny, ale
tak e prawny. Stanowi to argument dla Zamawiaj cy dlaczego na etapie przetargu
da okre lo-
nej wielko ci agregatu z precyzyjnie okre lonym zakresem tolerancji mocy elektrycznej.
Przy okre lonym profilu energetycznym zarówno za du y jak i za ma y agregat kogeneracyjny zapewni mniejsz ilo
energii z kogeneracji.
Cz sto mo na si spotka z namowami ze strony dystrybutorów lub oferentów, eby zamontowa agregat o wi kszej mocy elektrycznej (szczególnie wtedy, gdy nie dysponuj agregatem o mocy mieszcz cej si w zadanym przedziale), gdy ich agregat mo e pracowa nawet przy
30% mocy nominalnej. Bywa, e cena oferowanego agregatu o wi kszej mocy jest porównywalna
z agregatem o mniejszej mocy.
Jakie s konsekwencje dla u ytkownika pracy przewymiarowanego agregatu na bardzo
zani onym poziomie mocy?
Otó , konsekwencj jest znacznie szybsze zu ywanie si silnika agregatu. Praca silnika
spalinowego agregatu na poziomie 30% mocy nominalnej wi
metrami spalania i z nawarstwianiem si
znaczne obni enie mocy silnika, ale wi
e si ze znacznie gorszymi para-
nagaru w silniku. Dopuszczalne jest krótkotrwa e
e si to z konieczno ci „odpracowania” tego czasu przy
pracy na maksymalnych obrotach. Je li jednak w tym czasie nie mamy zapotrzebowania na energi elektryczn , przy której agregat b dzie pracowa na mocy nominalnej to b dziemy przyczyniali
si do dewastacji silnika. Nast pi skrócenie czasu mi dzy kolejnymi przegl dami technicznymi
(wy czenia agregatu) oraz znacznie wzrosn koszty serwisu i napraw.
W zakresie optymalnej wielko ci mocy elektrycznej CHP wynosz cej 371 kW oraz okrelonej powy ej dyspozycyjno ci wykres uporz dkowany z polem pracy dla tego agregatu jest
nast puj cy.
55
500 kW
450 kW
400 kW
350 kW
300 kW
250 kW
200 kW
150 kW
100 kW
50 kW
0 kW
0 h
1 000 h
2 000 h
3 000 h
CHP
Rys. 37
4 000 h
5 000 h
CHP min
6 000 h
7 000 h
8 000 h
Profil el.
Wykres uporz dkowany z prac agregatu kogeneracyjnego 371 kW
Ilo
wytworzonej energii elektrycznej w optymalnym CHP wynosi 2 328,70 MWh, co sta-
nowi 95,1% zu ycia.
Zakres pracy CHP okre laj nast puj ce elementy:
1. Wykres uporz dkowany okre laj cy chwilow moc pobieran z sieci.
Wykres ten stanowi uporz dkowane warto ci mocy i sporz dzony zosta na podstawie rzeczywistego poboru pr du.
2. Maksymalna mo liwa moc CHP, przy której uzyskuje si najwi ksz ilo
zu ytej energii elek-
trycznej.
3. Minimalna moc prac CHP.
Je li chwilowy pobór moc jest mniejszy ni minimalna moc CHP nast pi wy czenie agregatu.
Ró ni producenci podaj ró ne wielko ci dopuszczalnej mocy minimalnej. Warto ci te zawieraj si zwykle w przedziale od 50% do 60% mocy nominalnej. W koncepcji przyj to warto
50% mocy nominalnej jako minimalna dopuszczalna warto
4. Ilo
pracy CHP.
godzin pracy CHP w ci gu roku wynikaj ca mi dzy innymi z poziomu wspó czynnika
dyspozycyjno ci.
56
Im wi ksza moc nominalna CHP tym wi ksza warto
czas pracy agregatu w ci gu roku. Zwi kszona ilo
mocy minimalnej, a tym samym krótszy
wytworzonej energii przy wi kszych mo-
cach nie zrekompensuje energii niewytworzonej przy mocach ma ych.
Nast pnym krokiem w analizie jest wybór konkretnego modelu agregatu kogeneracyjnego. Wiemy jaka jest moc optymalna, teraz trzeba spo ród wielu urz dze dost pnych na rynku
wybra model najbli szy optymalnemu.
W naszym przypadku rekomendujemy gazowy agregat kogeneracyjny o mocy elektrycznej 363 kWe przy przyj tym wspó czynniku dyspozycyjno ci.
Poni ej na wykres uporz dkowany z pokazan prac agregatu kogeneracyjnego.
500 kW
450 kW
400 kW
350 kW
300 kW
250 kW
200 kW
150 kW
100 kW
50 kW
0 kW
0 h
1 000 h
2 000 h
CHP1
Rys. 38
3 000 h
4 000 h
5 000 h
CHP1 el min
6 000 h
7 000 h
8 000 h
Profil el.
Praca rekomendowanego agregatu kogeneracyjnego 363 kW e
Najlepsz sprawno
ma CHP podczas pracy z moc od 80% do 90% mocy nominalnej.
Kolejny wykres pokazuje ile godzin rekomendowany agregat pracuje w zadanych przedzia ach
mocy nominalnej.
57
35%
3 000
2 514
31%
30%
Godziny pracy
25%
2 000
1 617
20%
20%
1 500
15%
963
12%
1 000
559
7%
500
361
4%
620
8%
839 763
10%
10%
9%
5%
-
0
-
-
0%
100
90-100 80-90
70-80
65-70
60-65
55-60
50-55
45-50
Udzia procentowy w roku
2 500
0%
40-45
0%0%
< 40
Procentowy zakres mocy nominalnej CHP
Rys. 39
Praca CHP w ró nych zakresach mocy nominalnej
Ilo
nowi 95,9% zu ycia.
Nale y zwróci tak e uwag , e czas pracy CHP spe nia postawione warunki.
Wielko
tego pola na wykresie odpowiada ilo ci wytworzonej energii przy danym pro-
filu energetycznym.
Dla przyk adu zobaczmy jaki jest interes Zamawiaj cego gdyby kto zaoferowa wi kszy
agregat, nawet w cenie mniejszego.
500 kW
450 kW
400 kW
350 kW
300 kW
250 kW
200 kW
150 kW
100 kW
50 kW
0 kW
0 h
1 000 h
2 000 h
CHP1
Rys. 40
3 000 h
4 000 h
5 000 h
CHP1 el min
6 000 h
7 000 h
8 000 h
Profil el.
Przewymiarowany agregat kogeneracyjny o mocy 430 kW e
58
50%
3 500
2 996
44%
3 000
45%
Godziny pracy
2 500
35%
30%
2 000
25%
1 500
924
1 000
14%
20%
1 041
15%
11%
440
500
0
100
10%
397
7%
209
6
15%
739
6%
-
3%
-
-
Udzia procentowy w roku
40%
5%
0%
0%
0%
0% 0%
90-100 80-90 70-80 65-70 60-65 55-60 50-55 45-50 40-45 < 40
Procentowy zakres mocy nominalnej CHP
Rys. 41
Ilo
Praca przewymiarowanego CHP w ró nych zakresach mocy nominalnej
nowi 84,3% zu ycia.
Jak wida z za czonych rysunków, zwi kszanie mocy agregatu daje w efekcie mniej wytworzonej energii elektrycznej, a tym samym mniejsze pokrycie zapotrzebowania odbiorców.
Cz sto jest problem z wyobra eniem sobie zasad pracy agregatu kogeneracyjnego w czasie rzeczywistym. Bardzo dobrze poka
to kolejne wykresy. Pami tajmy, e odnosimy si do
sytuacji, w której jest zu ycie energii obecnych obiektów oraz aquaparku z zak adanym profilem
energetycznym (okre lane jako rok bazowy).
Kolorem
tym (z czerwon obwiedni ) pokazana jest praca agregatu kogeneracyjnego,
a kolorem niebieskim pokazana jest energii elektryczna pobierana z sieci.
59
600 kW
500 kW
400 kW
300 kW
200 kW
100 kW
0 kW
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Moc elektryczna z CHP
Rys. 42
Moc elektryczna z sieci
Praca CHP
Praca systemu energetycznego w lipcu roku bazowego
Jak wida pr d z sieci pobierany jest tylko wtedy, gdy chwilowy pobór mocy przekracza
moc nominaln CHP lub gdy jest mniejszy ni minimalna dopuszczalna moc pracy CHP.
Oba te warianty ilustruj kolejne wykresy.
140 kW
120 kW
100 kW
80 kW
60 kW
40 kW
20 kW
0 kW
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
A. Moc [kW] kupowana z sieci je li zapotrzebowanie przekracza o moc nominalna CHP
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
B. Moc [kW] kupowana z sieci je li zapotrzebowanie by o ni sze od mocy minimalnej CHP
60
200 kW
180 kW
160 kW
140 kW
120 kW
100 kW
80 kW
60 kW
40 kW
20 kW
0 kW
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
C. Sumaryczny pobór energii elektrycznej z sieci
Rys. 43
Moc elektryczna kupowana z sieci w poszczególnych dniach miesi ca – lipiec
Mo liwe jest tak e przeanalizowanie pracy CHP na tle chwilowego zu ycia energii elektrycznej w
wybranym dniu miesi ca.
Poni ej pokazany jest chwilowy pobór energii elektrycznej w poszczególnych przy czach
oraz pobór sumaryczny, a tak e praca CHP z przerwami, gdy chwilowy pobór jest mniejszy od
dopuszczalnego minimum pracy. Na wykresie wida tak e przerwy w pracy CHP dla mocy chwilowych mniejszych ni minimalna dopuszczalna moc pracy CHP.
300 kW
250 kW
200 kW
150 kW
100 kW
50 kW
0 kW
1
2
3
4
5
6
7
8
Praca CHP
Rys. 44
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Pobór mocy w wyznaczonym dniu
Praca systemu energetycznego w poniedzia ek 20 kwietnia 2015 r.
61
Przy wyborze modelu CHP brano pod uwag kilku g ównych producentów i dostawców
agregatów dzia aj cych na polskim rynku, którzy dysponuj zarówno sprz tem o wysokich parametrach technicznych, jak i profesjonaln obs ug serwisow .
Sprawa serwisu jest o tyle wa na, e ka dy agregat kogeneracyjny musi podlega obs udze serwisowej co 800 – 1 000 godzin pracy (ró ni producenci stawiaj ró ne wymagania). Ilo
i czas niezb dny na obs ugiwania techniczne maj
wp yw na wspó czynnik dyspozycyjno ci
sprz tu.
Cz sto przez potencjalnych u ytkowników niedoceniana jest sprawa obs ugi serwisowej,
a sprzedawcy urz dze unikaj odpowiedzi na temat kosztów serwisu i materia ów eksploatacyjnych.
Obrazowo mo na to wyt umaczy nast puj co. Jednym z g ównych elementów agregatu
kogeneracyjnego jest gazowy silnik spalinowy, którego prac mo na porówna z prac samochodu ci
arowego. Je li, zgodnie z prawem, jeden kierowca mo e prowadzi samochód przez
9 h/d i b dzie jecha ze redni pr dko ci 70 km/h to w ci gu doby przejedzie 630 km. Zak adac, e samochód je dzi 300 dni w ci gu roku, czyli silnik b dzie pracowa 2.700 h/rok, to przejedzie 189.000 km/rok. Przyjmujemy, e silnik agregatu pracuje 8.000 h/rok to przy pr dko ci 70
km/h odpowiada to przejechaniu 560.000 km/rok.
Oznacza to w uproszczeniu, e jeden rok pracy agregatu kogeneracyjnego to prawie trzy
lata pracy samochodu ci
arowego.
Podstawowe parametry techniczne rekomendowanego agregatu kogeneracyjnego zawarto w poni szej tabeli:
Tabela 11
Parametry agregatu kogeneracyjnego
Silnik MAN E 2842 LE 322
Rozmieszczenie cylindrów
12
w uk adzie V
128
mm
Skok cylindra
142
mm
Obj to
skokowa
12,9
litr
Stopie kompresji
12:1
-
Pr dko
1500
obr/min
rednica cylindra
obrotowa
niezawodny silnik o wysokiej trwa
ci, atwy w obs udze i serwisie
pojedyncze g owice i wymienne, mokre tuleje cylindrowe
62
ch odzenie wymuszone zewn trzn pomp elektryczn z regulacj temperatury
niskie zu ycie paliwa oraz niski poziom emisji spalin
zamkni ty uk ad odpowietrzania skrzyni korbowej
mikroprocesorowy uk ad sterowania silnikiem
Pr dnica
Moc elektryczna nominalna
510
kVA
Napi cie
400
V
Cz stotliwo
50
Hz
1500
obr/min
95,4
%
Pr dko
obrotowa
Sprawno
przy cos j = 1
bezszczotkowa, samowzbudna
wysoka zdolno
zwarciowa
wysokosprawna
Osi gi i sprawno
Obci
enie
%
100
Osi gi
Sprawno
Energia w paliwie
kW
955
100,0
Moc mechaniczna
kW m
380
39,8
Moc elektryczna
kW e
363
38,0
Moc ciep ownicza
kW t
489
51,2
Wspó czynnik skojarzenia
0,74
Ciep o z ch odzenia korpusu
kW t
231
24,2
Ciep o w spalinach (~120oC)
kW t
205
21,5
Nm /h
100
-
enie
%
50-100
-
ca kowita
%
3
Zu ycie paliwa
Zalecane obci
Sprawno
89,2
Wyposa enie agregatu stanowi mi dzy innymi:
Bateria rozruchowa
Ch odnica pozioma mieszanki do adowanej
Pozioma ch odnica rezerwowa korpusu silnika
Amortyzatory antywibracyjne
63
Uk ad samoczynnego, automatycznego uzupe niania oleju smarnego silnika
Uk ad wydechowy wraz z t umikiem ha asu
Wy cznik g ówny 3 polowy zespo u ze wszystkimi zabezpieczeniami i z uk adem nap dowym niezb dnym do pracy synchronicznej z sieci elektroenergetyczn
Uk ad automatycznej kontroli, sterowania i nadzoru zapewniaj cy automatyczn i bezobugow prac zespo u wraz z synchronizacj z sieci elektroenergetyczn
Interfejs ca odobowego, pe nego monitorowania serwisowego
Instalacja gazowa do wspó pracy z zespo em gazowym obejmuje:
-
g ówny, r czny, kulowy zawór odcinaj cy;
-
filtr gazu z cz stek sta ych (bez osuszacza);
-
podwójny elektrozawór odcinaj cy;
-
regulator dawki gazu (elektronicznie sterowany zawór regulacyjny);
Modu odzysku ciep a, po zastosowaniu którego, gazowy zespó pr dotwórczy staje si
elektrociep owni gazow :
-
zbiorczy wymiennik glikol-woda - odzysk ciep a z bloku silnika;
-
wymiennik spaliny - odzysk ciep a ze spalin wylotowych silnika;
-
kompletny zestaw czujników, zaworów, pomp wraz z pozosta
niezb dn armatur .
D wi koizolacyjna zabudowa kontenerowa umo liwia prac kompletnego zespo u kogeneracyjnego w otwartym terenie (nie jest potrzebny budynek). Wyciszenie na poziomie 75
dB z odleg
ci 1 m (standard) lub ni sze, pozwala stosowa tego typu zabudowy bez
wi kszych ogranicze
rodowiskowych.
Zabudowa kontenerowa wyposa ona jest w:
-
uk ad wentylacji wn trza, pracuj cy z wydajno ci automatycznie dostosowywan do
temperatury wewn trz zabudowy kontenerowej;
-
czerpni i wyrzutni powietrza, wyposa one w t umiki ha asu;
-
szafk przy cza gazu;
-
przy cza ko nierzowe ch odnic i zewn trznego obiegu ciep owniczego;
-
panele wyciszaj ce ciany i pod og zabudowy kontenerowej do
danego poziomu
wyciszenia;
-
kompletn instalacj wydechow wraz z t umikiem i konstrukcj wsporcz ;
-
wszelkie przej cia, przepusty dla instalacji elektrycznych i ciep owniczych;
-
wewn trzn instalacj elektryczn (dla potrzeb w asnych);
-
instalacj o wietleniow ;
64
-
urz dzenia ga nicze;
-
skrzyd a drzwiowe zapewniaj ce swobodny dost p do poszczególnych elementów
urz dze – zamykane na klucz;
-
wn trze obudowy kontenerowej umo liwia swobodny dost p serwisowy do poszczególnych elementów systemu bez konieczno ci demontowania jakichkolwiek cz
-
pod oga zabudowy kontenerowej stanowi wann zabezpieczaj
ci;
przed zanieczysz-
czeniem rodowiska przy ewentualnym wycieku p ynów eksploatacyjnych;
Zabudowy kontenerowe wyposa one s w system wykrywania niebezpiecznego st
enia
gazu wewn trz zabudowy, wspó pracuj cego z systemem odcinania dop ywu gazu i systemem wentylacji wn trza zabudowy.
65
2. Dobór agregatu absorpcyjnego (ABS)
Zwykle wytwornice wody lodowej (chillery) dobierane s na podstawie bilansu ch odu.
Dobór agregatu absorpcyjnego, który ma wspó pracowa z okre lonym agregatem kogeneracyjnym pracuj cym na potrzeby w asne musi odbywa si w zupe nie inny sposób.
Moc cieplna wej ciowa do ABS musi zapewni zagospodarowanie ciep a z CHP a instalacja ch odnicza Polonii musi zapewni zu ycie wytworzonego w ABS ch odu.
Podczas analizy bardzo wa nie s ilo ci energii, któr trzeba przetworzy lub zagospodarowa . Je li moc ch odnicza ABS b dzie zbyt ma a to w okre lonym czasie nie dokona si przetworzenia na ch ód energii cieplnej powsta ej z kogeneracji.
Ze wzgl du na elastyczno
pracy agregatu absorpcyjnego jego przewymiarowanie nie
stanowi problemu technicznego dla uk adu. Poniewa agregat kogeneracyjny dostarcza czynnik
cieplny o parametrach 90/70 ºC w sposób ci
y, wi c agregat absorpcyjny w sposób ci
dokonywa zamiany energii cieplnej na ch ód. O tej ci
y musi
ci decyduje moc ABS.
Dla optymalnego wykorzystania ciep a z CHP trzeba by o przyj
agregat absorpcyjny o
nominalnej mocy ch odniczej 273 kW.
Rys. 45
Przyk adowy bromolitowy agregat absorpcyjny
Tabela 12
Podstawowe parametry techniczne ABS
j.m.
HSB 99
Moc ch odnicza
kW
273
Pobór mocy elektrycznej
kW
6,15
Pobór mocy cieplnej
kW
349
66
Temperatura wody wej ciowej
ºC
90/70
Temperatura wody lodowej
ºC
7/12
Temperatura wody ch odniczej
ºC
28/34
Przy maksymalnej mocy cieplnej agregatu kogeneracyjnego 489 kW, zu yciu ciep a w
aquaparku i wej ciowej mocy cieplnej ABS podanej w tabeli, ca e ciep o z CHP b dzie mog o by
zamienione na ch ód bez stosowania dodatkowych buforów ciep a za kogeneracj .
W uk adzie technologicznym ch odu warto przewidzie bufory wody lodowej z ABS oraz
dodatkowy elektryczny chiller. Wynika to braku równoczesno ci wytwarzania ch odu oraz jego
zu ycia w obiekcie.
Na podstawie wykresu uporz dkowanego zu ycia energii elektrycznej i pracy CHP mo na
okre li
ilo
wytworzonej energii elektrycznej i cieplnej, a tym samym ilo
wytworzonego
ch odu.
67
3. Lokalizacja trigeneracji i instalacje towarzysz ce
Poniewa aquapark b dzie mia w asn wymiennikowni zasilan z miejskiej sieci cieowniczej sugeruje si zlokalizowanie agregatu kogeneracyjnego na poziomie -1 aquaparku blisko w
a cieplnego, najlepiej od strony hali Polonia. Wskazane jest by mo na by o wprowadza
agregat od strony hali po pochylni technicznej. Wprawdzie kolejna operacja zwi zana z wyprowadzaniem agregatu b dzie za kilka lat, to jednak nale y si liczy z konieczno ci wymiany
silnika lub pr dnicy w okresie eksploatacji.
Podstawowymi elementami sk adowymi CHP s agregat z pr dnic oraz ch odnica awaryjna (zlokalizowana na zewn trz obiektu). Ch odnica mo e by posadowiona na dachu aquaparku, o ile architektura na to pozwoli. Je li b dzie miejsce, to ch odnica mo e by posadowiona
na gruncie obok aquaparku od strony hali.
Agregat absorpcyjny mo na posadowi obok kogeneracji i w
a cieplnego w budynku
aquaparku. W takim przypadku do hali trzeba by poprowadzi ruroci g z wod lodow . Takie
rozwi zanie stwarza dodatkowe problemy. Lepszym rozwi zaniem wydaje si by lokalizacja
agregatu absorpcyjnego w pomieszczeniu technicznym hali Polonia lub na dachu hali.
Agregat absorpcyjny mo e by tak e w wersji do pomieszczenia lub w wersji kontenerowej. Dodatkowo musi si znale
miejsce na ch odnic wentylatorow – najlepiej na dachu hali.
ówne instalacje zwi zane z trigeneracj to:
gazowa – zasilanie agregatu kogeneracyjnego;
elektryczna – zasilanie obiektów w pr d z kogeneracji;
ciep ownicza – o parametrach 90/70ºC, odprowadzanie ciep a do w
a aquaparku oraz
do agregatu absorpcyjnego;
wodna – zasilanie ch odnicy wentylatorowej agregatu absorpcyjnego;
wody lodowej – odprowadzanie ch odu z absorpcji do odbiorników.
Bardzo wa nym elementem systemu energetycznego jest transformator oraz system zarz dzania energi elektryczn .
Schemat ideowy trigeneracji Parku Wodnego pokazany jest w za czniku nr 1.
Ciep o
Zasilanie i zarz dzanie ciep em nie stanowi wi kszego problemu. Obiekty po modernizacji
zasilane z sieci Firmy ciep owniczej (FC).
68
Dodatkowo do rozdzielni ciep a w aquaparku dostarczane jest ciep o z agregatu kogeneracyjnego. Z rozdzielni, zgodnie z wcze niejszymi analizami, nadwy ki ciep a podawane s do
hali Polonia oraz P ywalni. W okresie letnim ciep o trafia do agregatu absorpcyjnego. W tym przypadku, przyj to, e absorpcja zlokalizowana b dzie w hali Polonia.
Obiekty o wiatowe zasilane s w ciep o na obecnych warunkach.
Pr d
eby mo liwe by o zasilanie w pr d wyznaczonych przez Zamawiaj cego obiektów i zarz dzanie energi w zale no ci od chwilowego
cznego zapotrzebowania, niezb dne jest zasi-
lanie wszystkich obiektów z jednego transformatora.
Moc transformatora SN/nN musi odpowiada sumie mocy wszystkich zasilanych obiektów. System zarz dzania energi , w pierwszej kolejno ci, b dzie wykorzystywa pr d z kogeneracji, a je li chwilowe zapotrzebowanie b dzie wi ksze pr d pobierany b dzie dodatkowo z transformatora (czyli z sieci elektroenergetycznej).
Przy
cznym zapotrzebowaniu na pr d przez obiekty, mniejszym ni minimalna dopusz-
czalna moc pracy kogeneracji, nast pi wy czenie agregatu i ca e zasilanie b dzie si odbywa
z transformatora.
W przypadku awarii agregatu kogeneracyjnego lub stacji transformatorowej obiekty b
zasilane z dotychczasowych przy czy.
Nale y w tym miejscu zwróci uwag na dwie wa ne kwestie:
Pierwsza kwestia to urealnienie mocy umownych w obiektach. Trzeba mie tak e wiadomo , e awaria stacji transformatorowej jest zjawiskiem rzadkim, a za moc umown
trzeba b dzie p aci co miesi c.
Druga kwestia to opomiarowanie obiektów. Po wykonaniu kogeneracji ca e zasilanie b dzie realizowane w ramach umowy zawartej przez aquapark. Pozostali odbiorcy b
rozliczani z podliczników.
69
VI.
Analiza ekonomiczna trigeneracji (CCHP)
W poprzednich rozdzia ach pokazane zosta o zu ycie energii elektrycznej i cieplnej.
Nale y teraz odpowiedzie na pytanie czy zastosowanie trigeneracji w okre lonych przez
Zamawiaj cego warunkach jest ekonomicznie zasadne. Dla dobranych urz dze oraz przyj tego
schematu ideowego dokonano analizy efektywno ci ekonomicznej.
Do oceny procesów inwestycyjnych stosuje si statyczne i dynamiczne kryteria decyzyjne.
ród kryteriów statycznych najcz
ciej u ywa si prostego okresu zwrotu SPBT (Simply
Pay Back Time), a z po ród kryteriów dynamicznych – warto
bie
netto NPV (Net Present
Value) i wewn trzn stop zwrotu IRR (Internal Rate of Return).
SPBT
Prosty okres zwrotu nak adów SPBT definiowany jest jako czas potrzebny do odzyskania
nak adów inwestycyjnych poniesionych na realizacj przedsi wzi cia. Jest liczony od momentu
uruchomienia inwestycji do chwili, gdy suma korzy ci uzyskanych w wyniku realizacji inwestycji
zrównowa y poniesione nak ady.
NPV i IRR
Wi kszo
nowych przedsi wzi
wi
e si z konieczno ci poniesienia pocz tkowych
nak adów. Inwestor zak ada, e osi gni te w przysz
ci zyski pokryj pocz tkowe nak ady i jesz-
cze przynios dodatkow premi .
Podstawowe za
enie zatem jest takie, e wk adamy konkretn kwot w nowe przedsi -
wzi cie, po jakim czasie ta inwestycja zwraca si w ca
nam dodatkowo zysk. Mo liwo
posiadania kwoty w
ci, a w okre lonym czasie przynosi
onej w inwestycj za kilka lat to nie to
samo, co dysponowanie tak kwot dzisiaj. Jest to wynik dewaluacji pieni dza w czasie.
Wska nik NPV to warto
obecna przysz ych przep ywów pieni
nych. Ten termin ozna-
cza, e je li potrafimy obliczy NPV to wiemy, ile tak naprawd wart s (wed ug ich dzisiejszej
warto ci) przysz e wp ywy z naszego przedsi wzi cia, po odj ciu dzisiejszych nak adów. Czyli
jakiego „zysku” z inwestycji mo emy si spodziewa w przeliczeniu na dzisiejsz warto
pieni -
dza.
Poj cie „zysk” jest tutaj u ywane dosy ogólnie, bo w rzeczywisto ci chodzi raczej o wielko
wp ywów. Obliczenia wska nika NPV opieraj si na prognozie przep ywów pieni
nych z
nowego przedsi wzi cia.
70
Kluczow wielko ci , która ma wp yw na wielko
wynikami nowej dzia alno ci, ma warto
towa to wyra ona w % wielko
tego wska nika, poza rzeczywistymi
u ytej do oblicze stopy dyskontowej. Stopa dyskon-
dewaluacji pieni dza w czasie.
W zwi zku ze zmian metody ustalania stóp referencyjnych i dyskontowych, og oszonej
w Komunikacie KE, od dnia 1 lipca 2008 r. KE nie publikuje ju stopy referencyjnej tylko tzw.
stop bazow , która stanowi podstaw do obliczenia stopy referencyjnej. Stop referencyjn , w
zale no ci od zastosowania, ustala si poprzez dodanie do podanej stopy bazowej odpowiedniej
mar y okre lonej w Komunikacie KE. W przypadku stosowania stopy referencyjnej jako stopy
dyskontowej do stopy bazowej nale y doda mar
100 punktów bazowych.6
Przyj ta do analiz stopa dyskontowa 2,83% obowi zuje od 01.01.2016 r. (www.uokik.gov.pl).
Wska nik NPV powinien zawsze by wy szy ni zero w za
Jego ni sza warto
onym horyzoncie czasowym.
oznacza aby, e w warto ciach realnych poniesione nak ady nie zwróc si
inwestorowi, nawet je li nominalnie odzyska on swoje pieni dze. Naturalnie im wy sza warto
NPV, tym lepiej. Jednak zawsze wielko
tej kwoty powinna by odnoszona równie do warto ci
pierwotnej inwestycji.
Wska nik IRR niezupe nie oznacza to samo, co rentowno
przedsi wzi cia, ale taka
analogia u atwia jego zrozumienie.
Wewn trzna stopa zwrotu IRR to taka stopa dyskontowa, przy której NPV jest równe zero.
Sposób kalkulacji tego wska nika uwzgl dnia równie (tak, jak w przypadku NPV) zmiany pieni dza w czasie i oparty jest o warto
obecnych nak adów i przysz ych wp ywów.
W praktyce mo na powiedzie , e warto
procentowa IRR to zyskowno
naszego
przedsi wzi cia, po uwzgl dnieniu dewaluacji pieni dza w czasie. Przedsi wzi cie jest
op acalne je li IRR jest wy sze od zera i pokrywa premi za ryzyko inwestowania w dan
dzia alno
.
W poni szej analizie efektywno ci ekonomicznej pos ugujemy si dodatkowo odwrotn
nieliniowa zale no
pomi dzy wysoko ci przyj tej stopy dyskonta a warto ci wska nika NPV.
Oznacza to, e wraz ze wzrostem przyj tej stopy dyskonta warto
wska nika NPV danej
inwestycji spada, co ma wp yw na ocen rentowno ci inwestycji i ewentualn decyzj , co do jej
realizacji.
Dla danej inwestycji zachodz nast puj ce zale no ci:
6
Urz d Ochrony Konkurencji i Konsumentów
71
je eli stopa dyskonta > IRR, to NPV<0
je eli stopa dyskonta = IRR, to NPV=0
je eli stopa dyskonta < IRR, to NPV>0
Wa nym elementem w analizie efektywno ci ekonomicznej inwestycji jest okres ycia (lub
cykl ycia projektu).
Cykl ycia, jak to zosta o ju wcze niej omówione, ustalono na 15 lat.
72
1. Analiza energii elektrycznej
Zgodnie z decyzj Zamawiaj cego oraz warunkami realizacji inwestycji agregat kogeneracyjny ma pracowa w trybie ET (Electricity Tracking) – bez sprzeda y pr du do sieci, a instalowanie dwóch agregatów kogeneracyjnych nie ma technicznego ani ekonomicznego uzasadnienia.
W cz
ci dotycz cej zu ycia energii przedstawiona zosta a taryfa us ug dystrybucyjnych
pr du. Wa ne z punktu widzenia analizy ekonomicznej jest przywo anie zasad dotycz cych op at
za wiadczenie us ug dystrybucji pr du – poni ej pokazany jest punkt 4.1.1. z taryfy.
Jak wida op ata dystrybucyjna sk ada si z sze ciu sk adowych, z czego:
dwa pierwsze sk adniki s zale ne od mocy zamówionej i maj warto
dwa kolejne zale
sta ,
od ilo ci zu ytego pr du,
pi ty sk adnik jest zwi zany z OZE – nas nie dotyczy
szósty sk adnik to op ata abonamentowa – pomini ta w analizach jako nieistotna.
Trzeba mie zatem wiadomo
, e po modernizacji b dziemy ponosili koszt zwi zany z
moc zamówion , natomiast im mniej pr du b dziemy kupowali z sieci tym jego cena jednostkowa b dzie wy sza.
73
Wszystkie ceny i koszty nie uwzgl dniaj podatku VAT – s netto.
Parametry techniczne i eksploatacyjne CHP
Ca kowita moc wej ciowa CHP
955
kW
Ca kowita moc elektryczna CHP
363
kW e
Ca kowita moc grzewcza CHP
489
kW t
Straty
103
kW
Wspó czynnik konwersji dla gazu ziemnego
10,972
kWh/m3
Godzinowe zu ycie gazu przy pracy z moc nominaln
100,00
Nm3/h
1,10
MWh/h
646 982
Nm3/rok
7 098,83
MWh/rok
1,05
/Nm3
Koszt netto zakupu gazu do CHP
676 518
/rok
Ilo
wytworzonej energii elektrycznej w CHP
2 348,54
MWhe/rok
Ilo
wytworzonej energii cieplnej w CHP
3 163,74
MWht/rok
152,21
/MWh
42,28
/GJ
Ca kowite zu ycie gazu przez CHP
Cena netto zakupu gazu GZ E
Cena wytworzenia energii elektrycznej i cieplnej w CHP
Bilans energii elektrycznej:
Zu ycie energii elektrycznej przez Polonia
131,50
MWhe/rok
Zu ycie energii elektrycznej przez P ywalnia
149,14
MWhe/rok
Zu ycie energii elektrycznej przez O wiatowe
38,61
MWhe/rok
2 129,18
MWhe/rok
2 448,42
MWhe/rok
Zu ycie energii elektrycznej przez Aquapark
czne zu ycie energii elektrycznej w roku bazowym
74
Ilo
wytworzonej energii elektrycznej w CHP
Ilo
energii elektrycznej, któr trzeba dokupi z sieci
2 348,54
MWhe/rok
99,88
MWhe/rok
Powy szy bilans mo na przedstawi na wykresie.
Nie przewiduje si stosowania fotowoltaiki (PV).
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Zu ycie pr du przez Polonia 131,50
Zu ycie pr du przez P ywalnia
Zu ycie pr du przez O wiatowe
149,14
38,61
Zu ycie pr du przez Aquapark
Zu ycie pr du w roku bazowym
Pr d z CHP1
2 129,18
2 448,42
2 348,54
-
Pr d z PV
-
Pr d dokupiony z sieci po modernizacji
czne zu ycie pr du po modernizacji
Rys. 46
99,88
2 448,42
Bilans energii elektrycznej [MWh/rok]
Analiza kosztów energii elektrycznej:
Koszt zakupu 2 448,42 MWh energii elektrycznej po cenie redniej 440,88 z /MWh w roku
bazowym wynosi
1 079 467 z /rok
Koszt wytworzenia w CHP 2 348,54 MWh energii elektrycznej po 152,21 z /MWh wynosi
357 468 z /rok
Koszt zakupu 99,88 MWh energii elektrycznej po modernizacji w cenie 730,60 z /MWh
wynosi
czny koszt pozyskania energii elektrycznej po modernizacji wynosi
72 971 z /rok
430 439 z /rok
75
Oszcz dno
na wytwarzaniu energii elektrycznej w CHP wynosi
Potencjalne przychody netto z tytu u
649 029 z /rok
tych certyfikatów
258 340
/rok
Wyja nienia wymaga przyj ty w analizie koszt energii z kogeneracji.
Podstawowym kosztem w eksploatacji rekomendowanego agregatu jest gaz ziemny. Pozosta e koszty uwzgl dnione w analizie to koszt utrzymania i serwisu (O&M - operation and maintenace) oraz koszty zwi zane z emisj zanieczyszcze do atmosfery (ze spalania GZ E).
Koszty utrzymania i serwisu przyj to dla ca ego analizowanego okres. Cz sto autorzy dla
wykazania wysokiej op acalno ci oferowanych urz dze
przyjmuj
do analizy dane O&M za
pierwszy rok eksploatacji. Ró nice s wtedy kolosalne.
Dla przyk adu, je eli koszt O&M dla pierwszego roku eksploatacji agregatu o mocy elektrycznej 1 MW wynosi ok. 15 z /h pracy, to ju licz c dla okresu 15 lat redni koszt O&M nale y
przyj
na poziomie 37 z /h pracy – oczywi cie przy za
eniu, e u ytkownik przeprowadza
wszelkie okresowe czynno ci serwisowe i stosuje zalecane materia y eksploatacyjne.
W naszym przypadku koszt netto eksploatacji CHP wynosi 25,00 z /mth, co po uwzgl dnieniu pozosta ych sk adowych daje koszt netto wytworzenia jednostki energii w CHP na poziomie
152,21 z /MWh.
76
2. Analiza energii cieplnej
Wspomniane ju by o, e cz sto energia cieplna w kogeneracji okre lana jest jako „ciep o
odpadowe”. eby mo na by o mówi o op acalno ci kogeneracji trzeba obliczy jaki jest koszt
tego ciep a i czy rzeczywi cie mo na sobie pozwoli na jego zrzut do atmosfery.
Rozwa ymy dwa warianty:
-
analiza zagospodarowania ciep a z CHP bez absorpcji;
-
analiza zagospodarowania ciep a z CHP z wykorzystaniem absorpcji;
Nale y mie na uwadze, e w przypadku ciep a obiekty o wiatowe nie b
zasilane z
kogeneracji.
2.1. Analiza zagospodarowania ciep a bez absorpcji
Zu ycie ciep a w roku bazowym (uwzgl dniamy istnienie aquaparku) wynosi o:
Polonia
337,83
MWht/rok
ywalnia
250,00
MWht/rok
Aquapark
2 018,59
MWht/rok
Roczne zu ycie energii cieplnej w roku bazowym
2 606,42
MWht/rok
Z agregatu kogeneracyjnego mo emy uzyska
3 163,74
MWht/rok
Ciep o wytworzone i kupione
3 163,74
MWht/rok
Ciep o zu yte na potrzeby w asne
2 606,42
MWht/rok
557,32
MWht/rok
3 163,74
MWht/rok
Je li dokonamy bilansu ciep a to uzyskamy:
Nadwy ka ciep a na sprzeda lub strata
Bilans ciep a
Mamy, wi c 557,32 MWh ciep a do zagospodarowania lub wyrzucenia na ch odni wentylatorowej. I na tym ko czy si wi kszo
analiz, a sprawa tylko z pozoru jest taka prosta.
Otó , wszystko staje si jasne po rozpatrzeniu zu ycia ciep a w poszczególnych miesi cach oraz ilo ci dost pnego ciep a z CHP, co pokazano wykresach.
77
350
300
250
200
150
100
50
0
1
2
3
4
5
Polonia
Rys. 47
6
7
ywalnia
8
9
10
Aquapark
11
12
zu ycie
Zu ycie ciep a w roku bazowym [MWh/m-c]
330
310
290
270
250
230
210
190
170
150
1
2
3
4
5
CHP1
Rys. 48
6
7
8
9
10
11
12
Suma
ród a ciep a [MWh/m-c]
Aby okre li kiedy mamy nadwy ki a kiedy niedobory energii cieplnej musimy sumy z powy szych dwóch wykresów na
na siebie.
78
350
300
250
200
150
100
50
0
1
2
3
4
5
6
7
Ciep o wytworzone [MWh/m-c]
Rys. 49
8
9
10
11
12
Zu ycie ciep a [MWh/m-c]
Ciep o wytwarzane i zu ywane w poszczególnych miesi cach [MWh/m-c]
120
100
80
60
40
20
0
1
2
3
4
5
6
zakup ciep a z sieci
Rys. 50
7
8
9
10
11
12
nadwy ki ciep a
Bilans energii cieplnej w poszczególnych miesi cach [MWh/m-c]
79
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
Zu ycie ciep a - Polonia 337,83
Zu ycie ciep a - P ywalnia
250,00
Zu ycie ciep a - Aquapark
Razem zu ycie ciep a w roku bazowym
2 018,59
2 606,42
ród a ciep a
Ciep o z CHP1
3 163,74
CHP2
-
Solary
-
Ciep o kupowane z sieci
-
Razem ciep o wytworzone i kupione
3 163,74
Bilans ciep a
Ciep o wytworzone i kupione
Ciep o zu yte na potrzeby w asne
3 163,74
2 606,42
Nadwy ka ciep a na sprzeda lub strata
Bilans ciep a
Rys. 51
557,32
3 163,74
Bilans energii cieplnej [MWh/rok]
Z wykonanych analiz i powy szych wykresów wynikaj nast puj ce wnioski:
Dysponujemy nadwy
ciep a
557,32 MWh
- co stanowi 21,4% zu ycia
Teoretycznie CHP w pe ni pokrywa zapotrzebowanie na ciep o trzech obiektów
Analiza kosztów netto energii cieplnej:
Koszt zakupu 2 606,42 MWh energii cieplnej po cenie redniej 390,90 z /MWh w roku
bazowym wynosi
1 018 844 z /rok
Koszt wytworzenia w CHP 3 163,74 MWh energii cieplnej po 152,21 z /MWh wynosi
481 547 z /rok
Je li nie zagospodarujemy nadwy ek ciep a z CHP to strata wyniesie 108 070 z /rok
Pomimo braku zakupu ciep a z sieci koszt mocy zamówione wyniesie
72 821 z /rok
80
Oszcz dno
na wytwarzaniu ciep a w CHP wynosi
572 546 z /rok
Analiz ekonomiczn przeprowadzono dla warto ci:
Stopa dyskontowa
2,83%
Poziom dotacji
50%
Koszt netto kogeneracji bez dotacji
1 523 722 z
Koszt netto kogeneracji z dotacj
761 861 z
Warto
761 861 z
dotacji
Instytucje finansowe maj ró ne podej cie do kwestii
tych certyfikatów z tytu u
wytworzenia energii elektrycznej w gazowej kogeneracji. Wiele z nich uwa a, e
tyfikaty stanowi pomoc publiczn i nie mo na ich
te cer-
czy z dotacj .
W zwi zku z powy szym, dla kogeneracji bez certyfikatów otrzymujemy:
Oszcz dno
na wytwarzaniu energii elektrycznej w CHP
649 029 z /rok
Oszcz dno
na wytwarzaniu energii cieplnej w CHP
464 476 z /rok
Roczne oszcz dno ci z zastosowania CHP
Bie ca warto netto NPV dla okresu 15 lat wynosi
1 113 504 z /rok
lat
Bez dotacji
Z dotacj 40%
1,37
11 605 716
73,06%
0,68
12 346 610
146,16%
800 000
600 000
400 000
200 000
0
60%
73%
86%
99%
112% 125% 138% 151% 164% 177%
-200 000
-400 000
Bez dotacji
Rys. 52
Zale no
z dotacj 50%
NPV od stopy dyskonta
81
18 000 000
16 000 000
14 000 000
12 000 000
10 000 000
8 000 000
6 000 000
4 000 000
2 000 000
0
-2 000 000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15
-4 000 000
Bez dotacji
Rys. 53
Skumulowane przep ywy pieni
z dotacj 50%
ne (CCF) dla okresu 15 lat
Kilkakrotnie podnoszona by a kwestia bardzo wysokiej ceny ciep a, która wynika g ównie
z przewymiarowania mocy zamówionej ciep a i zapewne z wadliwej technologii.
Kolejny wykres poka e jak zmienia si SPBT w zale no ci od ceny ciep a.
2,8
2,6
2,4
SPBT [lat]
2,2
2,0
1,8
1,6
1,4
1,2
1,0
150
200
250
300
350
400
Cena ciep a [z /MWh]
Rys. 54
Zale no
SPBT od ceny ciep a z /MWh (bez dotacji)
82
Wariant kogeneracji z
tymi certyfikatami:
Oszcz dno
na wytwarzaniu energii elektrycznej w CHP
649 029 z /rok
Oszcz dno
na wytwarzaniu energii cieplnej w CHP
464 476 z /rok
Przychody z tytu u
tych certyfikatów
258 340 z /rok
Roczne oszcz dno ci netto z zastosowania CHP
1 371 844 z /rok
lat
Bez dotacji
Z dotacj 40%
1,11
14 642 096
90,03%
0,56
15 382 990
180,06%
700 000
600 000
500 000
400 000
300 000
200 000
100 000
0
-100 000
75%
88%
101%
114%
127%
140%
153%
166%
179%
192%
-200 000
-300 000
-400 000
Bez dotacji
Rys. 55
Zale no
z dotacj 50%
25 000 000
20 000 000
15 000 000
10 000 000
5 000 000
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15
-5 000 000
Bez dotacji
Rys. 56
z dotacj 50%
ne (CCF) dla okresu 15 lat
83
2.2. Analiza energii cieplnej z absorpcj
Jak ju by o wspomniane wcze niej, zastosowanie absorpcji nie wynika ze wzgl dów
technologicznych, ale z konieczno ci zagospodarowania nadwy ek ciep a z kogeneracji.
Dysponujemy nadwy
557,32 MWh energii cieplnej, z któr nie mamy co zrobi bo nie
mo emy i nie mamy komu jej sprzeda .
Przyjmujemy zatem kilka podstawowych za
:
1. Zak adamy, e pomimo tego, e obecnie aden z obiektów nie posiada klimatyzacji to ch ód
z absorpcji Polonia b dzie w stanie w sposób racjonalny wykorzysta .
2. Zak adamy, e Polonia jest zainteresowana klimatyzacj a alternatyw dla absorpcji jest elektryczna wytwornica wody lodowej o tej samej mocy co agregat absorpcyjny.
3. Poniewa nie dysponujemy obecnie elektryczn wytwornic wody lodowej to inwestor i tak
musia by kupi urz dzenie do wytwarzania ch odu – dlatego do analiz przyj to ca y koszt
urz dze absorpcyjnych a nie ró nic z kosztem chillera.
350
300
250
200
150
100
50
0
1
2
Polonia
Rys. 57
3
4
5
ywalnia
6
7
Aquapark
8
9
ABS
10
11
12
zu ycie
Zu ycie ciep a w poszczególnych miesi cach po modernizacji [MWh/m-c]
84
330
310
290
270
250
230
210
190
170
150
1
2
3
4
5
6
Ciep o z CHP1
Rys. 58
7
8
9
10
Zakup z sieci
11
12
Suma
Zu ycie energii cieplnej po modernizacji w czasie [MWh/m-c]
Je li dokonamy zbilansowania energii cieplnej wytwarzanej i kupowanej z sieci oraz energii zu ywanej uzyskamy wynik przedstawiony poni ej.
330
310
290
270
250
230
210
190
170
150
1
2
3
4
5
ród o ciep a
Rys. 59
6
7
8
9
10
11
12
Odbiorniki ciep a
Wytwarzanie i zu ycie ciep a w czasie [MWh/m-c]
85
-
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
Zu ycie ciep a - Polonia 337,83
Zu ycie ciep a - P ywalnia
250,00
Zu ycie ciep a - Aquapark
Zu ycie ciep a w roku bazowym
2 018,59
2 606,42
Zu ycie ciep a przez ABS
Razem zu ycie ciep a po modernizacji
557,32
3 163,74
ród a ciep a
Ciep o z CHP1
3 163,74
CHP2
-
Ciep o kupowane z sieci
-
Solary
-
3 163,74
Razem ciep o wytworzone i kupowane
Bilans ciep a
Zu ycie ciep a na potrzeby w asne
2 606,42
Ciep o zu yte przez ABS
557,32
Ciep o kupione z sieci
-
Nadwy ki ciep a do sprzedania lub strata
-
Bilans ciep a
Rys. 60
3 163,74
Bilans energii cieplnej [MWh/rok]
Analiza kosztów ciep a w wariancie z ABS:
Koszt zakupu 2 606,42 MWh energii cieplnej po cenie redniej 390,90 z /MWh w roku
bazowym wynosi
1 018 844 z /rok
Koszt wytworzenia w CHP 3 163,74 MWh energii cieplnej po 152,21 z /MWh wynosi
481 547 z /rok
86
Pomimo braku zakupu ciep a z sieci koszt mocy zamówione wyniesie
Oszcz dno
na wytwarzaniu energii cieplnej w CHP wynosi
72 821 z /rok
464 476 z /rok
Analiza ch odu z absorpcji
W celu okre lenia op acalno ci zastosowania absorpcji zamiast elektrycznych wytwornic
wody lodowej (chillerów) przyj to równowa
ilo ci ch odu wytworzonego w ABS i chillerach.
W zwi zku z powy szym z nadwy ki ciep a z kogeneracji mo emy uzyska 435,75 MWh
ch odu w ci gu roku.
Na wytworzenie takiej ilo ci ch odu ABS zu yje dodatkowo 9,82 MWh/rok energii elektrycznej, podczas gdy chillery zu
yby jej 166,95 MWh/rok.
W celu okre lenia kosztu jednostkowego z /MWhch ch odu wytworzonego w absorpcji
uwzgl dniono nast puj ce koszty:
obs ugi serwisowej
wody zu ytej w wie y ch odniczej
energii elektrycznej
i uzyskano koszt jednostkowy ch odu z ABS wynosz cy 43,29 z /MWhch
Uwaga!
Koszt wytworzenia energii cieplnej do absorpcji zosta uwzgl dniony w analizie energii
cieplnej kogeneracji.
Uwzgl dniaj c dla chillerów elektrycznych koszt obs ugi serwisowej oraz koszt energii
elektrycznej otrzymano koszt jednostkowy ch odu w wysoko ci 183,84 z /MWhch
Analiza kosztów netto ch odu z ABS z uwzgl dnieniem kosztów serwisu:
Koszt wytworzenia ch odu w chillerach w roku bazowym wynosi
80 107 z /rok
Koszt wytworzenia ch odu w ABS wynosi
18 862 z /rok
Oszcz dno
na wytwarzaniu energii cieplnej w CHP wynosi
61 244 z /rok
Dysponuj c analiz kosztów energii elektrycznej i cieplnej z kogeneracji oraz ch odu z
absorpcji mo na wykona analiz op acalno ci trigeneracji dla wariantu nie uwzgl dniaj cego
87
tych certyfikatów za energi
elektryczn
wytworzon
w wysokosprawnej kogeneracji i z
uwzgl dnieniem certyfikatów.
Analiz ekonomiczn przeprowadzono dla warto ci:
Stopa dyskontowa
2,83%
Poziom dotacji
50%
Koszt netto modernizacji (CHP + ABS) bez dotacji
2 018 722 z
Koszt netto modernizacji (CHP + ABS) z dotacj
1 009 361 z
Warto
1 009 361 z
dotacji
W zwi zku z powy szym, dla modernizacji bez certyfikatów otrzymujemy:
Oszcz dno
netto na wytwarzaniu ch odu w ABS
61 244
Oszcz dno
netto na wytwarzaniu energii elektrycznej w CHP
649 029 z /rok
Oszcz dno
netto na wytwarzaniu energii cieplnej w CHP
464 476 z /rok
lat
/rok
174 749 z /rok
Bez dotacji
1,72
11 844 170
58,13%
Z dotacj 40%
0,86
12 825 753
116,38%
1 000 000
800 000
600 000
400 000
200 000
0
50%
60%
70%
80%
90%
100%
110% 120%
130% 140%
-200 000
-400 000
-600 000
bez dotacji
Rys. 61
Zale no
z dotacj 50%
88
20 000 000
15 000 000
10 000 000
5 000 000
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15
-5 000 000
bez dotacji
Rys. 62
z dotacj 50%
ne (CCP) dla okresu 15 lat
Wnioski:
1. Inwestycji jest bardzo op acalna bez wzgl du na uzyskanie dotacji.
Wariant dla modernizacji z certyfikatami:
Oszcz dno
Oszcz dno
649 029 z /rok
Oszcz dno
464 476 z /rok
Przychód netto z tytu u
tych certyfikatów
61 244
/rok
258 340 z /rok
1 433 088 z /rok
89
Bez dotacji
1,41
14 880 551
70,97%
lat
Z dotacj 40%
0,70
15 862 133
141,98%
1 000 000
800 000
600 000
400 000
200 000
0
60%
71%
82%
93%
104% 115% 126% 137% 148% 159%
-200 000
-400 000
-600 000
bez dotacji
Rys. 63
Zale no
z dotacj 50%
25 000 000
20 000 000
15 000 000
10 000 000
5 000 000
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15
-5 000 000
bez dotacji
Rys. 64
z dotacj 50%
Na podstawie powy szej analizy mo na stwierdzi , e inwestycje jest bardzo op acalna
zarówno w wariancie z certyfikatami jak i bez certyfikatów.
90
VII.
Analiza ekonomiczna realizacji inwestycji
Na podstawie przeprowadzonych powy ej analiz mo na stwierdzi , e rekomendowane
dzia ania inwestycyjne s dla Zamawiaj cego bardzo op acalne. Przedstawione zosta y ró ne
warianty zastosowania kogeneracji i absorpcji. Zwykle jednak taki zakres inwestycji wi
e si z
modernizacj istniej cego systemu energetycznego. W naszym przypadku mamy planowan inwestycj .
eby urealni koszty zwi zane z zastosowaniem trigeneracji przedstawiono poni ej analiz op acalno ci z uwzgl dnieniem tych kosztów, które w przypadku modernizacji by by do poniesienia.
Tabela 13
Zestawienie kosztów netto inwestycji
Agregat kogeneracyjny 363 kW e i 489 kW t
1 523 722
Agregat absorpcyjny 273 kW ch
495 000
Rozdzielnie energetyczny
150 000
Sieci energetyczne i cieplne
250 000
Stacja transformatorowa
350 000
Razem
2 768 722
Tym razem wykonana zosta a analiza op acalno ci bez uwzgl dniania certyfikatów. Zamawiaj cy, przy wcze niejszych analizach, mia mo liwo
dów z tytu u
tych certyfikatów na op acalno
zapoznania si z wp ywem przycho-
inwestycji zwi zanych z kogeneracj i trigenera-
cj .
Zgodnie z obowi zuj cym obecnie prawem
te certyfikaty b
obowi zywa y do ko ca
2018 roku. Co b dzie po tym okresie trudno powiedzie . Oceniaj c czas realizacji niniejszej inwestycji nale y przyj
, e zako czenie nast pi nie wcze niej jak za 2 lub 2,5 lat, czyli w realiach
ekonomicznych, o których nie wiemy nic.
Przyj to zatem, e inwestycja musi si op aca w takich realiach z jakimi mamy dzisiaj do
czynienia. Jedno na co mo na jeszcze realnie liczy to jaka forma dotacji.
91
1. Inwestycja bez certyfikatów
Oszcz dno
Oszcz dno
649 029 z /rok
Oszcz dno
464 476 z /rok
Suma oszcz dno
61 244
netto
/rok
1 174 749 z /rok
Bez dotacji
2,36
11 114 811
42,21%
lat
Z dotacj 50%
1,18
12 461 073
84,85%
1 500 000
1 000 000
500 000
0
40%
46%
52%
58%
64%
70%
76%
82%
88%
94%
-500 000
-1 000 000
bez dotacji
Rys. 65
Zale no
z dotacj 50%
20 000 000
15 000 000
10 000 000
5 000 000
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15
-5 000 000
bez dotacji
Rys. 66
z dotacj 50%
92
2. Inwestycja z urealnionymi cenami energii
Wielokrotnie w opracowaniu zwracano uwag
na zdumiewaj cy sposób zarz dzania
energi , a szczególnie ciepln . Cena ciep a i moc zamówiona oraz moc umowna pr du s czynnikami, które w znacznym stopniu decyduj o op acalno ci inwestycji
Nie jest moim zadaniem modernizowanie systemów energetycznych w obiektach wskazanych przez Zamawiaj cego, ale podstawowa rzetelno
in ynierska zobowi zuje do pokazania
rzeczywistej op acalno ci trigeneracji, gdyby elementy cenotwórcze energii by y realne.
W innych obiektach ceny energii przed modernizacj by y nast puj ce:
Energia elektryczna
330,00 z /MWh
(u nas 440,88 z /MWh)
Energia cieplna
316,00 z /MWh
(u nas 390,90 z /MWh)
Przyjmuj c ni sze ceny energii przed inwestycj uzyskujemy mniejsze warto ci oszcz dno ci.
Czynnikiem, który ma ogromny wp yw na op acalno
racji jest cena gazu. Od d
wysokosprawnej gazowej kogene-
szego czasu ceny gazu s bardzo korzystne.
Dla nowych warunków realizacji inwestycji otrzymujemy:
Oszcz dno
Oszcz dno
377 540 z /rok
Oszcz dno
269 261z /rok
Suma oszcz dno
42 732
netto
/rok
689 534 z /rok
lat
Bez dotacji
4,02
5 411 868
23,90%
Z dotacj 50%
2,01
6 758 130
49,69%
93
2 500 000
2 000 000
1 500 000
1 000 000
500 000
0
15%
21%
27%
33%
39%
45%
51%
57%
63%
69%
-500 000
-1 000 000
-1 500 000
bez dotacji
Rys. 67
Zale no
z dotacj 50%
10 000 000
8 000 000
6 000 000
4 000 000
2 000 000
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15
-2 000 000
-4 000 000
bez dotacji
Rys. 68
z dotacj 50%
4,54,02
3,61
4,0
3,21
3,5
2,81
SPBT [lat]
3,0
2,41
2,5
2,01
1,61
2,0
1,20
1,5
0,80
1,0
0,40
0,5
-
0,0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
Wysoko
Rys. 69
60%
70%
80%
90%
100%
dotacji
Prosty okres zwrotu SPBT w funkcji wysoko ci dotacji
94
Wnioski:
1. Inwestycja przy realnych cenach energii jest bardzo op acalna bez wzgl du na to czy inwestor
otrzyma dotacj czy nie.
2. Wykres pokazuj cy prosty okres zwrotu SPBT w funkcji wysoko ci dotacji pozwala inwestorowi na okre lenie SPBT w zale no ci od tego jak wysok dotacj uda si uzyska .
95
VIII.
Parametry wra liwe g ównych urz dze trigeneracji
W niniejszym opracowaniu wskazane zosta y najwa niejsze urz dzenia z okre leniem ich
podstawowych parametrów technicznych i eksploatacyjnych. Koncepcja, po zaakceptowaniu jej
przez Zamawiaj cego, stanowi punkt wyj cia dla projektantów, którzy wykonaj dokumentacj
projektow .
W interesie Zamawiaj cego le y, aby dokumentacja projektowa zosta a sporz dzona
zgodnie z zatwierdzon koncepcj , a nast pnie aby wy oniony w drodze przetargu wykonawca
zachowa wszelkie istotne parametry urz dze oraz ich wysoki standard. Dlatego tak wa ne dla
Zamawiaj cego jest sprawowanie nadzoru nad pracami projektowymi oraz nad przygotowaniem
procedury przetargowej na wy onienie wykonawcy robót. Nawet, gdyby Zamawiaj cy przyj
mu
for-
„zaprojektuj-wybuduj”, nale y tak przygotowa umow z wykonawc , aby nie traci kontroli
nad tym co jest projektowane i co w konsekwencji zostanie wykonane.
Bardzo wa ne jest tak e sprawowanie nadzoru inwestorskiego nad realizacj inwestycji.
Zbyt cz sto, za cichym przyzwoleniem inwestora i nadzoru inwestorskiego, dokonywane s przez
wykonawc zmiany w wyposa eniu i technologii, które ca kowicie zaprzepaszczaj intencje i interes inwestora. Nie trzeba szczególnie podkre la , e przy tak skomplikowanych technologicznie
modernizacjach nie mo na doprowadza do sytuacji, w której jedynym kryterium wyboru wykonawcy b dzie cena.
Zgodnie z art. 29 ustawy Prawo zamówie publicznych przedmiot zamówienia opisuje si
w sposób jednoznaczny i wyczerpuj cy, za pomoc dostatecznie dok adnych i zrozumia ych okrele , uwzgl dniaj c wszystkie wymagania i okoliczno ci mog ce mie wp yw na sporz dzenie
oferty. Przedmiotu zamówienia nie mo na opisywa w sposób, który móg by utrudnia uczciw
konkurencj .
Przedmiotu zamówienia nie mo na opisywa przez wskazanie znaków towarowych, patentów lub pochodzenia, chyba e jest to uzasadnione specyfik przedmiotu zamówienia i zamawiaj cy nie mo e opisa przedmiotu zamówienia za pomoc dostatecznie dok adnych okre le ,
a wskazaniu takiemu towarzysz wyrazy "lub równowa ny".
W zwi zku z powy szym zaproponowano poni ej minimalne /maksymalne parametry najwa niejszych urz dze i systemów, które traktowane b
jako równowa ne wymienionych w
koncepcji oraz wymagania jako ciowe zapewniaj ce bezawaryjn eksploatacj , uzyskanie wysokiej sprawno ci i minimalny poziom szkodliwego oddzia ywania na rodowisko naturalne.
Zapisy te powinny by przytoczone w Specyfikacji Istotnych Warunków Zamówienia.
96
1. Agregat kogeneracyjny
1. Gazowy wysokosprawny agregat kogeneracyjny mo na uzna za równowa ny je eli:
Moc elektryczna nie mniej ni
330 kW
nie wi cej ni
410 kW
Moc ciep ownicza nie mniej ni
400 kW
nie wi cej ni
500 kW
Sprawno
pr dnicy przy cos =1 nie mniej ni
Sprawno
elektryczna nie mniej ni
Sprawno
ciep ownicza nie mniej ni
Dopuszczalne obci
7
enie minimalne
95 %
35,0 %
43,0 %
50%
Paliwo - gaz ziemny gr. E o warto ci opa owej oko o
34,43 MJ/Nm3
Godzinowe zu ycie paliwa nie wi cej ni
115 Nm3/h
Parametry wody zewn trznego obiegu
90°C/70°C
Poziom ha asu w odleg
82 dB
ci 7 m poni ej
2. System sterowania silnika gazowego (element dostawy producenta silnika gazowego)
ma zapewni :
Zarz dzanie pr dko ci obrotow
Automatyczn regulacj wspó czynnika nadmiaru powietrza
Monitoring parametrów pracy silnika (temperatury, ci nienia, pr dko
itd.)
Automatyczne uzupe nianie oleju
Monitoring minimalnego obci
enia
System elektronicznego zap onu
3. Instalacja gazowa do wspó pracy z agregatem kogeneracyjnym ma zawiera co najmniej:
zawór odcinaj cy wspó pracuj cy z systemem wykrywania niebezpiecznego st
enia
gazu,
pod czenia rurowe do instalacji doprowadzenia gazu wykonane ze stali kwasoodpornej,
7
Przy obci
eniu 100%
97
podwójny elektromagnetyczny zawór odcinaj cy dop yw gazu realizuj cy eksploatacyjne
wy czenie agregatu poprzez odci cie dop ywu gazu,
przerywacz p omieni,
regulator dawki gazu, sterowany elektronicznie, zapewniaj cy zachowanie warto ci emisji
zwi zków szkodliwych w spalinach, przy cz
ciowym i maksymalnym obci
eniu agre-
gatu kogeneracyjnego
4. Modu Kontroli i Sterowania ma zapewni co najmniej:
System, na który sk ada si , mi dzy innymi:
-
agregat kogeneracyjny,
-
uk ad ch odzenia,
-
uk ady wentylacji,
-
uk ad zabezpiecze
powinien pracowa w trybie automatycznym.
System ma by wyposa ony, mi dzy innymi w:
-
elektroniczny regulator napi cia pr dnicy i ma zapewni stabilno
-
elektroniczny regulator pr dko ci obrotowej zespo u pr dotwórczego,
-
elektroniczny system regulacji sk adu mieszanki w czasie rzeczywistym,
pracy +/- 0,5%,
Uk ad automatycznej kontroli i nadzoru pracy zespo u pr dotwórczego programowany
z poziomu centralnego systemu BMS, z mo liwo ci zapisywania nastaw sterownika w
postaci pliku ustawie . Uk ad sterowania powinien mie mo liwo
wprowadzenia do pa-
mi ci zapisanego wcze niej pliku ustawie , bez konieczno ci ponownego konfigurowania
nastaw sterownika.
Uk ad automatycznej kontroli i nadzoru pracy agregatu kogeneracyjnego powinien:
-
dostarcza informacje o mierzonych parametrach zespo u pr dotwórczego (mocy na
zaciskach generatora, napi
poszczególnych fazach, cos
-
fazowych i mi dzyfazowych, cz stotliwo ci, pr dów na
generatora),
zapewni ochron pr dnicy przed za wysokim/za niskim napi ciem i asymetri , za
nisk /wysok cz stotliwo ci , za niskim/za wysokim nat
-
eniem pr du,
zapewni ochron agregatu pr dotwórczego poprzez nadzór nad wszystkimi parametrami jego pracy, jak: pr dko
obrotowa, oddawana moc, wspólna temperatura spa-
lin, stan baterii, temperatura i ci nienie oleju, poziomu oleju min/max, temperatura i
poziom p ynu ch odz cego, temperatura gazu, temperatura powietrza dolotowego,
98
temperatury p ynu ch odz cego na wej ciach/wyj ciach silnika, intercooler’a, wejciach/wyj ciach ch odnicy rezerwowej,
-
sterowa pomocniczymi nap dami: pompami obiegu ch odz cego, zaworami trójdrogowymi obiegów ch odz cych, sekwencyjnie za cza ch odnic wentylatorow ,
-
zapewni ochron modu u odzysku ciep a poprzez monitorowanie wszystkich parametrów jego pracy (temperatury p ynu ch odz cego na wej ciach/wyj ciach wszystkich zastosowanych wymiennikach, wej ciach/wyj ciach ch odnicy rezerwowej),
-
zapewnia zdalny start zespo u i synchronizacja z sieci elektroenergetyczn ,
-
zapewnia automatyczn (programow ) regulacj mocy wyj ciowej zespo u pr dotwórczego,
-
posiada licznik wyprodukowanej energii elektrycznej kWh,
-
monitorowa awarie zespo u, zlicza liczby startów, ilo
przepracowanych motogo-
dzin, histori zdarze , w ilo ci nie mniejszej ni 999 zdarze ,
-
posiada mo liwo
definiowania parametrów i funkcji przez producenta zgodnie z
wymaganiami u ytkownika,
-
posiada styki bezpotencja owe: zdalnego startu, awarii zbiorczej, pracy generatora,
awaryjnego zatrzymania,
-
posiada poziomy dost pu pozwalaj ce lub blokuj ce modyfikacj nastaw i parametrów w ilo ci nie mniejszej ni 3 poziomy,
-
posiada system automatycznej synchronizacji zespo u pr dotwórczego z sieci elektroenergetyczn ,
5. Wymagania w stosunku do pozosta ych systemów/elementów agregatu kogeneracyjnego
Wszystkie przewody spalinowe wykonane ze stali kwasoodpornej, izolowane we
mi-
neraln o gr. nie mniejszej ni 10 cm w fartuchu z blachy stalowej nierdzewnej;
Ch odnica awaryjna z wentylatorami elektrycznymi – energooszcz dnymi, pracuj cymi
ze zmienn pr dko ci obrotow .
Kiedy temperatura zewn trzna oraz bie
ce obci
enie agregatu na to pozwala, poszcze-
gólne wentylatory ch odnicy powinny automatycznie zmniejsza
Pr dko
pr dko
obrotow .
obrotowa wentylatorów powinna si zmienia w trybie pracy automatycznej.
Ch odnica powinna by tak dobrana, aby przy pracy z maksymaln wydajno ci , emitowany poziom ha asu mie ci si w dopuszczalnych warto ciach, zgodnie z obowi zuj cym
prawem. Jednocze nie ch odnica powinna zapewni pe ne sch odzenie zespo u pr dotwórczego, przy ca kowitym zaniku odbioru ciep a.
99
Agregat kogeneracyjny ma posiada obudow zapewniaj
poziom izolacji akustycznej
na poziomie nie ni szym ni to wynika z obowi zuj cych przepisów.
6. W zakresie zapewnienia najwy szej jako ci technicznej oraz obs ugi serwisowej nale y
zapewni :
Zdalny monitoring parametrów agregatu mierzonych w trybie rzeczywistym wraz z ich rejestracj ;
Serwisowanie i remonty agregatu w kraju zamontowania w czasie do kilku dni roboczych,
maj ce wp yw na zmniejszenie strat finansowych spowodowanych przestojem;
Dyspozytorskie centrum serwisowe czynne 24 h/dob z magazynem cz
ci zamiennych
zlokalizowane w Polsce;
Zamawiaj cy wymaga, aby Wykonawca zapewni przez okres 36 miesi cy, licz c od dnia
przekazania instalacji do u ytkowania, bezusterkow prac agregatu. W zwi zku z tym
Wykonawca ma uwzgl dni po swojej stronie wszelkie koszty zwi zane z pracami serwisowymi. W tym czasie Zamawiaj cy b dzie pokrywa jedynie koszty zwi zane z materiaami eksploatacyjnymi.
Wykonawca ma zapewni Zamawiaj cemu wykonanie na stanowisku testowym producenta agregatu, w obecno ci Zamawiaj cego, prób obci
enia elektrycznego i ciep owni-
czego. Próby nale y wykona przed dostaw , zainstalowaniem i pierwszym uruchomieniem agregatu u Zamawiaj cego. Podczas próby konieczne s zmiany obci
trycznego i ciep owniczego. Obci
enia elek-
enie elektryczne musi umo liwia symulacj o charak-
terystyce indukcyjno ciowej.
Poszczególne etapy prób maj obejmowa w szczególno ci:
-
wprowadzenie agregatu na stanowisko testowe,
-
pod czenie do instalacji gazowej, odbioru ciep a, spalinowej i energii elektrycznej,
-
nape nienie instalacji hydraulicznych p ynami technologicznymi,
-
pod czenie cie ki gazowej,
-
programowanie sterowników,
-
uruchomienie,
-
prace pod obci
-
zmian
eniem elektrycznym i ciep owniczym,
charakterystyki obci
enia elektrycznego rezystancyjnego na indukcyjno-
ciowe,
-
symulacj pracy synchronicznej,
-
kontrol zabezpiecze .
100
Uwaga:
Dla potwierdzenia spe nienia powy szych wymaga dotycz cych agregatu kogeneracyjnego Wykonawca ma za czy do oferty nast puj ce dokumenty:
1. Kart katalogow agregatu (DTR) ze wszystkimi wymaganymi parametrami technicznymi;
2. Informacj o miejscu, w którym przeprowadzone zostan badania testowe agregatu wraz z
wiadczeniem, e Wykonawca pokrywa wszelkie koszty udzia u w badaniach trzech przedstawicieli Zamawiaj cego.
3. O wiadczenie przedstawiciela producenta z zapewnieniem, e dopu ci przedstawicieli Zamawiaj cego do bada testowych w pe nym przedstawionym powy ej zakresie.
101
2. Agregat absorpcyjny
Moc ch odnicza nie mniej ni
nie wi cej ni
250 kW ch
350 kW ch
Pobór mocy cieplnej nie mniej ni
300 kW
Pobór mocy elektrycznej nie wi cej ni
7,0 kW
Parametry wody lodowej (czysta woda)
7/12 oC
Przep yw wody lodowej nie mniej ni
40 m3/h
Parametry wody ch odz cej
28/34 oC
Przep yw wody ch odz cej nie mniej ni
80 m3/h
Parametry wody grzewczej
90/70 oC
Przep yw wody grzewczej nie mniej ni
12 m3/h
Rozwi zaniem gwarantuj cym bezawaryjn , wysokosprawn i wieloletni eksploatacj
ród a ch odniczego jest zastosowanie dwustopniowej ch odziarki absorpcyjnej.
Za dwustopniow ch odziarka absorpcyjna przemawiaj nast puj ce argumenty:
1. Jako jedyna gwarantuje produkcj ch odu w wypadku ograniczenia przep ywu b
obni enia
temperatury gor cej wody zasilaj cej, co cz sto ma miejsce w wypadku eksploatacji uk adu
w po czeniu ze ród em kogeneracyjnym. Tylko urz dzenie dwustopniowe poradzi sobie z
du
zmienno ci po stronie temperatury i jest specjalnie zaprojektowane do pracy z uk a-
dami kogeneracyjnymi.
2. Umo liwia sprawn i bezawaryjn (bez wy cze ) prac przy zmieniaj cej si temperaturze
wody ch odz cej co jest tak e powszechne przy ród ach trójgeneracyjnych (wraz z obci
e-
niem cieplnym ch odziarki zmienia si moc z wie y).
3. Dzi ki zdublowanym absorberom, skraplaczom i parownikowi umo liwia prac nawet przy
minimalnej ró nicy temperatur wody gor cej zasilaj cej co w wypadku ród a trigeneracyjnego b dzie mia o miejsce.
4. Dzi ki dodatkowym wymiennikom ciep a zastosowanym w uk adzie generatorów i absorberów ograniczeniu ulega ryzyko krystalizacji i zwi kszaj sprawno
urz dzenia.
5. Umo liwiaj p ynn regulacj mocy od 20% do 100% co 1%!
Powy sze efekty s osi gane dzi ki zdublowaniu skraplaczy, parowników, absorberów i
generatorów (wszystko jest zdublowane) co jest typow cech uk adów dwustopniowych, które
102
w ch odziarce jednostopniowej nie wyst puj b
wyst puj pojedynczo (jeden skraplacz itp.
bez dodatkowych fizycznych zabezpiecze ).
Ch odziarka absorpcyjna powinna charakteryzowa si :
1. Pe
automatyczn prac (wraz z systemem pró niowym).
Ch odziarka jest w czana przed sezonem i wy czana po sezonie.
2. Automatycznym w 100% system pró niowy z dwoma zaworami i czujnikami ci nienia.
Automatyka ch odziarki kontroluje ci nienie wewn trz urz dzenia online i w wypadku jego
wzrostu w cza automatycznie pomp pró niow . To rozwi zanie zapobiega awariom, obnianiu si mocy ch odniczej ch odziarki i szybszemu zu ywaniu urz dzenia. To tak e automatyczny system zapobieganiu awarii.
3. Automatycznym systemem zapobiegaj cym krystalizacji - kontrola online st
enia roztworu i
ewentualne czynniki zapobiegawcze podczas pracy urz dzenia i bez przerywania dostawy
ch odu.
4. Automatycznym systemem zapobiegania zamarzaniu rurek parownika.
5. Niewielkie zu ycie energii elektrycznej.
6. Wymiennik generatora wykonany z najwy szej jako ci miedzi z dodatkiem niklu.
7. Najni szy wspó czynnik starzenia si czyli gwarancja utrzymania mocy nominalnej urz dzenia nawet po 20 latach eksploatacji.
Zaleca si aby urz dzenie by o projektowane i produkowane na 105% mocy nominalnej, potwierdzane w fabryce podczas testów w warunkach obliczeniowych.
8. Pompy roztworu i czynnika sterowane falownikami.
9. Urz dzenie powinno by projektowane i wykonane „pod zamówienie” w celu optymalizacji i
maksymalizacji wspó czynnika sprawno ci.
Szczególn uwag nale y zwróci na automatyk ch odziarki.
Ch odziarka ma by wyposa ona w sterownik PLC z mo liwo ci podpi cia do BMS, duym dotykowym panelem ciek okrystalicznym i mo liwo ci swobodnego programowania oraz
mo liwo ci wy wietlania parametrów w j zyku Polskim.
Sterownik PLC (Programmable Logic Controller - Programowalny Sterownik Logiczny)
jest to uniwersalne urz dzenie mikroprocesorowe przeznaczone do sterowania prac maszyny
lub urz dzenia technologicznego. Sterownik PLC musi zosta
dopasowany do okre lonego
obiektu sterowania poprzez wprowadzenie do jego pami ci
danego algorytmu dzia ania
103
obiektu. Cech charakterystyczn sterowników PLC odró niaj
ten sterownik od innych ste-
rowników komputerowych jest cykliczny obieg pami ci programu. Algorytm jest zapisywany w
dedykowanym sterownikowi j zyku programowania. Istnieje mo liwo
zmiany algorytmu przez
zmian zawarto ci pami ci programu. Sterownik wyposa a si w odpowiedni liczb uk adów
wej ciowych zbieraj cych informacje o stanie obiektu i
daniach obs ugi oraz odpowiedni
liczb i rodzaj uk adów wyj ciowych po czonych z elementami wykonawczymi, sygnalizacyjnymi
lub transmisji danych.
Cykl pracy sterownika PLC mo na zapisa krokowo jako:
1. Autodiagnostyka
2. Odczyt wej
3. Wykonanie programu
4. Zadania komunikacyjne
5. Ustawienia wyj
104
3. Wie a ch odnicza do agregatu absorpcyjnego
Technologia wykonania
wie a ch odnicza z obiegiem otwartym
Temperatura medium w obiegu ch odz cym
34/28 ºC
Temperatura termometru mokrego8
21 ºC
Minimalny przep yw wody w obiegu ch odniczym
255 m3/h
Maksymalny spadek ci nienia
21,5 kPa
Maksymalny pobór mocy elektrycznej
12 kW
Maksymalny poziom ci nienia akustycznego z odl. 15 m
61 dB(A)
Maksymalne odparowanie
6,5 l/s
Poniewa wie a ch odnicza jest niedocenianym, ale bardzo istotnym elementem instalacji,
na etapie projektowania oraz dostawy, nale y zwróci uwag na nast puj ce kwestie:
Klasa wykonania silników IE3;
Obudowa wie y wykonana ze stali ocynkowanej Z-725 (ocynkowana ogniowo blacha stalowa o grubo ci pow oki cynku: 725 gr/m2);
Eliminatory pary (wykonane z PVC) o warto ci odparowania maksymalnie 0,001% ilo ci
wody cyrkuluj cej – potwierdzone certyfikatem Eurovent;
System dystrybucji wody wykonany z PVC;
Os ony wlotu powietrza wykonane z PVC;
Wype nienie wykonane z PVC, samogasn ce;
Wentylatory osiowe;
Wie a ma by certyfikowana przez Cooling Technology Institute (CTI);
W powy szych wymaganiach jakie powinny znale
niczej przywo ano konieczno
si w SIWZ w zakresie wie y ch od-
posiadania przez urz dzenie certyfikatów Eurovent oraz Cooling
Technology Institute (CTI). Posiadanie przez urz dzenia takich certyfikatów nie stanowi ograniczenia konkurencji lecz zabezpieczenie interesu Zamawiaj cego.
8
jest to najni sza temperatura, do której przy danej wilgotno ci (i ci nieniu atmosferycznym) mo na och odzi cia o
przy pomocy parowania. Aby odczyta temperatur mokrego termometru, nale y zwil
termometr i umie ci go w
strumieniu wilgotnego powietrza.
105
Certyfikaty9 wydajno ci urz dze nie s to same z certyfikatami jako ci (np. ISO). Stanowi one element istotny przy akceptacji danego urz dzenia i
danie takiego certyfikatu powinno
by standardem przy wyborze dostawcy lub producenta.
Posiadanie certyfikatu wydajno ci na typoszereg lub okre lony model stanowi automatycznie potwierdzenie, e programy doborowe stosowane przez producenta urz dzenia s godne
zaufania i spe niaj wymóg certyfikacji. Dla projektanta dokonuj cego wyboru i porównania urz dze istotnym jest uzyskanie potwierdzenia wydajno ci, a jest to widoczne na karcie doborowej
w postaci znaczka certyfikacyjnego lub stwierdzenia o posiadaniu takiego certyfikatu. Przedstawienie logo instytucji certyfikacyjnej bez jednoznacznego stwierdzenia o zgodno ci z okre lon
procedur /norm nie stanowi potwierdzenia wydajno ci urz dzenia przez certyfikat.
Projektant, dokonuj c analizy technicznej urz dze na podstawie kart doboru ze znakiem
instytucji certyfikuj cej, powinien zachowa ostro no
, która sprowadza si b dzie do uzyska-
nia danych od instytucji certyfikacyjnej o uzyskaniu pozytywnych sprawdze dla ca ego produktu
(tzw. produktu gotowego).
Niektórzy producenci wie ch odniczych nadu ywaj oznacze instytucji certyfikacyjnych
i niejednokrotnie staraj si zasugerowa swoim klientom, i elementy konstrukcyjne ze znakiem
certyfikacji stanowi o uzyskaniu certyfikacji dla ca ego produktu. Nic bardziej b dnego!
Elementy konstrukcyjne, nawet kluczowe, które posiadaj oznaczenie certyfikacyjne nie
wp ywaj na uzyskanie certyfikatu wydajno ci dla ca ego urz dzenia.
Jedynie badanie na wydajno
wed ug wskazanych norm i procedur sprawdzaj cych
mo e potwierdzi posiadanie certyfikatu dla danego modelu, jednoznacznie okre lonego w certyfikacie. Nale y pami ta , i zmiany w oznaczeniu modelu s spowodowane zastosowaniem
dodatkowych opcji, cz sto wp ywaj cych na wydajno
urz dzenia, a tym samym nie s gwaran-
towane wszystkie wskazane w doborze parametry techniczne.
Taka sytuacja wyst puje np. przy zastosowaniu dodatkowych elementów t umików akustycznych wymaganych bardzo cz sto przez normy ograniczenia propagacji ha asu w danym rodowisku. Niewielu producentów wykonuje badania wie ch odniczych wyposa onych w t umiki
ha asu, których zastosowanie wp ywa na obni enie wydajno ci nawet o oko o 10 ÷ 15% w porównaniu do urz dze bez zastosowania tej opcji.
Pomini cie ju na etapie projektowania tego szczegó u doprowadzi do nie uzyskiwania
zak adanych wydajno ci i wp ynie na sprawno
dzia ania ca ej instalacji.
W przypadku kogeneracji i absorpcji omawiana by a kwestia przewymiarowania urz dzenia i jakie to mo e mie skutki.
9
wykorzystano materia z artyku u Jerzego Kota - SPX Cooling Technologies
106
Nale y zatem odpowiedzie
na pytanie czy przewymiarowanie wie y ch odniczej
jest istotne dla Zamawiaj cego i czy mo na pomin
kwestie certyfikacji.
Wbrew pozorom przewymiarowanie wie y ch odniczej pod wzgl dem wydajno ci nie jest
rozwi zaniem po
danym, przede wszystkim ze wzgl du na konieczno
zastosowania zmian w
urz dzeniach towarzysz cych, ale nie tylko. Przewymiarowanie wie y ch odniczej oznacza albo
zmian wielko ci powierzchni zraszania, albo te zwi kszenie wielko ci mocy silnika wentylatora.
Przewymiarowanie mocy silnika zainstalowanego w wie y ch odniczej prowadzi w konsekwencji do zwi kszenia zu ycia energii i wp ywa po rednio na zmiany elementów zasilania i sterowania instalacji. Niekoniecznie tak e zwi kszenie mocy silnika wentylatora wie y ch odniczej doprowadzi do po
danego wzrostu wydajno ci do oczekiwanej warto ci nominalnej wydaj-
no ci instalacji. Cz sto konieczna b dzie zmiana wielko ci powierzchni zraszania, co skutkowa
dzie zwi kszeniem wielko ci wie y ch odniczej, a to z kolei zwykle zwi kszy koszt zakupu.
Sprawdzenia certyfikacji proponowanych modeli urz dze mo na dokona na stronach
organizacji certyfikuj cych, a w przypadku wie ch odniczych na stronie Eurovent oraz Cooling Technology Institute. Tylko urz dzenia wymienione na stronach tych organizacji certyfikuj cych i rozpoznawane wed ug zdefiniowanego klucza modelu s certyfikowane.
Zmiana cz
ci sk adowych urz dzenia wp ywaj cego na wydajno
wymaga uzyska-
nia oddzielnego certyfikatu na ca e urz dzenie i wskazane jest to poprzez odpowiedni symbolik
urz dzenia – brak okre lonego modelu na li cie certyfikowanych urz dze jednoznaczne jest z
brakiem certyfikatu wydajno ci.
Wydajno ci urz dzenia nie certyfikowane obarczone s b dem pomiarowym. Bazuj c na
informacjach uzyskanych z firm certyfikuj cych, wydajno ci wie ch odniczych i rozbie no
w
deklarowanych wydajno ciach w odniesieniu do rzeczywistych parametrów dla urz dze nie certyfikowanych mo e si ga nawet warto ci do -15%.
Wielu producentów, nawet popularnych firm na rynku klimatyzacji i ch odnictwa nie posiada takich certyfikatów, próbuj c wmówi klientom, e jako
ich urz dze jest tak pewna, e
nie ma potrzeby traci dodatkowo funduszy na oddzieln certyfikacj .
Element ten stanowi du e ryzyko dla Zamawiaj cego, zw aszcza dla instalacji klimatyzacyjnych, gdzie podwy szenie temperatury skraplania urz dze ch odniczych wp ywa na wydajno
i bezpo rednio na zu ycie energii przez te urz dzenia.
Ró nica w cenie, jaka bardzo cz sto wyst puje pomi dzy urz dzeniami nie certyfikowa-
nymi a certyfikowanymi wyrównuje si na korzy
certyfikowanych, ju w okresie dwóch lat od
czenia ich do eksploatacji. Innymi s owy nie certyfikowane urz dzenie kupione taniej wp ywa
negatywnie na koszty eksploatacji ju po oko o dwóch latach od zakupu, powoduj c zwi kszenie
kosztów zu ycia energii, ale i zwi kszenie kosztów obs ugi serwisowej spowodowanej nadmiernymi przeci
eniami.
107
IX.
Za czniki
Za cznik 1
Schemat ideowy instalacji trigeneracji
Za cznik 2
Oferta dostawy gazu do kogeneracji
108
Schemat ideowy trigeneracji w Parku Wodnym - Cz stochowa
Za cznik 1
Legend
Hala Polonia
Ciep o [MW]
Pr d [MW]
bufor
wody lodowej
ABS - 273 kWch
Ch ód [MW]
Gaz GZ E [MW]
chiller
wody lodowej
Firma
ciep ownicza
Rozdzielnia
ciep a
Aquapark
obecne zasilanie
GZ E
CHP - 363 kWe
ywalnia
Rozdzielnia
pr du nN
SN
Transformator
SN/nN
SP nr 42
obecne zasilanie
obek
obecne zasilanie
obecne zasilanie
Operator
PSG Zabrze
Taryfa OSD
W-6.1
Taryfa HEG
W-6
12
Ciśnienie w
nie wyższe niż
punkcie
0,5 mPa
poboru
Więcej niż 1
dostawca
Oferta
(zł/MWh)
Abonament
(zł/m-c)
0,576
Nie
70,00
50,00
Wskaźnik nierównomierności poboru
0,742
Miesiąc
Liczba
godzin w
miesiącu
1,741
Zamówiona moc godzinowa
wsp. konwersji
10,972
m3/h
kWh/h
Maksymalna moc
wykonana
m3/h
kWh/h
Miesięczne zużycie gazu
Wartość potencjalnego zabezpieczenia
56 611,89
Opłata za
przekroczenie
mocy
Opłata za paliwo
gazowe
Opłata
abonamentowa
zł
wsp. konwersji
10,972
zł
zł
m3
kWh
1,728 gr/(kWh/h)
70 zł/mWh
125,00 zł
Opłata sieciowa
Stała
zł
Zmienna
zł
0,576 gr/(kWh/h)
1,741 gr/kWh
Łącznie netto
VAT
Łącznie brutto
Średnia
cena netto
(zł/kWh)
zł
zł
zł
zł/kWh
I
744
100
1 097
-
55 000
603 460
-
42 242,20
50,00
4 701,13
10 506,24
57 499,57
13 224,90
70 724,47
0,0953
II
672
100
1 097
-
54 000
592 488
-
41 474,16
50,00
4 246,18
10 315,22
56 085,56
12 899,68
68 985,24
0,0947
III
743
100
1 097
-
54 000
592 488
-
41 474,16
50,00
4 694,81
10 315,22
56 534,19
13 002,86
69 537,05
0,0954
IV
720
100
1 097
-
54 000
592 488
-
41 474,16
50,00
4 549,48
10 315,22
56 388,86
12 969,44
69 358,30
0,0952
V
744
100
1 097
-
54 000
592 488
-
41 474,16
50,00
4 701,13
10 315,22
56 540,51
13 004,32
69 544,83
0,0954
VI
720
100
1 097
-
54 000
592 488
-
41 474,16
50,00
4 549,48
10 315,22
56 388,86
12 969,44
69 358,30
0,0952
VII
744
100
1 097
-
54 000
592 488
-
41 474,16
50,00
4 701,13
10 315,22
56 540,51
13 004,32
69 544,83
0,0954
VIII
744
100
1 097
-
54 000
592 488
-
41 474,16
50,00
4 701,13
10 315,22
56 540,51
13 004,32
69 544,83
0,0954
IX
720
100
1 097
-
54 000
592 488
-
41 474,16
50,00
4 549,48
10 315,22
56 388,86
12 969,44
69 358,30
0,0952
X
745
100
1 097
-
54 000
592 488
-
41 474,16
50,00
4 707,45
10 315,22
56 546,83
13 005,77
69 552,60
0,0954
XI
720
100
1 097
-
54 000
592 488
-
41 474,16
50,00
4 549,48
10 315,22
56 388,86
12 969,44
69 358,30
0,0952
XII
744
100
1 097
-
55 000
603 460
-
42 242,20
50,00
4 701,13
10 506,24
57 499,57
13 224,90
70 724,47
0,0953
650 000
7 131 800
-
499 226,00
600,00
55 352,01
124 164,68
Kurs EUR/PLN:
Wartość sprzedaży w EURO:
679 342,69
4,3992
154 424,14
156 248,83
835 591,52
0,0953
ŁĄCZNIE (ROK):

04. Analiza wykorzystania wysokosprawnej kogeneracji gazowej dla

Transkrypt

Podobne dokumenty

wskazówka

Ankieta dla budynków niemieszkalnych (podmioty gospodarcze

L`usage de tout système électronique ou informatique est interdit

Rolety Mini Thermo

gmina ciepłowody zapraszamy

wydrukować

polary : polar z haftem DK

Perfumy męskie - YESforLOV Rejouissance For

Zastosowania