6. Kamrat PL

Układy energetyczne z wykorzystaniem
odpadów komunalnych
i przemysłowych
Waldemar Kamrat
Katedra Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej
XIII Konferencja „Energetyka przygraniczna Polski i Niemiec”
Sulechów , 18.11.2016 r.
Wprowadzenie
• Konkurencja w obszarze paliw
i technologii
• Uwarunkowania ekologiczne
• Nakłady i koszty w energetyce
• Technologie energetyczne/przełom
technologiczny/wykorzystanie odpadów
Układ gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem węgla
w gaz niskokaloryczny wg [7]
Para wysokoprężna
Para średnioprężna
128 MW
Węgiel
3
A
1
G
Woda
chłodząca
2
5
Do procesu
zgazowania
Żużel
6
Gaz kwaśny 7
01
A
A
Woda uzupełniająca
8
156 MW
N2
Wylot gazów
N2
N2
Woda
chłodząca A
10
Woda
uzupełniająca
G
Powietrze
Wylot spalin
Jednostkowe nakłady inwestycyjne,
USD/kW(1)
• Bloki na węgiel
kamienny(moc/sprawność):
(450/42,8): 1000 USD/kW;
(800/43,0): 1200 USD/kW
• Bloki na węgiel brunatny(moc/sprawność):
(370/37,9) : 950 USD/kW;
(800/39,8): 1200 USD/kW
Jednostkowe nakłady inwestycyjne,
USD/kW(2)- RP
• Bloki IGCC (moc/sprawność:
IGCC-300 , 45,0 % - 1500 USD/kW;
IGCC-600, 48,0% - 1700 USD/kW
• Bloki IGCC nowszej generacji(sprawności
48,0- 54,7)% – (1790 - 4670 )USD/kW;
OPEX : (39-79) USD/kW/a
Jednostkowe nakłady inwestycyjne,
USD/kW(3)- WK
• Bloki IGCC z CCS:
CAPEX – (5430-8200) USD/kW
OPEX – (58-65)USD/kW/a;
• Bloki IGCC :
CAPEX – (2500-4100)USD/kW
OPEX – (64-27) USD/kW/a
Parametry instalacji IGCC w rafineriach włoskich
i holenderskich wg [4, 8] (1)
Rafineria
ISAB
Api Energia
SARLUX
PERNIS
136,5
60,1
136,5
68,8
2xTEXACO/QS1)
2xTEXACO/QS1)
2xTEXACO/QS1)
2xSHELL/HR2)
7,1
6,6
3,9
6,6
6,8/1,4
6,5/1,7


Turbina gazowa TG (liczba, typ)
2 x V94.2
ABB 13 E2
3 x GE 9E
2 x GE 6B
Turbina gazowa TG moc [MW]
2 x 161,2
1 x 149,3
3 x 136,3
2 x 43
Turbina parowa TP moc [MW]
2 x 115,2
78,7
3x 50,8

520,8
233,5
446,0
127,0

4,0


-
-
3,7
10,6
Emisja SO2 [mg/Nm3]
10
50
60

Emisja NOx [mg/Nm3]
30
53
60

8
25

10
5
10

2 300
3 300
2 240

1999
2000
2000
1997
Parametr
Ilość zgazowanych odpadów [t/h]
Gazogenerator GG
(liczba, typ)
Ciśnienie w GG [MPa]
Ciśnienie w rozprężaczu gazu [MPa]
Moc IGCC netto [MW]
Ilość produkowanej siarki [t/h]
Ilość produkowanego
wodoru [t/h]
Emisja CO [mg/Nm3]
Emisja pyłu [mg/Nm3]
Nakłady inwestycyjne
[USD/kW]
Rok uruchomienia
Nakłady inwestycyjne w rafineriach włoskich
i holenderskich , USD/kW (2)
•
•
•
•
QS
HR
ISAB QS
Api Energia QS
SARLUX QS
PERNIS HR
2 300
3 300
2 240
brak danych
gazogenerator na wylocie którego temperatura gorącego gazu jest
obniżana („gaszona”) wtryskiem wody („Quench”), a następnie przed
wlotem do turbiny gazowej gaz nasycany jest parą wodną w celu obniżenia
emisji NOx („Saturation”)
gazogenerator, w którym temperatura gorącego gazu jest obniżana
poprzez odbiór ciepła w schładzaczach wysoko- i średniotemperaturowych
(„Heat Recovery”)
Instalacja wytwarzania energii z odpadów
komunalnych wg [5]
Kocioł rusztowy
Palenisko rusztowe
Dwustopniowa
płuczka mokra
Elektrofiltr
Zasobnik
NaOH
Silos wapna
NaOH
Ca(OH) 2
Oczyszczalnia ścieków
Filtr piaskowy
Zagęszczarka
FeCISO 4
Prasa filtracyjna
Pył lotny i pył z filtrów
Złom
metalowy
Źużel
TMT15
Polielektrolit
Ścieki
Osad
Realizacja ciepłowni/spalarni
w Polsce[6]
W Polsce zrealizowano kilkanaście ciepłowni,
w których są spalane odpady( głównie
w jednostkach służby zdrowia, m. in.
w Gorzowie, Skierniewicach, Krakowie,
Legnicy, Katowicach, Rabce, Malborku)
Elektrownie i elektrociepłownie na
odpady
W ogólności można je klasyfikować, biorąc pod
uwagę ilość spalanych odpadów w ciągu doby,
a mianowicie:
•  do 40 ton,
•  do 120 ton,
•  do 400 ton
Schemat elektrowni Wijster o mocy
47,4MW wg [12]
Para 4,4 MPa
400 o C
Kocioł
na
odpady
Kocioł
na
odpady
Kocioł
na
odpady
18 24
t/h
18 24
t/h
18 24
t/h
Turbogenerator
47,4 MW
3x69,5 t/h
G
9,5 k Pa
Wymiennik
ciepłowniczy
Skraplacz
Podgrzewacz
powietrza
wlotowego
150 o C
Schemat elektrowni Thameside w Londynie
o mocy 130 MW wg [9]
Para 4,5 M Pa
450 o C
Kocioł
na
odpady
Kocioł
na
odpady
Turbogenerator
72 MW
WP
NP
G
Skraplacz
Schemat elektrowni Moerdijk o mocy 322 MW
wg [2,3,11]
Kocioł
utylizacyjny
Para 9,65 MPa
396 oC
280 t/h
0,6 MPa
220 o C
14 t/h
Kocioł
na
odpady
Kocioł
na
odpady
Kocioł
na
odpady
80 t/h
80 t/h
80 t/h
Turbogenerator
145 MW
spaliny
Gaz
ziemny
9,55 MPa
510 o C
417 t/h
WP
SP
G
Skraplacz
3 kPa
Powietrze
G
3 x 59 TG
NP
Odpady
przemysłowe
145 t/h
Schemat elektrociepłowni Holstebro o mocy
31 MW ; 67 MJ/s ( odpady/słoma)wg [2,3,10]
Para 6,7 MPa
522 o C
2x9,7 t/h
Kocioł
na
odpady
Kocioł
na
odpady
9 t/h
9 t/h
Para 6,7 MPa
522 o C
14,8 t/h
Kocioł
na
drewno
i słomę
Akumulator
ciepła
5000 m 3
Turbina parowa
31 MW
G
15,2 kg/s
0,06 M Pa
86,5 o C
Stacja
redukcyjna
15,2 kg/s
0,03 M Pa
69 o C
Wymienniki
ciepłownicze
67 MJ/s
Woda
1645 t/h
50 o C
Woda
1645 t/h
85 o C
8,5 MPa
140 o C
34,2 t/h
Odgazowywacz
0,36 MPa
Wymienniki
ciepłownicze
67 MJ/s
Schemat elektrociepłowni Horsens o mocy
45MW;36MJ/s (odpady/gaz ziemny) wg [2, 3]
Para 4,7 MPa
425 o C
2 x 15 t/h
Woda 8,5 MJ/s
90/50 o C
5 t/h
5 t/h
Kocioł
utylizacyjny
Turbogenerator
12,5 MW
Para
4,7 MPa
525oC
33 t/h
Kotły
na
odpady
Gaz
ziemny
Woda
0,7 kg/s
66 MJ/s
Spaliny
70 kg/s
520oC
Akumulator
ciepła
8000 m 3
0,34 MPa
G
0,072 M Pa
90 oC
0,031 M Pa
70 oC
Powietrze
G
TG
22,5 MW
Wymienniki
ciepłownicze
Woda 36MJ/s
90/50o C
Powietrzne
chłodnice
wody
Schemat obiegu elektrociepłowni gazowo-parowej
Sonderborg o mocy 68MW;55MJ/s (odpady/gaz)wg[2,3]
Para 6,0 M Pa
420 o C
6 kg/s
Kocioł
na
odpady
Para 0,45 MPa
220oC
4 kg/s
8 t/h
Spaliny
Turbogenerator
16 MW
Para
6,0 MPa
440oC
13 kg/s
Gaz
ziemny
Akumulator
ciepła
12000 m 3
G
0,055 M Pa
0,025 MPa
Woda
Powietrze
Wymienniki
ciepłownicze
Woda 55 MW
40/80o C
G
TG 42 MW
Podgrzewacz
powietrza
130 o C
Powietrzne
chłodnice
wody
Elektrociepłownia opalana biomasą wg [1,5,6]
skład
drewna mokrego
para
suszarnia
drewna
skład
drewna suchego
taśmociąg
WP
SP
NP
żużel
G
komin
podgrzewacz
powietrza
powietrze
spaliny
Opłacalność inwestowania:
Tak czy Tak ?, a może Tak??
1.Możliwości racjonalnego określenia nakładów
inwestycyjnych – dylemat : gdzie przypisać
koszty zewnętrzne(dla węgla : 2-12USct/kWh,
dla gazu : 0,5-1,2 USct/kWh ?),
2.Wpływ nakładów inwestycyjnych na
efektywność eksploatacji elektrowni ??
3.Jaka konkretna technologia energetyczna ???
Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej bez uwzględnienia opłaty za emisję CO2 , [zł/MWh]
dla: 1) BP na parametry nadkrytyczne -WB, 2) BP na parametry nadkrytyczne -WK, 3) BGP -GZ, 4) BJ z
reaktorem PWR, 5) ciepłowniczego BP na parametry nadkrytyczne-WK , 6) ciepłowniczego BPG z 3ciśnieniowym kotłem - GZ,7) ciepłowniczego BPG z 2-ciśnieniowym kotłem odzysk.- GZ, 8) ciepłowniczego BP
średniej mocy - biomasa,9) ciepłowniczego BPG zintegrowanego ze zgazowaniem biomasy,10) elektrowni
wiatrowej,11) elektrowni wodnej małej mocy,12) elektrowni PV, 13) ciepłowniczego bloku z turbiną gazowąGZ,14) ciepłowniczego bloku silnikowego-GZ ,15) ciepłowniczego bloku ORC - biomasa,16) ciepłowniczego BP
małej mocy- biomasa,17) ciepłowniczego bloku zintegr. z biologiczną konwersją biomasy,18) ciepłowniczego
bloku zintegr. ze zgazowaniem biomasy
900
800
Koszty kapitałowe
Koszty paliwa
Koszty remontów
Koszty obsługi
700
[zł/MWh]
600
500
400
300
200
100
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej z uwzględnieniem opłaty 40 Euro za emisję 1t CO2 , [zł/MWh]
dla: 1) BP na parametry nadkrytyczne -WB, 2) BP na parametry nadkrytyczne -WK, 3) BGP - GZ, 4) BJ z reaktorem PWR,
5) ciepłowniczego BP na parametry nadkrytyczne-WK , 6) ciepłowniczego BPG z 3-ciśnieniowym kotłem - GZ,7)
ciepłowniczego BPG z 2-ciśnieniowym kotłem odzysk.- GZ, 8) ciepłowniczego BP średniej mocy - biomasa,9)
ciepłowniczego BPG zintegrowanego ze zgazowaniem biomasy,10) elektrowni wiatrowej,11) elektrowni wodnej małej
mocy,12) elektrowni PV, 13) ciepłowniczego bloku z turbiną gazową- GZ,14) ciepłowniczego bloku silnikowego-GZ ,15)
ciepłowniczego bloku ORC - biomasa,16) ciepłowniczego BP małej mocy- biomasa,17) ciepłowniczego bloku zintegr.
z biologiczną konwersją biomasy,18) ciepłowniczego bloku zintegr. ze zgazowaniem biomasy
900
Koszty kapitałowe
Koszty remontów
Koszty środowiskowe
800
Koszty paliwa
Koszty obsługi
700
[zł/MWh]
600
500
400
300
200
100
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Ceny energii elektrycznej w EU- średnia cena dla
gospodarstw domowych, Euro/kWh
•
•
•
•
•
•
•
•
•
1.Dania
2.Niemcy
3.Cypr
…………..
12.GB
…………..
21.Polska
…………..
28.Bułgaria
0,294
0,292
0,248
0,180
0,144
0,088
W analizach porównawczych cen należy uwzględnić siłę nabywczą
ludności (ok. trzykrotnie wyższa jest w „starej Europie”). W Polsce
cena jest relatywnie wysoka w porównaniu np. z Niemcami
Ceny energii elektrycznej w EU- średnia cena dla
gospodarstw domowych, PPS/kWh ;(poz.
w rankingu bezpośrednim)
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
1.Cypr
2.Niemcy
3.Portugalia
4.Rumunia
5.Polska
…………..
14.Dania
…………..
23.GB
…………..
28.Finlandia
0,282
0,281
0,262
0,259
0,247
(3)
(2)
(7)
(27)
(21)
0,215
(1)
0,175
(12)
0,128
(19)
Podsumowanie (1)
Przez najbliższe kilkanaście lat strategicznym paliwem dla
elektrowni systemowych w Polsce będzie przede
wszystkim węgiel kamienny i brunatny.
W pełni komercyjnie dojrzałą technologią wytwarzania
energii elektrycznej z węgla, charakteryzującą się wysoką
efektywnością energetyczną i najniższymi kosztami
wytwarzania energii elektrycznej, w chwili obecnej jest
jedynie technologia stosowana w elektrowniach parowych
na parametry nadkrytyczne (ultranadkrytyczne).
Istnieje potrzeba wybudowania w Polsce, w okresie
najbliższych 10 lat, ok. 8 bloków opalanych węglem
kamiennym i brunatnym o łącznej mocy ok. 7 tys. MW.
Podsumowanie (2)
Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach
gazowo-parowych, opalanych gazem ziemnym, wskazują generalnie na
brak opłacalności inwestowania przy obecnej cenie gazu ziemnego.
Dlatego decyzje dotyczące przedsięwzięć inwestycyjnych, związanych
z budową tego typu elektrowni w Polsce, powinny być przesunięte
w czasie do chwili ostatecznego wyjaśnienia możliwości dostępu do
zasobów gazu o relatywnie niższej niż obecnie cenie.
Bloki gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem węgla (IGCC) nie
uzyskały jeszcze pełnej dojrzałości komercyjnej. Budowie kolejnych
demonstracyjnych bloków IGCC nadal towarzyszy poszukiwanie
optymalnych rozwiązań procesowych. Wielkością charakteryzującą
efektywność energetyczną elektrowni jest ich sprawność. Natomiast
ważnym parametrem określającym ich wpływ na środowisko jest
jednostkowa emisja CO2 (kg CO2/MWh)
Podsumowanie (3)
Układy energetyczne z wykorzystaniem
odpadów komunalnych i przemysłowych
mogą być interesującą alternatywą dla
odbiorców szczególnie na lokalnym rynku
energii.
Dla energetyki zawodowej korzystne
mogą być układy z gazyfikacją odpadów
Zakończenie
Nie ma i w najbliższych dziesięcioleciach nie będzie
jednej dominującej technologii energetycznej –
w rozwoju bazy paliwowej dla sektora energetycznego
należy być przygotowanym na umiejętność wykorzystania
całego spektrum dostępnych i dobrze opanowanych
rozwiązań technicznych: od „czystej” energetyki
węglowej, poprzez rozwijającą się energetykę
odnawialną, aż po energetykę jądrową czy wodorową.
Wybór konkretnych rozwiązań inwestycyjnych będzie
wynikał tylko i wyłącznie z rachunku ekonomicznego
i wzajemnej konkurencji poszczególnych paliw i technologii
Bibliografia(1)
1. Augusiak A., Buriak J.: Energetyczne wykorzystanie biomasy. Rynek Energii,
nr 5, 2002
2. Energy Solutions in Denmark. Ministry of Environment and Energy. Danish
Energy Agency 1995
3. Engström F.: Overview of Power Generation from Biomass. Gasification
Technologies Conference. San Francisco. October 1999
4. Farina G. L., Collodi G.: First Italian oil based IGCC in operation. Gasification
Technologies Conference. San Francisco. October 1999
5. Kamrat W.: Metodologia oceny efektywności inwestowania na lokalnym
rynku energii. Seria Monografie nr 5. Gdańsk: Wydawnictwo Politechniki
Gdańskiej 1999
6. Kamrat W.: Dylematy rozwoju energetyki. W:[Doświadczenia i wyzwania
rynku energii, pod red. W. Kamrata]. Konferencja REE 2014
7. Miller A., Lewandowski J.: Układy gazowo-parowe na paliwo stałe.
Warszawa: WNT 1993
Bibliografia(2)
8. Rakowski J.: Problemy wytwarzania energii przy wykorzystaniu nowych
technologii. Konferencja „Problemy bezpieczeństwa energetycznego w
Polsce” FSNT NOT, Warszawa, 6 grudnia 2001
9. Second try for Thameside energy from waste project. Modern Power
Systems, September 1995
10. Sokołowski J.: Kwiatkowski J., Kosowski K.: Wytwarzanie energii
elektrycznej i ciepła z wykorzystaniem odpadów komunalnych i
przemysłowych. Energetyka, nr 9, 2002
11. The AVI Moerdijk turns waste to steam and power. Modern Power
Systems, March 1997
12. The GAVI Wijster 735 t/a waste to energy plant. Modern Power Systems,
November 1994
13. Zaporowski B.: Efektywność ekonomiczna technologii energetycznych,
Politechnika Poznańska ,2013
Dziękuję za uwagę