poradnik inwestora i projektanta układów wysokosprawnej dużej

poradnik inwestora i projektanta układów wysokosprawnej dużej

POLITECHNIKA ŚLĄSKA
WYDZIAŁ INŻYNIERII ŚRODOWISKA
I ENERGETYKI
INSTYTUT TECHNIKI CIEPLNEJ
GLIWICE, KONARSKIEGO 22
TEL. +48 32 237 16 61, FAX +48 32 237 28 72
PORADNIK
INWESTORA I PROJEKTANTA UKŁADÓW
WYSOKOSPRAWNEJ DUŻEJ KOGENERACJI
Opracowanie
wykonane w ramach Projektu Rozwojowego
N R06 0004 06
finansowanego przez
Narodowe Centrum Badań i Rozwoju
Autorzy:
Andrzej ZIĘBIK
Marcin LISZKA
Krzysztof HOINKA
Wojciech STANEK
Gliwice, 2012
1
Spis treści
WPROWADZENIE ....................................................................................................................... 4
1. OBLICZANIE ZAPOTRZEBOWANIA CIEPŁA ................................................................. 6
1.1. Zapotrzebowania ciepła do ogrzewania .................................................................................... 6
1.2. Zapotrzebowanie ciepła do wentylacji ...................................................................................... 8
1.3. Zapotrzebowanie ciepła do wytwarzania ciepłej wody użytkowej ........................................... 9
1.4. Łączne zapotrzebowanie ciepła ............................................................................................... 10
Literatura ................................................................................................................................ 11
2. CHARAKTERYSTYKI REGULACYJNE SIECI CIEPŁOWNICZYCH ........................ 12
2.1. Regulacja poboru ciepła .......................................................................................................... 12
2.2. Czynniki wpływające na temperatury obliczeniowe wody sieciowej ..................................... 13
2.3. Regulacja jakościowa .............................................................................................................. 16
2.4. Regulacja ilościowa ................................................................................................................. 18
2.5. Regulacja jakościowo-ilościowa ............................................................................................. 18
Literatura ................................................................................................................................ 20
3. SKOJARZONA GOSPODARKA CIEPLNO-ELEKTRYCZNA - KOGENERACJA ..... 21
3.1. Skojarzone wytwarzania ciepła i elektryczności - uzasadnienie termodynamiczne ............... 21
3.2. Elektrociepłownia parowa ....................................................................................................... 24
3.3. Sprawności cząstkowe wytwarzania ciepła i elektryczności ................................................... 29
3.4. Oszczędność energii chemicznej paliwa ................................................................................. 33
3.5. Efekty energetyczne w elektrociepłowni z turbiną upustowo-kondensacyjną ........................ 34
3.6. Ocena efektów ekologicznych skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej ......................... 36
3.7. Opłacalność ekonomiczna skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej ............................... 37
Literatura ................................................................................................................................ 39
4. DYREKTYWA 2004/8/UE O PROMOWANIU KOGENERACJI I KRAJOWE
UREGULOWANIA PRAWNE KOGENERACJI.............................................................. 40
4.1. Dyrektywa 2004/8/UE w sprawie promowania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na
ciepło użytkowe – wybrane fragmenty........................................................................................... 40
4.2. Wskaźnik PES względnej oszczędności energii chemicznej paliw ........................................ 44
4.3. Kogeneracja w zapisach Ustawy „Prawo energetyczne” ........................................................ 46
4.4. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2011 .................................................... 48
4.5. Inne uregulowania prawne ...................................................................................................... 49
Literatura ................................................................................................................................ 50
5. ELEKTROCIEPŁOWNIE PAROWE OPALANE PALIWAMI STAŁYMI .................... 51
5.1. Turbiny parowe stosowane w elektrociepłowniach ................................................................ 51
5.2. Optymalny współczynnik udziału skojarzenia ........................................................................ 51
5.3. Bloki ciepłownicze .................................................................................................................. 53
5.3. Charakterystyka elektrociepłowni przemysłowych ................................................................. 58
5.4. Wskaźniki PES dla elektrociepłowni węglowych ................................................................... 59
Literatura ................................................................................................................................ 62
6. UCIEPŁOWNIENIE BLOKÓW KONDENSACYJNYCH ELEKTROWNI
ZAWODOWYCH .................................................................................................................. 63
6.1. Kogeneracja w elektrowniach zawodowych ........................................................................... 63
6.2. Efekty energetyczne uciepłownienia ....................................................................................... 64
2
6.3. Sprawność cząstkowa wytwarzania ciepła .............................................................................. 66
6.4. Efekty ekologiczne przystosowania elektrowni kondensacyjnej do ciepłownictwa .............. 69
6.5. Ocena wskaźnika PES ............................................................................................................. 70
Literatura ................................................................................................................................ 72
7. ELEKTROCIEPŁOWNIE GAZOWE I GAZOWO-PAROWE ......................................... 73
7.1. Elektrociepłownie gazowe ...................................................................................................... 73
7.2 Elektrociepłownie gazowo-parowe .......................................................................................... 74
Literatura………………………………………………………………………..………..82
8. ZASOBNIKI CIEPŁA W ELEKTROCIEPŁOWNIACH ................................................... 82
8.1. Akumulacja gorącej wody sieciowej ....................................................................................... 82
8.2. Obliczanie objętości zasobnika ciepła ..................................................................................... 83
8.3. Zasobnik gorącej wody sieciowej w elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną .................... 84
8.4. Zasobnik gorącej wody sieciowej w elektrociepłowni z turbiną upustowo-kondensacyjną ... 87
8.5. Przykłady oceny efektywności ekonomicznej zastosowania zasobników ciepła.................... 89
Literatura ................................................................................................................................ 90
9. ANALIZA TERMO-EKOLOGICZNA ELEKTROCIEPŁOWNI ..................................... 91
9.1. Pojęcie wskaźnika kosztu termo-ekologicznego .................................................................... 91
9.2. Koszt termo-ekologiczny ciepła wytwarzanego w układzie skojarzonym .............................. 95
9.3. Oszczędność egzergii bogactw naturalnych uzyskana dzięki kogeneracji............................ 100
Literatura .............................................................................................................................. 102
10. ANALIZA EKONOMICZNA UKŁADÓW KOGENERACYJNYCH ........................... 103
10.1. Wprowadzenie ..................................................................................................................... 103
10.2. Wskaźniki oceny ekonomicznej nowobudowanych elektrociepłowni ................................ 104
10.3. Składniki przepływów pieniężnych ..................................................................................... 105
10.4. Metoda kompromisowa dla wyznaczania ceny ciepła ........................................................ 106
Literatura .............................................................................................................................. 107
11. PROGRAM CHP_Strateg - ANALIZA I WYBÓR TECHNOLOGII DLA
WYSOKOSPRAWNEJ KOGENERACJI - PRZEWODNIK UŻYTKOWNIKA ........ 108
11.1. Geneza, cel i wykonawcy programu CHP_Strateg ............................................................. 108
11.2. Odbiorcy aplikacji komputerowej CHP_Strateg ................................................................. 108
11.3. Zakres stosowania ............................................................................................................... 108
11.4. Wymagania sprzętowe i aplikacyjne korzystania z aplikacji CHP_Strateg ........................ 108
11.5. Zasada działania i architektura wewnętrzna programu ....................................................... 109
11.6. Uzyskanie praw dostępu do systemu CHP_Strateg oraz logowanie ................................... 111
11.7. System pomocy ................................................................................................................... 121
11.8. Prace administracyjne i konserwacyjne systemu ................................................................ 122
Zastrzeżenia ......................................................................................................................... 122
Uwagi, propozycje i zapytania ............................................................................................. 122
3
WPROWADZENIE
Poradnik powstał w ramach Projektu Rozwojowego N R06 0004 06 „Opracowanie
dedykowanej aplikacji komputerowej dla kreowania strategii wysokosprawnej dużej
kogeneracji, przy uwzględnieniu kryteriów ekonomicznych i środowiskowych, w tym emisji
CO2”.
Produktem finalnym Projektu jest program komputerowy o nazwie CHP_Strateg, za pomocą
którego możliwa jest kompleksowa analiza energetyczno-ekonomiczna układów dużej
kogeneracji. Aplikacja komputerowa CHP_Strateg pełnić ma rolę programu doradczego dla
potencjalnych inwestorów obiektów dużej kogeneracji. Wynikiem jej zastosowania jest
przedwstępne studium wykonalności układu wysokosprawnej dużej kogeneracji.
Intencją autorów Poradnika było opracowanie zwięzłego kompendium podstaw
termodynamicznych i wskazówek praktycznych z obszaru ciepłownictwa i kogeneracji. Mają
one przede wszystkim służyć pomocą w praktycznym wykorzystaniu programu
komputerowego CHP_Strateg, m.in. ułatwić przygotowanie niezbędnych informacji o
otoczeniu techniczno-ekonomicznym planowanej budowy elektrociepłowni.
Dwa pierwsze rozdziały Poradnika poświęcono ciepłownictwu. Przedstawiono zredukowane
charakterystyki zapotrzebowania ciepła. Wskazano na możliwości zastosowania
zredukowanej formuły opisującej wykres uporządkowany temperatury zewnętrznej do
tworzenia zredukowanych wykresów uporządkowanych zapotrzebowania ciepła.
Przedstawiono charakterystyki sieci cieplnych w przypadku regulacji jakościowej,
jakościowo-ilościowej i ilościowej. Zwrócono uwagę na czynniki wpływające na dobór
optymalnych wartości temperatur obliczeniowych charakterystyk sieci cieplnych.
W rozdziale 3, który zawiera podstawy metodyczne kogeneracji zwrócono uwagę czytelnika
na źródła korzyści jakie daje kojarzenie procesów cieplnych. Zmniejszenie liczby przemian
nieodwracalnych, możliwość stosowania wyższych parametrów czynnika obiegowego i
częściowa kompensacja strat przesyłania ciepła przemawiają na korzyść kogeneracji w
porównaniu z rozdzielonym wytwarzaniem ciepła i elektryczności. Efektem tego jest
oszczędność energii chemicznej paliw pierwotnych. W rozdziale 3 przedstawiono metodykę
obliczania oszczędności energii chemicznej paliwa, sposób obliczania sprawności
cząstkowych wytwarzania ciepła i elektryczności oraz algorytm oceny efektów
ekologicznych.
W rozdziale 4 zamieszczono wybrane fragmenty Dyrektywy 2004/8/UE o promowaniu
kogeneracji. Przedstawiono komentarz do formuły na obliczanie wskaźnika PES (Primary
Energy Savings). Omówiono zwięźle krajowe dokumenty prawne regulujące status
elektrociepłowni ze szczególnym uwzględnieniem wysokosprawnej kogeneracji.
4
W rozdziale 5 omówiono elektrociepłownie parowe opalana paliwami stałymi. Przedstawiono
podstawy algorytmu optymalizacyjnego doboru współczynnika udziału skojarzenia.
Omówiono przykładowe bloki ciepłownicze i przedstawiono charakterystyczne problemy
kogeneracji w elektrociepłowniach przemysłowych. Przedstawiono analizę wskaźnika PES
dla elektrociepłowni węglowych z turbina przeciwprężną i upustowo-kondensacyjną.
Uciepłownienie bloków kondensacyjnych elektrowni jest efektywnym sposobem realizacji
kogeneracji pod warunkiem realizacji tego przedsięwzięcia przy jak najniższej wartości
wskaźnika ubytku mocy elektrycznej (w granicach możliwości technicznych). W rozdziale 6,
który dotyczy uciepłownienia przedstawiono zasady obliczania wskaźnika ubytku,
oszczędności energii chemicznej paliwa, sprawności cząstkowej wytwarzania ciepła,
wskaźnika PES i efektów ekologicznych uciepłownienia.
W rozdziale 7 przedstawiono obiegi gazowe i gazowo-parowe elektrociepłowni.
Zaprezentowano przegląd komercyjnych rozwiązań układów gazowo-parowych. Rozdział 8
zawiera podstawy metodyczne akumulacji ciepła w elektrociepłowniach. Zaprezentowano
algorytmy doboru zasobnika ciepła do układu elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną i
upustowo-kondensacyjną. Zastosowanie zasobników ciepła wpływa na poprawę efektywności
ekonomicznej kogeneracji.
Produkcja ciepła i elektryczności wpływa na wyczerpywanie nieodnawialnych zasobów
energii pierwotnej. Miernikiem wyczerpywania nieodnawialnych zasobów bogactw
naturalnych jest wskaźnik kosztu termo-ekologicznego. Rozdział 9 poświęcono analizie
kosztu termo-ekologicznego w procesie skojarzonym wytwarzania ciepła i elektryczności.
Przedstawiono metodę sekwencyjną obliczania wskaźnika kosztu termo-ekologicznego i
energii elektrycznej. Zamieszczono przykłady obliczeniowe dotyczące analizy termoekologicznej elektrociepłowni.
Rozdział 10 poświęcono analizie ekonomicznej. Przedstawiono metodykę dyskontowej
analizy przepływów pieniężnych podczas budowy i eksploatacji układów kogeneracyjnych.
Omówiono główne wskaźniki oceny ekonomicznej projektów inwestycyjnych oraz założenia
i dane wejściowe do ich wyznaczania.
W rozdziale 11 zamieszczono opis programu komputerowego CHP_Strateg. Jest to narzędzie
informatyczne z wbudowanym interfejsem graficznym, za pomocą którego możliwa jest
kompleksowa analiza techniczno-ekonomiczna układów kogeneracyjnych. Użytkownik
aplikacji komputerowej CHP_Strateg, po zdefiniowaniu otoczenia techniczno-ekonomicznego
elektrociepłowni, uzyskuje zestaw wyników obliczeń w postaci parametrów
termodynamicznych oraz wskaźników oceny ekonomicznej różnych klas układów
kogeneracyjnych.
5
1. OBLICZANIE ZAPOTRZEBOWANIA CIEPŁA
1.1. Zapotrzebowania ciepła do ogrzewania
W stanie ustalonym zapotrzebowanie ciepła do ogrzewania pomieszczeń jest równe stratom
ciepła przez zewnętrzne przegrody budowlane:
Q o =  Ai k i ( t w - t z )
(1.1)
i
gdzie:
- strumień ciepła do ogrzewania,
Q o
Ai
ki
tw
tz
- powierzchnia zewnętrznej i-tej przegrody budowlanej,
- współczynnik przenikania ciepła odnoszący się do i-tej przegrody budowlanej,
- temperatura wewnętrzna pomieszczenia,
- temperatura zewnętrzna.
Temperatura wewnętrzna pomieszczenia jest ustalana według odpowiedniej normy
budowlanej i waha się w granicach 5C  32C. Dla pomieszczeń mieszkalnych wynosi 20C.
Temperatura zewnętrzna zależy od warunków atmosferycznych i najczęściej jest dana w
formie wykresu uporządkowanego. Temperatura zewnętrzna niższa niż 12C trwające przez
określony w rozporządzeniu czas uprawniała do uruchomienia ogrzewania. Obecnie jest to
często regulowane porozumieniem między wytwórcą i odbiorcą grupowym.
Maksymalne zapotrzebowanie ciepła do ogrzewania występuje przy minimalnej temperaturze
zewnętrznej tz min, charakterystycznej dla danej strefy klimatycznej:
Q o max =  Ai k i ( t w - t z min )
(1.2)
i
Dzieląc stronami równanie (1.1) przez (1.2), przy założeniu ki = idem, otrzymuje się
zredukowaną charakterystykę zapotrzebowania ciepła:
Q o
= tw t z
Q o max t w - t z min
(1.3)
Na rysunku 1.1 przedstawiono zredukowaną charakterystykę zapotrzebowania ciepła do
celów ogrzewania. Maksymalne zapotrzebowanie ciepła do celów ogrzewania Q o max wynika
najczęściej z danych projektowych. Uwzględnia ono również straty ciepła związane z
wymianą powietrza (wentylacja naturalna).
Temperatura zewnętrzna jest zadana za pomocą wykresu uporządkowanego (rys 1.2).
Wykresy temperatury zewnętrznej są sporządzane dla poszczególnych stref klimatycznych.
Polska jest podzielona na 5 stref klimatycznych. Każda strefa klimatyczna jest
scharakteryzowana za pomocą minimalnej temperatury zewnętrznej (np. w III strefie
klimatycznej, największej w kraju, wynosi ona -20oC).
6
Rys. 1.1. Zredukowana charakterystyka zapotrzebowania ciepła
Na rysunku 1.2 przedstawiono przykładowo wykres uporządkowany temperatury zewnętrznej
dla III strefy klimatycznej. Wykres uporządkowany temperatury zewnętrznej informuje o
czasie występowania temperatury zewnętrznej niższej od zadanej. Na przykład przyjmując
temperaturę początku okresu ogrzewania tzp = 12oC można wyznaczyć długość sezonu
ogrzewniczego ( o  5 400 h/rok). Odcięta o informuje, że temperatura w sezonie
ogrzewniczym jest niższa od +12oC. Wykorzystując wykres wyjściowy można zbudować
wykres uporządkowany dla zmiennych losowych zredukowanych Q o / Q o max lub
t w - t z  / t w - t z min .
Rys. 1.2. Zastosowanie wykresu uporządkowanego temperatury zewnętrznej do sporządzania
wykresu uporządkowanego zapotrzebowania ciepła do ogrzewania; tzp - temperatura początku
sezonu ogrzewniczego
7
Roczne zapotrzebowanie ciepła do ogrzewania wynika ze wzoru:
τo

Q
t -t
o
d τ = Q o max  w z d τ
Q o R = Q o max 

0 Q
0 t w - t z min
τo
(1.4)
o max
Wartość całki w ostatnim wyrażeniu jest wielkością stałą dla danej strefy klimatycznej.
Wyraża ona roczny czas wykorzystania maksymalnej mocy grzejnej. Oznaczając ją przez g
można napisać:
Qo R = τ g Q o max
(1.5)
Wykres uporządkowany temperatury zewnętrznej można aproksywmować za pomocą
równania Raissa:
tz p  tz
t z p  t z min
gdzie:
tz min
tz p
τo
τ
1 3
τ  τ 
 
τ 0  τ 0 
2

1 


τ
τ0




(1.6)
- minimalna obliczeniowa temperatura zewnętrzna dla danej strefy klimatycznej,
- temperatura zewnętrzna, przy której rozpoczyna się sezon grzewczy,
- długość sezonu grzewczego,
- czas.
Dla danych liczbowych: tz min = -20oC (III strefa klimatyczna), tz p = +12oC (założony początek
sezonu ogrzewniczego) oraz tw = +20oC wykres uporządkowany temperatury zewnętrznej
przedstawia równanie:
t z  20  32(t z p
2

    
 

 t z min ) 1  3
   1 
 o  o  
 o 


(1.7)
Wprowadzając (1.7) do (1.4) otrzymuje się:
Qo R
2
o

    
 


 Qo max  1  0,81  3
   1 
 d




o
o
o


0



Dla III strefy klimatycznej uzyskuje się więc:
Qo R  0,438Q o max o
Zatem roczny czas wykorzystania maksymalnej mocy cieplnej
(1.8)
(1.9)
 g  0,438 o .
1.2. Zapotrzebowanie ciepła do wentylacji
W budynkach mieszkalnych zapotrzebowanie ciepła do celów wentylacyjnych (wentylacja
naturalna) uwzględnia się przy obliczaniu ciepła potrzebnego do ogrzewania. Dla budynków
przemysłowych i użyteczności publicznej stosuje się wentylację mechaniczną.
8
Ilość ciepła potrzebną do wentylacji mechanicznej oblicza się z równania:
Q  nG c tw t  t 
w
w p tz
w
z
(1.10)
przy czym:
Gw 
p wVw
RTw
(1.11)
gdzie:
pw Tw - ciśnienie i temperatura w pomieszczeniu wentylowanym,
Vw
- objętość (kubatura) pomieszczenia wentylowanego,
n
- wielokrotność wymiany powietrza w ciągu jednostki czasu; wielokrotność n
wymiany powietrza ustalają przepisy sanitarne [2],
cp
tw
tz
R
- średnia molowa pojemność cieplna właściwa powietrza przy stałym ciśnieniu w
zakresie między temperaturą zewnętrzną a temperaturą wewnętrzną w pomieszczeniu,
- indywidualna stała gazowa dla powietrza.
Przyjmując dla wentylacji taką samą minimalną temperaturę zewnętrzną jak dla ogrzewania
można na wzór zredukowanej charakterystyki dla celów ogrzewana napisać:
Q w
t t
 w z
(1.12)

t t
Q
w max
w
z min w
Tak więc przy tej samej minimalnej temperaturze zewnętrznej zredukowana charakterystyka
zapotrzebowania ciepła do wentylacji ma taką samą postać jak w przypadku ogrzewania.
1.3. Zapotrzebowanie ciepła do wytwarzania ciepłej wody użytkowej
Obliczenie zapotrzebowania ciepła na wytworzenie ciepłej wody użytkowej jest oparte na
wskaźnikach jednostkowego zużycia, ujętych w odpowiednich normach i dotyczących:
zakładów przemysłowych, budynków użyteczności publicznej i budownictwa
mieszkaniowego. Średni w okresie doby strumień ciepłej wody użytkowej wyznacza się z
relacji:
Gcwu  nqm
(1.13)
gdzie:
Gcwu
- średniodobowe zapotrzebowanie na ciepłą wodę użytkową, kg/dobę,
n
qm
- liczba odbiorców,
- średnie obliczeniowe zapotrzebowanie ciepłej wody użytkowej w odniesieniu do
jednego mieszkańca i doby.
Maksymalne zapotrzebowanie na ciepłą wodę użytkową oblicza się uwzględniając
współczynnik nierównomierności rozbioru wody zależny od liczby mieszkańców [1]:
G cwu max  kn nqm
(1.14)
gdzie kn oznacza współczynnik nierównomierności rozbioru ciepłej wody użytkowej;
określany za pomocą zależności empirycznych.
9
Ilość ciepła potrzebną do podgrzania ciepłej wody użytkowej wyznacza się z relacji:
Q cwu  G cwucw tcwu  tw 
(1.15)
gdzie:
tcwu
- temperatura ciepłej wody użytkowej,
tw
- temperatura wody wodociągowej.
Temperatura ciepłej wody użytkowej na wejściu do budynków nie może być wyższa niż 55°C
ze względu na korozję cynkową (zanikanie ochronnej warstwy cynku w stalowych rurach
ocynkowanych). W przypadku instalacji z tworzywa sztucznego wzrost temperatury ciepłej
wody użytkowej powyżej 80°C powoduje przyspieszenie procesu starzenia materiału.
1.4. Łączne zapotrzebowanie ciepła
Jako dane wyjściowe przyjmuje się wykres uporządkowany temperatury zewnętrznej dla
rozważanej strefy klimatycznej oraz maksymalne zapotrzebowanie ciepła do celów
ogrzewania i wentylacji, ponieważ obydwa wymienione strumienie ciepła zależą od
temperatury zewnętrznej. Zapotrzebowanie ciepła do ogrzewania i wentylacji występuje w
okresie trwania sezonu grzewczego. Zapotrzebowanie ciepła do przygotowania ciepłej wody
użytkowej jest zadane w formie wykresu schodkowego dwupoziomowego, ujmującego
odpowiednio zapotrzebowanie w sezonie ogrzewniczym oraz poza sezonem.
Na podstawie równania Raissa można określić charakterystykę
zapotrzebowania ciepła do celów ogrzewania i wentylacji w formie:
2
Q g  Q g min
τ  τ  
τ 
1 3
   1 
τ 0  τ 0  
τ 0 
Q g max  Q g min
przy czym:
Q  Q  Q
g
o
w
zredukowanego
(1.16)
(1.17)
gdzie:
- wartość chwilowa strumienia ciepła do ogrzewania i wentylacji,
Q g
Q g min - minimalna wartość strumienia ciepła dla ogrzewania i wentylacji,
Q g max - maksymalna wartość strumienia ciepła dla ogrzewania i wentylacji.
Do wykresu uporządkowanego zapotrzebowania ciepła do ogrzewania i wentylacji dodaje się
strumień ciepła do przygotowania ciepłej wody użytkowej, wyróżniając inną wartość
zapotrzebowania dla sezonu ogrzewniczego i okresu poza sezonem ogrzewniczym ze
względu na inną temperaturę wody wodociągowej.
10
Rys. 1.3. Wykres uporządkowany zapotrzebowania ciepła do ogrzewania, wentylacji i
wytwarzania ciepłej wody użytkowej QR g - roczna ilość ciepła na cele grzewczo
wentylacyjne; QR cwu - roczna ilość ciepła na przygotowanie ciepłej wody użytkowej; Q
cwu z i

- zapotrzebowanie na strumień ciepłej wody użytkowej w sezonie grzewczym i poza
Q
cwu l
sezonem
W przypadku poszukiwania sumarycznego uporządkowanego wykresu zapotrzebowania
ciepła dla celów grzewczo-wentylacyjnych i technologicznych należy posłużyć się metodą
kompozycji wykresów uporządkowanych, ponieważ zapotrzebowanie ciepła do technologii
nie zależy od temperatury zewnętrznej. Można więc wykresy uporządkowane
zapotrzebowania ciepła do celów grzewczo-wentylacyjnych i technologicznych traktować
jako zmienne losowe niezależne i zastosować metodę splotu dystrybuant zmiennych
losowych [3].
Literatura:
[1]
[2]
[3]
Kamler W.: Ciepłownictwo. PWN, Warszawa 1978.
Recknagel H. i in.: Ogrzewanie i klimatyzacja. EFWE, Gdańsk 1994.
Szargut J., Ziębik A.: Podstawy energetyki cieplnej. PWN, Warszawa 2000.
11
2. CHARAKTERYSTYKI REGULACYJNE SIECI
CIEPŁOWNICZYCH
2.1. Regulacja poboru ciepła
W zależności od miejsca realizowania regulacji poboru ciepła rozróżnia się:
 regulację centralną (przy urządzeniach wytwórczych),
 regulację miejscową (w odbiornikach lub węzłach cieplnych).
Regulację centralną stosuje się w tych przypadkach, gdy obciążenie cieplne sieci jest
jednakowe (np. tylko ogrzewanie). Regulację miejscową stosuje się tam, gdzie odbiory są
różne (ogrzewanie, wentylacja, ciepła woda użytkowa).
Strumień ciepła przekazywany za pośrednictwem sieci zewnętrznej:
Q g = G w cw ( t g - t p )
(2.1)
gdzie:
G w , cw - strumień i pojemność cieplna właściwa wody sieciowej,
tg, tp
- temperatura wody gorącej i wody powrotnej.
Ilość ciepła Q przekazywanego przez urządzenie grzejne ujmuje relacja
Q = A k t τ
gdzie:
A
- powierzchnia przepływu ciepła,
k
- współczynnik przenikania ciepła,
Δt
- średnia różnica temperatury,

- czas.
(2.2)
Analizując sposoby regulacji można posłużyć się średnią arytmetyczną różnicą temperatury
t =
t g  t p t1  t 2

2
2
(2.3)
gdzie:
tg, tp - temperatury wody gorącej i powrotnej w sieci zewnętrznej,
t1, t2 - temperatury dolotowa i wylotowa czynnika w odbiorniku ciepła.
Wprowadzając równania (2.1) i (2.3) do (2.2) otrzymuje się
1
t g  ( t1  t 2 )
2
Q=
τ
1
1

A k 2G w c w
(2.4)
Na podstawie relacji (2.4)można wyróżnić pięć możliwości regulacji:
12





regulacja miejscowa przez zmianę powierzchni odbiorników (częściowe wyłączenia);
stosowana rzadko, zazwyczaj w instalacjach przemysłowych,
zmiana współczynnika przenikania ciepła przez zmianę prędkości przepływu czynnika
lub zastosowanie osłon (regulacja miejscowa),
zmiana temperatury wody gorącej w sieci zewnętrznej (regulacja jakościowa —
centralna),
zmiana strumienia wody sieciowej (regulacja ilościowa — centralna),
zmiana czasu pracy urządzeń przez stosowanie przerw w pracy urządzenia (tzw.
regulacja pulsacyjna).
Na podstawie równania (2.1) można zdefiniować sposoby regulacji centralnej w sieciach
ciepłowniczych:
 regulacja jakościowa - G w = idem, t g , t p = varia,

regulacja ilościowa - G w = varia, t g = idem, t p = varia,

regulacja mieszana ilościowo-jakościowa.
Regulacja jakościowa realizowana przez zachowanie stałej prędkości przepływu ( G w = idem)
charakteryzuje się zachowaniem stałych warunków hydraulicznych sieci. Zaletą regulacji
jakościowej jest możliwość zastosowania w długich okresach eksploatacyjnych niższej
temperatury wody sieciowej. Wynikają z tego wyższe efekty gospodarki skojarzonej cieplnoelektrycznej z powodu niższego ciśnienia pary grzejnej i wyższego przez to wskaźnika
skojarzenia. Wadą regulacji jakościowej jest to, że nie odpowiada ona ściśle potrzebom
wszystkich odbiorców.
Trzeci w kolejności sposób regulacji centralnej stosuje się w sieciach cieplnych
obsługujących w sezonie grzewczym ogrzewanie i instalacje ciepłej wody użytkowej, a w
lecie tylko produkcję ciepłej wody użytkowej.
2.2. Czynniki wpływające na temperatury obliczeniowe wody
sieciowej
Maksymalny strumień ciepła grzejnego Q g max przekazywany za pośrednictwem sieci
zewnętrznej wynika z równania (2.1), w którym należy podstawić temperatury obliczeniowe
tg max i tp max w miejsce tg i tp. Od strony odbiorców (przyłączenie bezpośrednie) obowiązuje
relacja:
 t g max  t p max
 tw
Q g max = Ag k g 
2




(2.5)
gdzie:
Ag, kg - powierzchnia przepływu ciepła i współczynnik przenikania ciepła dla odbiorników,
tw
- temperatura wewnątrz ogrzewanego pomieszczenia.
13
Jeżeli założy się stałą temperaturę wody gorącej (np. ograniczoną z góry przez ciśnienie pary
grzejnej w wymienniku ciepła), obniżeniu temperatury wody powrotnej towarzyszy z jednej
strony możliwość obniżenia strumienia wody G w (równanie 2.1) i w ślad za tym zmniejszenie
średnicy rurociągów oraz obniżenie nakładów inwestycyjnych na sieć ciepłowniczą. Z drugiej
jednak strony obniżeniu ulega także średnia temperatura czynnika grzejnego
1
( t g max  t p max ) , co powoduje konieczność zwiększenia powierzchni odbiorników ciepła
2
(zwiększenie nakładów inwestycyjnych) w celu przekazania tego samego strumienia ciepła.
Te dwa przeciwstawne czynniki decydują głównie o wyborze optymalnych wartości
obliczeniowych temperatury wody gorącej i powrotnej. Dodatkowe czynniki, które mają
wpływ na dobór optymalnych parametrów obliczeniowych, to:
 moc i zużycie energii elektrycznej pomp sieciowych,
 straty ciepła rurociągu wody gorącej i powrotnej,
 wskaźnik skojarzenia, który wpływa na wielkość produkcji elektryczności w
gospodarce skojarzonej cieplno-elektrycznej.
Obniżenie strumienia wody sieciowej, na skutek zwiększenia różnicy temperatury między
wodą gorącą i wodą powrotną wpływa na zmniejszenie mocy pomp sieciowych i na mniejsze
zużycie energii elektrycznej do pompowania wody sieciowej. Jeżeli do napędu pomp
sieciowych jest zużywana energii elektryczna produkowana w elektrociepłowni, wówczas
zmniejszenie zużycia własnego energii elektrycznej wpływa na zwiększenie przychodów ze
sprzedaży skojarzonej energii elektrycznej [4].
Wysokość temperatury wody gorącej i wody powrotnej wpływa na wielkość strat ciepła do
otoczenia. Przyjmując wartość współczynników przenikania ciepła na stałym poziomie dla
przewodów zasilającego i powrotnego w sieci ciepłowniczej można napisać:
tg  tz
Q ot g  Q ot max g
(2.6)
t g max  t z min
Q ot p  Q ot max p
t p  tz
t p max  t z min
(2.7)
Jeżeli w równaniach (2.6) i (2.7) wykorzysta się równania (2.15) i (2.16) opisujące
charakterystykę sieci ciepłowniczej w przypadku regulacji jakościowej, wówczas roczne
straty ciepła z rurociągów wody gorącej i powrotnej ujmują wzory:
R
tw  t z
dτ
t

t
z min
0 w
Qot g R  q g max L 
(2.8)
R
tw  t z
dτ
t

t
z min
0 w
Qot p R  q p max L 
(2.9)
gdzie:
14
q g max , q p max
- maksymalne jednostkowe strumienie strat ciepła z rurociągów zasilającego i
R
powrotnego, odpowiadające temperaturom obliczeniowym wody gorącej i
powrotnej,
- roczny czas pracy systemu ciepłowniczego,
L
- odległość przesyłania ciepła.
Obniżenie temperatury wody gorącej w sieci ciepłowniczej wpływa na zwiększenie
wskaźnika skojarzenia i przez to na zwiększenie produkcji energii elektrycznej wytworzonej
w skojarzeniu. Wskaźnik skojarzenia dla klasycznego obiegu elektrociepłowni
przeciwprężnej ujmuje relacja (3.6) (Rozdział 3):
i1  i2 s i me

(2.10)
i1  i3   i (i1  i2 s )
Obniżenie temperatury wody gorącej w sieci ciepłowniczej i przez to obniżenie ciśnienia pary
grzejnej wpływa na zwiększenie izentropowego spadku entalpii w turbinie co powoduje
wzrost wskaźnika skojarzenia i zwiększenie produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu.
Wpływ temperatur obliczeniowych na straty ciepła do otoczenia z rurociągów przesyłowych
oraz na wskaźnik skojarzenia uwidacznia się w składowej paliwowej. Przykładowo dla
turbozespołu przeciwprężnego otrzymuje się:


QRB 1 
  me
PR 
 Ek Wd



(2.11)
gdzie:
QRB - roczna produkcja ciepła brutto,

 me
- wskaźnik skojarzenia,
- sprawność elektromechaniczna turbozespołu ciepłowniczego,
 Ek
- sprawność energetyczna kotła,
Wd
- wartość opałowa paliwa.
Wprowadzając do (2.11) relacje (2.8) i (2.9) otrzymuje się:
1
PR 

me 
Q
 EkWd

max


o  q g max  q p max L
R
 t t t t
w
o w
z
d
(2.12)
z min
gdzie Q max o oznacza maksymalny strumień ciepła u odbiorcy.
Tradycyjnie w krajowym ciepłownictwie przyjmowane były parametry obliczeniowe
(maksymalne) wody sieciowej na poziomie 150/70C (przyłączenie bezpośrednie) lub
150/80C (przyłączenie pośrednie). Od lat dziewięćdziesiątych ubiegłego stulecia występuje
tendencja do ich obniżania. Najczęściej stosowane wartości temperatur obliczeniowych to
15
130/70C. Parametry obliczeniowe w sieciach ciepłowniczych powinny być dobierane na
drodze optymalizacji wykorzystując przedstawione wskazówki.
W sieciach wewnętrznych stosuje się temperatury wody 95/70C lub 90/70C. Temperatura w
instalacji wewnętrznej nie może przekroczyć wartości 95C ze względu na nieprzyjemny
efekt suchej destylacji kurzu na grzejnikach i uciążliwy dla ludzi efekt promieniowania
cieplnego grzejników.
2.3. Regulacja jakościowa
Równanie (2.1) przedstawia strumień ciepła grzejnego przekazywany z sieci ciepłowniczej
(sieci zewnętrznej). W przypadku przyłączenia bezpośredniego strumień ciepła przekazywany
do pomieszczenia ogrzewanego ujmuje równanie [1]:
 tg  t p

Q g  Ag k g 
 t w 
(2.13)
 2

gdzie:
Ag
- powierzchnia grzejników,
kg
- współczynnik przenikania ciepła,
tw
- temperatura wewnątrz pomieszczenia.
Strumień ciepła przekazywany z grzejników do pomieszczenia pokrywa straty ciepła do
otoczenia - równanie (1.1) (Rozdział 1).
Na podstawie równań (1.1), (2.1), (2.13) zapisanych dla warunków bieżących oraz
minimalnej temperatury zewnętrznej (maksymalne obciążenie grzewcze) i podzieleniu ich
stronami przez siebie zakładając stałość współczynników przenikania ciepła ki i kg, otrzymuje
się:
1
t g  t p   tw
Q g
t

t
tw  t z
g
p
2



(2.14)
Q g max t w  t z min t g max  t p max 1 t
g max  t p max   t w
2
skąd:
t g max  t w
t w  t z 
t g  tw 
(2.15)
t w  t z min
t p  tw 
gdzie:
tw
tz, tz min
tg, tp
tg max, tp max
t p max  t w
t w  t z min
t w  t z 
(2.16)
- temperatura wewnętrzna,
- temperatura zewnętrzna bieżąca i minimalna,
- temperatury wody gorącej i powrotnej,
- obliczeniowe temperatury wody gorącej i powrotnej.
16
Na rysunku 2.1 przedstawiono wykres charakterystyki sieci cieplnej dla obciążeń
ogrzewniczych według równań (2.15) i (2.16), ważnych dla przyłączenia bezpośredniego i
przy założeniu stałości współczynników przenikania ciepła dla grzejników.
Rys. 2.1. Charakterystyka sieci cieplnej dla regulacja jakościowej
W przypadku przyłączenia pośredniego za pomocą wymiennika typu woda-woda
wykorzystuje się dodatkowo równanie bilansu energii oraz relację na moc cieplną
wymiennika ciepła obliczoną według metody efektywności cieplnej [3]:
Q  G wcw t g  t p   G 0 c0 t1  t 2 
(2.17)
Q   W min ( t g  t 2 )
(2.18)
gdzie:
G o , co - strumień i pojemność cieplna właściwa wody w instalacji odbiorczej,
ε
W min
- efektywność wymiennika ciepła,
- mniejsza z dwóch wartości G wcw , G oco reprezentujących strumienie pojemności
t1, t2
cieplnej wody grzejnej (sieć zewnętrzna) i ogrzewanej (sieć wewnętrzna),
- temperatury wody zasilającej i powrotnej w sieci wewnętrznej.
17
Rys. 2.2. Rozkład temperatury w pośrednim wymienniku ciepła
W przypadku regulacji jakościowej i przeciwprądowego wymiennika ciepła typu woda-woda,
można w oparciu o wyniki analiz przedstawione w [3] uzasadnić liniowość charakterystyki
sieci cieplnej również dla przyłączenia pośredniego. Równania (2.15) i (2.16) przedstawiają
więc również charakterystykę sieci cieplnej w przypadku przyłączenia pośredniego.
2.4. Regulacja ilościowa
W wyniku zmian strumienia wody, przy stałej temperaturze wody gorącej tg max zmienia się
temperatura wody powrotnej. Układ równań do wyznaczania charakterystyki sieci cieplnej,
przy założeniu stałości współczynników przenikania ciepła i przyłączenia bezpośredniego ma
postać:
1
t g max  t p   tw
Q g
G t g max  t p 
tw  t z


 2
(2.19)
Q g max t w  t z min G w max t g max  t p max  1 t
g max  t p max   t w
2
gdzie G w , G w max - strumień wody sieciowej dla warunków bieżących i ekstremalnych.
Z układu równań (2.19) otrzymuje się:
t p  2t w  t g max  t g max  t p max  2t w 
tw  t z
t w  t z min
t
G w
t t t
 w z g max p max
G w max tw  t z min t g max  t p
(2.20)
(2.21)
Układ równań (2.20) i (2.21) przedstawia charakterystykę sieci cieplnej w przypadku
regulacji ilościowej.
2.5. Regulacja jakościowo-ilościowa
Przedstawiony niżej sposób realizacji regulacji jakościowo-ilościowej polega na wydzieleniu
kilku przedziałów temperatury zewnętrznej na wykresie charakterystyki sieci cieplnej (rys.
18
2.3). W miarę podwyższania się temperatury zewnętrznej kolejnym przedziałom odpowiada
coraz mniejszy strumień wody sieciowej, zmieniany skokowo z przedziału na przedział [2].
Układ równań do wyznaczania charakterystyki wynika z bilansu sieci ciepłowniczej,
przepływu ciepła w grzejnikach przy założonym na stałym poziomie współczynniku
przenikania ciepła i równaniu strat ciepła do otoczenia:
G w (t g  t p )
t t
 w z
(2.22)

Gw max (t g max  t p max ) tw  t z min
gdzie:
- strumień wody sieciowej w wybranym podprzedziale,
G w
G
- maksymalny strumień wody sieciowej w podprzedziale najniższych temperatur.
w max
t g  t p  2t w
t g max  t p max  2t w

tw  t z
t w  t z min
(2.23)
Skąd:
G w max t w  t z t g max  t p max
 t g max  t p max
 t t
t g  t w  
 t w  w z 
2
2
G w t w  t z min

 t w  t z min
G w max t w  t z t g max  t p max
 t g max  t p max
 t t
t p  t w  
 t w  w z 
2
2
G w t w  t z min

 t w  t z min
(2.24)
(2.25)
Rys. 2.3. Charakterystyka sieci cieplnej dla przypadku regulacji jakościowo-ilościowej
19
Na rysunku 2.3 przedstawiono charakterystykę sieci cieplnej, na której wyróżniono trzy
przedziały temperatury zewnętrznej. Strumień wody sieciowej ulega obniżeniu z wartości
G w max (w przedziale najniższych temperatur) do wartości 0,8G max i 0,6G max w pozostałych
dwóch przedziałach. Wewnątrz każdego z przedziałów jest realizowana regulacja jakościowa.
Literatura:
[1]
[2]
[3]
[4]
Kamler W.: Ciepłownictwo. PWN, Warszawa 1978.
Marecki J.: Gospodarka skojarzona cieplnoelektryczna. WNT, Warszawa 1991.
Sokołow E.Ja.: Tiepłofikacija i tiepłowyje sieti. Eniergoizdat, Moskwa 1982.
Szargut J., Ziębik A.: Podstawy energetyki cieplnej. PWN, Warszawa 1998, 200.
20
3. SKOJARZONA GOSPODARKA CIEPLNO-ELEKTRYCZNA
― KOGENERACJA
3.1. Skojarzone wytwarzania ciepła i elektryczności - uzasadnienie
termodynamiczne
Skojarzona gospodarka cieplno-elektryczna (nazywana także kogeneracją) polega na
połączeniu procesów wytwarzania ciepła i elektryczności. W odróżnieniu, wytwarzanie ciepła
grzejnego w ciepłowniach a energii elektrycznej w elektrowniach (procesy jednocelowe),
nazywa się gospodarką rozdzieloną. Skojarzenie procesów cieplnych wytwarzania ciepła i
elektryczności ma na celu skrócenie łańcucha przemian termodynamicznych.
Wyeliminowanie niektórych z tych przemian prowadzi zarówno do zmniejszenia kosztów
eksploatacji (na skutek zmniejszenia strat egzergii), jak również do obniżenia nakładów
inwestycyjnych.
Procesy cieplne realizowane w urządzeniach energetycznych są procesami nieodwracalnymi.
Miarą odchylenia od procesu odwracalnego jest wewnętrzna strata egzergii w procesie
określona za pomocą prawa Gouy’a-Stodoli [5]:
Bw  Tot  S
(3.1)
gdzie:
Bw - wewnętrzna strata egzergii,
Tot
- temperatura otoczenia,
 S
- suma przyrostów entropii w procesie nieodwracalnym.
Wewnętrzna strata egzergii w wybranym ogniwie procesu wynikająca z prawa Gouy’aStodoli jest stratą bezpowrotną. To oznacza, że nie można jej nawet w części odzyskać w
kolejnym z ogniw procesu. Wewnętrzna strata egzergii jest miarą niedoskonałości
termodynamicznej procesów cieplnych. Każda strata egzergii prowadzi do zwiększenia
zużycia energii napędowej przy stałych efektach użytecznych lub do zmniejszenia efektów
użytecznych jeżeli zużycie energii napędowej jest stałe. Poprawa doskonałości
termodynamicznej procesów cieplnych sprzyja zmniejszeniu strat egzergii i poprawie
efektywności energetycznej procesów. Zmniejszenie strat egzergii jest związane jednak
zwykle z ponoszeniem dodatkowych nakładów inwestycyjnych. Dlatego należy kontrolować
opłacalność ekonomiczną przedsięwzięć prowadzących do poprawy doskonałości
termodynamicznej procesów cieplnych. Analizy energetyczna i egzergetyczna decydują
bowiem jedynie o możliwości realizacji procesu. O celowości realizacji decyduje zwykle
analiza ekonomiczna. Należy pamiętać, że straty egzergii są tylko wtedy uzasadnione, gdy są
one niezbędne do ograniczenia nakładów inwestycyjnych. To zdanie stanowi pierwszą z
dwudziestu praktycznych reguł zmniejszania niedoskonałości termodynamicznej procesów
cieplnych [5].
21
Niedoskonałość termodynamiczną można poprawiać przez kojarzenie ze sobą procesów
jednocelowych, które charakteryzują się stosunkowo wysokimi stratami egzergii.
Przykładami procesów jednocelowych są: elektrownia kondensacyjna i ciepłownia.
Sprawność energetyczna netto większości krajowych elektrowni zawodowych na parametrach
podkrytycznych, opalanych węglem wynosi około 3536 %. Sprawność egzergetyczna netto
jest niższa i wynosi około 32 ÷ 33 %. To oznacza, że wewnętrzne i zewnętrzne straty egzergii
stanowią dwie trzecie egzergii napędowej w procesie. Podwyższenie parametrów pary świeżej
i obniżenie ciśnienia w skraplaczu (np. przez zastosowanie chłodzenia wodą morską)
wpływają na poprawę sprawności siłowni kondensacyjnej o kilka punktów procentowych.
Straty egzergii, które charakteryzują nieodwracalność termodynamiczną procesu cieplnego są
jednak dalej wysokie (na poziomie około 55% w przypadku elektrowni parowej opalanej
węglem). Jeszcze bardziej drastyczny wynik analizy jest w przypadku ciepłowni wyposażonej
w kotły wodne (sprawność energetyczna ciepłowni węglowych wynosi około 85%). Niski
poziom parametrów termicznych powoduje, że sprawność egzergetyczna kotłów wodnych
jest rzędu 20%. To oznacza, że straty egzergii stanowią około 80 % egzergii napędowej
(egzergii paliwa).
Jak wspomniano drogą do zmniejszenia nieodwracalności (poprawy niedoskonałości
termodynamicznej) jest kojarzenie procesów cieplnych, którego głównym celem jest
skrócenie łańcucha przemian termodynamicznych, a przez to obniżenie zużycia energii
(egzergii) napędowej. Towarzyszy temu także zmniejszenie emisji szkodliwych substancji do
środowiska naturalnego człowieka.
Rys. 3.1. Idea skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej
SC - obieg silnika cieplnego; PG - obieg pompy grzejnej; SG - obieg skojarzony silnikowogrzejny; Tg - temperatura pomieszczenia; Tot - temperatura otoczenia; Q N - ciepło napędowe;
Q - ciepło przekazywane do pomieszczenia ogrzewanego, Q - ciepło wymieniane z
g
ot
otoczeniem
22
Energia elektryczna i ciepło dla potrzeb grzejnych lub technologicznych mogą być
wytwarzane w dwóch niezależnych procesach jednocelowych: w elektrowni kondensacyjnej i
w ciepłowni. Obieg elektrowni kondensacyjnej jest obiegiem silnika. Ciepłownię można
umownie rozpatrywać jako obieg pompy grzejnej. Na rys. 3.1 przedstawiono obiegi
porównawcze dwóch procesów jednocelowych (silnika i pompy grzejnej). Rozpatrując je
należy zwrócić uwagę na dwie nieodwracalne przemiany izobaryczne przepływu ciepła
między czynnikiem obiegowym a otoczeniem. Z uwagi na to, że kierunki przepływu ciepła są
przeciwne (od czynnika obiegowego do otoczenia w przypadku silnika i z otoczenia do
czynnika obiegowego w przypadku pompy grzejnej) można odrzucić pośrednictwo otoczenia
jako źródła ciepła. Pozwala to wyeliminować dwie nieodwracalne przemiany przepływu
ciepła i w konsekwencji nakłady inwestycyjne na wymienniki ciepła. Praktyczna realizacja
tego przedsięwzięcia polega na przeniesieniu górnej izobary pompy grzejnej do obiegu silnika
i zakończeniu przemiany rozprężania w silniku na wyższym poziomie ciśnienia. W ten sposób
zostają wyeliminowane dodatkowo dwie nieodwracalne przemiany adiabatycznego sprężania
i rozprężania w obiegu rzeczywistym pompy grzejnej, a w obiegu rzeczywistym silnika
następuje skrócenie zakresu obu nieodwracalnych przemian adiabatycznych sprężania i
rozprężania.
Obieg skojarzony silnikowo-grzejny przedstawia prawa część rysunku 3.1. Zachowana
została na tym samym poziomie ilość ciepła przekazywana do pomieszczenia ogrzewanego o
temperaturze Tg. Uzyskany w rezultacie skojarzenia obieg silnikowo-grzejny jest praktycznie
realizowany w elektrociepłowniach. Podsumowując można wyróżnić następujące korzyści
termodynamiczne skojarzenia rzeczywistych obiegów silnika i pompy grzejnej:
 całkowita eliminacja nieodwracalnego przepływu ciepła między czynnikiem
obiegowym a otoczeniem,
 eliminacja nieodwracalnych przemian sprężania i rozprężania w obiegu rzeczywistym
pompy grzejnej,
 zmniejszenie zakresu nieodwracalnych przemian sprężania i rozprężania w obiegu
rzeczywistym silnika.
Zmniejszenie nieodwracalności termodynamicznej stanowi podstawową korzyść ze
skojarzenia obiegów silnika i pompy grzejnej. Prowadzi to w konsekwencji do zmniejszenia
zużycia energii napędowej w procesie skojarzonym w porównaniu z procesami
jednocelowymi, realizowanymi praktycznie w elektrowni kondensacyjnej i w ciepłowni.
Drugi argument za realizacją gospodarki skojarzonej cieplno-elektrycznej wynika z
porównania sprawności energetycznej i egzergetycznej kotła. Kocioł parowy charakteryzuje
się największymi stratami egzergii w porównaniu z pozostałymi urządzeniami obiegu siłowni
lub ciepłowni. Zgodnie z jedną ze wspomnianych reguł zmniejszania nieodwracalności [5]
należy starać się redukować straty egzergii w miejscach, gdzie są one największe. Straty
egzergii w kotle można zmniejszyć przez podwyższenie parametrów termicznych pary. Tę
możliwość daje realizacja skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej.
23
W ciepłowni realizowany jest proces jednocelowy produkcji pary lub gorącej wody w
kotłach. Ze względu na niską temperaturę czynnika grzejnego w kotle ciepłowni występują
znaczne straty egzergii. Na przykład w przypadku kotłów wodnych sprawność egzergetyczna
jest niższa od 20%. W porównaniu kocioł parowy o sprawności energetycznej 90% ma
sprawność egzergetyczną na poziomie około 47%. Tak więc realizacja skojarzonej gospodarki
cieplno-elektrycznej i związana z nią możliwość instalowania kotła parowego o wysokich
parametrach pary świeżej pozwala na uzyskanie sprawności egzergetycznej kotła wyższej o
ponad dwadzieścia punktów procentowych.
Trzecim argumentem termodynamicznym przemawiającym za realizacją gospodarki
skojarzonej cieplno-elektrycznej jest możliwość częściowej kompensacji strat ciepła podczas
przesyłania czynnika grzejnego [5,6]. W elektrociepłowni kompensacja strat ciepła odbywa
się przez zwiększenie produkcji ciepła w układzie skojarzonym co wpływa na zwiększenie
produkcji energii elektrycznej i z kolei na zwiększenie efektów użytecznych skojarzonej
gospodarki cieplno-elektrycznej. Natomiast w przypadku ciepłowni pokrywanie strat ciepła
odbywa się przez zwiększenie zużycia energii chemicznej paliwa bez efektów kompensacji.
3.2. Elektrociepłownia parowa
Obieg skojarzony silnikowo-grzejny jest praktycznie realizowany w elektrociepłowni. Na
rysunkach 3.1 i 3.2 przedstawiono schemat ideowy i obieg porównawczy w układzie T,s
elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną. Warto zwrócić uwagę na fakt, że sprawność
termiczna obiegu porównawczego wynosi 100%, ponieważ efekty użyteczne obiegu (praca lob
i ciepło qg) są równe ciepłu doprowadzanemu do obiegu (pole pod izobarą 4 - 1).
Rys. 3.2. Schemat ideowy elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną
24
Rys. 3.3. Obieg porównawczy elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną
W elektrociepłowniach są również instalowane turbiny upustowo-kondensacyjne i upustowoprzeciwprężne. Działają ponadto stacje redukcyjno-schładzające i kotły wodne, które
spełniają rolę urządzeń szczytowych i rezerwowych. Sprawność energetyczną chwilową
brutto (łącznie z potrzebami własnymi) elektrociepłowni oblicza się ze wzoru:
η E ecB =
Q B + N elB
,
P Wd
(3.2)
przy czym strumień ciepła brutto Q B i moc elektryczna brutto Nel B wynikają z relacji:
Q B  Q sk  Q r
(3.3)
N el B  N el sk  N el k
(3.4)
gdzie:
Q sk , Q r
- strumień ciepła brutto wytwarzanego w skojarzeniu i poza układem
N el sk , N el k
skojarzonym (stacje redukcyjno-schładzające i kotły wodne),
- moc elektryczna brutto wytwarzana w skojarzeniu i moc brutto członu
kondensacyjnego,
P Wd
- strumień energii chemicznej paliwa.
Bardziej odpowiednim dla zależności (3.2) jest termin stopień wykorzystania energii
chemicznej paliwa, którego odpowiednikiem w literaturze angielskiej jest tzw. EUF (Energy
Utilization Factor) [1].
Stopień skojarzenia ocenia się za pomocą wskaźnika skojarzenia  , który w odniesieniu do
obciążeń chwilowych jest zdefiniowany następująco:
25
=
N el sk B
.
Q sk B
(3.5)
gdzie:
N el sk B - moc elektryczna brutto układu skojarzonego,
Q sk B - strumień ciepła brutto z układu skojarzonego.
Wskaźnik skojarzenia zależy od parametrów dolotowych pary i wylotowych kondensatu za
odbiornikiem ciepła oraz od sprawności wewnętrznej turbiny i elektromechanicznej
turbozespołu. Wzór (3.5) dla przypadku turbiny przeciwprężnej (rys. 3.2) można przekształcić
do postaci:
(i  i ) η η
σ = 1 2 s i me ,
(3.6)
i1 - i3 - ηi (i1  i2 s )
gdzie:
(i1  i2 s )
- izentropowy spadek entalpii właściwej w turbinie przeciwprężnej,
i
- sprawność wewnętrzna turbiny,
me
- sprawność elektromechaniczna turbozespołu,
i1, i3
- entalpia właściwa pary dopływającej do turbiny i skroplin za odbiornikiem
ciepła grzejnego.
Sprawność wewnętrzna turbiny i elektromechaniczna turbozespołu zależą od obciążenia.
Dlatego w praktyce należy się posługiwać się wskaźnikiem skojarzenia w odniesieniu do
okresu rocznego:
σR=
gdzie:
E el sk B R
Q sk B R
E el sk B R
,
Q sk B R
(3.7)
- roczna produkcja brutto energii elektrycznej w układzie skojarzonym,
- roczna produkcja brutto ciepła z układu skojarzonego.
Do oceny efektywności energetycznej elektrociepłowni powinno się wykorzystywać analizę
egzergetyczną i zdefiniowaną na jej podstawie sprawność egzergetyczną:
N el B  ΔB źr
ηb ec B 
(3.8)
B
ch pal
przy czym:
T  Tot
B żr  Q B m
Tm
B
 a P W
ch pal
d
(3.9)
(3.10)
gdzie:
B źr - przyrost egzergii źródła ciepła,
26
B ch pal - egzergia chemiczna paliwa,
Tm
- średnia termodynamiczna temperatura czynnika grzejnego,
Tot
- temperatura otoczenia,
a
- stosunek egzergii chemicznej paliwa do jego wartości opałowej.
Średnią termodynamiczną temperaturę wody sieciowej wyznacza się z relacji:
Tg  T p
Tm 
Tg
ln
Tp
(3.11)
gdzie Tg , T p oznaczają temperaturę wody gorącej i powrotnej w sieci ciepłowniczej.
Dla elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną (rys. 3.2) zużycie energii chemicznej paliwa
wynika z bilansu:
(1 
P Wd 

)
 me 
Q
 Ek
(3.12)
B
gdzie  Ek oznacza sprawność energetyczną kotła.
Zatem sprawność egzergetyczną elektrociepłowni brutto ujmuje równanie:
Tg
Tot
1 
ln
Tg  T p T p
 b ec B 
 Ek

a(1 
)
(3.13)
 me
Przyjmując dane:  = 0,45; Tot = 281K (8oC); Tg = 403K (130oC); T p = 343K (70oC);  Ek =
0,92; a = 1,09;  me = 0,97, otrzymuje się b ec B = 0,4.
Dla porównania sprawność energetyczna klasycznej elektrociepłowni (rys. 3.2) o zadanych
wyżej wartościach parametrów wyznaczona z relacji:
1
 E ec B 

 Ek
(3.14)
1
 me
wynosi 91%.
Sprawność energetyczna klasycznej elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną niewiele
odbiega od sprawności energetycznej kotła. Na sprawność egzergetyczną elektrociepłowni
największy wpływ mają straty egzergii w kotle. Sprawność egzergetyczna kotła jest prawie
dwukrotnie niższa od jego sprawności energetycznej.
27
Obliczanie produkcji elektryczności i zużycia energii chemicznej paliwa w układach
skojarzonych bazuje na wykresach uporządkowanych. Podstawą do wyznaczenia wykresów
uporządkowanych produkcji energii elektrycznej i zużycia energii chemicznej paliwa są
sumaryczne wykresy zapotrzebowania ciepła. Na rysunku 1.2 (Rozdział 1) przedstawiono
wykres uporządkowany temperatury zewnętrznej oraz zbudowany na tej podstawie wykres
uporządkowany zapotrzebowania ciepła do celów ogrzewniczo-wentylacyjnych. W
przypadku obciążeń mieszanych wykres uporządkowany sumaryczny sporządza się
zazwyczaj metodą kompozycji (splotu) wykresów uporządkowanych. Zakłada się przy tym,
że obciążenia ogrzewniczo-wentylacyjne i technologiczne mogą być uznane za zmienne
losowe niezależne [3]. W przeciwnym przypadku należy najpierw analizować wykresy
rzeczywiste i z ich pomocą budować wykres uporządkowany. Tworząc wykres sumaryczny
zapotrzebowania ciepła (loco wytwórca), należy uwzględnić sprawność przesyłania ciepła.
Jeżeli w elektrociepłowni działa turbina przeciwprężna (rys. 3.2), to moc elektryczna jest
funkcją mocy cieplnej i wówczas roczną produkcję netto energii elektrycznej oraz roczne
zużycie energii chemicznej paliwa wyznacza się ze wzorów:
τR
E el R =  Q
0
i1 - i2s  ηi ηme
(1 - εel ) d τ ,
i1 - i3 - ηi i1 - i2 s 
τR
E ch R ec =
η
0
Q
E k ec
i1 - i3
dτ ,
i1 - i3 - ηi i1 - i2 s 
(3.15)
(3.16)
gdzie:
- strumień ciepła,
Q
ε el
- wskaźnik udziału elektrycznych potrzeb własnych, łącznie z pompami sieciowymi,
τR
- roczny czas pracy elektrociepłowni,
- sprawność energetyczna kotła elektrociepłowni.
ηE k ec
(Pozostałe oznaczenia jak we wzorze (3.6)).
Należy zwrócić uwagę, że występujące we wzorach (3.15), (3.16) sprawności wewnętrzna i
elektromechaniczna turbozespołu zależą od obciążenia. W przypadku turbozespołu upustowokondensacyjnego, wykres uporządkowany zużycia energii chemicznej należy tworzyć w
oparciu o bilans pary wysokoprężnej.
Do oceny udziału turbiny przeciwprężnej lub upustowej w wytwarzaniu szczytowej mocy
cieplnej wprowadzono współczynnik udziału skojarzenia sk , który jest zdefiniowany
następująco:
Q sk max
αsk = 
Qmax
(3.17)
gdzie
Q sk max - moc cieplna pokrywana w szczycie z układu skojarzonego,
28
Q max - szczytowa moc cieplna elektrociepłowni.
Wartość optymalna współczynnika udziału skojarzenia zależy od charakteru obciążenia
grzejnego (uporządkowanego wykresu zapotrzebowania ciepła). W rozdziale 5 przedstawiono
algorytm doboru optymalnej mocy turbiny przeciwprężnej, w którym przedmiotem analizy
jest ostatecznie dobór optymalnej wartości współczynnika udziału skojarzenia.
Zalety gospodarki skojarzonej cieplno-elektrycznej zostały już dawno dostrzeżone w wielu
krajach o zbliżonym do Polski klimacie. Na uwagę zasługuje wysoki poziom rozwoju
gospodarki skojarzonej cieplno-elektrycznej w Danii, w której około 60% krajowej produkcji
energii elektrycznej pochodzi z układów skojarzonych.
Technologia skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej posiada w Polsce
długoletnią tradycję. Pierwsza turbina ciepłownicza została zainstalowana w końcu lat
trzydziestych ubiegłego stulecia. Tuż po wojnie elektrociepłownie krajowe powstawały w
wyniku przystosowania przedwojennych elektrowni kondensacyjnych do pracy w
skojarzeniu. Pierwszy stopień podgrzewania wody sieciowej stanowiły skraplacze pracujące z
pogorszoną próżnią. W latach późniejszych elektrociepłownie krajowe były wyposażane w
specjalistyczne turbiny ciepłownicze: przeciwprężne, upustowo-przeciwprężne, upustowokondensacyjne.
W okresie ostatnich trzydziestu lat elektrociepłownie krajowe były wyposażane w bloki
ciepłownicze, a w ostatnim piętnastoleciu instalowano w nich z powodzeniem kotły fluidalne.
Również w tym okresie przystosowano w kilku elektrowniach bloki energetyczne do
współpracy z miejskimi systemami ciepłowniczymi. Węgiel był i pozostaje nadal
podstawowym paliwem w krajowych elektrociepłowniach. W ostatnim okresie nastąpiło
także uruchomienie elektrociepłowni gazowo-parowych. W kraju znaczącą pozycję zajmują
także elektrociepłownie przemysłowe, w których obok węgla spala się palne gazy
technologiczne oraz ciekłe i stałe paliwa odpadowe.
3.3. Sprawności cząstkowe wytwarzania ciepła i elektryczności
W praktyce spotyka się, szczególnie w przypadku elektrociepłowni gazowych operowanie
pojęciem sprawności elektrycznej obliczonej jako stosunek produkcji energii elektrycznej do
całkowitego zużycia energii chemicznej paliwa. Również w Dyrektywie o promowaniu
kogeneracji formuła służąca do obliczania wskaźnika PES bazuje na sprawnościach
energetycznych wytwarzania ciepła i elektryczności w kogeneracji, przy czym ciepło i
energia elektryczną są odniesione do całkowitej ilości energii chemicznej paliwa. Tak
obliczone sprawności cząstkowe nie posiadają interpretacji fizykalnej. Są to wielkości
wyznaczone na drodze arytmetycznej a nie technicznej. Właściwą metodą obliczania
cząstkowych sprawności energetycznych jest metoda unikniętych nakładów paliwowych
nazywana także metodą procesu zastąpionego [6]. Produkowana w elektrociepłowniach
energia elektryczna zastępuje energię elektryczną wytwarzaną w elektrowniach systemowych.
Dlatego produkcję energii elektrycznej w elektrociepłowni należy obciążyć takim zużyciem
29
energii chemicznej paliwa jakie wystąpiłoby w zastąpionej elektrowni kondensacyjnej.
Sprawność cząstkowa brutto η E el ec B wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowni
wynika z relacji:
η E el ec B 
N el sk B
N el ek N
 E ek N
(3.18)
przy czym:
(1   el ) tp
N el ek N  N el sk B
 tp
(3.19)
gdzie:
N el sk B
- moc elektryczna brutto w skojarzeniu,
N el ek N
- moc netto elektrowni kondensacyjnej zastąpiona przez moc
N el sk B
elektrociepłowni,
- wskaźnik elektrycznych potrzeb własnych,
 el
 tp
- sprawność transformacji oraz przesyłania energii elektrycznej z
elektrociepłowni,
 'tp
- sprawność transformacji i przesyłania energii elektrycznej z elektrowni
kondensacyjnej.
Równania (3.18) i (3.19) wymagają głębszego komentarzu. W równaniu (3.18) moc
elektryczna brutto układu skojarzonego została podzielona przez zużycie energii chemicznej
paliwa jakie ma miejsce w zastąpionej elektrowni kondensacyjnej wytwarzającej moc netto
Nel ek N przy sprawności energetycznej netto ηE ek N. Równanie (3.19) wynika z równości mocy
elektrycznej u odbiorcy, pozyskanej bądź z elektrociepłowni, bądź z elektrowni
kondensacyjnej. Stąd wynika stwierdzenie, że moc netto Nel ek N w elektrowni kondensacyjnej
została zastąpiona przez moc brutto Nel sk B elektrociepłowni.
Z równań (3.18) i (3.19) wynika:
η E el ec B  η E ek N
ηtp'
1 ε el ηtp
(3.20)
Sprawność cząstkową brutto wytwarzania ciepła w skojarzeniu oblicza się z równania:
η Ec ec B 
Q sk B
P W 
d sk
gdzie:
Q sk B
P W 
d sk
 N el sk B
1  ε el η tp
(3.21)
η E ek N η tp'
- strumień ciepła brutto wytwarzany w skojarzeniu,
- strumień energii chemicznej paliwa obciążającej układ skojarzony.
30
Równanie (3.21) można przekształcić do postaci:
ηEc ec B 
Ze względu na to, że ηE
sk B
ηE sk B
 ηE sk B ηtp 1  εel  
1 σ 
 1
'
 ηE ek N ηtp

(3.22)
> ηE ek N sprawność cząstkowa wytwarzania ciepła grzejnego w
elektrociepłowni jest większa od sprawności całkowitej procesu skojarzonego. Ze wzrostem
wskaźnika skojarzenia uzyskuje się coraz wyższe wartości sprawności cząstkowej
wytwarzania ciepła grzejnego. Zatem energetycznie efektywne jest podwyższanie parametrów
pary dolotowej do turbiny i obniżanie ciśnienia pary upustowej lub przeciwprężnej.
Cząstkowa sprawność energetyczna wytwarzania ciepła może przyjmować wartości większe
od jedności (np. dla  E sk B = 0,85;  el  0,11 ;  E ek N  0,35 ; tp =  'tp otrzymuje się η Ec ec B
 1,6). Rezultat ten jest poprawny fizykalnie, ponieważ obieg elektrociepłowni jest
wynikiem skojarzenia obiegu silnika cieplnego z obiegiem pompy grzejnej, której sprawność
energetyczna jest zawsze większa od jedności.
Oba rozpatrywane przypadki choć fizykalnie uzasadnione bazują jednak wyłącznie na I
Zasadzie Termodynamiki. Wprowadzenie do analizy II Zasady Termodynamiki a przez to
uwzględnienie różnej jakości elektryczności i ciepła prowadzi zawsze do sprawności
egzergetycznej wytwarzania ciepła poniżej jedności.
Średnią w okresie sezonu ogrzewniczego egzergię ciepła grzejnego oblicza się z relacji:

Tg 
Tot
1 0  
d
bq 
Q
1

ln
g
QR 0  Tg  Tp Tp 
(3.23)
gdzie:
- roczna produkcja ciepła,
QR
Q g
- strumień ciepła,
0
- długość sezonu grzewczego,
Tot
- temperatura otoczenia,
Tg
- temperatura wody gorącej,
Tp
- temperatura wody powrotnej.
Przykładowo dla części podstawowej produkcji ciepła bqp = 0,171 J/J, dla szczytowej zaś bqsz
= 0,252 J/J. Różnica wynika z różnych parametrów wody sieciowej w wymienniku
podstawowym i szczytowym. Przy udziałach produkcji podstawowej ciepła 0,825, zaś
szczytowej 0,175 uzyskuje się średnioważoną wartość egzergii ciepła na poziomie bq =
0,185 J/J.
31
Sprawność egzergetyczną produkcji ciepła grzejnego oblicza się z równania:
b
(3.24)
b c   E c q
a
gdzie a oznacza stosunek egzergii chemicznej paliwa do wartości opałowej (dla węgla
kamiennego - a = 1,09.
Na rysunku 3.4 przedstawiono przebieg sprawności egzergetycznej produkcji ciepła w
zależności od wskaźnika skojarzenia. W przypadku elektrociepłowni węglowych przyjęto:
 el  0,11 ; E ek N  0,36 ; me  0,97 . Dla elektrowni uciepłownionej przyjęto:  E ek B  0,39 ; w
zakresie wskaźnika skojarzenia σ = 0,3 ÷ 0,5 mieszczą się wskaźniki ubytku u = 0,235
(przelotnia między średnią- i niskoprężną częścią turbiny); u = 0,124 ÷ 0,186 - upusty części
niskoprężnej turbiny.
Bc
0,5
ηbc
EU
0,4
ηE ek B =0,9
ηEk=0,9
ηEk=0,85
0,3
TP
TUK
0,2
0,1
0,3
0,35
0,4
0,45
 0,5
Rys. 3.4. Sprawność egzergetyczna wytwarzania ciepła dla węglowych technologii
kogeneracyjnych; TP, TUK - elektrociepłownie węglowe z turbinami przeciwprężnymi i
upustowo-kondensacyjnymi; EU - elektrownia uciepłowniona
Dla tradycyjnych układów jednoczynnikowych elektrociepłowni węglowych (TP i TUK)
sprawność egzergetyczna wytwarzania ciepła mieści się w zakresie 0,2 ÷ 0,4, przy czym
dolna wartość dotyczy niskich sprawności kotłów i niskich wskaźników skojarzenia.
Sprawność kotłów powyżej 0,9 i wskaźnik skojarzenia 0,5 umożliwiają osiągnięcie
sprawności egzergetycznej wytwarzania ciepła na poziomie około 0,4. Elektrownia
uciepłowniona, przy poborze pary do ciepłownictwa z upustów części niskoprężnej
charakteryzuje się sprawnością egzergetyczną wytwarzania ciepła na poziomie 0,5.
Sprawność ta spada wyraźnie ze wzrostem ciśnienia pary w upuście przeznaczonym do
ciepłownictwa.
32
Dla porównania sprawność egzergetyczna wytwarzania ciepła w wodnym kotle
ciepłowniczym waha się od 0,11 ÷ 0,18 w zależności od parametrów gorącej wody (100/50oC
÷ 150/70oC).
3.4. Oszczędność energii chemicznej paliwa uzyskana w
kogeneracji
Porównanie zużycia energii chemicznej paliwa w gospodarce rozdzielonej (ciepłownia i
elektrownia kondensacyjna) i w elektrociepłowni przeprowadza się przy założeniu, że ilości
ciepła i energii elektrycznej z układu skojarzonego przekazane do odbiorców są takie same:
Q0 = idem
Eel 0 = idem
gdzie Q0 , E el 0 oznaczają zapotrzebowanie ciepła i energii elektrycznej u odbiorcy.
Oszczędność energii chemicznej paliwa na skutek realizacji skojarzonej gospodarki cieplnoelektrycznej wyznacza się ze wzoru:




1
1
1
1
 E 

 Ech  Q0 


el 0
'
 η Ec N η 'pc η E sk B (1 -  c )η pc 


η
η
1

ε
η
η


E
sk
B
tp
el`
E
ek
N
tp



(3.25)
gdzie:
η Ec N
- sprawność energetyczna netto ciepłowni (referencyjnej),
η E sk B
- sprawność energetyczna układu skojarzonego,
η pc , η'pc
- sprawności przesyłania ciepła z elektrociepłowni i ciepłowni,
c
- wskaźnik cieplnych potrzeb własnych elektrociepłowni,
η tp , η tp'
- sprawność transformacji i przesyłania energii elektrycznej z elektrociepłowni
ε el`
i elektrowni,
- wskaźnik elektrycznych potrzeb własnych,
η E ek N
- sprawność energetyczna elektrowni kondensacyjnej (referencyjnej) netto.
Dla elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną lub upustowo-przeciwprężną bez kotłów
wodnych oszczędność  Ech energii chemicznej paliwa można wyznaczyć z równania:




1
1
1
1
  Eel 0 

 ΔEch  Q0 


'
'
 ηE c N η pc ηEk ec η pc (1   c ) 
 ηE ek N ηtp ηEk ec ηtp ηme 1  ε el  




gdzie:
 E k ec - sprawność energetyczna kotła elektrociepłowni,
ηme
(3.26)
- oznacza sprawność elektromechaniczną turbozespołu.
Przy wyprowadzaniu relacji (3.26) wykorzystano bilans układu cieplnego elektrociepłowni
przeciwprężnej (rys. 3.2):
.
33
Ech ec 

Eel o
Qo
1 


η Ek ec  η pc ( 1   c ) η tp η me ( 1  ε el ) 
Przyjmując następujące dane:
E el o / Qo =0,4;
η pc  η' pc  0,85 ;
(3.27)
ηEc N  0,8 ;
η Ek ec  0,9 ;
ηEekN  0,35 ; ηtp  η'tp  0,89 ; η me  0,97 ; ε el  0,1 ; ε c  0,025 oszacowano wpływ obu
członów wyrażenia (3.26)na oszczędność energii chemicznej paliwa.
W przypadku pierwszego członu otrzymano ok. 0,1·Qo, zaś w przypadku drugiego - ok.
0,75·Qo. O oszczędności energii chemicznej paliwa w gospodarce skojarzonej decyduje więc
wytwarzanie elektryczności. Im wyższy jest wskaźnik skojarzenia tym większe efekty
energetyczne uzyskuje się dzięki skojarzonej gospodarce cieplno-elektrycznej.
3.5. Efekty energetyczne w elektrociepłowni z turbiną upustowokondensacyjną
Schemat analizowanego układu elektrociepłowni z turbiną upustowo-kondensacyjną
przedstawiono na rys. 3.5. Elektrociepłownię rozdzielono umownie na część skojarzoną i
część kondensacyjną.
Strumień energii chemicznej paliwa obciążający proces skojarzony oblicza się z relacji:
P W
 P W  P W  P W
(3.28)


d sk

d
 
d r

d k
gdzie:
P Wd
P W 
- strumień energii chemicznej paliwa spalanego w elektrociepłowni,
d r
- strumień energii chemicznej paliwa obciążający produkcję ciepła w urządzeniach
P W 
gospodarki rozdzielonej (stacja redukcyjno-schładzająca),
- strumień energii chemicznej paliwa obciążający produkcję energii elektrycznej w
d k
członach kondensacyjnych turbozespołów.
Strumień energii chemicznej paliwa obciążający produkcję ciepła w stacjach redukcyjnoschładzających jest określony na podstawie zapotrzebowania pary świeżej do stacji:
i i
G pr  G r wc r w
(3.29)
i p  iw

P W   ηQ
r
d r
Ek ec
ik ir  iw
i0 i p  iw
(3.30)
gdzie:
G pr - strumień pary świeżej do stacji redukcyjno-schładzającej,
G r wc - strumień pary wylotowej ze stacji redukcyjno-schładzającej.
Q r
- strumień ciepła przekazywany za pośrednictwem pary ze stacji redukcyjnoschładzającej,
34
η Ek ec - sprawność energetyczna kotła elektrociepłowni,
ik
- przyrost entalpii pary w kotle,
i0
- spadek entalpii pary w odbiornikach ciepła zasilanych parą ze stacji redukcyjnoschładzającej,
ir
- entalpia pary za stacją redukcyjno-schładzającą,
i p , iw - entalpia pary i wody zasilającej w kotle elektrociepłowni.
Rys. 3.5. Schemat obliczeniowy elektrociepłowni z turbiną upustowo kondensacyjną: RNP –
układ regeneracji niskoprężnej, RWP – układ regeneracji wysokoprężnej, O – odgazowywacz
Strumień energii chemicznej paliwa obciążający produkcję energii elektrycznej w członach
kondensacyjnych wynika z równania:
N el k
P Wd k 
(3.31)
η E el k


gdzie:
N el
ηE
k
el k
- moc elektryczna brutto wytwarzana w członach kondensacyjnych elektrociepłowni,
- sprawność energetyczna wytwarzania energii elektrycznej w członie
kondensacyjnym.
Sposób obliczenia zużycia energii chemicznej paliwa obciążającej produkcję energii
elektrycznej w członie kondensacyjnym bazuje na założeniu, że znana jest sprawność
energetyczna wytwarzania energii elektrycznej przy pracy kondensacyjnej turbozespołu.
Najdogodniej jest oprzeć się na pomiarach gwarancyjnych turbozespołu ciepłowniczego, w
czasie których analizuje się pracę turbiny upustowo-kondensacyjnej przy zamkniętym upuście
ciepłowniczym. Z pewnym przybliżeniem (bez uwzględnienia strumieni regeneracyjnych)
można oszacować sprawność energetyczną członu kondensacyjnego na podstawie wzoru:
35
N el k
η E el k  
η E k ec
(GT  G u )ik
(3.32)
gdzie G T i G u oznaczają strumienie pary dolotowej do turbiny i pary upustowej.
Sprawność energetyczna części skojarzonej układu elektrociepłowni z turbiną upustowokondensacyjną wynika z równań:
Q sk  N el sk 1   Qsk
η E sk 

(3.33)
PWd sk
( P Wd ) sk
Sprawność cząstkowa wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu jest określona za
pomocą zależności (3.20). Sprawność cząstkową wytwarzania ciepła w części skojarzonej
ujmuje relacja (3.22).
3.6. Ocena efektów ekologicznych skojarzonej gospodarki cieplnoelektrycznej
Oszczędność energii chemicznej paliwa uzyskana dzięki skojarzonej gospodarce cieplnoelektrycznej wpływa na zmniejszenie emisji szkodliwych substancji do środowiska
naturalnego człowieka. Analogicznie jak w przypadku obliczania oszczędności energii
chemicznej paliw można zapisać równania opisujące emisję szkodliwych substancji dla
przypadków realizacji gospodarki rozdzielonej i skojarzonej.
Zmniejszenie emisji szkodliwych substancji na skutek realizacji skojarzonej gospodarki
cieplno-elektrycznej wynika z relacji:


ei c
ei ec

 S i  Q0  '

 η p c η Ec N Wd c η p c 1  ε c η E ec BWd ec 




ei el
ei ec

 Eel 0  '

 ηtp η E ekN Wd ek η E ec B ηtpWd ec 1  ε el  


gdzie:
Si r
ei c
ei el
Wd c, Wd ek
Wd ec
ei ec
(3.34)
- emisja i-tej substancji szkodliwej,
- wskaźnik emisji i-tej substancji szkodliwej odniesionej do jednostki paliwa
spalanego w ciepłowni,
- wskaźnik emisji i-tej substancji szkodliwej odniesionej do jednostki paliwa
spalanego w elektrowni zawodowej,
- wartości opałowe paliwa spalanego w ciepłowni i w elektrowni zawodowej,
- wartość opałowa paliwa spalanego w elektrociepłowni,
- wskaźnik emisji i-tej substancji szkodliwej odniesiony do jednostki paliwa
spalanego w elektrociepłowni.
36
Efekty ekologiczne skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej zależą nie tylko od
oszczędności energii chemicznej paliwa, ale również od wskaźników emisji w gospodarce
rozdzielonej i skojarzonej, co jest związane z instalowaniem urządzeń ochronnych.
Rys. 3.6. Zmniejszenie emisji SO2 dzięki zastosowaniu skojarzonej gospodarki cieplnoelektrycznej
Na rysunku 3.6 przedstawiono przykładowo wykres obrazujący zmniejszenie emisji SO2 na
skutek realizacji skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej. Założono, że zarówno w
ciepłowni, jak i w elektrociepłowni nie ma instalacji odsiarczania. Natomiast elektrownia
zawodowa (kondensacyjna) jest w taką instalację wyposażona.
3.7. Opłacalność ekonomiczna skojarzonej gospodarki cieplnoelektrycznej
Budowa i eksploatacja elektrociepłowni jest związana z następującymi efektami:
 zwalnia od konieczności budowy ciepłowni,
 eliminuje konieczność zainstalowania w elektrowniach zawodowych mocy zastąpionej
przez turbozespoły elektrociepłowni,
 wpływa na zwiększenie nakładów na sieci cieplne oraz na zmniejszenie nakładów na
sieci elektroenergetyczne,
 zmniejsza straty wynikające z przerw w zasilaniu zakładu energią elektryczną z sieci,
 mogą ulec zwiększeniu koszty transportu paliwa, ponieważ zużycie paliwa jest
większe w elektrociepłowni niż w ciepłowni,
 zapewnia oszczędność paliwa w skali kraju.
37
Roczny zysk wynikający z realizacji skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej oblicza się z
relacji [3]:
Z = N el n
ηtp
ηt p
τ R el k el z + Q n
η pc
η pc
τ R c k c z + Δ I se  ρ se + β re se+ Δ K se (3.35)
- E ch R ec k ch ec 1 + δ ec  - I ec  ρec + β re ec  - K p ec - Δ I sc  ρ sc + β re sc - Δ K sc
gdzie:
N el n
ηtp , η'tp
R el
- nominalna moc elektryczna elektrociepłowni,
- sprawność transformacji i przesyłania energii elektrycznej z elektrociepłowni
i z systemu elektroenergetycznego,
- roczny czas użytkowania nominalnej mocy elektrycznej,
k el z
- jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej zastąpionej przez
energię elektryczną z elektrociepłowni,
Q n
- nominalna moc cieplna elektrociepłowni,
ηpc , η' pc
- sprawność przesyłania ciepła z elektrociepłowni i ciepłowni,
R c
- roczny czas użytkowania nominalnej mocy cieplnej,
- jednostkowy koszt ciepła wytwarzanego w ciepłowni,
kc z
Δ I se , Δ K se - zwiększenie nakładu inwestycyjnego i rocznego kosztu eksploatacji
Ech R ec
k ch ec
ec
elektroenergetycznej jakie wystąpiłoby w razie poniechania budowy
elektrociepłowni,
- roczne zużycie energii chemicznej paliwa w elektrociepłowni,
- jednostkowy koszt energii chemicznej paliwa łącznie z kosztami transportu i
kosztami szkodliwego oddziaływania produktów spalania na środowisko,
- współczynnik uwzględniający koszt materiałów pomocniczych,
I ec
K p ec
- nakład inwestycyjny na elektrociepłownię,
 I sc
- zwiększenie nakładów inwestycyjnych na sieć cieplną w porównaniu z
gospodarką rozdzieloną,
- zwiększenie rocznego kosztu eksploatacji sieci cieplnych (bez kosztu
traconego ciepła),
- roczna stopa kosztów stałych dotyczących sieci elektroenergetycznej,
 K sc
se , ec , sc
sieci
- roczny koszt obsługi elektrociepłowni,
elektrociepłowni i sieci cieplnej,
 re se ,  re ec ,  re sc - względna rata stałych kosztów remontów i konserwacji.
Skojarzona gospodarka cieplno-elektryczna jest opłacalna, jeżeli zysk określony przez wzór
(3.35) jest dodatni. Równanie (3.35) może służyć również jako funkcja celu przy doborze
optymalnej wartości współczynnika udziału skojarzenia.
38
Literatura:
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
Horlock J. H: Cogeneration – Combined Heat and Power (CHP). Thermodynamics and
Economics. Krieger Publishing Company, Malabar, Florida 1997.
Marecki J.: Gospodarka skojarzona cieplnoelektryczna. WNT, Warszawa 1991.
Szargut J.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna w energetyce przemysłowej. WNT,
Warszawa 1983.
Szargut J.: Exergy method. Technical and ecological applications. WIT Press,
Southampton Boston, 2005.
Szargut J., Ziębik A.: Podstawy energetyki cieplnej. PWN, Warszawa 1998, 2000.
Szargut J., Ziębik A.: Skojarzone wytwarzanie ciepła i elektryczności elektrociepłownie. PAN Oddział w Katowicach, Katowice-Gliwice, 2007.
39
4. DYREKTYWA 2004/8/UE O PROMOWANIU
KOGENERACJI I KRAJOWE UREGULOWANIA PRAWNE
KOGENERACJI
4.1. Dyrektywa 2004/8/UE w sprawie promowania kogeneracji w
oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe – wybrane
fragmenty
Promowanie wysokosprawnej skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej (nazywanej też
kogeneracją) w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe stanowi priorytet dla
Wspólnoty i niesie ze sobą potencjalne korzyści wynikające ze skojarzenia produkcji ciepła i
elektryczności związane z oszczędzaniem energii pierwotnej, unikaniem strat w sieciach i
zmniejszeniem emisji, w szczególności gazów cieplarnianych. Efektywne wykorzystanie
energii poprzez stosowanie skojarzenia może również przyczynić się do poprawy
bezpieczeństwa dostaw energii i konkurencyjności UE.
Już w preambule Dyrektywy wprowadza się pojęcie „wysokosprawna kogeneracja”
precyzując, że oszczędność względna energii pierwotnej przynajmniej 10% upoważnia do
używania tego terminu przez przedsiębiorstwa kogeneracyjne. Dotyczy to tzw. dużej
kogeneracji, która jest przedmiotem analizy w Poradniku. Do celów Dyrektywy zaliczono
m.in. ustanowienie ujednoliconej metody obliczania energii elektrycznej otrzymanej ze
skojarzenia oraz wyznaczenie niezbędnych wskazówek do wdrożenia tej metody przy
zastosowaniu metodologii opracowanych przez europejskie organizacje standaryzacyjne.
Energii elektrycznej produkowanej w jednostkach posiadających status wysokosprawnej
kogeneracji zapewnia się tzw. gwarancje pochodzenia (świadectwa pochodzenia).
Programy wsparcia promujące skojarzenie powinny być skupione na popieraniu kogeneracji
wynikającej z gospodarczo uzasadnionego zapotrzebowania na ciepło i chłód. Wsparcie
państwowe powinno być zgodne z warunkami wytycznych wsparcia państwowego dla
ochrony środowiska. Państwa członkowskie powinny stworzyć inicjatywy niezbędne do
zaspokojenia potrzeby stabilnych realiów gospodarczych i administracyjnych dla
inwestowania w nowe jednostki kogeneracyjne. Komisja zamierza monitorować i zbierać
doświadczenia uzyskane podczas stosowania przez kraje członkowskie programów wsparcia.
Cel Dyrektywy jest określony w Art. 1, który mówi o zwiększeniu efektywności
energetycznej i poprawie bezpieczeństwa dostaw energii poprzez stworzenie ram dla
promowania i rozwoju wysokosprawnej kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło
użytkowe aby uzyskać oszczędność energii pierwotnej na wewnętrznym rynku energii, przy
uwzględnieniu specyficznych warunków krajowych.
W artykule 5 wprowadza się pojęcie gwarancji pochodzenia energii elektrycznej z
wysokosprawnej kogeneracji. Państwa członkowskie powinny zapewnić, że gwarancja
pochodzenia energii elektrycznej pozwoli producentom wykazać, iż energia elektryczna, którą
40
sprzedają jest produkowana na bazie wysokosprawnej kogeneracji. Producenci powinni
otrzymać gwarancje pochodzenia na przedłożoną prośbę. Gwarancje pochodzenia powinny
być wzajemnie uznawane przez państwa członkowskie wyłącznie jako potwierdzenie danych
określonych w punkcie 5 artykułu 5 (wartość opałowa paliwa, data i miejsce produkcji, ilość
energii elektrycznej, oszczędność energii pierwotnej).
Załącznik I zawiera spis technologii kogeneracji objętych przez omawianą Dyrektywę.
Załącznik II podaje sposób obliczania energii elektrycznej uzyskiwanej w procesie
kogeneracji wg następujących zasad:
a) jeżeli sprawność całkowita elektrociepłowni gazowo-parowej oraz parowej upustowokondensacyjnej wynosi co najmniej 80%, a dla pozostałych jednostek wymienionych
w załączniku I osiąga co najmniej 75% to całkowita roczna produkcja energii
elektrycznej stanowi produkcję w kogeneracji,
b) w przeciwnym przypadku wykorzystuje się do obliczeń produkcji elektryczności w
kogeneracji wskaźnik skojarzenia oraz ilość ciepła wytworzoną w kogeneracji;
załącznik zawiera „domyślne” wartości wskaźnika skojarzenia, które można użyć w
przypadku braku faktycznej wartości eksploatacyjnej.
Załącznik III wprowadza definicję wskaźnika PES (względna oszczędność energii pierwotnej)
oraz kryteria wysokosprawnej kogeneracji:
 PES ≥ 10% dla jednostek kogeneracyjnych poza małą – i mikro-kogeneracją,
 PES > 0 w małej – i mikro-kogeneracji.
Granice bilansowe obejmują wyłącznie proces skojarzony. Takie elementy układu jak kotły
ciepłownicze (rezerwowe lub szczytowe) oraz bloki kondensacyjne są wyłączone poza
granice bilansowe. Do energii napędowej zalicza się materiały palne oraz parę i ciepło
dostarczane do układu. Nie uwzględnia się w energii doprowadzonej entalpii powrotnego
kondensatu.
Tylko ta część ciepła wyprowadzonego, która jest przekazana w celu użytecznego
wykorzystania i która jest wyprowadzona z układu skojarzonego może być uznana jako ciepło
użytkowe. Należą do tej kategorii:
 ciepło procesowe i ciepło do ogrzewania pomieszczeń,
 straty ciepła w sieciach ciepłowniczych jeżeli udział w skali roku mieści się w
normalnym przedziale,
 spaliny z układu skojarzonego wykorzystywane do bezpośredniego ogrzewania i do
celów suszenia,
 ogrzewanie procesowe, które jest wykorzystywane w eksploatacji innych kotłów lub
innych urządzeń do konwersji energii,
 ciepło procesowe dla produkcji biogazu (aż do 50%).
Definicja wyklucza ciepło odpadowe wyprowadzane bez użytecznego wykorzystania.
Elektryczność wyprodukowana w skojarzeniu stanowi część całkowitej produkcji, która jest
mierzona na zaciskach głównego generatora. W przypadku pracy mechanicznej, która jest
41
określona dla głównego napędu stanowi ona część produkcji lub całkowitą produkcję układu
skojarzonego. Mocy wyprowadzonej nie należy obniżać o potrzeby własne.
Ciepło użytkowe z układu skojarzonego stanowi ciepło dostarczane z procesu skojarzonego
do sieci ciepłowniczej lub procesu technologicznego w okresie sprawozdawczym. Jest to
ciepło, które w przeciwnym przypadku musiałoby być pozyskiwane z innych źródeł.
Energia elektryczna i mechaniczna z układu skojarzonego jest definiowana jako energia
brutto, która jest produkowana w bezpośredniej relacji do ciepła użytkowego generowanego
w okresie sprawozdawczym. Większość elektrycznych potrzeb własnych w układzie
skojarzonym jest używana do napędu pomp, wentylatorów, sprężarek. W przypadku
pomocniczych napędów mechanicznych praca mechaniczna jest przeliczana na energię
elektryczną ze współczynnikiem 1.
Ciepło użytkowe spoza układu skojarzonego stanowi ciepło dostarczane do sieci
ciepłowniczej lub do procesu produkcyjnego, które nie jest generowane w bezpośredniej
relacji do produkcji energii elektrycznej i mechanicznej.
Energia elektryczna i mechaniczna spoza układu skojarzonego jest to energia, która nie jest
produkowana w bezpośredniej relacji do produkcji ciepła użytkowego.
Energia chemiczna paliwa zużywana poza procesem skojarzonym stanowi energię chemiczną
paliwa obciążającą produkcję poza układem skojarzonym. Przykładem może być człon
kondensacyjny turbiny upustowo-kondensacyjnej. W tym przypadku nie da się zwykle
zmierzyć bezpośrednio mocy członu kondensacyjnego. Dlatego należy układ podzielić na
część kondensacyjną i część przeciwprężną.
Układy skojarzone, w których eksport ciepła użytkowego jest osiągany kosztem częściowego
ubytku produkcji energii elektrycznej/mechanicznej nazywa się procesami z ubytkiem energii
elektrycznej/mechanicznej. W przeciwnym przypadku układy skojarzone nazywa się
procesami bez ubytku energii elektrycznej/mechanicznej. Efekt ubytku energii
elektrycznej/mechanicznej ocenia się za pomocą wskaźnika ubytku. Dla określenia energii
elektrycznej wytwarzanej poza układem skojarzonym w układzie turbiny upustowokondensacyjnej niezbędna jest znajomość wskaźnika ubytku. Określa się go na podstawie
pomiarów. Jeżeli pobór ciepła ma miejsce na różnych poziomach ciśnienia to należy określić
wskaźniki ubytku dla każdego z nich.
Powszechnie stosowane typy elektrociepłowni to: parowe przeciwprężne, parowe upustowokondensacyjne, gazowo-parowe, gazowe z odzyskiem ciepła, z silnikami spalinowymi.
Mikroturbiny gazowe, silniki parowe i niskotemperaturowe (organiczne) obiegi Rankina nie
są jeszcze dobrze opanowane lecz pod pewnymi warunkami są ekonomicznie uzasadnione.
Natomiast silniki Stirlinga i ogniwa paliwowe są jeszcze zależne od wsparcia jeżeli mają być
wykorzystane. Mikrokogeneracja jest definiowana jako jednostka poniżej mocy 50kW el
(brutto) mierzonej na zaciskach generatora. W przypadku większej liczby jednostek moce
42
podlegają sumowaniu. Jako kogeneracja w małej skali są uważane jednostki kogeneracyjne o
mocy poniżej 1MWel (brutto) mierzonej na zaciskach generatora.
Elektryczność z kogeneracji oznacza energię elektryczną generowaną w procesie połączonym
z produkcją ciepła użytkowego i obliczoną zgodnie z metodologią sformułowaną w Aneksie
II Dyrektywy. W pierwszym kroku należy sprawdzić, czy cała produkcja spełnia kryteria
określone w Aneksie II. Sprawdza się poziom rocznych sprawności całkowitych
elektrociepłowni. Dotrzymanie wartości odpowiednio 80 % dla układów gazowo-parowych i
elektrociepłowni z turbinami upustowo-kondensacyjnymi oraz 75 % dla pozostałych
technologii skojarzonych pozwala zakwalifikować całą produkcje elektryczności do
kogeneracji. Należy zauważyć, że państwom członkowskim wolno w zasadzie ustalić wyższe
wartości progowe aniżeli w Dyrektywie, ale Komisja preferuje stosowanie wartości
progowych z Dyrektywy w celu ujednolicenia metodyki. Zgodnie z art. 13 wartości progowe
powinny być dostosowane do postępu technicznego. W przypadku, gdy wymienione
wielkości graniczne nie są dotrzymane rozpatrywany zakład dzieli się na część skojarzoną i
część nie wytwarzającą produktów w skojarzeniu (non-CHP part). Dla części skojarzonej
wyznacza się produkcję elektryczności za pomocą wskaźnika skojarzenia.
Zgodnie z dyrektywą:
 wartości użyte do obliczania elektryczności z procesu skojarzonego należy określić w
oparciu o przewidywaną lub aktualną eksploatację jednostki przy normalnych
warunkach użytkowania,
 jeżeli sprawność całkowita jest mniejsza od granicznej, ilość energii elektrycznej w
skojarzeniu oblicza się za pomocą wskaźnika skojarzenia,
 obliczenia powinny być prowadzone w oparciu o aktualną wartość wskaźnika
skojarzenia,
 jeżeli aktualna wartość wskaźnika skojarzenia nie jest znana mogą być użyte wartości
domyślne zamieszczone w Aneksie II, w szczególności do celów statystycznych.
Wskaźnik skojarzenia σ musi być obliczany bazując na wielkościach zmierzonych w pełnym
trybie kogeneracyjnym. Pełny tryb kogeneracyjny oznacza, że nie odprowadza się ciepła
odpadowego z układu skojarzonego. Uznaje się, że domyślne wartości σ mogą nie
odzwierciedlać rzeczywistych wartości wskaźników skojarzenia. Nowe elektrociepłownie
powinny być projektowane optymalnie pod rzeczywisty rynek ciepła użytkowego. Powinno
być zainstalowane niezbędne wyposażenie pomiarowe w celu udokumentowania
eksploatacyjnej wartości wskaźnika skojarzenia. Zgodnie z Dyrektywą układy skojarzone są
oceniane bazując na wskaźniku PES (Primary Energy Savings). Aby to porównanie
przeprowadzić trzeba określić wartości referencyjne sprawności energetycznych w procesie
rozdzielonego wytwarzania ciepła i elektryczności. Aneks III Dyrektywy precyzuje zasady
obliczania sprawności referencyjnych:
 porównanie elektrociepłowni z rozdzielonym wytwarzaniem elektryczności i ciepła
powinno uwzględniać te same kategorie paliw,
43



porównanie powinno być przeprowadzone biorąc pod uwagę najlepszą dostępną na
rynku i gospodarczo uzasadnioną technologię rozdzielonego wytwarzania ciepła i
elektryczności w roku budowy elektrociepłowni,
dla jednostek starszych niż 10 lat wartości referencyjne ustala się jak dla jednostek
dziesięcioletnich,
wartości sprawności referencyjnych powinny uwzględniać różnice klimatyczne.
Jeżeli elektrociepłownia jest rekonstruowana a koszty inwestycyjne przekraczają 50%
kosztów inwestycyjnych nowej porównywalnej jednostki kogeneracyjnej kalendarzowy rok
pierwszej produkcji elektryczności w zrekonstruowanej elektrociepłowni będzie uważany
jako rok budowy. Jeżeli elektrociepłownia składa się z dwu lub więcej jednostek, które były
budowane w różnych latach każda jednostka jest oceniana oddzielnie.
Paliwa i energia doprowadzona, moc wyjściowa elektryczna i cieplna powinny być mierzone i
monitorowane na poziomie standardowej dokładności. W przypadku braku odpowiednich
przyrządów pomiarowych dopuszcza się oszacowanie za pomocą metod pośrednich. Jeżeli nie
jest określony stosunek paliwa do energii elektrycznej to ilość paliwa powinna być mierzona.
Strumienie pary i parametry termiczne muszą być mierzone na granicy bilansowej układu
skojarzonego. Strumienie kondensatu powrotnego i wody uzdatnionej oraz ich parametry
także muszą być mierzone na granicy bilansowej zakładu. Urządzenia pomiarowe muszą
spełniać wymagania European Measurement Directive oraz standardy europejskie jak EN
1434.
Przy obliczaniu energii chemicznej paliw należy posługiwać się wartością opałową. Ilości
energii elektrycznej i ciepła oraz całkowita sprawność powinny być obliczane w oparciu o
wielkości zmierzone w warunkach eksploatacyjnych.
4.2. Wskaźnik PES względnej oszczędności energii chemicznej
paliw
Używając oryginalnych oznaczeń zastosowanych w Dyrektywie relacja na względną
oszczędność energii chemicznej paliw pierwotnych ma postać:




1
 100 %
PES  1 
 CHP Hη  CHP Eη 

Ref Hη
Ref Eη 

gdzie:
PES
CHP Hη
(4.1)
- względna oszczędność energii chemicznej paliw pierwotnych (Primary
Energy Savings),
- arytmetyczna sprawność energetyczna cząstkowa wytwarzania ciepła w
elektrociepłowni (stosunek ilości ciepła do całkowitego zużycia energii
chemicznej paliwa),
44
CHP Eη
Ref Hη
Ref Eη
- arytmetyczna sprawność energetyczna cząstkowa wytwarzania elektryczności
w elektrociepłowni (stosunek ilości energii elektrycznej do całkowitego
zużycia energii chemicznej paliwa),
- referencyjna sprawność energetyczna produkcji ciepła w gospodarce
rozdzielonej,
- referencyjna sprawność energetyczna produkcji elektryczności w gospodarce
rozdzielonej.
Użyty w Dyrektywie termin referencyjna sprawność energetyczna jest zgodny z używanym
w polskich opracowaniach terminem sprawność energetyczna procesu zastąpionego. W
polskich opracowaniach podaje się relacje na skumulowaną oszczędność nieodnawialnej
energii pierwotnej uwzględniając skumulowane sprawności energetyczne pozyskania i
dostawy paliwa do procesu skojarzonego i procesów rozdzielonego wytwarzania ciepła i
elektryczności.
Arytmetyczne sprawności cząstkowe wynikają z równania na sprawność energetyczną
elektrociepłowni:
Q  Eel sk
Eel sk
Q
 E sk  sk
 sk 
(4.2)
Ech sk
Ech sk Ech sk
co oznacza:
CHP H 
Qsk
Ech sk
CHP E 
Eel sk
(4.3)
(4.4)
Ech sk
Podstawiając do (4.1) wyrażenia na arytmetyczne sprawności cząstkowe wytwarzania ciepła i
elektryczności w układzie skojarzonym otrzymuje się:
1
PES  1 
Qsk
Ech sk
η ref c
Eel sk

(4.5)
Ech sk
η ref el
skąd:
PES  1 
Ech sk
Ech c  Ech el

 Ech sk
Ech r
(4.6)
gdzie:
Qsk , Eel sk
- produkcja ciepła i energii elektrycznej w części skojarzonej
elektrociepłowni,
Ech sk
- zużycie energii chemicznej w części skojarzonej elektrociepłowni,
45
Ech c , Ech el
- zużycia energii chemicznej w referencyjnej ciepłowni i elektrowni, których
suma stanowi zużycie energii chemicznej w gospodarce rozdzielonej Ech r ,
 Ech sk
- oszczędność energii chemicznej paliwa w części skojarzonej
elektrociepłowni.
4.3. Kogeneracja w zapisach Ustawy „Prawo energetyczne”
Ustawa „Prawo energetyczne” precyzuje między innymi następujące uregulowania dotyczące
kogeneracji:
a) mechanizm wsparcia kogeneracji,
b) energia elektryczna z kogeneracji,
c) sprawności referencyjne w wytwarzaniu rozdzielonym,
d) wysokosprawna kogeneracja,
e) świadectwo pochodzenia i obowiązek ich umarzania,
f) gwarancje odbioru elektryczności.
Mechanizm wsparcia kogeneracji jest w polskim prawie energetycznym (Ustawa Prawo
energetyczne [9]) realizowany za pomocą certyfikatów (świadectw pochodzenia), które
jednostki kogeneracji otrzymują jako potwierdzenie wytworzenia elektryczności w
wysokosprawnej kogeneracji. Certyfikaty potwierdzające wytworzenie elektryczności w
wysokosprawnej kogeneracji można odsprzedawać podmiotom, które mają obowiązek
nabycia i umorzenia tych świadectw. Stanowią więc one dodatkowe źródło dochodów
przedsiębiorstw energetycznych realizujących proces skojarzonego wytwarzania
elektryczności i ciepła.
Energia elektryczna z kogeneracji jest obliczana jako:
a) całkowita roczna produkcja energii elektrycznej w jednostce kogeneracji w roku
kalendarzowym, wytworzona ze średnioroczną sprawnością przemiany energii
chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w
kogeneracji, co najmniej równą sprawności granicznej:
 75% dla jednostki kogeneracji z urządzeniami typu: turbina parowa
przeciwprężna, turbina gazowa z odzyskiem ciepła, silnik spalinowy,
mikroturbina, silnik Stirlinga, ogniwo paliwowe, albo
 80% dla jednostki kogeneracji z urządzeniami typu: układ gazowo-parowy z
odzyskiem ciepła, turbina parowa upustowo-kondensacyjna, albo
b) iloczyn współczynnika i rocznej ilości ciepła użytkowego w kogeneracji
wytworzonego ze średnioroczną sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w
energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji niższą niż
sprawności graniczne, o których mowa powyżej w lit. a; współczynnik ten jest
obliczany na podstawie pomiarów parametrów technologicznych jednostki
kogeneracji, dla danego przedziału czasowego, i określa stosunek energii elektrycznej
z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji.
46
Komentarz autorski:
 stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego z kogeneracji
przyjęto nazywać w terminologii gospodarki skojarzonej cieplno-elektrycznej
wskaźnikiem skojarzenia,
 jego wartość w układach parowych zależy głównie od ciśnienia pary grzejnej; im
niższe ciśnienie pary grzejnej tym wyższy wskaźnik skojarzenia; wyższe ciśnienie
pary dolotowej do turbiny wpływa również na podwyższenie wartości wskaźnika
skojarzenia.
Referencyjna wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego oznacza sprawność
wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej albo ciepła stosowaną do obliczenia
oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w wyniku zastosowania kogeneracji zamiast
wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej i ciepła.
Komentarz autorski - referencyjna sprawność wytwarzania energii elektrycznej, tak jak to już
wspomniano w komentarzu do Dyrektywy, jest nazywana sprawnością procesu zastąpionego;
dawniej używano nazwy sprawność elektrowni równoważnej.
Wysokosprawna duża kogeneracja oznacza wytwarzanie energii elektrycznej lub
mechanicznej i ciepła użytkowego w kogeneracji, które zapewnia oszczędność energii
pierwotnej zużywanej w jednostce kogeneracji w wysokości nie mniejszej niż 10% w
porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o
referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego.
Podstawowym mechanizmem wsparcia kogeneracji są świadectwa pochodzenia (certyfikaty).
Zgodnie z zapisem Art. 9l. Ustawy [9] potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w
wysokosprawnej kogeneracji jest świadectwo pochodzenia tej energii.
Podmioty wymienione w Art. 9a. Ust. 8 [1] są obowiązane do uzyskania i przedstawienia do
umorzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki świadectw pochodzenia z kogeneracji
(wydane dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji znajdujących się na
terytorium Rzeczypospolitej Polskiej) lub uiszczenia opłaty zastępczej.
Ustawa „Prawo energetyczne” przewiduje również jako mechanizm wsparcia wysokosprawnej kogeneracji gwarancję odbioru elektryczności wytworzonej w wysokosprawnym
skojarzeniu przez przedsiębiorstwa sieciowe. W Ustawie „Prawo energetyczne” [9] operator
systemu elektroenergetycznego, w obszarze swojego działania, jest obowiązany do odbioru
energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji w źródłach znajdujących się
na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej przyłączonych bezpośrednio do sieci tego operatora.
Artykuły 19 i 20 Ustawy „Prawo energetyczne” dotyczące planowania energetycznego w
gminach, zwracają uwagę na wykorzystanie istniejących nadwyżek i lokalnych zasobów
paliw i energii z uwzględnieniem m.in. energii elektrycznej i ciepła użytkowego
wytworzonych w kogeneracji.
47
4.4. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2011 - tzw.
„Rozporządzenie kogeneracyjne” [4]
Rozporządzenie [4] precyzuje w szczególności:
1) sposób obliczania:
a) średniorocznej sprawności przemiany energii chemicznej paliwa w energię
elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji,
b) ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji,
c) ilości ciepła użytkowego w kogeneracji,
d) oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w wyniku zastosowania kogeneracji
w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach
rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania
rozdzielonego;
2) sposoby wykorzystania ciepła użytkowego w kogeneracji przyjmowanego do
obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z
kogeneracji,
3) referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego, oddzielnie dla
energii elektrycznej i ciepła, służące do obliczania oszczędności energii pierwotnej
uzyskanej w wyniku zastosowania kogeneracji;
4) wymagania dotyczące pomiarów ilości energii elektrycznej i ciepła użytkowego w
jednostkach kogeneracji oraz ilości paliw zużywanych do ich wytwarzania, w tym na
potrzeby realizacji obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii
elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji,
4a) wymagania dotyczące pomiarów, rejestracji i sposobu obliczania ilości energii
elektrycznej i ciepła użytkowego wytwarzanych w wysokosprawnej kogeneracji w
jednostkach kogeneracji, w tym wymagania dotyczące pomiarów bezpośrednich ilości
energii elektrycznej i ciepła użytkowego oraz ilości paliw zużywanych do ich
wytwarzania dokonywanych na potrzeby wydawania świadectw pochodzenia,
5) wielkość i sposób obliczania udziałów ilości energii elektrycznej wytwarzanej w
wysokosprawnej kogeneracji, wynikającej z obowiązku uzyskania i przedstawienia do
umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji, lub uiszczenia opłaty zastępczej, w
sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom końcowym, oddzielnie dla energii
elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji,
6) maksymalną wysokość i sposób uwzględniania w kalkulacji cen energii elektrycznej
ustalanych w taryfach przedsiębiorstw energetycznych:
a) kosztów uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z
kogeneracji,
b) poniesionej opłaty zastępczej.
Rozporządzenie dopuszcza oszacowanie wskaźnika skojarzenia (współczynnika ”C”) w
sytuacji, gdy jego wyznaczenie z pomiarów nie jest technicznie możliwe. Do obliczeń
przyjmuje się następujące wartości domyślne współczynnika "C":
1) 0,95 dla układu gazowo-parowego z odzyskiem ciepła,
2) 0,45 dla turbiny parowej przeciwprężnej,
48
3) 0,45 dla turbiny parowej upustowo-kondensacyjnej,
4) 0,55 dla turbiny gazowej z odzyskiem ciepła,
5) 0,75 dla silnika spalinowego,
pod warunkiem że obliczona ilość energii elektrycznej z kogeneracji jest niższa lub równa
całkowitej produkcji energii elektrycznej z tej jednostki.
Komentarz do wskaźnika PES zamieszczono w punkcie dotyczącym Dyrektywy o
promowaniu kogeneracji.
Załącznik Nr.1 zawiera szczegółowe sposoby obliczania danych do wyznaczania ilości
energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji oraz wielkości oszczędności energii
pierwotnej. Załącznik Nr.2 określa referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania
rozdzielonego energii elektrycznej i ciepła użytkowego przyjmowane do obliczeń w latach
2009 - 2015.
4.5. Inne uregulowania prawne
Zgodnie z obowiązującymi przepisami [3,6,10,11] elektrociepłownie jako podmioty
gospodarcze są zobowiązane m.in. do
 przestrzeganie warunków ochrony środowiska,
 ponoszenia opłat za korzystanie ze środowiska,
 ponoszenie administracyjnych kar w razie przekroczenia lub naruszenia warunków
korzystania ze środowiska.
Zgodnie z zapisami Ustawy o systemie emisji gazów cieplarnianych każdy podmiot
korzystający ze środowiska sporządza i wprowadza do Krajowej bazy, w terminie do końca
lutego każdego roku, raport zawierający wielkości emisji gazów cieplarnianych dotyczące
poprzedniego roku kalendarzowego.
Ustawa, oprócz raportowania i prognozowania emisji wprowadza mechanizmy zarządzanie
emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji. W szczególności wspomniany system ma
na celu:
 zarządzanie krajowymi pułapami emisji oraz zapewnienia ich trwałego
nieprzekraczania;
 ograniczanie emisji do wymaganych pułapów, jeżeli krajowe pułapy emisji zostały
przekroczone;
 zarządzania niewykorzystanymi częściami krajowych pułapów emisji.
W układach elektrociepłowni rozpatrywanych w projekcie, w których współspalana
jest biomasa z innymi paliwami należy rozdzielić ilość energii zaliczanej do źródeł
odnawialnych i nieodnawialnych. Podziału tego dokonuje się zgodnie z metodą przedstawianą
w Rozporządzeniu [5], zgodnie z którą w jednostce wytwórczej, w której są spalane biomasa
lub biogaz wspólnie z innymi paliwami, do energii wytwarzanej w odnawialnych źródłach
energii zalicza się część energii elektrycznej lub ciepła odpowiadającą udziałowi energii
49
chemicznej biomasy lub biogazu w energii chemicznej paliwa zużywanego do wytwarzania
energii, obliczaną na podstawie rzeczywistych wartości opałowych tych paliw.
Literatura:
[1]
Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council of 11 February
2004 on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal
energy market and amending Directive 92/42/EC.
[2] Guidelines for implementation of the CHP Directive 2004/8/EC. Guidelines for
implementation of Annex II and Annex III. European Commission DG TREN.
November 2006.
[3] Obwieszczenie Ministra Środowiska z dnia 26 września 2011 r. w sprawie wysokości
stawek opłat za korzystanie ze środowiska na rok 2012 (M.P. 2011 nr 94 poz. 958).
[4] ROZPORZĄDZENIE Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2011 r. w sprawie sposobu
obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z
kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do
umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania
danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej
kogeneracji. Dz. U. Nr 176, poz. 1052.
[5] ROZPORZĄDZENIE Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie
szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia
świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i
ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania
danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle
energii. Dz.U. 2008 nr 156 poz. 969.
[6] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 22 kwietnia 2011 r. w sprawie standardów
emisyjnych z instalacji (Dz.U. nr 95 poz. 558).
[7] Szargut J., Ziębik A.: Skojarzone wytwarzanie ciepła i elektryczności elektrociepłownie. PAN Oddział w Katowicach. Katowice-Gliwice. 2007.
[8] Szargut J., Ziębik A.: Podstawy energetyki cieplnej. PWN, Warszawa 2000.
[9] USTAWA z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (stan na dzień 1 stycznia
2012 r.).
[10] Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska. Z późniejszymi
zmianami (Dz.U. 2001 nr 62 poz. 627).
[11] Ustawa z dnia 17 lipca 2009 r. o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i
innych substancji z późniejszymi zmianami (Dz.U. 2009 nr 130 poz. 1070).
50
5. ELEKTROCIEPŁOWNIE PAROWE OPALANE PALIWAMI
STAŁYMI
5.1. Turbiny parowe stosowane w elektrociepłowniach
W elektrociepłowniach są instalowane turbiny przeciwprężne, upustowo-przeciwprężne i
upustowo-kondensacyjne, które pokrywają wytwarzaną w skojarzeniu część podstawową
zapotrzebowania na ciepło grzejne. Współczynnik udziału skojarzenia, czyli stosunek
maksymalnego strumienia ciepła pozyskiwanego z układu skojarzonego do maksymalnego
strumienia zapotrzebowania ciepła, powinien być wyznaczany na drodze optymalizacji.
Problem ten przedstawiono w punkcie 5.2 na przykładzie elektrociepłowni z turbiną
przeciwprężną.
Turbiny upustowo-kondensacyjne są droższe inwestycyjnie aniżeli turbiny przeciwprężne.
Mają jednak tę zaletę, że ich zastosowanie uniezależnia w pewnym stopniu produkcję energii
elektrycznej od zapotrzebowania ciepła. Można dzięki temu uzyskać korzyści inwestycyjne w
krajowym systemie elektroenergetycznym, jeżeli wprowadzenie członu kondensacyjnego, bez
zwiększania wydajności kotłów elektrociepłowni eliminuje konieczność instalowania
odpowiedniej mocy w systemie elektroenergetycznym. Z drugiej strony należy jednak wziąć
pod uwagę to, że sprawność wytwarzania energii elektrycznej na strumieniu kondensacyjnym
w elektrociepłowni jest jednak mniejsza niż w elektrowni zawodowej, co powoduje
zwiększenie zużycia paliwa w skali kraju. Dlatego celowość wprowadzenia członu
kondensacyjnego powinna być zbadana za pomocą rachunku ekonomicznego. W analizie
należy także wziąć pod uwagę zwiększenie niezawodności zasilania zakładu w energię
elektryczną i możliwość zagospodarowania pary z urządzeń odzyskowych do produkcji
energii elektrycznej w przypadku zainstalowania członu kondensacyjnego.
5.2. Optymalny współczynnik udziału skojarzenia w przypadku
turbiny przeciwprężnej
Podstawową strukturę budowanej elektrociepłowni, tzn. podział elektrociepłowni na cześć
skojarzoną i część poza skojarzeniem określa optymalna wartość współczynnika udziału
skojarzenia. W procedurze optymalizacyjnej stanowi on zmienną decyzyjną. Optymalnej
wartości współczynnika udziału skojarzenia w przypadku układu z turbiną przeciwprężną
odpowiada optymalna moc nominalna turbiny ściśle powiązana z optymalną wartością
strumienia ciepła pozyskiwanego z wylotu turbiny przeciwprężnej.
Na rys. 5.1.
przedstawiono schemat ideowy elektrociepłowni wyjaśniający problem doboru optymalnej
wartości współczynnika skojarzenia.
51
Rys. 5.1. Schemat ideowy elektrociepłowni oraz wykres uporządkowany zapotrzebowania
ciepła: 1,2,3,4 - punkty charakterystyczne obiegu, Q T max - maksymalny strumień ciepła
pokrywany z wylotu turbiny, Q R max - maksymalny strumień ciepła pokrywany ze stacji
redukcyjno-schładzającej
Funkcję celu w procedurze optymalizacyjnej doboru optymalnego współczynnika udziału
skojarzenia, formułuje się w oparciu o zmienną część rocznego zysku wynikającego z
realizacji budowy elektrociepłowni (równanie (3.35)). Zakłada się przy tym, że:
 wpływ mocy nominalnej turbiny na nakłady inwestycyjne na kotłownię i budynki
elektrociepłowni oraz na roczny koszt obsługi elektrociepłowni jest pomijalny,
 moc nominalna turbozespołu nie wpływa na zwiększenie nakładów inwestycyjnych na
sieć ciepłowniczą ΔIsc oraz kosztów eksploatacji ΔKsc sieci cieplnej, jak również na
zmniejszenia tych samych składników w przypadku sieci elektro-energetycznej,
 sprawność energetyczna kotłowni nie zależy od mocy nominalnej turbiny,
 można przyjąć, że sprawności przesyłania ciepła i energii elektrycznej dla układu
skojarzonego i rozdzielonego są jednakowe -  pc  ' pc oraz  tp  ' tp .
Funkcja celu ma więc postać:
τd



Φ = N el n τn + N el d τ  k el z - I T


τn


gdzie:

N el n
d
τn
ρT + βre T  - 1 + δec
ηE k ec
τd


 N el n τn + N el d τ 
,
 η
 k ch ec
ηme
me n
τn



- nominalna moc elektryczna turbozespołu,
- czas działania elektrociepłowni,
E k ec
- czas pracy turbiny przy obciążeniu nominalnym,
- sprawność energetyczna kotłów elektrociepłowni,
me n , me
- sprawność elektromechaniczna przy obciążeniu nominalnym i chwilowym
turbozespołu,
52
(5.1)
IT
- nakład inwestycyjny na turbozespół.
Pozostałe oznaczenia jak we wzorze (3.35).
W równaniu (5.1) nie występuje człon związany z kosztami ciepła wytwarzanego w
zastąpionej ciepłowni, ponieważ roczna produkcja ciepła określona za pomocą wykresu
uporządkowanego jest wielkością stałą a celem optymalizacji jest rozdział tej produkcji
między część skojarzoną (wylot turbiny przeciwprężnej) i stację redukcyjno-schładzającą. Z
tych samych powodów zużycie energii chemicznej paliwa związane z produkcją ciepła jest
też stałe.
Zużycie energii chemicznej paliwa w elektrociepłowni wynika z formuły:
Ech R ec 
QR
 Ek ec


1  N el n n n N el


d 

 Ek ec   me n  d  me

(5.2)
W równaniu (5.2) zmienna część zużycia energii chemicznej paliwa jest związana z produkcją
energii elektrycznej. Tylko tę wielkość uwzględnia się w funkcji celu.
W celu rozwiązania zadania doboru optymalnego współczynnika udziału skojarzenia do
funkcji (5.1) dołącza się model symulacyjny układu cieplnego elektrociepłowni zbudowany w
oparciu o dostępną informację dotyczącą bloków ciepłowniczych już działających lub
oferowanych na rynku.
5.3. Bloki ciepłownicze
Na rysunku 5.2 przedstawiono schemat ideowy bloku ciepłowniczego z turbiną upustowoprzeciwprężną o mocy elektrycznej 100 MWel i maksymalnej mocy cieplnej 200 MWt.
Parametry pary świeżej 13,8 MPa; 540oC są na poziomie parametrów technologii
kogeneracyjnej BAT. Sprawność kotła wynosi 92%. Parametry pary dolotowej do turbiny
wynoszą 13 MPa; 535oC. Układ ciepłowniczy bloku składa się z dwóch wymienników
zasilanych z wylotu i upustu turbiny ciepłowniczej.
Na rysunku 5.3 przedstawiono schemat ideowy bloku ciepłowniczego z kotłem fluidalnym z
warstwą cyrkulacyjną i turbiną upustowo-kondensacyjną. Blok ciepłowniczy upustowokondensacyjny z kotłem fluidalnym charakteryzuje się następującymi wielkościami mocy:
 moc elektryczna 70 MWel,
 moc cieplna 114 MWt.
Wskaźnik potrzeb własnych elektrycznych wynosi 11%, cieplnych zaś 2,5%.
Wydajność nominalna kotła - 260 t/h, maksymalna - 268 t/h. Paliwo stanowi mieszanka węgla
kamiennego i mułu węglowego o wartości opałowej w przedziale 17 ÷ 20 MJ/kg, udział
popiołu 15 ÷ 25% oraz wilgoci 15 ÷ 20%. Udziały masowe: węgiel - 74%, muł węglowy 26%. Parametry produkowanej pary: p = 13,7 MPa; t = 540oC są na poziomie technologii
BAT. Temperatura wody zasilającej 220oC. Sprawność energetyczna kotła 91%. Stosunek
strumienia addytywu do strumienia paliwa kształtuje się na poziomie 0,07. Udział masowy
CaCO3 w addytywie wynosi 0,951. Stosunek Ca/S ma wartość 1,86.
53
Turbina ciepłownicza upustowo-kondensacyjna jest zasilana parą o parametrach 13 MPa;
535oC. Sprawność wewnętrzna turbiny w zależności od obciążenia 73 ÷ 79%. Nominalny
strumień pary dolotowej - 72,2 kg/s. Upust ciepłowniczy o ciśnieniu regulowanym w
granicach 0,09 ÷ 0,35 MPa charakteryzuje się maksymalnym strumieniem pary na poziomie
53,2 kg/s.
Turbina upustowo-kondensacyjna o mocy 70 MWel pracuje według trzech trybów pracy:
a) praca ciepłownicza; turbina jest obciążona w zależności od zapotrzebowania ciepła;
do skraplacza płynie minimalny strumień pary niezbędny do chłodzenia łopatek
ostatnich stopni turbiny,
b) praca ciepłowniczo-kondensacyjna; strumień pary do wymiennika ciepłowniczego
wynika z zapotrzebowania ciepła; pozostały strumień pary jest kierowany do członu
kondensacyjnego,
c) praca kondensacyjna.
Moc elektryczną turbozespołu kondensacyjnego wyraża równanie:
N el  N el wc  N el skr  N el r
(5.3)
gdzie:
N el wc - moc elektryczna produkowana na strumieniu pary do ciepłownictwa,
N el skr - moce elektryczna produkowana na strumieniu pary płynącej do skraplacza,
N el r
- moc elektryczna wytwarzana na strumieniach pary regeneracyjnej.
W przypadku tej ostatniej pozycji dotyczącej układu regeneracji (rys. 5.3) można napisać:
n
N el r  N el NP1   N el r k
(5.4)
k 1
gdzie:
N el NP1 - moc elektryczna wytwarzana na strumieniu pary regeneracyjnej z upustu 5,
N el r k - moc elektryczna wytwarzana na strumieniach pary z upustów regeneracyjnych 1,2,3,4.
Moc elektryczną wytwarzaną w skojarzeniu i w kondensacji oblicza się z równań:
4
G kwc
N el sk  N el wc 
 N el rk
G  G k 1
kwc
N el k  N el skr  N el NP1 
(5.5)
skr
G skr
G kwc  G skr
4
N
k 1
el r k
(5.6)
gdzie:
G kwc - strumień kondensatu z wymiennika ciepłowniczego,
G
- strumień kondensatu ze skraplacza.
skr
54
Sprawności energetyczne bloku są obliczane z formuł:
 sprawność energetyczna brutto (stopień wykorzystania energii chemicznej paliwa)
Q B  N el B
ηE ec B 
(5.7)
P W
d


sprawność energetyczna części skojarzonej bloku
Q B  N el sk B
ηE sk B 
N
P Wd  el k B
ηE el k B
(5.8)
sprawność energetyczna cząstkowa brutto wytwarzania ciepła
 E ec B
E c B 
1
N el sk B
Q
B
 E ec B 1   el  tp
 N el k B
 1 

Q B
  E ek N tp

  E ec B


 1
  E el k B



(5.9)
gdzie:
Q B , N el B
- strumień ciepła i moc elektryczna brutto,
P Wd
- strumień energii chemicznej paliwa,
N el sk B
- moc elektryczna brutto części skojarzonej,
N el k B
- moc elektryczna brutto członu kondensacyjnego,
 E el k B
- sprawność energetyczna brutto wytwarzania elektryczności w członie
 el
kondensacyjnym,
- wskaźnik elektrycznych potrzeb własnych elektrociepłowni,
 tp , tp
- sprawność transformacji i przesyłania elektryczności z elektrociepłowni i
 E ek N
elektrowni kondensacyjnej,
- sprawność energetyczna netto równoważnej elektrowni kondensacyjnej.
Dla chwilowego obciążenia brutto turbozespołu w wysokości Nel B = 59,39 MW i wymiennika
ciepłowniczego Qwc = 44,36 MWt otrzymuje się wyniki:
 moc elektryczna wytworzona na strumieniu ciepłowniczym - 17,82 MW,
 moc elektryczna wytworzona na strumieniu kondensacyjnym - 32,47 MW,
 moc elektryczna wytworzona na strumieniu do NP1 - 1,78 MW,
 moc elektryczna wytworzona na pozostałych strumieniach regeneracyjnych - 7,32
MW,
 sprawność energetyczna brutto bloku - 0,573,
 sprawność energetyczna brutto części skojarzonej - 0,78,
 sprawność energetyczna cząstkowa brutto wytwarzania ciepła - 1,93.
55
CT
206R7
200R1
V-2
200R1/200R2
203R7
Do XU
i OS
207R6
252R1/R2
252R5/R6
207R5
207R3
212R10
212R11
207R7
205R1
XN1
250R10
251R1
XA
XB
NC1-3
251R7
XN2
250R10
251R4
XN3
PZ1-3
251R5
Woda
uzup.
250R1
251R2
251R8
250R10
250R6
213R2
213R3
Z
upustu
III i IV
Woda
zmiękczona
XU
OP
OS
PK1-3
pomp
przewałowych
wody
uzupełniającej
SM
207R1
203R8
250R10
ZWZ
206R1
206R2
202R7
212R1/212R9
210R7
201R5
RS4
212R9
OC
203R3
202R1
RS3
212R1
202R5
203R12
203R11
202R1
Kolektor
technologiczny
VI
200R10
201R3
V-1
207R2
212R3
212R2
200R11
201R2 201R1
RS2
200R19
200R2
202R5
RS1
200R14
II III IV
V
206R1
I
Do
wymiennika
XR
Do ZF2
SP
WP
230R3
Do
ZF2
Uzup.
Wody
sieciowej
PS1-3
Rys. 3.3.1.1. Schemat cieplny bloku
BC-100
Rys. 5.2. Schemat bloku ciepłowniczego z turbiną upustowo-przeciwprężną;
WP,
SP - część wysoko- i średnioprężna turbiny; XA, XB wymienniki ciepłownicze; RS1-4 - stacje redukcyjno-schładzające; XN1, XN2, XN3 - wymienniki regeneracyjne; OC - odgazowywacz; ZWZ zbiornik wody zasilającej; OS - odgazowywacz wody sieciowej; XU - podgrzewacz wody uzupełniającej obieg wody sieciowej; SM - smoczki
parowe robocze i rozruchowe; OP - odgazowywacz próżniowy wody uzupełniającej obieg; CT - skraplacz pary z dławnic; NC1-3 - pompy
wstępne wody sieciowej; PS1-3 - pompy główne wody sieciowej; PK1-3 - pompy kondensatu; PZ1-3 - pompy wody zasilającej
56
Rys. 5.3. Schemat bloku ciepłowniczego upustowo-kondensacyjnego z kotłem fluidalnym; ZWZ - zbiornik wody zasilającej; RS - stacja
redukcyjno schładzająca; KQ - skraplacz; G - generator; NP1, NP2 - wymienniki regeneracyjne niskoprężne; WC - wymiennik ciepłowniczy;
WP1, WP2 - wymienniki regeneracyjne wysokoprężne
57
5.3. Charakterystyka elektrociepłowni przemysłowych
Elektrociepłownie przemysłowe pokrywają głównie zapotrzebowanie ciepła do celów
technologicznych. Dlatego czas wykorzystania mocy szczytowej jest duży (powyżej 4000
h/rok). Z tego powodu w elektrociepłowniach przemysłowych jest uzasadnione instalowanie
turbin przeciwprężnych lub upustowo-przeciwprężnych. Parametry dolotowe do turbin
przemysłowych są na poziomie 9÷13 MPa, 500÷535 ºC [2].
W większości elektrociepłowni przemysłowych paliwem podstawowym jest węgiel
kamienny. Jego wartość opałowa zmienia się najczęściej w przedziale 20 ÷ 24 MJ/kg. Ilość
siarki przypadająca na jednostkę energii chemicznej węgla wynosi przeciętnie 0,5 g/MJ. W
części elektrociepłowni przemysłowych spalane są paliwa pochodzące z procesów
produkcyjnych podsystemu technologicznego (gudron, gaz wielkopiecowy, gaz koksowniczy,
gaz gardzielowy z pieców szybowych). Występują też kotły do spalania siarki, ługów
powarzelnych, kory oraz kotły sodowe. Część elektrociepłowni przemysłowych wspomagana
jest przez kotły odzyskowe pracujące w instalacjach technologicznych.
W części elektrociepłowni przemysłowych jest planowana przebudowa w układy gazowoparowe, często z wykorzystaniem palnych gazów technologicznych. Obiegi gazowo-parowe
łączą bowiem zalety obiegu gazowego i obiegu parowego, eliminując równocześnie ich wady.
Oszczędność energii chemicznej paliwa osiągana w elektrociepłowniach gazowo-parowych
jest większa w porównaniu z elektrociepłowniami opalanymi węglem, ponieważ większy jest
stosunek mocy elektrycznej do cieplnej. Zastosowanie układów gazowo-parowych, obok
poprawy sprawności energetycznej przynosi także korzyści ekologiczne z powodu
zmniejszenia emisji SO2, NOx,CO2 i pyłów. Dodatkowy korzystny efekt stanowi zmniejszenie
zapotrzebowania wody i zmniejszenie strat bezzwrotnych wody.
Przebudowa układów parowych na gazowo-parowe może wynikać z faktu, że proces starzenia
kotłów przebieg szybciej niż analogiczny proces dla turbozespołów parowych. Kocioł parowy
opalany węglem jest zastępowany przez zespół turbina gazowa – kocioł odzyskowy. W
elektrociepłowniach przemysłowych przebudowa ta dotyczy układów kolektorowych. W
związku z tym nie wszystkie kotły węglowe są równocześnie wycofywane. Mamy więc do
czynienia z połączeniem równoległym układu parowego i gazowo-parowego. Kocioł
odzyskowy powinien wytwarzać parę o tych samych parametrach co kocioł węglowy. Jeżeli
jest to niemożliwe, bierze się pod uwagę możliwość spalania dodatkowego paliwa w kotle
odzyskowym lub obniżenia parametrów pary zasilającej turbinę. Prowadzi to jednak do
obniżenia efektów jakie daje układ gazowo-parowy. Przebudowa tradycyjnej gazowowęglowej elektrociepłowni przemysłowej wpływa na zwiększenie efektywności
wykorzystania palnych gazów technologicznych. W nowoczesnych zagranicznych
elektrociepłowniach hutniczych stosuje się z powodzeniem układy gazowo-parowe zasilane
hutniczymi gazami palnymi. Zastosowanie układu gazowo-parowego w siłowni pozwala na
wykorzystanie zalet obiegu gazowego (wyższa górna izoterma) i parowego (niższa dolna
izoterma) prowadząc w efekcie do zwiększenia efektywności energetycznej wykorzystania
technologicznych gazów palnych
58
W obliczeniach efektywności ekonomicznej konieczna jest znajomość kosztów
jednostkowych technologicznych gazów palnych. Do ich oceny powinna być zastosowana
metoda kosztów unikniętych z uwzględnieniem efektu zastępowania paliw podstawowych
(np. gazu ziemnego lub węgla kamiennego) przez hutnicze gazy palne.
Koszt jednostkowy paliwa technologicznego powinien być oszacowany na podstawie
unikniętych kosztów zasilania paliwem podstawowym z uwzględnieniem stosunku
zastępowania. Np. dla kotłów gazowo-węglowych koszt paliwa odpadowego wynika z
równania:
 E k Quż w
ko 
kw
(5.10)
 E k w Quż
gdzie:
ko , k w
- koszty jednostkowe paliwa odpadowego i węgla,
E k , E k w
- sprawności energetyczne kotłów opalanych mieszanką gazowo-pyłową i
Quż , Quż w
węglem kamiennym,
- ciepło użyteczne pochłonięte w kotle w przypadku opalania mieszanką
gazowo-pyłową i węglem kamiennym.
Np. w przypadku gazu wielkopiecowego otrzymano wyniki kgw = 0,89kw [2].
Racjonalizacja w przemysłowej energetyce cieplnej jest często związana z wykorzystaniem
energii odpadowej do wytwarzania pary lub gorącej wody. Wpływa to na gospodarkę cieplną
elektrociepłowni, szczególnie wtedy, gdy na ciepło z urządzeń odzyskowych nie ma
dodatkowych odbiorców. Kryterium opłacalności wykorzystania ciepła odpadowego ma
postać:
Kod  Qod kc ec
(5.11)
gdzie:
Kod
- roczny koszt działania urządzenia odzyskowego obejmujący koszty stałe, koszty
obsługi, remontów, wody itp.,
Qod
- ilość ciepła odzyskowego,
kc ec - koszt jednostkowy ciepła z elektrociepłowni oszacowany według metody kosztów
unikniętych [1].
Jeżeli warunek (5.11) nie jest spełniony, to działanie urządzenia odzyskowego nie jest
opłacalne. Kryterium (5.11) nie dotyczy kotłów energotechnologicznych stanowiących
integralną część instalacji technologicznych, np. w procesie konwertorowym wytopu stali.
5.4. Wskaźniki PES dla elektrociepłowni węglowych
W rozdziale 4 po analizie definicyjnego wzoru na wskaźnik PES przyjęto równanie (4.6) jako
wyjściową formułę do obliczania wskaźnika PES. Równanie (4.6) posiada formę
umożliwiającą interpretację fizykalną składowych wyrażenia na PES. Zachowuje się przy tym
w formule na wskaźnik PES sprawności referencyjne wytwarzania ciepła i energii
elektrycznej w gospodarce rozdzielonej. Relacje na wskaźnik PES sformułowano w oparciu o
59
schematy obliczeniowe elektrociepłowni z turbina przeciwprężną (rys. 3.2) i z turbiną
upustowo-kondensacyjną (rys. 3.15). Układ upustowo-kondensacyjny podzielono umownie
na część skojarzoną i na część kondensacyjną. W przypadku turbiny przeciwprężnej zużycie
energii chemicznej w układzie skojarzonym i rozdzielonym ujmują równania:
E ch sk 
(1  σ)Qsk
;
η E ec
(5.12)
 1

E ch r  Qsk 

 η ref c η ref el





(5.13)
Po wprowadzeniu równań (5.12) i (5.13) do równania (4.6) otrzymuje się:
PES  1 
1 σ
 1
η E ec 
 η ref


c
σ
η ref
el




(5.14)
Rys. 5.4. Wskaźnik PES dla układu z turbiną przeciwprężną
Na rysunku 5.4 przedstawiono przebiegu wskaźnika PES dla układu z turbiną przeciwprężną,
dla przyjętych przykładowo wartości sprawności referencyjnych. Z krzywych PES na rys 5.7
wynika, że warunek PES ≥10% mógłby być bezpiecznie spełniony dla elektrociepłowni o
sprawnościach powyżej 75% i wskaźniku skojarzenia powyżej 0,4.
W przypadku elektrociepłowni z turbiną upustowo-kondensacyjną wskaźnik PES jest
obliczany dla części skojarzonej:
60
PES  1 
Ech sk
Eel sk
Qsk

ηref c ηref el
(5.15)
Produkcję energii elektrycznej w skojarzeniu wyznacza się na podstawie znajomości
wskaźnika skojarzenia:
Eel sk  σQsk
(5.16)
Zużycie energii chemicznej paliwa obciążające produkcję w skojarzeniu:
Qsk 
Ech sk 
Eel sk
ηE k
ηme
(5.17)
ec
gdzie  E k ec oznacza sprawność energetyczną kotła elektrociepłowni.
Po wykorzystaniu zależności (5.16) i (5.17) w równaniu (5.15) otrzymuje się:
 σ
 1

 1
 η me
 η E k ec
PES  1 
1
σ

η ref c η ref el
(5.18)
Rys. 5.5. Wskaźnik PES dla układu z turbiną upustowo-kondensacyjną
61
Na rysunku 5.5 przedstawiono wartości wskaźnika PES dla układu z turbiną upustowokondensacyjną również dla przykładowych wartości sprawności referencyjnych przyjętych na
tym samym poziomie jak w przypadku turbiny przeciwprężnej.
Przedstawione wyniki z obliczeń bazujących na schematach uproszczonych elektrociepłowni
mogą być wykorzystywane do oceny jakościowej wpływu parametrów układu (wskaźnika
skojarzenia) oraz sprawności kotła lub sprawności elektrociepłowni na przebieg wskaźnika
PES.
Literatura:
[1]
[2]
Szargut J., Ziębik A.: Podstawy energetyki cieplnej. PWN, Warszawa 1998, 2000.
Szargut J., Ziębik A.: Skojarzone wytwarzanie ciepła i elektryczności elektrociepłownie. PAN Oddział w Katowicach, Katowice-Gliwice, 2007.
62
6. UCIEPŁOWNIENIE BLOKÓW KONDENSACYJNYCH
ELEKTROWNI ZAWODOWYCH
6.1. Kogeneracja w elektrowniach zawodowych
Pobór ciepła do ciepłownictwa z przystosowanych do tego celu bloków energetycznych
elektrowni kondensacyjnych prowadzi do realizacji gospodarki skojarzonej cieplnoelektrycznej(kogeneracji). Najczęściej realizuje się to przy zachowaniu na stałym poziomie
zużycia energii chemicznej paliwa w kotłach. Prowadzi to do zmniejszenia produkcji energii
elektrycznej. Ubytek energii elektrycznej można skompensować przez dodatkową produkcję
energii elektrycznej w zastępczej elektrowni kondensacyjnej lub w zastępczym bloku
elektrowni, która podlega uciepłownieniu.
Wskaźnik ubytku produkcji energii elektrycznej jest definiowany jako stosunek zmniejszenia
produkcji energii elektrycznej do ilości ciepła brutto pozyskiwanego z przystosowanej do
ciepłownictwa elektrowni kondensacyjnej [1,2]:
 Eel
u
(6.1)
QB
lub
u
 E el '
 pc
Qo
(6.2)
gdzie:
-ΔEel - zmniejszenie (ubytek) produkcji energii elektrycznej w przystosowanej do poboru
ciepła elektrowni kondensacyjnej,
QB, Qo - produkcja ciepła brutto w przystosowanej do ciepłownictwa elektrowni
kondensacyjnej oraz zapotrzebowanie ciepła przez odbiorców,
η’pc - sprawność przesyłania ciepła z przystosowanej do ciepłownictwa elektrowni
kondensacyjnej.
Na rysunku 6.1 przedstawiono schemat ideowy uciepłownionego bloku energetycznego.
Pobór pary w ilości G do celów ciepłownictwa powoduje zmniejszenie zapotrzebowania pary
regeneracyjnej w ilości ΔG. Wprowadzając do równania (6.1) relacje szczegółowe na (-ΔEel) i
Q otrzymuje się [4]:
G  G iT  me iT
u

 me
(6.3)
Giod
iu  i w
przy czym:
iod
G
 1
G
iu  i w
(6.4)
gdzie:
- ilość pary odprowadzonej z upustu turbiny lub z przelotni do wymiennika
G
ciepłowniczego,
63
G
iT
- zmniejszenie ilości pary zasilającej podgrzewacz regeneracyjny ze względu na
mniejszą ilość podgrzewanego kondensatu z części niskoprężnej (za miejscem poboru
pary do ciepłownictwa),
- spadek entalpii właściwej pary od punktu poboru pary grzejnej do wylotu turbiny
iod
kondensacyjnej,
- spadek entalpii pary grzejnej w wymienniku ciepłowniczym,
 me
- sprawność elektromechaniczna turbogeneratora,
iu
- entalpia pary upustowej pobieranej do wymiennika ciepłowniczego,
iw
- entalpia wody zasilającej doprowadzanej do wymiennika regeneracyjnego.
Eel  Eel
Ech el
Qo
'pc
Rys. 6.1 Schemat ideowy uciepłownionego bloku energetycznego; Qo - zapotrzebowanie
ciepła u odbiorcy,  pc - sprawność przesyłania ciepła z uciepłownionej elektrociepłowni
Jeżeli pobór pary do celów ciepłowniczych jest realizowany z kilku upustów turbiny należy
posługiwać się wskaźnikiem uśrednionym u [4]:
1 n
u   Qi u i
(6.5)
Q i 1
gdzie Qi oznacza ilość ciepła uzyskaną z punktu poboru pary i, a ui odpowiadający temu
punktowi wskaźnik ubytku produkcji energii elektrycznej.
6.2. Efekty energetyczne uciepłownienia
Zużycie Ech r energii chemicznej w układzie rozdzielonym wytwarzania ciepła i
elektryczności:
Ech r  Ech el  Ech c
(6.6)
gdzie:
64
Ech el
- zużycie
energii
chemicznej
paliwa w
Ech c
przystosowaniem do ciepłownictwa,
- zużycie energii chemicznej paliwa w ciepłowni.
elektrowni kondensacyjnej przed
Zużycie Ech sk energii chemicznej paliwa po uciepłownieniu (układ skojarzony), przy
założeniu zużycia energii chemicznej paliwa w elektrowni kondensacyjnej po przystosowaniu
do ciepłownictwa pozostało na niezmienionym poziomie wynika z równania:
Ech sk  Ech el  Ech z
(6.7)
gdzie
Ech z
oznacza zużycie energii chemicznej paliwa w zastępczej elektrowni
kondensacyjnej kompensującej ubytek produkcji energii elektrycznej.
Oszczędność –ΔEch energii chemicznej paliwa na skutek przystosowania do ciepłownictwa
elektrowni kondensacyjnej wynika z porównania gospodarki skojarzonej i rozdzielonej.
Odejmując od równania (6.6) równanie (6.7) otrzymuje się:
 Ech  Ech c  Ech z
(6.8)
lub
 E ch 
Q0
 pc Ec

E el
 E el z
(6.9)
gdzie:
Q0
- zapotrzebowanie ciepła loco odbiorcy,
 pc
- sprawność przesyłania ciepła z ciepłowni,
 Ec
- sprawność energetyczna ciepłowni,
 E el z - sprawność energetyczna netto wytwarzania energii elektrycznej w zastępczej
Eel
elektrowni kondensacyjnej,
- produkcja energii elektrycznej w zastępczej elektrowni kondensacyjnej.
Jeżeli równanie (6.9) przekształci się dzieląc stronami przez Q oraz wykorzysta się zależność
(6.2) otrzymuje się:
 pc
 E ch
u


Q
 pc Ec  E el z
'
(6.10)
Na rysunku 6.2 przedstawiono przebieg oszczędności energii chemicznej paliw (6.10) w
funkcji wskaźnika ubytku produkcji energii elektrycznej, przy przyjęciu jako parametru
wyrażenia  Ec   pc ' pc (praktycznie jest to sprawność ciepłowni, ponieważ  pc   pc ).
65
Rys. 6.2. Zależność jednostkowej oszczędności energii chemicznej paliwa od ubytku
produkcji energii elektrycznej i sprawności ciepłowni oraz przesyłania ciepła.
Oszczędność energii chemicznej paliwa uzyskana dzięki przystosowaniu elektrowni
kondensacyjnej do ciepłownictwa jest tym większa im niższe wartości przyjmuje wskaźnik u
tzn. im niższe jest ciśnienie pary pobieranej do celów ciepłowniczych oraz im niższa jest
sprawność ciepłowni działającej w gospodarce rozdzielonej. Stosunek sprawności przesyłania
ciepła  'pc  pc może być przyjęty na poziomie ~ 0,95. Jeżeli zatem sprawność ciepłowni
wynosi 0,85 to przy wskaźniku u = 0,15 otrzymuje się wartość  Ech Q wynoszącą około
0,7 co oznacza, że przy strumieniu ciepła 100 MW odebranego z przystosowanej do
ciepłownictwa elektrowni kondensacyjnej uzyskuje się oszczędność strumienia energii
chemicznej paliwa w wysokości 70 MW, co przy średniej wartości opałowej paliwa 23 MJ/kg
daje zmniejszenie zużycia węgla około 11 t/h.
6.3. Sprawność cząstkowa wytwarzania ciepła
W wyniku przystosowania elektrowni kondensacyjnej do ciepłownictwa, przy zachowaniu na
stałym poziomie zużycia paliwa następuje ubytek produkcji energii elektrycznej, który musi
być skompensowany przez produkcję energii elektrycznej w zastępczej (równoważnej)
elektrowni kondensacyjnej. Zatem produkcję ciepła w przystosowanej do ciepłownictwa
66
elektrowni kondensacyjnej należy obciążyć takim zużyciem energii chemicznej paliwa jakie
występuje w zastępczej (równoważnej) elektrowni kondensacyjnej. Po przystosowaniu do
ciepłownictwa elektrowni, w której zużycie paliwa nie zmieniło się, sumaryczne zużycie
energii chemicznej paliwa wynika z relacji:
E
E el
E ch  el 
(6.11)
 E el
 E el z
gdzie:
- zużycie sumaryczne energii chemicznej paliwa w elektrowni przystosowanej do
Ech
Eel
ciepłownictwa i w elektrowni zastępczej kompensującej ubytek produkcji energii
elektrycznej,
- produkcja energii elektrycznej przed przystosowaniem elektrowni kondensacyjnej do
Eel
ciepłownictwa,
- dodatkowa produkcja energii elektrycznej w elektrowni zastępczej kompensująca
 E el
ubytek produkcji energii elektrycznej w elektrowni uciepłownionej,
- sprawność energetyczna elektrowni przystosowanej do ciepłownictwa,
 E el z - sprawność energetyczna elektrowni zastępczej (równoważnej).
Z drugiej strony to samo zużycie energii chemicznej paliwa można zapisać w następujący
sposób:
E el  E el
E el
Q
E ch 


(6.12)
 E el
 Ec el
 E el z
gdzie  Ec el oznacza sprawność cząstkową wytwarzania ciepła w elektrowni przystosowanej
do ciepłownictwa.
Pierwsze dwa człony prawej strony wyrażenia (6.12) przedstawiają podział energii
chemicznej paliwa między energię elektryczną i ciepło w elektrowni przystosowanej do
ciepłownictwa. Przyrównując do siebie prawe strony równań (6.11) i (6.12) otrzymuje się:
Q
 Ec el 
 E el
(6.13)
Eel
lub po wykorzystaniu równania (6.1):
 Ec el 
 E el
(6.14)
u
przy czym porównując zależności (6.11) i (6.12) należy pamiętać, że zwiększenie produkcji
energii elektrycznej w elektrowni zastępczej jest równe spadkowi produkcji energii
elektrycznej w elektrowni przystosowanej do ciepłownictwa. Z obowiązującej zasady, że
elektrownia zastępcza jest elektrownią równoważną w stosunku do przystosowanej do
ciepłownictwa wynika równość sprawności  E el =  E el z .
67
Jeżeli pobór pary do celów ciepłownictwa występuje w kilku punktach turbiny oblicza się
średnią sprawność cząstkową wytwarzania ciepła w elektrowni przystosowanej do
ciepłownictwa:
ηE el
ηEc el  n
(6.15)
 z i ui
i 1
gdzie ui oznacza wskaźnik ubytku produkcji energii elektrycznej na skutek przystosowania do
ciepłownictwa dla i-tego punktu poboru pary, a zi udział ciepła pobieranego z i-tego upustu
turbiny.
Rys 6.3. Zależność sprawności energetycznej cząstkowej wytwarzania ciepła od wskaźnika
ubytku produkcji energii elektrycznej
Na rysunku 6.3 przedstawiono przebieg zależności sprawności cząstkowej wytwarzania ciepła
w elektrowni przystosowanej do ciepłownictwa w funkcji wskaźnika ubytku produkcji energii
elektrycznej u, dla założonej sprawności elektrowni kondensacyjnej ηE el = 0,36. W całym
zakresie zmian wskaźnika u sprawność cząstkowa wytwarzania ciepła w elektrowni, która
została przystosowana do ciepłownictwa jest większa od jedności. Jest to wynik poprawny,
ponieważ idea układu skojarzonego cieplno-elektrycznego powstała jako efekt połączenia
silnika cieplnego z pompą grzejną, której sprawność energetyczna (wskaźnik efektywności)
jest zawsze większa od jedności. Im niższy jest efekt zmniejszenia produkcji energii
elektrycznej na skutek odbioru ciepła tym większą wartość przyjmuje sprawność cząstkowa
68
wytwarzania ciepła w elektrowni kondensacyjnej przystosowanej do ciepłownictwa. Na
przykład dla wartości u = 0,15 sprawność cząstkowa wytwarzania ciepła wynosi ηEc el = 2,4.
6.4. Efekty ekologiczne przystosowania elektrowni kondensacyjnej
do ciepłownictwa
Oszczędność energii chemicznej paliwa uzyskana dzięki przystosowaniu elektrowni
kondensacyjnej do ciepłownictwa wpływa na zmniejszenie emisji szkodliwych substancji do
środowiska naturalnego człowieka.
Analogicznie jak w przypadku obliczania oszczędności energii chemicznej można zapisać
równania opisujące emisje szkodliwych substancji dla przypadków realizacji gospodarki
rozdzielonej i skojarzonej, dzięki przystosowaniu elektrowni kondensacyjnej do oddawania
ciepła [3]:
S i r  S i el  S i c
(6.16)
S i sk  S i el  S i el z
(6.17)
gdzie:
S i r , Si sk
- emisja i-tej substancji szkodliwej do środowiska odpowiednio w gospodarce
Si el
rozdzielonej i skojarzonej,
- emisja i-tej substancji szkodliwej do środowiska w elektrowni
Si c
kondensacyjnej podlegającej przystosowaniu do ciepłownictwa,
- emisja i-tej substancji szkodliwej w ciepłowni,
Si el z
- przyrost emisji i-tej substancji szkodliwej do środowiska w elektrowni
zastępczej.
W zapisie równań (6.16) i (6.17) uwzględniono założenie, że zużycie paliwa po
przystosowaniu elektrowni kondensacyjnej do ciepłownictwa pozostaje bez zmiany. Po
odjęciu stronami równań (6.16) i (6.17) otrzymuje się relację na zmniejszenie emisji -ΔSi:
 S i  S i c  S i el z
(6.18)
Emisję i-tej substancji szkodliwej w przypadku ciepłowni wyznacza się z relacji:
Qo
Si c 
 ic
 pc Ec Wdc
(6.19)
gdzie:
 ic
- jednostkowa emisja i-tej substancji szkodliwej przypadająca na jednostkę paliwa
Wdc
spalanego w ciepłowni,
- wartość opałowa paliwa spalanego w ciepłowni.
Zwiększenie emisji i-tej substancji szkodliwej w elektrowni zastępczej wynika z relacji:
E el
S i el z 
 i el
(6.20)
 E el zWd el
69
gdzie:
 i el
- jednostkowa emisja i-tej substancji szkodliwej przypadająca na jednostkę paliwa
Wd el
spalanego w elektrowni zastępczej,
- wartość opałowa paliwa spalanego w zastępczej elektrowni kondensacyjnej.
Wprowadzając równania (6.19) i (6.20) do (6.18) oraz uwzględniając zależności (6.6) i (6.7) i
dzieląc obustronnie przez Q = Q0 /’pc otrzymuje się:
 i el
 pc ic
 S i

u
(6.21)
Q
 pc EcWdc
 E el zWd el
Przyjmując przykładowo dla emisji SO2: dla ciepłownictwa  SO2 c = 8,5 g/kg paliwa; dla
elektrowni wyposażonej w instalację odsiarczania spalin  SO2
el
= 1,6 g/kg paliwa oraz
pozostałe parametry: Wdc = Wd el = 23 MJ/kg;  pc = 0,89; ηEc = 0,85;  pc = 0,85;  E el z = 0,36
przedstawiono na rysunku 6.4 zależność –ΔSi / Q w funkcji wskaźnika ubytku u.
Rys 6.4. Zależność zmniejszenia emisji SO2 od wskaźnika ubytku produkcji energii
elektrycznej
Efekty ekologiczne zmniejszają się w miarę wzrostu wskaźnika u ubytku produkcji energii
elektrycznej z powodu przystosowania elektrowni kondensacyjnej do ciepłownictwa.
6.5. Ocena wskaźnika PES
Uciepłownienie bloku kondensacyjnego elektrowni rozpatruje się przy założeniu , że zużycie
energii chemicznej paliwa pozostaje bez zmiany, tzn.:
70
Ech 
Eel
 const
ηE el
(6.22)
Przy obliczaniu wskaźnika PES korzysta się z relacji (4.6) (Rozdział 4). Zużycie energii
chemicznej paliwa Ech sk obciążające produkcję w skojarzeniu wynika z relacji:
Ech sk  Ech  Ech k
(6.23)
przy czym:
Ech k 
gdzie:
Eel k - produkcja energii
Eel k
ηE
(6.24)
el
elektrycznej w kondensacji po uciepłownieniu bloku
energetycznego,
ηE el - sprawność energetyczna wytwarzania energii elektrycznej w kondensacji.
Ilość energii elektrycznej wytworzonej w kondensacji po uciepłownieniu bloku oblicza się
uwzględniając wskaźnik ubytku i wskaźnik skojarzenia:
Eel k  Eel uc  Eel sk  Eel  uQ  σ Q
(6.25)
gdzie:
Eel uc - produkcja energii elektrycznej po uciepłownieniu (pomniejszona o ubytek energii
Eel sk
elektrycznej z powodu produkcji ciepła),
- produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu,

- wskaźnik skojarzenia.
Wprowadzając (6.22), (6.24) i (6.25) do (6.23) otrzymuje się:
Ech sk 
(u  σ)Qsk
η Eel
(6.26)
skąd:
PES  1 
σu
 1
σ 
η E el 

 η ref c η ref el 


(6.27)
71
Rys. 6.6. Wskaźnik PES dla elektrowni uciepłownionej
Wskaźnik PES dla elektrowni uciepłownionej silnie zależy od wskaźnika ubytku mocy
elektrycznej. Przy poborze pary do ciepłownictwa z przelotni między częścią średnioprężną i
niskoprężną turbiny (u ≈ 0,2) wskaźnik PES przyjmuje wartości powyżej 0,2. Jednak pobór
pary o wysokim ciśnieniu (np. z wylotu części wysokoprężnej - u ≈ 0,4) powoduje, że
wskaźnik PES może spaść poniżej 10 %.
Literatura:
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
Pawlik M.: Ocena oszczędności paliwa w gospodarce skojarzonej realizowanej w
elektrowniach kondensacyjnych z odbiorem ciepła. Archiwum Energetyki nr 2, 1988.
Szargut J.: Zagadnienia doboru źródeł ciepła dla Opola. Energetyka nr 7, 1998.
Szargut J., Ziębik A.: Podstawy energetyki cieplnej. PWN, Warszawa 2000.
Szargut J.: Application of steam from regenerative bleeds for the production of network
heat in large steam power plants. Archiwum Energetyki, XXVIII (1999), nr 1-2.
Szweda J., Ziębik A.: Uciepłownienie bloków energetycznych elektrowni. Materiały
seminarium NOT Skojarzone wytwarzanie ciepła i elektryczności. Warszawa 2004.
72
7. ELEKTROCIEPŁOWNIE GAZOWE I GAZOWO-PAROWE
Spalanie gazu ziemnego w dużych jednostkach kogeneracyjnych może się odbywać w
układach z turbinami gazowymi połączonymi ze spalinowymi wymiennikami ciepłowniczymi
lub w układach gazowo-parowych. Możliwe jest także spalanie gazu w kotłach parowych
współpracujących z turbinami parowymi, jednakże układy takie ze względu na niską
sprawność nie są obecnie wykorzystywane. W dalszej części niniejszego rozdziału
zamieszczono ogólną charakterystykę układów zawierających w swej strukturze turbiny
gazowe. Przeglądu dokonano w oparciu o literaturę [1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12].
7.1. Elektrociepłownie gazowe
Schemat układu z turbiną gazową i spalinowym wymiennikiem ciepła przedstawiono na
rysunku 7.1. Układy tego typu odznaczają się niskim stopniem skomplikowania konstrukcji
oraz niską sprawnością generacji energii elektrycznej (w porównaniu do układów gazowoparowych). Niska efektywność termodynamiczna związana jest z dużą różnicą temperatury w
wymienniku ciepłowniczym - przykładowy rozkład temperatur przedstawiono na rysunku 7.2.
W tablicy 7.1 zestawiono parametry przykładowego układu kogeneracyjnego pracującego
przy maksymalnym zapotrzebowaniu na ciepło. Wskaźnik wykorzystania energii chemicznej
paliwa (EUF) osiąga wysokie wartości dla maksymalnego zapotrzebowania na ciepło. W
ujęciu średniorocznym ulega on jednak obniżeniu. Poza sezonem grzewczym turbina gazowa
pracuje w trybie autonomicznym, co zazwyczaj czyni jej eksploatację nieopłacalną. Praca
autonomiczna turbiny gazowej może mieć sens w przypadku, gdy realizuje ona usługi
regulacji mocy w systemie elektroenergetycznym. Układy z wymiennikami spalinowymi
instaluje się często dla pokrycia nieznacznie zmiennego w ciągu roku zapotrzebowania na
ciepłą wodę użytkową.
Istotną cechą układów ze spalinowym wymiennikiem ciepła jest brak wpływu poboru ciepła
na moc elektryczną turbiny gazowej. Moc elektryczna zmienia się jednak wraz ze zmianą
parametrów otoczenia, co jest związane z charakterystyką pracy sprężarki powietrza.
Rys. 7.1. Układ kogeneracyjny z turbiną gazową i spalinowym wymiennikiem ciepła
73
Rys. 7.2. Przykładowy rozkład temperatury w spalinowym wymienniku ciepłowniczym
Tablica 7.1. Przykładowe parametry układu ze spalinowym wymiennikiem ciepłowniczym
(praca przy maksymalnym zapotrzebowaniu na ciepło)
Moc elektryczna, MW
50,3
Moc cieplna, MW
59,2
Sprawność elektryczna, %
40,8
Stopień wykorzystania paliwa (EUF), %
88,8
Wskaźnik skojarzenia, 0,85
7.2 Elektrociepłownie gazowo-parowe
Układy gazowo-parowe łączą w sobie zalety termodynamiczne obiegu otwartego turbiny
gazowej (wysoka temperatura czynnika roboczego podczas doprowadzania ciepła do obiegu)
oraz klasycznego obiegu parowego (niska temperatura czynnika podczas odprowadzania
ciepła do otoczenia). Z uwagi na stosunkowo niską sprawność prostego układu turbiny
gazowej pracującej autonomicznie (także w pracy kogeneracyjnej ze spalinowym
wymiennikiem ciepła), w znacznej większości zastosowań opartych o paliwa gazowe instaluje
się układy gazowo - parowe.
Wyróżnia się dwa główne typy jednopaliwowych układów gazowo-parowych:
 układ z wysokociśnieniową wytwornicą pary (rys. 7.3),
 układ z niskociśnieniowym kotłem odzyskowym (rys. 7.4).
74
Rys. 7.3. Układ z wysokociśnieniową wytwornicą pary
Rys. 7.4. Układ z niskociśnieniowym kotłem odzyskowym
Układy z wysokociśnieniową wytwornicą pary, opalane gazem ziemnym są słabo
rozpowszechnione. Znane są przypadki ich zastosowań w miejscach gdzie wymagane były
daleko idące ograniczenia wymiarów instalacji (np. w maszynowniach okrętowych lub
pieczarach górskich). Znalazły one natomiast zastosowanie w połączeniu z ciśnieniowymi
kotłami fluidalnymi (PFBC), zastępującymi komorę spalania. Technologia ta nie jest jednak
w chwili obecnej rozwinięta w stopniu umożliwiającym komercyjne jej wykorzystanie w
układach kogeneracyjnych.
75
Obok wymienionych dwóch podstawowych sposobów realizacji jednopaliwowych układów
gazowo-parowych spotyka się także układy ze zrzutem spalin do kotła paleniskowego oraz
układ z wtryskiem pary do komory spalania lub traktu spalinowego (tzw. obieg Chenga). W
pierwszym przypadku wykorzystuje się spaliny odpływające z turbiny gazowej (14 ÷ 18%
O2) jako utleniacz do spalania innego paliwa. Zaletą tego rozwiązania jest możliwość
niezależnej pracy części gazowej i parowej. W drugim przypadku wykorzystuje się wtrysk
pary do spalin w celu obniżenia ich temperatury przed turbiną gazową. Zaletą tego układu są
małe wymiary w stosunku do mocy oraz możliwość natychmiastowego zwiększenia mocy
przez wtrysk pary. Wadą układu Chenga jest duża strata wylotowa a zatem niższa sprawność.
Układy z niskociśnieniowymi kotłami odzyskowymi ze względu na wysokie sprawności
konwersji energii chemicznej paliwa oraz stosunkowo mały stopień skomplikowania są
szeroko stosowane w praktyce. W dalszej części niniejszego rozdziału ograniczono się zatem
do opisu tego typu układów.
W skład układów gazowo-parowych wchodzą trzy podstawowe grupy urządzeń: turbina
gazowa, kocioł odzyskowy i turbina parowa wraz z wymiennikami ciepłowniczymi.
Przykładowy schemat technologiczny kogeneracyjnego układu gazowo-parowego z turbiną
gazową w układzie prostym oraz dwuciśnieniowym kotłem odzyskowym z przegrzewem
wtórnym pary przedstawiono na rys. 7.5. Jest to układ kogeneracyjny w którym ciepło
sieciowe pozyskuje się ze spalin oraz z wymienników zasilanych parą z upustów turbiny
parowej. Spalinowy wymiennik ciepła jest ostatnią powierzchnią ogrzewaną w kotle
odzyskowym.
Rys. 7.5. Przykładowy schemat technologiczny kogeneracyjnego układu gazowoparowego
76
Kluczowym elementem układu gazowo-parowego jest turbina gazowa. Turbina gazowa
składa się z trzech zasadniczych zespołów: kompresora powietrza, komory spalania i
ekspandera. Rozwój technologiczny turbin gazowych, mający na celu głównie podniesienie
ich sprawności związany jest przede wszystkim z:
 podnoszeniem temperatury spalin przy dopływie do ekspandera,
 doskonaleniem metod chłodzenia aparatu przepływowego turbiny,
 doskonaleniem kształtu kanałów łopatkowych (zwiększaniem sprawności
wewnętrznych kompresora i ekspandera),
 opracowywaniem koncepcji układów złożonych, wśród których można wymienić:
układy z regeneracją ciepła, układy z wtryskiem pary lub wody, układy z
sekwencyjnym spalaniem, układy z rekuperacją chemiczną.
Z termodynamicznego punktu widzenia temperatura spalin za komorą spalania ograniczona
jest do tzw. kalorymetrycznej temperatury spalania - parametru charakterystycznego danego
paliwa. W praktyce temperatura spalin limitowana jest jednak wytrzymałością materiałów, z
których wykonany jest układ przepływowy ekspandera (głównie pierwszy jego stopień).
Temperatura spalin przed ekspanderem, w zależności od roku wprowadzenia turbiny na
rynek, kształtuje się na poziomie od 1000 do 1500oC. W tablicy 7.2 zobrazowano postęp w
zwiększaniu temperatury spalania dla klas turbin oferowanych komercyjnie.
Tablica 7.2. Postęp w rozwoju turbin gazowych
Temperatura czynnika na
Klasa turbiny
wlocie do turbiny [°C]
A
ok. 900
B
1000 - 1040
C
1050 - 1100
D
1130 - 1250
E
1275 - 1350
F
ok. 1370
G
1450
H
1500
Sprawności turbin dużych mocy zawierają się w granicach 33 ÷ 39%, przy zakresie mocy od
50 do 350 MW (górna granica sprawności). W przypadku turbin o mniejszych mocach
sprawności zmieniają się w granicach 25 ÷ 35%, zaś dla turbin pochodzenia lotniczego w
zakresie 35 ÷ 42%.
W celu obniżenia temperatury łopatek ekspandera stosuje się ich chłodzenie powietrzem
pobieranym z wylotu lub upustu kompresora. Chłodzenie może być realizowane w trybie
zamkniętym lub otwartym. Najnowocześniejsze rozwiązania w tym zakresie polegają na
chłodzeniu aparatu łopatkowego parą wodną w układzie zamkniętym (turbiny klasy G i H).
Uzyskuje się w ten sposób podwyższenie temperatury spalin przy dopływie do pierwszego
rzędu łopatek wirnikowych ekspandera (w stosunku do otwartego chłodzenia powietrzem)
77
przy zachowaniu wymaganej temperatury powierzchni łopatek. Temperatura ta może obecnie
przekraczać 975oC. Ciepło pozyskane w układzie chłodzenia może być wykorzystywane w
obiegu parowym, co prowadzi do dalszej poprawy sprawności (o ile turbina pracuje jako
element układu gazowo-parowego).
Spośród złożonych układów turbin gazowych dostępne komercyjnie są układy z wtryskiem
wody i pary oraz z sekwencyjną komorą spalania. Wtrysk pary lub wody stosuje się w celu
obniżenia emisji NOx oraz w celu zwiększenia pracy jednostkowej turbiny. Zabieg taki
komplikuje jednak konstrukcję i może negatywnie wpływać na sprawność instalacji. Drugą
powszechnie stosowaną i ciągle doskonaloną metodą obniżania emisji NOx jest odpowiednie
stopniowanie doprowadzania powietrza do spalania (palniki typu DLN - Dry Low NOX).
Sekwencyjne spalanie polega na uzyskaniu efektu tzw. karnotyzacji obiegu, poprzez
podzielenie komory spalania na dwie sekcje, pomiędzy którymi zachodzi częściowa ekspansja
spalin. Działanie takie można w pewnym sensie porównać do stosowania wtórnego
przegrzewu pary w klasycznych obiegach parowych. W turbinach ze spalaniem
sekwencyjnym spaliny po opuszczeniu wysokociśnieniowej komory spalania są rozprężane
do pewnego ciśnienia pośredniego, po czym dopływają do kolejnej komory spalania, gdzie
doprowadzana jest także dodatkowa porcja paliwa. Po jego spaleniu następuje dalsza
ekspansja aż do osiągnięcia ciśnienia końcowego.
Wybór rodzaju obiegu oraz parametrów turbiny gazowej do pracy w gazowo-parowym
układzie kogeneracyjnym związany jest przede wszystkim z wartością temperatury spalin
przy wypływie z turbiny. Nie może być ona zbyt niska ze względu na konieczność
zapewnienia wymaganej temperatury pary świeżej w obiegu parowym, która ma duży wpływ
na sprawność całego układu. Dobór szeregu parametrów układów gazowo parowych (w tym
także turbin gazowych) jest przedmiotem szczegółowych studiów optymalizacyjnych.
Kotły odzyskowe stosowane w układach gazowo-parowych składają się z szeregu
wymienników ciepła połączonych szeregowo lub częściowo w układzie równoległym - w celu
podwyższenia ich doskonałości termodynamicznej.Odparowanie czynnika może zachodzić na
jednym, dwóch, lub trzech poziomach ciśnienia. Podwyższanie liczby poziomów ciśnienia
podwyższa sprawność kotła i całego układu. Tempo tego wzrostu wykazuje jednak tendencję
malejącą. Z tego powodu, jak również ze względu na wysokie nakłady inwestycyjne nie
stosuje się obecnie więcej niż trzech poziomów odparowania. W gazowo-parowych układach
kogeneracyjnych stosuje się często jeden lub dwa poziomy ciśnienia ze względu na
możliwość dochłodzenia spalin wodą z sieci ciepłowniczej.
Kocioł odzyskowy może być także wyposażony w przegrzewacz pary wtórnej oraz
dodatkowy parownik deaeracyjny. W układach kogeneracyjnych wtórny przegrzew pary
stosowany jest jednak rzadko. W kotłach o intensywnie rozbudowanych powierzchniach
wymiany ciepła możliwe jest wychładzanie spalin poniżej temperatury punktu rosy o ile
pozwala na to czystość paliwa spalanego w turbinie gazowej (zawartość siarki).
78
Kotły odzyskowe mogą być konstruowane w układzie poziomym lub pionowym (względem
głównego kierunku przepływu spalin). Kotły poziome pracują zazwyczaj w warunkach
cyrkulacji naturalnej (po stronie wodno-parowej); w kotłach pionowych wymagane jest
natomiast stosowanie cyrkulacji wymuszonej.
Kotły odzyskowe mogą być wyposażone w autonomiczne palniki dopalające zainstalowane
pomiędzy wylotem z turbiny gazowej i dolotem do kotła. Stosowanie dopalania w kotle nie
jest przy obecnym poziome techniki turbin gazowych uzasadnione termodynamicznie. Może
się ono jednakże przyczynić do zwiększenia pewności i elastyczności ruchowej układu.
Instalacja palników dopalających w kotle odzyskowym umożliwia ponadto eksploatację
obiegu parowego w sytuacji, gdy turbina gazowa jest w postoju. Cecha ta jest istotna w
przypadku układów kogeneracyjnych, które muszą zapewniać wysoką dyspozycyjność
dostawy ciepła.
Ciśnienia pary stosowane w kotłach odzyskowych są niższe od wartości stosowanych w
nowoczesnych kotłach opalanych węglem. Ciśnienie pary świeżej rzadko przekracza 15 MPa.
Temperatura pary świeżej nie jest zwykle wyższa od 560ºC. Jej wartość jest jednak ściśle
związana z temperaturą spalin przy dopływie do kotła.
Rys. 7.6. Schemat przykładowego kogeneracyjnego układu gazowo-parowego
Konstrukcja turbin parowych stosowanych w obiegach gazowo-parowych nie odbiega
zasadniczo od konstrukcji turbin w klasycznych obiegach parowych. Główną różnicą jest
doprowadzanie do turbozespołu dodatkowego strumienia pary w przypadku układów o kilku
poziomach odparowania w kotle odzyskowym. Układy chłodzenia skraplacza (jeżeli
79
występują) również nie odbiegają od powszechnie stosowanych w elektrowniach opalanych
węglem. W przypadku mniejszych jednostek stosowane są często mokre chłodnie
wentylatorowe.
Tablica 7.3. Przykładowe parametry kogeneracyjnego układu gazowo-parowego
Wartość przy
Wartość przy pełnym
Parametr
Jednostka pracy kondensacyjnej obciążeniu cieplnym
(tot = 15ºC)
(tot = -20ºC)
Moc elektryczna turbiny
MW
170,7
196,1
gazowej brutto
Moc elektryczna turbiny
MW
91,7
64,1
parowej brutto
Całkowita moc elektryczna
MW
262,4
260,2
brutto układu
Całkowita moc elektryczna
MW
257,3
255,7
netto układu
Ciepło grzejne
MW
0
204,3
Stopień wykorzystania paliwa
netto (EUF)
%
54,4
85,2
Rys. 7.7. Rozkład temperatury w kotle odzyskowym dla pracy w trybie ciepłowniczym
Układy gazowo-parowe mogą występować jako jedno-wałowe lub wielo-wałowe. W
pierwszym przypadku turbina gazowa i parowa napędzają jeden wspólny generator; w drugim
występują odrębne generatory elektryczne, co podwyższa nakłady inwestycyjne oraz
zmniejsza niezawodność. Układy wielo-wałowe umożliwiają jednak budowę układów
80
gazowo-parowych o bardzo dużych mocach. Moc bloków jedno-wałowych jest ograniczona
obecnie do ok. 520 MW ze względu na maksymalne moce dostępnych komercyjnie turbin
gazowych. W układach wielo-wałowych można np. zbudować układ z dwoma turbinami
gazowym, dwoma kotłami odzyskowymi i jedną turbiną parową.
W tablicy 7.3 zamieszczono przykładowe parametry kogeneracyjnego układu gazowoparowego. Zostały one wyznaczone dla układu którego schemat przedstawiono na rysunku
7.6. Na rysunku 7.7 przestawiono rozkład temperatury w kotle odzyskowym uzyskany dla
pracy w trybie ciepłowniczym.
Literatura:
Baglan Bay Power Station, Cardiff, Wales, UK. Materiały informacyjne zamieszczone
w Top Plants Power, July/August2003, www.powermag.platts.com
[2] Gas turbine and combined cycle products. Materiały informacyjne firmy General
Electric, wrzesień 2005.
[3] GT24/GT26 gas turbine. The solution for deregulated and merchant markets. Materiały
informacyjne firmy Alstom, 2002.
[4] H system - worlds most advanced combined cycle technology. Materiały informacyjne
firmy General Electric, listopad 2005.
[5] Strona internetowa firmy Alstom: www.power.alstom.com.
[6] Strona internetowa firmy Siemens: www.powergeneration.siemens.com.
[7] J.H. Horlock.: Advanced gas turbine cycles. Elsevier Science, Amsterdam-Tokyo, 2003.
[8] Septimus van der Linden, Development trends and the role of gas turbines in the future
30 years. Materiały konferencji ECOS 03. Kopenhaga, 2003.
[9] Miro R. Susta, Manfred Greth.: Efficiency Improvement Possibilities in CCGT Power
Plant Technology POWERGEN-ASIA 2001, Kuala Lumpur, Malaysia, wrzesień 2001
[10] COAL OPTIONS. Evaluation of coal-based power generation in an uncertain context.
Final report. September 2001. University Catholique de Louvain. CORE –Unite Term.
[11] Pistauer A.: Developments of Gas Turbines Combined Cycle Technology Siemens. EU
Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants, Brussels, December
1, 2005.
[12] Gas Turbine World 2009 GTW Handbook. Volume 24. Pequot Publishing Inc.
[1]
81
8. ZASOBNIKI CIEPŁA W ELEKTROCIEPŁOWNIACH
8.1. Akumulacja gorącej wody sieciowej
Zasobniki ciepła stosowane w elektrociepłowniach współpracujących z miejskimi systemami
ciepłowniczymi są wykorzystywane do poprawy efektywności ekonomicznej poprzez
odpowiednią organizację produkcji energii elektrycznej. Polega to na zwiększeniu produkcji
szczytowej energii elektrycznej kosztem obniżonej produkcji w okresie dolinowego
obciążenia systemu elektroenergetycznego.
Charakterystyczną cechą działania zasobników jest cykliczności ich pracy, tzn. następujące
po sobie kolejne fazy ładowania i rozładowania. Zasobniki magazynujące ciepło w okresie
doby nazywają się zasobnikami krótkoterminowymi.
Akumulacja gorącej wody sieciowej należy do metod termicznych bez zmiany stanu
skupienia czynnika akumulowanego. W systemach ciepłowniczych, gdzie nośnikiem energii
jest woda znajdują zastosowanie wodne izobaryczne zasobniki ciepła. Zasobnik ciepła w sieci
ciepłowniczej jest to pionowy cylindryczny zbiornik całkowicie wypełniony wodą,
przyłączony równolegle do układu podgrzewania wody sieciowej. Podczas ładowania
zasobnika, gorąca woda z rurociągu zasilającego wypycha zimną wodę do dołu. Przy
rozładowywaniu zaś woda z rurociągu powrotnego wypiera gorący czynnik do góry, do
rurociągu zasilającego. W górnej części zbiornika gromadzi się woda o wyższej a w dolnej o
niższej temperaturze. Zjawisko to spowodowane jest różnicą gęstości płynu gorącego
i zimnego. Wymiana ciepła między warstwami następuje na zasadzie dyfuzji. Po pewnym
czasie na skutek przepływu ciepła pomiędzy warstwami czynnika gorącego i zimnego tworzy
się strefa przejściowa, gdzie temperatura czynnika powoli zmienia się od temperatury wody
gorącej do temperatury wody zimnej. Objętość tej strefy jest istotna przy obliczeniach
zasobników, gdyż jej uwzględnienie wymaga zwiększenia wynikającej z obliczeń niezbędnej
objętości zbiornika akumulacyjnego. Wysokość tej strefy może w przypadku dobrze
zaprojektowanego zasobnika ciepła osiągać wielkości rzędu 30  60 cm, zaś w nieprawidłowo
dobranym zasobniku nawet 250  300 cm.
W zależności od rodzaju turbozespołów ciepłowniczych (przeciwprężny lub upustowokondensacyjny) cykle pracy zasobnika są różne. W elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną
proces ładowania zasobnika ma miejsce w okresach szczytowego zapotrzebowania na moc
elektryczną w celu uzyskania dodatkowej produkcji energii elektrycznej. Wówczas przez
wymienniki ciepłownicze przepływa zwiększony strumień pary przeciwprężnej dzięki czemu
podgrzewa się większy strumień wody sieciowej. Nadwyżka strumienia wody sieciowej jest
akumulowana w zasobniku. Rozładowanie zasobnika ma miejsce w okresie doliny.
Wymienniki ciepłownicze są zasilane mniejszym strumieniem pary przeciwprężnej a
brakującą ilość gorącej wody sieciowej uzyskuje się z zasobnika.
82
W elektrociepłowni z turbiną upustowo-kondensacyjną ładowanie zasobnika następuje w
okresach dolin w systemie elektroenergetycznym. Przez wymienniki ciepłownicze przepływa
w okresie ładowania zasobnika zwiększony strumień wody sieciowej, który jest
odprowadzany do zasobnika ciepła. W okresie rozładowania zasobnika, czyli w okresach
szczytów zapotrzebowania na energię elektryczną, gorąca woda do sieci ciepłowniczej jest
dostarczana z zasobnika ciepła, zaś dodatkowy strumień pary, uzyskany w wyniku
przymknięcia zaworów na upustach ciepłowniczych zasila człon kondensacyjny turbiny,
wytwarzając dodatkową szczytową moc.
8.2. Obliczanie objętości zasobnika ciepła
W celu wyznaczenia objętości zasobnika należy określić nadwyżkę czynnika grzejnego S. Jest
to różnica między maksymalną a minimalną ilością czynnika w zasobniku:
S  Gz max  Gz min
(8.1)
gdzie:
Gz max - maksymalna ilość czynnika w zasobniku,
G z min - minimalna ilość czynnika w zasobniku.
Objętość Vz zasobnika wynika z relacji:
Vz 
S
gz
(8.2)
gdzie g z oznacza jednostkową zdolność akumulacyjną zasobnika; w przypadku akumulacji
gorącej wody sieciowej jest to średnia gęstość wody sieciowej magazynowanej w zasobniku.
Przyrost ilości czynnika w zasobniku (gorącej wody sieciowej) wynika z równania:

G w   G w d
(8.3)
0
gdzie:
G w - przyrost ilość wody w zasobniku,
G w - strumień ładowania lub rozładowania zasobnika.
Na rysunku 8.1 przedstawiono przykładowe wykresy ładowania i rozładowania zasobnika
oraz przyrostu i zmniejszenia ilości czynnika akumulowanego w przypadku układu
współpracującego z turbiną przeciwprężną. Nadwyżkę czynnika grzejnego S można wówczas
wyznaczyć za pomocą równania:
S  Gw max  Gw min
(8.4)
które określa maksymalną ilość czynnika, jaką można uzyskać z zasobnika w jednym cyklu
działania (rys. 8.1).
83
Rys. 8.1. Przykładowy wykres strumieni ładowania i rozładowania zasobnika oraz wykres
przyrostów i zmniejszenia ilości wody gorącej w zasobniku
8.3. Zasobnik gorącej wody sieciowej w elektrociepłowni z turbiną
przeciwprężną
Ideowy schemat cieplny elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną i koncepcję podłączenia
zasobnika ciepła przedstawia rys. 8.2. Wymienniki ciepłownicze są zasilane parą z wylotu
turbiny przeciwprężnej.
Zainstalowanie zasobnika ciepła w układzie elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną
pozwala w okresie szczytowego obciążenia w systemie elektroenergetycznym na zwiększenie
mocy turbozespołu o Nel s i zmniejszenie obciążenia turbozespołu o Nel d w okresie doliny,
przy zachowaniu produkcji energii elektrycznej w ciągu doby na stałym poziomie,
wynikającym ze stałej w ciągu doby produkcji ciepła na strumieniu pary z wylotu turbiny
84
przeciwprężnej. Jeżeli założy się moc turbiny w przypadku pracy bez zasobnika na poziomie
wartości średniej wynikającej ze średniodobowego zapotrzebowania na ciepło, otrzymuje się
wówczas zależność:
( N el  N el s )τ s  ( N el   N el d )τ d  Eel D
(8.5)
gdzie:
N el
- średnia w okresie doby moc elektryczna turbozespołu,
N el s
- zwiększenie obciążenia turbozespołu w okresie szczytu w systemie
 N el d
elektroenergetycznym (w czasie ładowania zasobnika),
- zmniejszenie obciążenia turbozespołu w okresie doliny w systemie
 s , d
elektroenergetycznym (w czasie rozładowania) zasobnika,
- czas trwania obciążenia szczytowego i dolinowego,
E el D
- dobowa produkcja energii elektrycznej.
Rys. 8.2. Zasobnik wody sieciowej w układzie turbiny przeciwprężnej. Oznaczenia: K kocioł parowy; T - turbina przeciwprężna; G - generator, W - wymiennik ciepłowniczy; Z wyporowy zasobnik ciepła.
Z równania (8.5) wynika związek pomiędzy przyrostem mocy szczytowej i spadkiem
mocy dolinowej turbozespołu przeciwprężnego:
N el s
τ
 d
(8.6)
 N el d  s
Przyrostowi mocy szczytowej i spadkowi mocy dolinowej turbiny towarzyszy odpowiednio
zwiększenie i zmniejszenie strumienia pary przeciwprężnej, między którymi obowiązuje
relacja analogiczna do równania (8.6):
τ
 G ppd  G pps s
(8.7)
τd
gdzie:
85
G pp s
- przyrost strumienia pary przeciwprężnej w okresie szczytu w systemie
elektroenergetycznym,
 G pp d
- zmniejszenie strumienia pary przeciwprężnej w okresie doliny w systemie
elektroenergetycznym.
Zwiększony strumień pary przeciwprężnej musi spełniać ograniczenie wynikające z
maksymalnej przepustowości turbiny.
Strumieniom G pp s i  G ppd odpowiadają strumienie G w s i  G wd , zwiększenia
strumienia wody sieciowej przepływającej przez wymiennik w okresie szczytu
i akumulowanego w zasobniku oraz zmniejszenia strumienia wody sieciowej przepływającej
przez wymiennik w czasie doliny, które odpowiada strumieniowi rozładowania zasobnika:
ΔG pps(i pp  ik )

ΔGws 
(8.8)
c w(t g  t p )
 ΔG wd
gdzie:
G
ws
τ
ΔG pps s (i pp  ik )
τd

c w(t g  t p )
(8.9)
- zwiększenie strumienia wody sieciowej przepływającej przez wymiennik
ciepła w szczycie,
 G wd
- zmniejszenie strumienia wody sieciowej przepływającej przez wymiennik
tg , tp
ipp, ik
ciepła w okresie doliny,
- temperatura wody gorącej i powrotnej w cyklu pracy zasobnika,
- entalpia pary przeciwprężnej i kondensatu opuszczającego wymiennik ciepła.
Pomiędzy strumieniami G ws i  G wd obowiązuje zależność analogiczna do (8.6):
τ
 G wd  G ws s
τd
(8.10)
Ładowanie zasobnika ciepła w układzie z turbiną przeciwprężną występuje w okresie szczytu
w systemie elektroenergetycznym, natomiast rozładowanie w okresie doliny. Przykładowo
przyjęto, iż szczyt przedpołudniowy trwa 6 godzin (od 7.00 do 13.00), a szczyt popołudniowy
5 godzin (od 16.00 do 21.00). W okresie szczytu przedpołudniowego następuje zwiększenie
strumienia pary przeciwprężnej i w wymiennikach ciepła podgrzewa się dodatkowy strumień

wody chłodnej G
ws pobieranej z dolnej części zasobnika i wprowadzanej do rurociągu
wody powrotnej sieci ciepłowniczej. Podgrzany dodatkowy strumień wody jest
magazynowany w górnej części zasobnika. W okresie doliny popołudniowej (od 13.00 do
16.00) następuje zmniejszenie strumienia pary przeciwprężnej i w wymiennikach ciepła
podgrzewa się mniejszy strumień wody sieciowej. Część strumienia wody powrotnej
86
 G wd jest kierowana przed wymiennikami ciepła do dolnej części zasobnika, wypierając z
jego górnej części wodę podgrzaną do rurociągu wody gorącej sieci ciepłowniczej za
wymiennikami ciepła. Operacje te powtarzają się odpowiednio podczas szczytu
popołudniowego i doliny nocnej.
Objętość zasobnika ciepła wyznacza się w oparciu o wykresy ładowania i rozładowania wody
sieciowej (tak jak na rys. 8.1) oraz algorytm przedstawiony w punkcie 8.2.
8.4. Zasobnik gorącej wody sieciowej w elektrociepłowni z turbiną
upustowo-kondensacyjną
Na rys. 8.3 przedstawiono schemat podłączenia zasobnika gorącej wody sieciowej w
elektrociepłowni z turbiną upustowo-kondensacyjną. Człon kondensacyjny może być
wówczas wykorzystywany do zwiększenia produkcji szczytowej energii elektrycznej. Zasada
współdziałania zasobnika gorącej wody sieciowej z turbiną upustowo-kondensacyjną jest
następująca. W okresie doliny obciążenia w krajowym systemie elektroenergetycznym
zwiększa się strumień pary upustowej G u o G . Strumień pary upustowej G służy do
ud
ud
podgrzewania dodatkowej ilości wody sieciowej, którą magazynuje się w zasobniku. W
rezultacie zwiększenia obciążenia upustu w okresie doliny następuje zmniejszenie produkcji
energii elektrycznej dolinowej. W okresie szczytowego obciążenia w systemie
elektroenergetycznym przymyka się częściowo upust ciepłowniczy i gorąca woda z zasobnika
uzupełnia zasilanie sieci ciepłowniczej. Dzięki temu można zwiększyć strumień pary płynącej
do skraplacza o G us i zwiększyć produkcję szczytowej energii elektrycznej.
TUK
regen
u
k
woda gorąca
woda powrotna
Rys. 8.3. Zasobnik wody sieciowej w układzie turbiny TUK
87
Jeżeli założy się obciążenie dobowe upustu ciepłowniczego turbiny upustowo-kondensacyjnej
na poziomie wartości średniej wynikającej ze średniodobowego zapotrzebowania na ciepło,
wówczas przy pracy z zasobnikiem ciepła musi być spełniona zależność:
G      G  G   G   G 
(8.11)
u
s
d

u
ud

d

u
us

s
gdzie:
G
- średniodobowy strumień pary upustowej,
G u d
- przyrost strumienia pary upustowej w czasie doliny w systemie
u
elektroenergetycznym,
 G u s
- zmniejszenie strumienia pary upustowej w okresie trwania szczytu w
systemie elektroenergetycznym.
Z równania (8.11) otrzymuje się:
G u d
 G

us
s
d
(8.12)
Zwiększony strumień pary upustowej w okresie doliny powoduje zmniejszenie mocy
turbozespołu z powodu obniżenia strumienia pary przepływającej przez człon kondensacyjny:
 N el d  G u d iu k me
(8.13)
i przyrost mocy turbozespołu w okresie szczytu na skutek zmniejszenia strumienia pary
upustowej:
N el s   G us iu k me
(8.14)
gdzie:
 N el d
- zmniejszenie mocy turbozespołu w okresie doliny,
N el s
- przyrost mocy turbozespołu w okresie szczytu,
iu k
- spadek entalpii pary w części niskoprężnej turbiny,
 me
- sprawność elektromechaniczna turbozespołu.
Z równań (8.13) i (8.14), przy uwzględnieniu (8.11) uzyskuje się:
 N el d
N el s

s
d
(8.15)
Zwiększenie strumienia wody sieciowej przewidzianej do ładowania zasobnika wynika z
bilansu wymiennika ciepłowniczego:
G ud iwc
G wd 
(8.16)
c w (t g  t p )
gdzie:
G wd - przyrost strumienia wody sieciowej w okresie ładowania zasobnika,
88
iwc
- spadek entalpii pary upustowej w wymienniku ciepłowniczym,
t g , t p - temperatury wody gorącej i powrotnej za i przed wymiennikiem ciepłowniczym.
Zmniejszenie strumienia wody sieciowej przepływającej przez wymiennik ciepłowniczy
równe strumieniowi wody gorącej rozładowywanej z zasobnika ujmuje równanie:
G u d
 G w s 
d
i w c
s
(8.17)
c w (t g  t p )
Z równań (8.16) i (8.17) wynika:
G w d

 s
| G w s |  d
(8.18)
Dalszy tok obliczeń zasobnika gorącej wody sieciowej jest analogiczny jak w przypadku
zasobnika działającego w układzie z turbiną przeciwprężną. Z równania (8.3) oblicza się na
podstawie zadanych strumieni ładowania i rozładowania zasobnika, przyrosty i zmniejszenie
ilości czynnika akumulowanego. Na podstawie wykresu zmian ilości czynnika
akumulowanego w zasobniku i równania (8.4) wyznacza się niezbędną nadwyżkę czynnika
akumulowanego. Równanie (8.2) służy następnie do obliczenia niezbędnej objętości
zasobnika ciepła.
8.5. Przykłady oceny efektywności ekonomicznej zastosowania
zasobników ciepła
Efektem finansowym działania zasobnika gorącej wody sieciowej jest zwiększenie
przychodów ze sprzedaży dodatkowej szczytowej energii elektrycznej w porównaniu do ceny
energii elektrycznej dolinowej:
2
S
 E
el s j
(k s j  kd )
(8.19)
j 1
gdzie:
S
- zwiększenie przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej wynikające z dodatkowej
produkcji szczytowej energii elektrycznej,
Eel s j - roczne zwiększenie produkcji szczytowej energii elektrycznej w j-tej strefie doby na
skutek zainstalowania zasobnika gorącej wody sieciowej,
ks j , kd - cena jednostkowa sprzedaży szczytowej energii elektrycznej w j-tej strefie doby oraz
j
energii elektrycznej dolinowej,
- numer strefy obciążeń szczytowych (wyróżniono dwa okresy szczytowe).
Obok zwiększenia przychodów ze sprzedaży dodatkowej szczytowej energii elektrycznej
dane wejściowe do analizy ekonomicznej obejmują wysokość nakładów inwestycyjnych na
budowę zasobnika ciepła, koszty eksploatacyjne (zużycie energii elektrycznej na napęd pomp,
89
koszt strat ciepła w zasobniku, koszty remontów). Do danych wejściowych należy także
informacja o strukturze finansowania przedsięwzięcia.
Analizy ekonomiczne efektywności kilku inwestycji zasobników ciepła wskazują na
opłacalność tych przedsięwzięć [5,8]. Czasy zwrotu mieściły się w przedziale 2,5 roku do 6
lat. Analiza efektywności ekonomicznej inwestycji powinna obejmować również tzw. analizę
wrażliwości. Uwzględnia ona fakt niewystępowania w rzeczywistości idealnych rynków, co
powoduje że ceny i koszty założone do sporządzenia projekcji finansowych w rzeczywistości
mogą być odmienne. Efekt ekonomiczny inwestycji jest wrażliwy na zmiany cen sprzedaży
energii elektrycznej, wysokość nakładów inwestycyjnych oraz wysokość stopy dyskonta.
Przeprowadzona analiza wrażliwości wykazała, iż efekt ekonomiczny jest najbardziej
wrażliwy na zmiany cen energii elektrycznej oraz wysokość nakładów inwestycyjnych.
Literatura:
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
Beckmann, Gilli P.V: Thermal energy storage. Springer – Verlag, Wien., 1984.
Jachna T., Sierpińska M.: Ocena przedsiębiorstwa według standardów światowych.
Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa 2000.
Szargut J., Ziębik A.: Podstawy energetyki cieplnej. PWN, Warszawa 2000.
Szargut J.: Produkcja szczytowej energii elektrycznej dzięki akumulacji ciepła
w elektrociepłowni. Energetyka 3/1992.
Ziębik A., Zuwała J.: Analiza techniczno-ekonomiczna zastosowania zasobnika ciepła
w elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną w celu maksymalizacji produkcji szczytowej
energii elektrycznej. Gospodarka Paliwami i Energią, 2/2000 .
Ziębik A., Zuwała J., Ciasnocha Cz.: Dobór optymalnej wielkości zasobnika ciepła przy
zadanym wykresie rzeczywistym obciążeń w elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną.
Energetyka, 9/2001.
Ziębik A. Zuwała J.: Zastosowanie zasobników ciepła w aspekcie zwiększenia produkcji
energii elektrycznej w elektrociepłowniach. Materiały VIII Krajowej Konferencji
Energetycznej ”Ekologiczne i Ekonomiczne Wytwarzanie Energii”, Rydzyna 2002.
Ziębik A., Zuwała J.: Akumulacja ciepła w elektrociepłowniach; przegląd rozwiązań i
ekonomika. Energetyka Cieplna i Zawodowa nr 2, 2003.
90
9. ANALIZA TERMO-EKOLOGICZNA ELEKTROCIEPŁOWNI
9.1. Pojęcie wskaźnika kosztu termo-ekologicznego
Produkcja ciepła i elektryczności w kogeneracji, podobnie jak wytwarzanie innych produktów
użytecznych, jest związana z negatywnym oddziaływaniem procesów energetycznych na
środowisko. Oddziaływania te można ująć w dwie grupy:
 wyczerpywanie nieodnawialnych bogactw naturalnych,
 naruszenie równowagi ekologicznej na skutek emisji szkodliwych substancji do
otoczenia.
Druga grupa oddziaływań wpływa także na zwiększenie wyczerpywania nieodnawialnych
bogactw naturalnych ze względu na konieczność kompensacji ujemnych skutków emisji.
Budowa i eksploatacja urządzeń ochronnych oraz naprawa szkód w środowisku człowieka
wymagają dodatkowego zużycia bogactw naturalnych. Tak więc szkodliwość ekologiczna
procesów energetycznych powoduje dodatkowo wyczerpywanie nieodnawialnych bogactw
naturalnych (w tym paliw kopalnych).
Jako miernik wyczerpywania nieodnawialnych bogactw naturalnych przyjęto za [5] wskaźnik
kosztu termo-ekologicznego. Wskaźnik kosztu termo-ekologicznego jest zdefiniowany jako
skumulowane zużycie egzergii bogactw nieodnawialnych obciążające wszystkie etapy
procesów wytwórczych prowadzące od pozyskania surowców do produktu finalnego [5].
Egzergia jest bowiem najbardziej miarodajnym miernikiem jakości nieodnawialnych bogactw
naturalnych.
W procesach zasilanych nośnikami energii pochodzącymi ze źródeł nieodnawialnych
(procesy spalania, wytwarzanie elektryczności) składnik eksploatacyjny kosztu termoekologicznego znacznie przewyższa koszty stałe. W tym przypadku zatem, obliczanie
wskaźników kosztu termo-ekologicznego można ograniczyć do składników eksploatacyjnych.
Wskaźnik kosztu termo-ekologicznego można obliczać za pomocą układu równań
bilansowych lub metodą sekwencyjną [8]. Układ równań bilansowych kosztu termoekologicznego winien być sformułowany dla podstawowych gałęzi gospodarki (np. paliwa
kopalne, stal, cement, energia elektryczna itd.). Uwzględnione zostają wówczas powiązania
silne pomiędzy poszczególnymi sektorami (gałęziami) gospodarki kraju.
Dla j-tej gałęzi wytwórczej równanie bilansu kosztu termo-ekologicznego przyjmuje postać
[3]:
j  j    f i j  ai j i   ar j r   bs j  pk j  k
(9.1)
i
r
s
k
gdzie:
ρj, ρi - jednostkowy koszt termo-ekologiczny produktu głównego j-tego oraz i-tego procesu,
MJ/kmol lub MJ/kg,
ρr
- jednostkowy koszt termo-ekologiczny r-tego wyrobu importowanego, MJ/kmol lub
MJ/kg,
91
ai j, fi j - współczynnik zużycia i ubocznego wytwarzania i-tego półwyrobu krajowego w j-tej
gałęzi wytwórczej, np. kg/kg; kg/MJ,
ai j
- współczynnik zużycia r-tego półwyrobu importowanego w j-tej gałęzi wytwórczej,
np. kg/kg; kg/MJ,
bs j
- bezpośrednie zużycie egzergii s-tego nieodnawialnego bogactwa naturalnego w j-tej
gałęzi wytwórczej, MJ/kg lub MJ/kmol,
pk j
- ilość wytwarzanego k-tego produktu odpadowego na jednostkę j-tego produktu
głównego, np. kg/kg; kg/MJ,
ζk
- koszt termo-ekologiczny obciążający jednostkę k-tego produktu odpadowego, MJ/kg,
Dla rozwiązania układu równań bilansowych (9.1) konieczne jest określenie sposobu
wyznaczania kosztu termo-ekologicznego produktów importowanych i produktów ubocznych
występujących w procesach skojarzonych. W przypadku produktów importowanych zakłada
się, że koszt termo-ekologiczny produktów importowanych jest w odniesieniu do jednostki
monetarnej taki sam jak dla wyrobów eksportowanych. Produkty uboczne w procesach
skojarzonych obciąża się takim samym kosztem termo-ekologicznym jak w procesach
zastąpionych bazując na zasadzie unikniętych nakładów i emisji (podobnie jak zasada
kosztów unikniętych).
W obliczeniach praktycznych wskaźnik kosztu termo-ekologicznego
odprowadzanie k-tej substancji do otoczenia oblicza się z zależności [1, 2, 8]:
B
k 
wk
PKB   Pk w k
obciążający
(9.2)
k
gdzie:
B
- egzergia bogactw nieodnawialnych wydobywanych w kraju w wybranym roku,
PKB - produkt krajowy brutto,
- roczna ilość k-tej substancji szkodliwej odprowadzanej do otoczenia w
Pk
wk
rozpatrywanym regionie,
- monetarny wskaźnik szkodliwości k-tej substancji szkodliwej.
Do głównych gazowych zanieczyszczeń powietrza powstających przy produkcji ciepła
i elektryczności (zarówno w gospodarce rozdzielonej jak i skojarzonej) należy zaliczyć tlenki
siarki SO2, tlenki azotu NOX i pyły. Monetarne wskaźniki szkodliwości i koszt termoekologiczny tych substancji obliczone za pomocą wzoru (9.2) dla warunków roku 2008
zawarto w tablicy 9.1.
Tablica 9.1. Wskaźnik szkodliwości i koszt termo-ekologiczny głównych gazowych
zanieczyszczeń powietrza
Substancja szkodliwa
Lp. Wskaźnik Jednostka
SO2
NOX
Pył
1.
wk
PLN2008/kg
45,05
33,09
24,62
2.
ζk
MJex/kg
97,82
71,88
53,42
92
W przypadku emisji CO2 nie są znane monetarne wskaźniki szkodliwości wk i dlatego
zastosowanie wzoru (9.2) nie jest możliwe. Koszt termo-ekologiczny można w tym
przypadku obciążyć kosztem usuwania przy zastosowaniu najlepszych dostępnych technik:
 G jCO2  j  u GuCO2 siu  i
(9.3)
 CO2  j
GCO2
gdzie:
G jCO 2 - ilość j-tego surowca, półwyrobu lub nośnika energii zużytego w instalacji usuwania
GCO 2
CO2,
- ilość usuniętego CO2,
GuCO 2 - ilość wytworzonego
u-tego produktu ubocznego przy usuwaniu substancji
szkodliwych.
W przypadku usuwania CO2 metodami aminowymi uzyskuje się wartość kosztu termoekologicznego na poziomie [1]  CO 2 = 4,4 MJ/kg.
Wyznaczone koszty termo-ekologiczne podstawowych produktów mogą być zastosowane w
metodzie sekwencyjnej wyznaczania kosztu termo-ekologicznego gałęzi słabo powiązanych z
podstawowymi gałęziami gospodarki. Metodę sekwencyjną wyznaczania kosztu termoekologicznego można zastosować w przypadku procesów kogeneracyjnych.
W analizach kosztu termo-ekologicznego wprowadza się wskaźnik zrównoważonego rozwoju
zdefiniowany następująco [1,8]:
rj 
j
bj
(9.4)
Wskaźnik ten wyraża stosunek kosztu termoekologicznego j-tego produktu  j do jego
egzergii właściwej b j . Im wartość wskaźnika r j jest większa od jedności tym bardziej
niekorzystne jest oddziaływanie rozpatrywanego produktu na wyczerpywanie
nieodnawialnych bogactw naturalnych. Wskaźnik ten może być cennym narzędziem przy
porównywaniu wpływu różnych produktów na wyczerpywanie nieodnawialnych bogactw
naturalnych.
Przykład 9.1 Równanie kosztu termo-ekologicznego
W kopalni węgla kamiennego wyróżniono następujące zużycia surowców, półwyrobów
i nośników energii obciążające jednostkową ilość wydobywanego węgla kamiennego:
 zużycie własne wydobywanego węgla kamiennego
a11,
 zużycie gazu ziemnego
a31,
 zużycie energii elektrycznej
a41,
 zużycie stali w kopalni i przy transporcie węgla
a71.
93
W przypadku gazu ziemnego zużycie należy podzielić na zużycie gazu ziemnego
pochodzącego ze złóż krajowych χ3 o wskaźniku kosztu termo-ekologicznego 3 oraz na
zużycie gazu ziemnego importowanego (1- χ3) o wskaźniku kosztu termo-ekologicznego 3r.
Dla uproszczenia zużycie stali można wyrazić poprzez ekwiwalentne zużycie surówki
wielkopiecowej. Równanie bilansu przyjmuje wówczas postać:
1  a11 1   3 a31 3  a41 4  a7 1  7
 b1  1   3 a31 3r   p1k  k
k
W równaniu bilansowym należy przyjąć następujące wartości wskaźników zużycia
jednostkowego: a11 = 0,0058 kg/kg; a31 = 0,000041 kmol/kg; a41 = 0,175 MJ/kg; a71 = 0,004
kg/kg, egzergię właściwą wydobywanego węgla b1 = 26,2 MJ/kg.
Na podstawie danych statystycznych (roczne wydobycie węgla w kraju i roczna produkcja
substancji szkodliwych w kopalniach węgla) określono jednostkowe emisje szkodliwych
substancji na jednostkę wydobywanego węgla specjalnego i koksującego
p1SO2  p1NOx  p1pyl  0,0001 kg/kg .
Dla podanych wartości wskaźnik kosztu termo-ekologicznego dla węgla wynosi:
1  27,1 MJ/kg
Zapisując równania kosztu termo-ekologicznego w sposób zaprezentowany w przykładzie 9.1
dla wszystkich gałęzi gospodarki kraju można wyznaczyć koszt termo-ekologiczny
dowolnych produktów. Tablica 9.2 zawiera wyniki obliczeń eksploatacyjnego kosztu termoekologicznego  , stosunku kosztu termoekologicznego do energii chemicznej  oraz
wskaźnika zrównoważonego rozwoju r dla wybranych nośników energii.
Tablica 9.2. Eksploatacyjny koszt termo-ekologiczny nośników energii


Wd
bch
r
Rodzaj nośnika energii
MJ/j.m. MJ/j.m.
MJ/j.m.
MJ/MJ
MJ/MJ
1
Węgiel kamienny energetyczny
24,0
26,2
27,1
1,13
1,04
1
Węgiel brunatny
7,8
9,1
9,46
1,21
1,04
2
Gaz ziemny (kraj+import)
790,0
821,6
710,3
0,90
0,87
2
Gaz ziemny (krajowy)
790,0
821,6
835,7
1,06
1,02
2
Gaz ziemny (importowany)
790,0
821,6
619,9
0,78
0,76
2
Gaz koksowniczy (krajowy)
380,0
380,0
417,8
1,10
1,10
3
Energia elektryczna
3,60
3,60
3,60
1
2
3
j.m. = kg, j.m. = kmol, Wd , bch - wartość opałowa i egzergia chemiczna, j.m. = MJ
Przykład 9.2 Koszt termo-ekologiczny biomasy
W przypadku nieodnawialnych nośników energii pierwotnej dominującym składnikiem
kosztu termo-ekologicznego jest część eksploatacyjna. W przypadku odnawialnych nośników
94
energii (np. biomasy) konieczne jest uwzględnienie również innych składowych, w
szczególności składowej transportowej oraz składowej wynikającej ze zużycia środków
uprawy roślin. W przypadku biomasy w postaci zrębków drzewnych, w szczególności należy
rozpatrzyć zużycie paliwa na ścinanie, zużycie elektryczności na zrębkowanie oraz zużycie
oleju napędowego na transport biomasy dla różnych urządzeń i środków transportu. Dla
wyznaczenia kosztu termo-ekologicznego biomasy przyjęte zostały wartości średnie zużycia
paliwa i elektryczności oraz uwzględniono dwa warianty transportu biomasy – na odległość
50 oraz 100 km. Koszt termo-ekologiczny wynika w rozważanym przypadku z zależności:
biomasy  at   ol nap  x  ael zr  el  asc  ol nap   ai i
i
gdzie x - odległość transportu biomasy, km; objaśnienia pozostałych symboli są zgodne
z zestawieniem poniżej, zawierającym przykładowe dane do obliczeń.
Tablica 9.3.
Zużycie paliwa na transport
Zużycie energii elektrycznej na zrębkowanie
Zużycie paliwa na ścinanie
Wskaźniki kosztu termoekologicznego:
Energia elektryczna
Olej napędowy
Olej napędowy
Wartość opałowa biomasy
at
MJ/kg km
0,0033663
ael zr
MJ/kg
0,058
asc
kg/kg
0,0004159
γel
MJ/MJ
MJ/kg
MJ/MJ
MJ/kg
3,6
49,9
1,17
8
γol nap
γol nap
Wd b
Dla przyjętych danych wyniki przykładowych obliczeń kosztu termo-ekologicznego biomasy
dla dwóch wariantów odległości transportowej przedstawiają się następująco:
Tablica 9.4.
Koszt termoekologiczny biomasy na
dystansie 100 km
biomasy
Koszt termoekologiczny biomasy na
dystansie 50 km
biomasy
γbiomasy
γbiomasy
MJ/kg
MJ/MJ
MJ/kg
MJ/MJ
0,63
0,08
0,43
0,05
9.2. Koszt termo-ekologiczny ciepła wytwarzanego w układzie
skojarzonym
W układzie skojarzonym wytwarzane jest ciepło grzejne (produkt główny) oraz energia
elektryczna (produkt uboczny). Zgodnie z zasadą unikniętych nakładów, koszt termoekologiczny produktu ubocznego należy określić wykorzystując zasadę zastępowania
produktu w procesie jednocelowym przez produkt uboczny. W rozważanym przypadku
energia elektryczna produkowana ubocznie w elektrociepłowni zastępuje energię elektryczną
wytwarzaną w elektrowniach krajowego systemu elektroenergetycznego (  Eel  0,37) .
Wskaźnik kosztu termo-ekologicznego produkcji ciepła grzejnego w elektrociepłowni wynika
95
z kosztu termo-ekologicznego paliwa zużywanego w elektrociepłowni pomniejszonego o
koszt termo-ekologiczny paliwa zastąpionego w elektrowni zawodowej.
Obliczenia kosztu termo-ekologicznego ciepła są prowadzone według następującego
schematu obliczeniowego:
1) strumień ciepła wytwarzanego w elektrociepłowni:
Q g 0
Q g 
(9.5)
 pc
gdzie:
- zapotrzebowanie ciepła u odbiorcy,
Q go
 pc
- sprawność przesyłania ciepła do odbiorcy,
2) moc elektryczna wytworzona w elektrociepłowni:

N  Q
el
sk
(9.6)
g
gdzie  sk - wskaźnik skojarzenia.
W elektrociepłowni mogą być równocześnie produkowane nośniki ciepła o różnych
parametrach; przykładem jest równoczesne wytwarzanie
ciepła grzejnego i
technologicznego; w takim przypadku całkowita moc cieplna elektrociepłowni jest równa:
  Q
Q
 gi
g
(9.7)
i
gdzie indeks i dotyczy ciepła grzejnego o parametrach (pi, Ti);
3) sprawność cząstkowa wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowni brutto,
przy założeniu, że sprawności przesyłania energii elektrycznej z elektrowni i
elektrociepłowni są jednakowe, wynika z równania:
1
B
N
 EelEC
  EelEK
(9.8)
1   el
gdzie:
B
elEC
- sprawność cząstkowa brutto wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowni,
N
elEK
- sprawność energetyczna netto elektrowni kondensacyjnej,
 el
- wskaźnik elektrycznych potrzeb własnych elektrociepłowni,
4) zużycie energii chemicznej
elektrociepłowni:
paliwa
na
produkcję
energii
N
E chelEC  B el
ηEelEC
elektrycznej
w
(9.9)
5) sumaryczne zużycie energii chemicznej paliwa w elektrociepłowni:
96
Q  N
E chEC  g B el
 EC
(9.10)
gdzie  BEC - sprawność energetyczna elektrociepłowni brutto, która jest parametrem w
symulacji,
6) sprawność cząstkowa wytwarzania ciepła w elektrociepłowni:
Q g
cEC 
N
E chEC  B el
(9.11)
 EelEC
7) zużycie energii chemicznej paliwa związane z wytwarzaniem ciepła grzejnego:
Q g
E chcEC 
(9.12)
cEC
W przypadku gdy wytwarzane są strumienie ciepła o różnych parametrach występuje
konieczność podziału energii chemicznej wyrażonej zależnością (9.14) pomiędzy te
strumienie. Do tego celu należy wykorzystać metodę klucza egzergetycznego, zgodnie z którą
strumień energii chemicznej paliwa obciążający strumień ciepła o i-tych parametrach
wyznacza się jako:
m p ,i bu  bk i
E chcEC ,i  E chcEC
(9.13)
 m p,i bu  bk i
i
gdzie:
m p ,i - strumień pary upustowej lub przeciwprężnej o parametrach (pi, Ti),
bu , bk - egzergia właściwa strumienia pary upustowej lub przeciwprężnej oraz kondensatu
powrotnego,
- dotyczy i-tego nośnika ciepła (o parametrach pi, Ti).
i
8) koszt termo-ekologiczny wytwarzania ciepła w elektrociepłowni wynika z równania:
E
 Q  chcEC  pal   pal 
(9.14)
Q g 0
gdzie:
 pal
- koszt termo-ekologiczny paliwa spalanego w elektrociepłowni odniesiony do energii
 pal
chemicznej, MJ/MJ,
- koszt termo-ekologiczny wynikający z odprowadzania substancji szkodliwych do
otoczenia powstałych na skutek spalenia jednostki energii chemicznej paliwa w
elektrociepłowni odniesiony do energii chemicznej paliwa, MJ/MJ.
Wskaźnik  pal dla podstawowych gazowych substancji szkodliwych powstających na skutek
spalania paliwa w elektrociepłowni wynika z zależności:
97
 pal 

1
 SO2 SO 2  m
 NOx  NOx  m
 pyl pyl  (1  z b )m
 CO 2 CO 2
m

EchcEC

(9.15)
gdzie:
m k
- strumień k-tej substancji szkodliwej lub CO2 odprowadzanej z elektrociepłowni do
k
otoczenia, kg/s,
- koszt termo-ekologiczny k-tej substancji szkodliwej obliczany według zależności
 CO2
(9.2), MJ/kg,
- koszt termo-ekologiczny usuwania CO2 obliczany z bilansu kosztu termoekologicznego dla instalacji usuwania, MJ/kg,
- udział energii chemicznej biomasy w energii chemicznej paliwa spalanego
w elektrociepłowni.
Równanie (9.15) oprócz gazowych substancji szkodliwych uwzględnia również koszt termoekologiczny emisji CO2. W równaniu wprowadzono wskaźnik zb, uwzględniający założenie o
zamkniętym cyklu CO2 podczas spalania biomasy.
W krajowym systemie elektroenergetycznym udział gazu ziemnego w strukturze zużycia
paliw obciążającego wytwarzanie energii elektrycznej jest stosunkowo mały. Z tego powodu
przyjęto, że energia elektryczna zastępuje energię elektryczną wytwarzaną w zawodowej
elektrowni parowej opalanej węglem kamiennym.
Na rysunkach 9.1 i 9.2 przedstawiono zależność wskaźnika kosztu termo-ekologicznego
wytwarzania ciepła grzejnego w elektrociepłowni od wskaźnika skojarzenia oraz sprawności
energetycznej elektrociepłowni. W tablicach 9.3 i 9.4 przedstawiono dane pomocnicze do
obliczeń.
Tablica 9.5. Dane pomocnicze do obliczeń
Sprawność przesyłania ciepła z EC (1)
Sprawność transformacji i przesyłania energii elektrycznej
Sprawność energetyczna elektrowni zastąpionej
Sprawność energetyczna kotła ciepłowni
Wskaźnik potrzeb własnych elektrowni zastąpionej
Wskaźnik potrzeb własnych elektrociepłowni parowej
0,85
0,87
0,37
0,80
0,08
0,15
Tablica 9.6. Dane pomocnicze do obliczeń  emisje substancji szkodliwych na jednostkę
energii chemicznej węgla spalanego w elektrociepłowni
SO2
NOx
Pył
kg/MJ
kg/MJ
kg/MJ
0,00005
0,0006
0,00013
98
 EecB  0,70
 EecB  0,75
 EecB  0,80
 EecB  0,85
Rys. 9.1 Zależność wskaźnika kosztu termo-ekologicznego wytwarzania ciepła grzejnego w
elektrociepłowni węglowej od wskaźnika skojarzenia oraz sprawności energetycznej
elektrociepłowni
 EecB  0,70
 EecB  0,75
 EecB  0,80
 EecB  0,85
Rys. 9.2 Zależność wskaźnika kosztu termo-ekologicznego wytwarzania ciepła grzejnego w
elektrociepłowni gazowo-parowej od wskaźnika skojarzenia oraz sprawności energetycznej
elektrociepłowni
99
9.3. Oszczędność egzergii bogactw naturalnych uzyskana dzięki
stosowaniu kogeneracji
Oszczędność egzergii nieodnawialnych bogactw naturalnych uzyskana dzięki zastosowaniu
kogeneracji:
Eel0

Q0
Eel0

 pc
*
*
*
 el   el   Q0  c   c   tp
 ec   ec 
 Bec
 Bel
 Bc*  Bec

  el
 c
 tp
 pc
 ec
(9.16)
gdzie:
 ec , el , c
- sprawności elektrociepłowni, średnia krajowych elektrowni, średnia
 pc , pc
scentralizowanego wytwarzania ciepła w kraju,
- sprawności przesyłania ciepła grzejnego z elektrociepłowni i z ciepłowni,
 tp , tp
- sprawności transformacji i przesyłania elektryczności z elektrociepłowni
 ec ,  el ,  c
i z elektrowni,
- średni koszt termo-ekologiczny paliw zużywanych w rozpatrywanej
 ec , el , c
elektrociepłowni oraz w krajowych elektrowniach i ciepłowniach,
- średni koszt termo-ekologiczny wynikający z emisji substancji szkodliwych
Eel 0 ,Q0
powstałych ze spalania paliwa odpowiednio dla elektrociepłowni, elektrowni
i ciepłowni scentralizowanej,
- ilość elektryczności i ciepła dostarczonych do odbiorców.
Jeżeli elektrociepłownia, elektrownia lub ciepłownia jest opalana mieszanką paliw, to
wskaźnik kosztu termo-ekologicznego należy obliczać jako średnią ważoną, przy czym
wagami są udziały energii chemicznej poszczególnych paliw:
 m   zi i
(9.17)
i
gdzie zi oznacza udział energii chemicznej i-tego paliwa w całkowitej energii chemicznej
mieszanki palnej.
Udział energii chemicznej i-tego paliwa w całkowitej energii chemicznej mieszanki palnej
wyznacza się z relacji:
G iWdi
zi 
(9.18)
G W

i
di
i
gdzie:
G i
- strumień i-tego paliwa dostarczanego w mieszance palnej do elektrociepłowni, kg/s
Wdi
lub kmol/s,
- wartość opałowa i-tego paliwa dostarczanego
w mieszance
palnej do
elektrociepłowni, MJ/kg lub MJ/kmol.
Przykład 9.3 Oszczędność egzergii bogactw nieodnawialnych
100
Stosując metodę opisaną zależnością (9.16) obliczono względną oszczędność egzergii
bogactw nieodnawialnych dzięki zastosowaniu kogeneracji. Do rozważań przyjęto
następujące dane:
 moc elektryczna u odbiorców Nel 0 = 9,016 MW,
 moc cieplna u odbiorów Qg 0 = 21,89 MW,
 sprawność energetyczna netto elektrowni zawodowej  E el N = 0,37,

sprawność energetyczna ciepłowni  E c = 0,85,

sprawność energetyczna elektrociepłowni  E ec = 0,90.
Założono, że sprawności przesyłania i transformacji elektryczności są jednakowe dla
elektrowni i elektrociepłowni i wynoszą:  tp   tp = 0,92. Założono również, że sprawności
przesyłania ciepła są jednakowe w przypadku ciepłowni i elektrociepłowni:  pc   pc = 0,85.
Ponadto przyjęto, że wszystkie układy są opalane jednakowym paliwem (węglem
kamiennym) i w związku z tym emisja substancji szkodliwych na jednostkę energii
chemicznej jest na tym samym poziomie. Z ostatniego założenia wynika równość kosztów
termo-ekologicznych:
 paliwa (wzór 9.17)  pal   ec   el   c = 1,13 MJ/MJ,

 pal
substancji szkodliwych powstających ze spalania paliwa (wzór 9.15)
  ec   el   c = 0,142 MJ/MJ.
Do obliczeń wykorzystano zależność (9.16), przy czym w miejsce ilości energii elektrycznej
i ciepła podstawiono odpowiednie moce – elektryczną i cieplną. Wykorzystując dane zawarte
w przykładzie uzyskano:

strumień egzergii bogactw nieodnawialnych obciążający produkcję elektryczności
w układzie rozdzielonym:
N el 0
 el   el   9,016 1,13  0,142  33,69 MW
B el* 
 tp  el
0,92  0,35

strumień egzergii bogactw nieodnawialnych obciążający produkcję ciepła w układzie
rozdzielonym:
Q 0
 c   c   21,89 1,13  0,142  38,09 MW
B c* 
 c
 pc
0,86  0,85

strumień egzergii bogactw nieodnawialnych obciążający skojarzone wytwarzanie
ciepła i elektryczności:
N el 0 Q 0
9,016 21,89


η
η
0,92
0,85
tp
pc
*
γec  σ ec  
1,13  0,142  49,82 MW
B ec 
ηec
0,90
101

strumień oszczędności egzergii bogactw nieodnawialnych wynikający z zastąpienia
rozdzielonego wytwarzania elektryczności i ciepła procesem skojarzonym:
*
 B ec  Bel*  Bc*  Bec*  33,69 MW  38,09 MW - 49,82 MW  21,96 MW

względna oszczędność egzergii bogactw nieodnawialnych wynikająca z zastąpienia
rozdzielonego wytwarzania elektryczności i ciepła procesem skojarzonym:
 B *
21,96 MW
  *ec  * ec * 
 30%
Bel  Bc 33,69 MW  38,09 MW
Przedstawiony przykład obliczeniowy potwierdza duży potencjał skojarzonego wytwarzania
ciepła i elektryczności w zakresie oszczędzania nieodnawialnych bogactw naturalnych. Dla
założonej sprawności netto wytwarzania elektryczności w procesie rozdzielonym na poziomie
0,37 (wartość zbliżona do średniej uzyskiwanej w krajowym systemie energetycznym)
poziom oszczędności bogactw nieodnawialnych sięga 30%. Uzyskany rezultat uzasadnia
stosowanie skojarzonego wytwarzania ciepła i elektryczności jako jednego ze sposobów
przetwarzania energii zgodnego z zasadą zrównoważonego rozwoju.
Literatura:
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
Stanek W.: Metodyka oceny skutków ekologicznych w procesach cieplnych za pomocą
analizy egzergetycznej. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2009..
Szargut J.: Minimization of the depletion of non-renewable resources by means of the
optimization of design parameters. Energy 2004;29(12-15):2161-2169.
Szargut J.: Depletion of unrestorable natural exergy resources. Bulletin of the Polish
Academy of Sciences, Vol. 45, No. 2, 1997.
Szargut J., Analysis of cumulative exergy consumption. Energy Research, 1987, No 4,
pp. 541 – 547.
Szargut J.: Application of exergy for the determination of ecological costs, Bull. Pol.
Acad. Sci., Techn., No 7 - 8, 1986
Szargut J., Ziębik A., Stanek W.: Depletion of the Unrestorable Natural Exergy
Resources as a Measure of the Ecological Cost. Energy, Conversion and Management
42, 2002.
Szargut J.: Exergy method, technical and ecological applications. Southampton,
Boston: WIT Press, 2005.
Szargut J.: Egzergia. Poradnik Obliczania i Stosowania. Wydawnictwo Politechniki
Śląskiej, Gliwice 2007.
102
10. ANALIZA EKONOMICZNA UKŁADÓW
KOGENERACYJNYCH
10.1. Wprowadzenie
Analizę ekonomiczną kogeneracyjnych układów wytwórczych można prowadzić z pozycji
różnych podmiotów z tą instalacją związanych. Podmiotami tymi mogą być między innymi
właściciele instalacji, użytkownicy jej produktów (elektryczności i ciepła) lub dostawcy
kapitału umożliwiającego jej budowę. Sposób sformułowania wskaźników oceny
ekonomicznej instalacji jest więc uzależniony od punktu widzenia. W sytuacji rozwiniętego
rynku określonej grupy produktów, właściciele instalacji wytwórczych prowadzą grę rynkową
z nabywcami produktów. Cena produktu wynika wówczas z ustalenia się równowagi podaży i
popytu. W przypadku elektryczności i ciepła wolnorynkowe zasady kształtowania cen
podlegają nieraz pewnym ograniczeniom. W skrajnym przypadku ceny nośników
energetycznych mogą podlegać centralnej regulacji. Sytuacja taka może mieć miejsce w
przypadku istnienia monopoli naturalnych lub zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego
państwa. Regulator, w myśl zasady zrównoważonego rozwoju powinien w swym działaniu
równoważyć interesy producentów i konsumentów, co może rzutować na właściwy sposób
oceny ekonomicznej zamierzeń inwestycyjnych. W przypadku ciepła dystrybuowanego w
systemach scentralizowanych niemal zawsze występuje monopol naturalny po stronie
właściciela sieci oraz często także po stronie wytwórcy ciepła. Cena ciepła podlega wówczas
taryfikacji. Niezależnie jednak od sposobu kształtowania cen, właściciele instalacji dążą
zazwyczaj do zwiększania stanu swego posiadania, a nabywcy dóbr do jak najniższego kosztu
ich pozyskania.
Z punktu widzenia wytwórców elektryczności i ciepła właściwe jest zatem ocenianie
proponowanych inwestycji wytwórczych w oparciu o metodę przepływów pieniężnych
związanych z budową i eksploatacją instalacji przy uwzględnieniu wszystkich istotnych
przychodów i rozchodów. Ewentualne obowiązki i przywileje wynikające z obowiązujących
aktów regulacyjnych należy wówczas uwzględnić w postaci ograniczeń nakładanych na
właściwe kategorie kosztów i przychodów. Wskaźniki oceny projektów inwestycyjnych
sformułowane w oparciu o rachunek przepływów gotówkowych można podzielić na dwie
grupy - wskaźniki nie uwzględniające zmiennej wartości pieniądza w czasie (metody proste)
oraz uwzględniające tę zmienność (metody dyskontowe). W niniejszym opracowaniu
skupiono się na metodach dyskontowych ze względu ich większą dokładność oraz bardziej
rzeczywisty sposób uwzględnienia otoczenia ekonomicznego projektu. Wszystkie wskaźniki
oparte o metody dyskontowe, które zostały przedstawione w rozdziale 10.2, mogą być
obliczane w dwóch wersjach, według formuły właścicielskiej lub klasycznej [1]. W
pierwszym przypadku uwzględnia się wyłącznie interes właścicieli instalacji. W konstrukcji
korzyści netto, oprócz przepływów operacyjnych i inwestycyjnych występują wówczas także
przepływy finansowe. W formule klasycznej opłacalność inwestycji wyznacza się z punktu
widzenia wszystkich dostawców kapitału, a więc przepływ gotówkowy uwzględnia
103
przepływy inwestycyjne i operacyjne. Szczegółowe formuły obliczeniowe dla obu formuł
podano w punkcie 10.3.
Jak powszechnie wiadomo, jednym z parametrów mających znaczący wpływ na efektywność
ekonomiczną elektrociepłowni (obliczaną według formuły właścicielskiej lub klasycznej) jest
cena sprzedaży ciepła. Cena ta może być równocześnie miernikiem efektywności
ekonomicznej rozpatrywanej jednostki wytwórczej, określanej z pozycji konsumenta.
Podejście takie jest proponowane jako uzupełnienie oceny prowadzonej według formuły
właścicielskiej i klasycznej. W tej sytuacji konieczne jest określenie metody narzucania
poziomu zysków dla właścicieli instalacji wytwórczej przedstawione w punkcie 10.4.
Współwytwarzaną elektryczność wycenia się wówczas po cenie jej rynkowego zbytu.
10.2. Wskaźniki oceny ekonomicznej nowobudowanych
elektrociepłowni
Wartość bieżąca netto (NPV):
N
NCFt
t
t 0 ( 1  r )
NPV  
(10.1)
Wewnętrzna stopa zwrotu (IRR):
N
NCFt
 ( 1  IRR )
t
t 0
0
(10.2)
Zmodyfikowana wartość bieżąca netto (MNPV):
N
MNPV 
 NCF
t 0

t
( 1  rei )N t
(1 r )
N
NCFt 
t
t 0 ( 1  r )
N

(10.3)
Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu (MIRR):
N
MIRR  N
 NCF
t  k 1

t
(1  rei) N t
NCFt 

t
t 0 (1  r )
k
1
(10.4)
Zdyskontowany okres zwrotu (DPB):
DPB
NCFt
 (1 r )
t 0
t
0
(10.5)
gdzie:
NCFt  - dodatnie przepływy pieniężne netto liczone na koniec t-tego roku, PLN,
NCFt  - ujemne przepływy pieniężne netto w okresie realizacji inwestycji liczone na koniec
k
t-tego roku, PLN,
- okres, w którym wydatki są większe niż wpływy, lata,
104
r
rei
- stopa dyskonta,
- stopa reinwestycji dodatnich przepływów pieniężnych,
10.3. Składniki przepływów pieniężnych
Jak już wspomniano, wszystkie wskaźniki oceny ekonomicznej, tj. NPV, MNPV, IRR,
MIRR, DPB mogą być obliczane w dwóch wersjach:
 według tzw. metody właścicielskiej [1], przyjmując wówczas oznaczenia: NPV’,
MNPV’, IRR’, MIRR’, DPB’
 według tzw. metody klasycznej [1], przyjmując wówczas oznaczenia: NPV’’,
MNPV’’, IRR’’, MIRR’’, DPB’’
Metody te różnią się odnośnie sposobu uwzględniania przepływów finansowych oraz podatku
dochodowego.
W metodzie właścicielskiej przepływ gotówkowy netto obliczany jest według następującej
zależności:
NCF 't  Ot  It  Pt  Wt  Ft  Rt  T 't
(10.6)
przy czym:
T 't  pPt  Wt  At  Ft 
(10.7)
gdzie:
- dopływ kapitału obcego,
Ot
It
- wydatki inwestycyjne,
Pt
- przychody operacyjne,
Wt
- wydatki operacyjne,
Ft
- odsetki od kapitału obcego pozostałego do spłaty,
Rt
- rata spłaty kapitału obcego,
Tt
- podatek dochodowy,
p
- stopa podatku dochodowego,
At
- roczne odpisy amortyzacyjne.
Ponadto w metodzie właścicielskiej dyskontowanie przepływów pieniężnych odbywa się w
oparciu o koszt kapitału własnego:
r'  k w
(10.8)
gdzie:
- stopa dyskonta dla metody właścicielskiej,
r'
kw
- koszt kapitału własnego.
W metodzie klasycznej w zakresie obliczania przepływu pieniężnego netto oraz stopy
dyskonta obowiązują następujące zależności:
NCFt ' '  I t  J t   Pt  Wt  Tt "
(10.9)
przy czym:
105
Tt ' '  pPt  Wt  At 
r ' '  u k w  (1  u) ko 1  p 
(10.10)
(10.11)
gdzie:
r' '
ko
- stopa dyskonta dla metody klasycznej,
- koszt kapitału obcego,
u
- udział kapitału własnego w finansowaniu inwestycji,
Jt
- odsetki od kapitału obcego naliczane w t-tym roku fazy inwestycyjnej.
Poniżej przedstawiono składniki przychodów i wydatków operacyjnych uwzględniane
zazwyczaj w analizie ekonomicznej układów kogeneracyjnych. Występowanie
poszczególnych składników jest uwarunkowane typem analizowanego układu
kogeneracyjnego oraz charakterem otoczenia technicznego projektu.
Wydatki operacyjne ( Wt ):
 koszt węgla,
 koszt biomasy,
 koszt gazu ziemnego,
 koszt gazu wielkopiecowego,
 koszt gazu koksowniczego,
 koszt kamienia wapiennego,
 koszt wody amoniakalnej,
 koszt sorbentu do instalacji usuwania CO2,
 koszt transportu i geologicznego składowania CO2
 koszt utylizacji stałych ubocznych produktów spalania,
 koszt wody przemysłowej,
 koszt pracy ludzkiej (koszty osobowe),
 koszt korzystania ze środowiska (SO2, NOx, pył),
 koszt zakupu uprawnień do emisji CO2,
 koszt utrzymania i remontów.
Przychody operacyjne ( Pt ):




przychód ze sprzedaży ciepła,
przychód ze sprzedaży elektryczności,
przychód ze sprzedaży świadectw pochodzenia elektryczności „zielonej”, „czerwonej”
i „żółtej”,
przychód ze sprzedaży gipsu.
10.4. Metoda kompromisowa dla wyznaczania ceny ciepła
W uzupełnieniu do klasycznego ujęcia analizy ekonomicznej, polegającego na wyznaczeniu
wspomnianych wcześniej wskaźników oceny dla przyjętych ścieżek cenowych, rozpatruje się
nieraz zagadnienie odwrotne, którego celem jest wyznaczenie ceny zbytu produktu
zapewniającej osiągnięcie z góry narzuconej wartości wskaźnika oceny. Druga z metod,
106
zastosowana do wyceny ciepła sieciowego, prowadzi do algorytmu określanego w niniejszym
opracowaniu metodą kompromisową.
W przypadku metody kompromisowej, cena ciepła wyznaczana jest z punktu widzenia jego
hurtowych odbiorców (najczęściej właścicieli sieci ciepłowniczych), przy narzuceniu
określonego zysku dla wytwórcy (właściciela elektrociepłowni). Jako parametr określający
zysk zaleca się przyjmować zmodyfikowaną wewnętrzną stopę zwrotu (MIRR’ – równanie
(10.4)). Cenę ciepła wyznacza się wówczas z równania:
MIRR'  F (CQ 2015)  r '
(10.12)
Parametr  odzwierciedla względną nadwyżkę przychodów dla właściciela instalacji, ponad
progiem opłacalności inwestycji, który wyznaczony jest stopą dyskonta.
Ze względu na to, że analiza ekonomiczna wykonywana jest w cenach zmiennych
(uwzględniających inflację i ewentualne inne czynniki wzrostu), cenę ciepła w równaniu
(10.12) przyjmuje się dla pierwszego roku eksploatacji rozpatrywanego układu
kogeneracyjnego. Ceny ciepła w pozostałych latach analizy są indeksowane wskaźnikiem
inflacji na podstawie ceny z roku bazowego. Cena drugiego produktu elektrociepłowni elektryczności przyjmowana jest według prognoz rynkowych.
Literatura:
[1]
Rogowski W.: Rachunek efektywności przedsięwzięć inwestycyjnych. Oficyna
Ekonomiczna, Kraków 2006
107
11. PROGRAM CHP_Strateg - ANALIZA I WYBÓR
TECHNOLOGII DLA WYSOKOSPRAWNEJ KOGENERACJI PRZEWODNIK UŻYTKOWNIKA
11.1. Geneza, cel i wykonawcy programu CHP_Strateg
Niniejszy program powstał w ramach Projektu Rozwojowego Narodowego Centrum Badań i
Rozwoju NR 06 0004 06 . Celem projekt było opracowanie metody wyboru optymalnego
sposobu realizacji wysokosprawnej dużej kogeneracji przez przedsiębiorstwa energetyczne.
Głównymi projektantami i wykonawcami aplikacji byli pracownicy Instytutu Techniki
Cieplnej Politechniki Śląskiej. Niniejszy opis programu odnosi się do jego pierwszej wersji.
Wszelkie aktualne informacje na temat projektu znajdują się na jego stronie domowej:
www.itc.polsl.pl/CHP_Strateg
11.2. Odbiorcy aplikacji komputerowej CHP_Strateg
Odbiorcami aplikacji komputerowej CHP_Strateg są projektanci i inwestorzy rozpatrujący
decyzję budowy nowych układów kogeneracyjnych dużej mocy. Prezentowany program
komputerowy wspomaga podejmowanie decyzji w zakresie wyboru technologii
kogeneracyjnej.
11.3. Zakres stosowania
Oprogramowanie CHP_Strateg zostało zaprojektowane dla warunków otoczenia prawnoekonomicznego Polski. Analizy i modele symulacyjne programu pozwalają na rozpatrywanie
następujących technologii na poziomie komercyjnej dostępności:
 elektrociepłownia parowa z turbiną przeciwprężną i upustowo-przeciwprężną,
 elektrociepłownia parowa z turbiną upustowo-kondensacyjną,
 elektrociepłownia gazowo-parowa z kotłem odzyskowym,
 elektrociepłownia gazowa ze spalinowym wymiennikiem ciepła,
 elektrociepłownia parowa z instalacją usuwania CO2,
 elektrownia uciepłowniona,
 zastosowanie zasobnika ciepła.
Modułowa architektura programu pozwala na przyszłościową jego rozbudowę o nowe
technologie i przystosowanie go do analiz w otoczeniu prawno-ekonomicznym również
innych krajów niż Polska.
11.4. Wymagania sprzętowe i aplikacyjne korzystania z aplikacji
CHP_Strateg
Z uwagi na to, że algorytmy obliczeniowe i modele symulacyjne programu zostały
umieszczone na zdalnym serwerze, od strony sprzętowej do obsługi aplikacji CHP_Strateg
wystarczy komputer osobisty obsługujący przeglądarkę internetową. Obsługa aplikacji jest
możliwa z wykorzystaniem następujących systemów operacyjnych: MS Windows, Mac OS,
108
Linux, Google Android i innych obsługujących popularne przeglądarki internetowe. Aplikacja
została przetestowana na następujących przeglądarkach: Google Chrome, Internet Explorer,
Mozilla Firefox oraz Opera. Użytkownikowi zaleca się posiadania na komputerze osobistym
zainstalowanego oprogramowania typu MS Office Excel bądź Open Office celem
przygotowania zestawu danych do obliczeń. Kopiowanie danych wejściowych (szczególnie
ekonomicznych ścieżek cenowych) znacznie przyspieszy proces wprowadzania danych do
programu.
11.5. Zasada działania i architektura wewnętrzna programu
W celu zapewnienia odpowiedniego środowiska informatycznego dla aplikacji CHP_Strateg
przeznaczono na ten cel dedykowany serwer komputerowy. Serwer został umieszczony w
Laboratorium Komputerowym Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Śląskiej. Serwer
podłączony jest do sieci Internet co umożliwia użytkownikom ciągły dostęp do aplikacji. Na
rysunku 1 pokazano ideowy schemat przepływu informacji pomiędzy użytkownikiem a
serwerem CHP_Strateg.
Rys. 11.1. Ideowy schemat działania aplikacji CHP_Strateg w sieci Internet
Platforma informatyczna systemu CHP_Strateg składa się z kilku modułów utworzonych w
następujących technologiach programistycznych:
 aplikacja www - utworzona w języku Java dostępna użytkownikowi z poziomu
przeglądarki internetowej,
 pliki wykonywalne *.exe stanowiące modele symulacyjne poszczególnych
technologii,
 pakiet arkuszy kalkulacyjnych oprogramowania Microsoft Excel,
 baza danych – baza PostgreSQL wykorzystywana jest do przechowywania zarówno
danych wejściowych (przekazywanych do plików*.exe), jak i właściwych wyników
obliczeń.
Szeroki zakres aplikacyjny rozpatrywanych technologii energetycznych w systemie
CHP_Strateg wymagał zastosowania kilkunastu podprogramów (aplikacja www, pliki
wykonywalne*.exe, pakiet arkuszy kalkulacyjnych) stanowiących całość platformy
informatycznej systemu. Kluczową kwestią z punktu widzenia poprawnego działania całego
109
systemu jest prawidłowa wymiana danych pomiędzy poszczególnymi podprogramami. Za
zapewnienie prawidłowego przepływu danych w systemie CHP_Strateg odpowiedzialny jest
opracowany w tym celu system ekspercki integrujący ze sobą poszczególne moduły.
Kolejnym zadaniem systemu eksperckiego jest zapewnienie kontroli wprowadzanych przez
użytkownika danych do aplikacji. Przedstawiony na rys. 11.2 schemat obrazuje proces
przekazywania danych w systemie.
Rys. 11.2. Schemat procesu przekazywania danych w systemie CHP_Strateg
W pierwszym etapie dane wprowadzane są przez użytkownika do aplikacji www poprzez
przeglądarkę internetową. Przed przejściem do kolejnego kroku inicjowany jest system
kontroli wprowadzanych danych. Następnie wprowadzone dane są przekazywane do plików
wymiany *.txt za pomocą specjalnie do tego celu utworzonych konwerterów. Pliki wymiany
*.txt zawierają informacje wejściowe
dla modeli symulacyjnych (plików
wykonywalnych*.exe). Liczba wykonywalnych plików*.exe jest taka sama jak liczba
rozpatrywanych technologii kogeneracyjnych. Po wypełnieniu plików wymiany *.txt danymi
następuje inicjacja obliczeń (uruchamiany jest odpowiedni plik *.exe). Wybór odpowiedniego
110
pliku wykonywalnego *.exe następuje na podstawie zdefiniowanych przez użytkownika
danych. Decydującym kryterium wyboru jest rodzaj zastosowanego paliwa. Następnie system
ekspercki uruchamia odpowiednie pliki *.exe, które przetwarzają dane wejściowe
zdefiniowane przez użytkownika generując wyniki w postaci strumieni masy i energii dla
danej technologii. Wygenerowane wyniki zapisywane są w odpowiednim pliku tekstowym
*.txt. Następnie wyniki podlegają procedurze całkowania w celu określenia ilościowych
wartości produkcji i zużycia poszczególnych składników bilansu w rozpatrywanych okresach
czasowych. Wartości zużycia i produkcji z wszystkich okresów czasowych są sumowane w
celu wyznaczenia rocznych wartości produkcji i zużycia nośników energii dla
poszczególnych technologii. Dane zawierające roczne wartości produkcji i zużycia są
następnie przekazywane do pakietu arkuszy kalkulacyjnych stanowiącego model
ekonomiczny analizy, po którego uruchomieniu następuje wyznaczenie wskaźników
ekonomicznych. W następnym kroku są uruchamiane odpowiednie konwertery danych
wyjściowych przekazujące dane wynikowe z plików *.txt oraz z pakietu arkuszy
kalkulacyjnych do aplikacji www CHP_Strateg w celu ich zaprezentowania użytkownikowi.
Wyniki prezentowane są w postaci liczb, tablic oraz w formie graficznej (wykresów).
11.6. Uzyskanie praw dostępu do systemu CHP_Strateg oraz
logowanie
W celu uzyskania praw dostępu do aplikacji CHP_Strateg użytkownik powinien
skontaktować się drogą elektroniczną z jednym z administratorów systemu:
Dr inż. Marcin Liszka: [email protected]
Dr inż. Krzysztof Hoinka: [email protected]
W odpowiedzi użytkownik otrzyma nadaną nazwę użytkownika oraz hasło dostępowe do
systemu. Wejście do systemu CHP_Strateg odbywa się przez stronę internetową zawierającą
informacje na temat projektu www.itc.polsl.pl/CHP_Strateg
111
Rys. 11.3. Okno logowania programu CHP_Strateg
Po otrzymaniu przydzielonej nazwy użytkownika oraz hasła, użytkownik może się zalogować
korzystając z okna logowania u dołu strony (rys. 11.3).
Po zalogowaniu użytkownik inicjuje proces wprowadzania danych przez naciśnięcie
przycisku „Wprowadź obliczenia” i zostaje przekierowany do pierwszego okna
wprowadzania danych (rys. 11.4). U dołu strony znajduje się nawigacyjny pasek postępu
obejmujący 7 kroków wprowadzania danych. Podczas wypełniania danych wejściowych
użytkownik w każdym momencie ma możliwość zapisu wprowadzonych wartości i powrotu
do poprzednich okien celem wprowadzania ewentualnej korekty. W kroku 1 (rys. 11.4)
użytkownik określa wymagane parametry sieci ciepłowniczej podając średniomiesięczne
wartości temperatur wody grzejnej, wody powrotnej, temperatury otoczenia (oC), jak również
średniomiesięczne wartości strumienia wody sieciowej (kg/s). Pierwszy wiersz w tym oknie
dotyczy wartości temperatur i strumienia wody sieciowej dla parametrów nominalnych. U
dołu strony prezentowany jest wykres ukazujący on-line maksymalny strumień ciepła oraz
średniomiesięczne wartości strumienie ciepła z sieci ciepłowniczej w MW.
Program CHP_Strateg uwzględnia możliwość produkcji pary na potrzeby technologiczne. W
kroku drugim użytkownik definiuje parametry pary technologicznej poprzez podanie ciśnienia
w barach oraz strumienia w kg/s (rys. 11.5).
112
W kroku trzecim użytkownik definiuje rodzaj i wielkość źródła szczytowego. W programie
przewidziano opcjonalnie możliwość współpracy źródła kogeneracyjnego z kotłem
szczytowym zasilanym gazem ziemnym oraz olejem opałowym. Istnieje również możliwość
uwzględnienia w analizie zasobnika ciepła. Wielkość źródła szczytowego definiowana jest za
pomocą współczynnika udziału skojarzenia podawanego dla każdej z rozpatrywanych
technologii. Użytkownikowi prezentowane są sugerowane wartości współczynników udziału
skojarzenia wyznaczone na podstawie równań empirycznych opracowanych na potrzeby
programu przez wykonawców projektu.
Rys. 11.4. Krok 1 - wprowadzanie danych o sieci ciepłowniczej
113
Rys. 11.5. Krok 2 - parametry pary technologicznej
Rys. 11.6. Krok 3 - rodzaj oraz parametry źródła szczytowego
114
Bardzo istotnym aspektem z punktu wyboru technologii kogeneracyjnej jest dostępna baza
paliwowa, która definiowana jest w kroku 4. Program CHP_Strateg uwzględnia możliwość
spalania następujących paliw:
 węgiel kamienny,
 biomasa,
 gaz ziemny,
 gaz wielkopiecowy,
 gaz koksowniczy.
Rys. 11.7. Krok 4 - dostępna baza paliwowa wraz z ograniczeniami
W celu przeprowadzenia obliczeń należy wybrać rodzaj paliwa poprzez jego zaznaczenie.
Program CHP_Strateg umożliwia również analizę współspalania biomasy z węglem
kamiennym. W celu przeanalizowania współspalania biomasy z węglem należy zaznaczyć
oba paliwa. W przypadku każdego paliwa może pojawić problem możliwości jego dostawy
do układu. Użytkownik może zdefiniować roczne ograniczenia dostawy poszczególnych
paliw. Program dokona kontroli czy dla wymaganego strumienia ciepła ograniczenie w
dostawie paliwa nie zostało przekroczone. W kroku 4 użytkownik może również zażądać
uwzględnienia w analizie termo-ekonomicznej oceny układu węglowego wraz z instalacją
wychwytu dwutlenku węgla. W tym celu użytkownik powinien zaznaczyć odpowiednie pole.
W kroku 5 użytkownik podaje ograniczenia w dostawie wody przemysłowej. Gdy
eksploatacja rozpatrywanego układu będzie wymagała większych ilości wody przemysłowej
program poinformuje o tym użytkownika.
115
Rys. 11.8. Krok 5 - definiowanie ograniczeń w dostawie wody przemysłowej
Ostatnie dwa kroki (6 i 7) obejmują dane analizy ekonomicznej. W kroku 6 (rys. 11.7)
użytkownik podaje następujące dane makroekonomiczne:
 koszt kapitału własnego,
 koszt kapitału obcego,
 udział kapitału obcego,
 okres spłaty kapitału obcego,
 stopa reinwestycji dla metody FCFE,
 stopa reinwestycji dla metody FCFF,
 roczna stopa amortyzacji,
 stopa podatku dochodowego.
Ostatni krok nr 7 wprowadzania danych w programie CHP_Strateg obejmuje definiowanie
ekonomicznych ścieżek cenowych dla nośników energetycznych uwzględnianych w analizie
ekonomicznej (rys. 11.7). Z uwagi na znaczną liczbę danych w tym kroku (ceny dla okresu 30
lat) zaleca się przygotowanie kompletu danych w arkuszu kalkulacyjnym (np. MS Excel lub
Open Office) następnie skopiowanie ich do okna dialogowego. Można w tym celu użyć
kombinacji klawiszy ctrl+C (kopiuj) oraz ctrl+V (wklej). Istnieje możliwość skopiowania
kompletu danych bądź wybranych ścieżek cenowych. Program CHP_Strateg uwzględnia ceny
następujących nośników energii:
 cena węgla kamiennego,
 cena biomasy,
116


























cena gazu ziemnego,
cena gazu wielkopiecowego,
cena gazu koksowniczego,
cena uprawnień do emisji CO2,
cena energii elektrycznej,
cena "zielonych" świadectw pochodzenia,
cena "czerwonych" świadectw pochodzenia,
cena zbytu pary technologicznej,
koszty remontów,
opłata za emisję SO2,
opłata za emisję NOx,
cena kamienia wapiennego,
cena wody przemysłowej,
cena wody amoniakalnej,
cena sorbentu MEA,
cena ciepła,
opłata za emisję CO2,
koszt transportu biomasy,
koszt transportu węgla,
koszt zagospodarowania odpadów paleniskowych,
opłata za emisję pyłu,
cena gipsu,
wynagrodzenie z pochodnymi,
cena "żółtych" świadectw pochodzenia,
cena gazu ziemnego szczytowego,
cena oleju opałowego lekkiego.
117
Rys. 11.9. Krok 6 - definiowanie wskaźników otoczenia makroekonomicznego
Po wprowadzeni danych użytkownik może uruchomić proces obliczeniowy za pomocą
przycisku "Zapisz i uruchom obliczenia". Po naciśnięciu tego przycisku program zwaliduje
wpisane dane, zapisze je na serwerze (w celu ich ewentualnej, późniejszej edycji), zainicjuje
działanie systemu eksperckiego oraz uruchomi proces obliczeniowy. Na podstawie
wpisanych danych program dokonuje analizy możliwości realizacji wszystkich
rozpatrywanych technologii i przedstawia wyniki analizy energetycznej i ekonomicznej.
Wyniki analizy ekonomicznej stanowią:
 wskaźnik NPV dla metody FCFE,
 wskaźnik NPV dla metody FCFF,
 wskaźnik MNPV dla metody FCFE,
 wskaźnik MNPV dla metody FCFF,
 wskaźnik IRR dla metody FCFE,
 wskaźnik IRR dla metody FCFF,
 wskaźnik MIRR dla metody FCFE,
 wskaźnik MIRR dla metody FCFF,
 zdyskontowany czas zwrotu (DPB) dla metody FCFE,
 zdyskontowany czas zwrotu (DPB) dla metody FCFF,
 prosty czas zwrotu (SPB) dla metody FCFE,
 prosty czas zwrotu (SPB) dla metody FCFF,
 wskaźnik NPVR dla metody FCFE,
 wskaźnik NPVR dla metody FCFF.
118
Rys. 11.10. Krok 7 - definiowanie ekonomicznych ścieżek cenowych dla nośników
energetycznych uwzględnianych w analizie ekonomicznej
Oprócz wyników ekonomicznych program CHP_Strateg zwraca również wyniki symulacji
energetycznych w postaci następujących rocznych wartości zużyć i produkcji:
 produkcja energii elektrycznej netto,
 produkcja energii elektrycznej brutto,
 produkcja ciepła,
 produkcja pary na eksport,
 produkcja gipsu,
 zużycie węgla,
 zużycie biomasy,
 zużycie gazu ziemnego,
 zużycie gazu wielkopiecowego,
 zużycie gazu koksowniczego,
 emisja CO2 podlegającego opłacie,
 CO2 przeznaczone do składowania,
 zużycie wody amoniakalnej,
 zużycie sorbentu MEA,
 zużycie wody przemysłowej,
 emisja SO2,
 emisja NOx,
 emisja pyłu,
 produkcja stałych produktów spalania,
119



zużycie kamienia wapiennego,
zużycie gazu ziemnego szczytowego,
zużycie oleju opałowego szczytowego.
Rys. 11.11. Moduł prezentacji wyników - tablica wskaźników oceny ekonomicznej (w tym
wypadku dwóch technologii) wraz z zakładkami zawierającymi szczegółowe wyniki analizy
energetycznej i ekonomicznej rekomendowanych technologii
Program CHP_Strateg posiada moduł prezentacji wyników w formie graficznej on-line (rys.
11.12). Prezentowane są profile NPV rozpatrywanych technologii dla metod fcfe i fcff jak
również wartości przepływów pieniężnych dla pierwszego roku eksploatacji układu danej
technologii.
120
Rys. 11.12 Moduł prezentacji wyników w formie graficznej on-line
11.7. System pomocy
Na potrzeby programu zaimplementowano system pomocy dla użytkownika. System pomocy
jest dostępny w każdym kroku wprowadzania danych w programie i działa w trzech
warstwach aplikacji:
 okno pomocy informacji ogólnych,
 podpowiedzi szczegółowe przy polach wpisywania danych,
 komunikaty o błędach.
Okno pomocy informacji ogólnych jest umieszczone na górze strony w każdym kroku
modułu wprowadzania danych. W oknie tym użytkownik jest informowany ogólnie o
wymaganiach i założeniach związanych z wprowadzanymi parametrami.
Druga warstwa pomocy obejmuje podpowiedzi szczegółowe. Podpowiedzi te pojawiają się
po najechaniu myszą na znak zapytania obok każdego pola wprowadzania danych w
programie. Wyświetlane komunikaty zawierają informacje o formacie, jednostce i
dopuszczalnym zakresie wprowadzanej danej.
Trzecia warstwa pomocy obejmuje komunikaty o błędnie wprowadzonej danej. Warstwa ta
również obejmuje wszystkie pola komunikacji w programie. Informacja o błędnie
wprowadzonej danej pojawia się w kolorze czerwonym obok pola danej.
121
11.8. Prace administracyjne i konserwacyjne systemu
Wykonawcy systemu zastrzegają sobie możliwość przerw w jego działaniu z powodu
wprowadzania okresowych uaktualnień do aplikacji jak również w celu przeprowadzenia
okresowych prac konserwacyjnych serwera na którym aplikacja CHP_Stratego została
zainstalowana. O planowanych pracach konserwacyjnych i przerwach w dostępie do
oprogramowania wszyscy jego zarejestrowaniu użytkownicy zostaną poinformowani drogą
elektroniczną.
Zastrzeżenia
Informacje zawarte w serwisie CHP_strateg zostały zebrane w dobrej wierze i na podstawie
aktualnych źródeł uznanych za wiarygodne, jednak żaden z Autorów nie ponosi
odpowiedzialności za ich ścisłość, kompletność i aktualność. Wszelkie informacje zawarte w
serwisie CHP_Strateg mogą być przedstawione w formie niepełnej, skróconej lub mogą być
przedawnione.
Autorzy nie ponoszą odpowiedzialności za skutki decyzji biznesowych podejmowanych przez
użytkowników serwisu CHP_Strateg na podstawie generowanych w nim wyników obliczeń.
Autorzy nie ponoszą również odpowiedzialności za ewentualne szkody lub ubytki powstałe
wskutek przerw w dostępie do sieci i serwisu CHP_Strateg oraz błędów systemu
komputerowego spowodowanych przez wirusy lub inne złośliwe oprogramowanie.
Uwagi, propozycje i zapytania
Wszelkie wątpliwości, propozycje i pytania natury technicznej prosimy kierować do
administratorów systemu:
Dr inż. Marcin Liszka: tel. (+48) 322371742, e-mail: [email protected]
Dr inż. Krzysztof Hoinka: tel. (+48) 322372852, e-mail: [email protected]
122