Technologie kogeneracyjne: możliwości i perspektywy. Efekty w zakresie ochrony środowiska

Ringsted, Dania, październik 1994
Materiał grupy roboczej
Dwór Zup

Wstęp

Proponowanym materiałem dla grupy roboczej jest dokument do dyskusji przygotowany na Europejską Konferencję CHP i Kogeneracji przez członków Komitetu Przygotowawczego Programu.

Tak jak poprzednio, skojarzona energia cieplna i elektryczna (CHP) oraz kogeneracja odgrywają ważną zintegrowaną rolę w rozwoju Europy. Rola, jaką CHP i kogeneracja mają do odegrania w przyszłym systemie energetycznym Europy, musi mieć szerokie podłoże, a nie być jedynie „kaprysem rynkowym” lub pośpieszną reakcją na problemy środowiskowe.

CHP i kogeneracja mogą przyczynić się do zrównoważonego rozwoju, co jest celem Porozumień z Maastricht. NPR można porównać do czystszych technologii, na które zwrócono uwagę w Białej Księdze Unii Europejskiej z 1993 r. pt. „Wzrost, konkurencja, zatrudnienie – wyzwania i ścieżki na XXI wiek”. W artykule przeanalizowano przyszłą rolę NDC w Europie i zaproponowano kompleksową strategię.

Elementy przyszłego modelu rozwoju Europy

Przyszły model rozwoju został zaproponowany i omówiony w Białej Księdze Unii Europejskiej w 1993 roku. Równolegle z dyskusjami w Unii Europejskiej, ścieżki rozwoju energetyki, kwestie zatrudnienia i ochrony środowiska omawiane są zarówno na poziomie krajowym, jak i w ramach Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA). Niezwykle ważne jest tutaj zapewnienie interakcji pomiędzy strukturami politycznymi na poziomie europejskim, krajowym i lokalnym.

Biała księga Komisji

Biała księga Unii Europejskiej z 1993 r. „Wzrost, konkurencja, zatrudnienie: wyzwania i ścieżki do XXI wieku” podkreśliła potrzebę opracowania nowego modelu rozwoju, który łączyłby kluczowe zasoby

Związek ¾ pracy i naturalny. Obecny model rozwoju jest już przestarzały i nieoptymalny, co prowadzi do niedostatecznego wykorzystania siły roboczej oraz nadmiernego zużycia energii i zasobów naturalnych. Należy opracować nowy model promujący zrównoważony wzrost gospodarczy, który zwiększy zatrudnienie i zmniejszy zużycie energii i zasobów naturalnych. Choć wiele problemów można rozwiązać poprzez przyspieszenie postępu technologicznego, należy pamiętać, że zasoby energii nie są już nieograniczone, zwłaszcza biorąc pod uwagę koszty zewnętrzne związane ze zmianami klimatycznymi, emisją kwaśnych gazów, zagrożeniami dla zdrowia oraz odpadami nuklearnymi i związanym z nimi ryzykiem. Dlatego też miejsce energii w nowym modelu rozwoju jest jednym z kluczowych elementów wymagających rozważenia.

W białej księdze zaproponowano sposoby, które mogą pomóc we wprowadzeniu zmian strukturalnych. Na szczególną uwagę zasługują następujące instrumenty polityki:

· Potrzeba strategicznej polityki mikroekonomicznej. Należy usunąć istniejące bariery regulacyjne, które nie pasują do nowego zrównoważonego modelu. Wszystkie koszty zewnętrzne dla społeczeństwa muszą być systematycznie przekształcane w koszty wewnętrzne. Pierwszym kluczowym elementem jest zasadnicza reorientacja badań podstawowych związanych z modelem zrównoważonego rozwoju, w tym energetyki odnawialnej i np. zielonej rachunkowości, oraz promocja tych badań.

· Instrumenty polityki na poziomie makroekonomicznym. W kontekście stopniowego systematycznego przeglądu instrumentów polityki na szczególną uwagę zasługują następujące instrumenty:

1. Podatki pośrednie od zanieczyszczeń środowiska, np. od źródeł energii, w zależności od zawartości CO 2 w emisjach;

2. Regulacje finansowe, w szczególności systemy podatkowe promujące zrównoważoną działalność gospodarczą;

3. Monitorowanie dynamiki rynku krajowego w celu zapewnienia optymalnego wykorzystania zasobów;

4. Włączenie transgranicznych i globalnych aspektów środowiskowych do międzynarodowych polityk handlowych i współpracy. Dotyczy to zwłaszcza regionów bliskich Unii Europejskiej (np. Europa Środkowo-Wschodnia).

· Instrumenty polityki na poziomie sektorowym. Rola tych instrumentów wzrasta w związku z dążeniem Unii Europejskiej do nowego modelu gospodarczego.

Problemy sektora energetycznego zostały podjęte w ramach 5. Programu Działań Środowiskowych.

Wewnętrzny rynek energii w Europie

Oczekuje się, że utworzenie krajowego rynku energii będzie częścią bardziej kompleksowej strategii, obejmującej instrumenty polityki makroekonomicznej, sektorowej polityki energetycznej itp.

Wiele krajów europejskich rozpoczęło już lub zamierza rozpocząć regulacje mające na celu utworzenie rynku na poziomie krajowym. Unia Europejska wdrożyła już dyrektywy dotyczące przejrzystości cen oraz wspólnych nośników energii i ciepła. Dyrektywy te torują drogę transgranicznej sprzedaży energii elektrycznej i gazu; zostały one przyjęte przez kraje, które podpisały EOG.

W 1988 r. Rada Ministrów przyjęła rekomendację w sprawie wytwarzania energii poza siecią, zgodnie z którą państwa członkowskie powinny zapewnić niezbędne gwarancje cen zakupu energii elektrycznej uzyskanej w wyniku SPR, opartej na długoterminowych cenach pułapowych.

Ponadto oczekuje się, że proponowane dyrektywy w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej i gazu uczynią te rynki dostępnymi. Obecnie brzmienie tej propozycji pozwala państwom członkowskim na pierwszeństwo SNR przy przenoszeniu ładunków na skalę krajową, w nawiązaniu do zalecenia z 1988 r. Rada Ministrów omawia wymogi dotyczące dostępu stron trzecich do rynku hurtowego.

Nowe mechanizmy rynkowe dostaw energii elektrycznej i gazu nieuchronnie będą miały wpływ na rozwój systemów SNR. Ta ostatnia uzależniona jest od przepływu środków pieniężnych na co najmniej trzech różnych rynkach (paliwa, energii elektrycznej, ciepła), a jeśli jeden z nich stanie się niestabilny, stymuluje inne instrumenty rynkowe. Potencjalnym negatywnym skutkom gospodarczym można zapobiec poprzez gwarantowanie cen (jak w przypadku zalecenia z 1988 r.) oraz wykorzystanie mechanizmów odzyskiwania kosztów inwestycyjnych i operacyjnych.

5. Program Działań Środowiskowych

5. Program Działań na rzecz Środowiska przewiduje instrumenty sektorowe:

"Energia: Najważniejszym elementem modelu rozwoju jest sposób wytwarzania i przesyłania energii. Równolegle z liberalizacją wewnętrznego rynku energii elektrycznej i gazu Unia Europejska będzie musiała wybrać opcję strategiczną, co do tej pory było prerogatywą państw członkowskich. Warianty te w szczególności dotyczą zarówno intensywnego rozwoju zarządzania popytem, jak i tworzenia różnorodnych opcji dostaw związanych z czystymi źródłami energii."

Programy SAVE, THERMIE, ALTENER i JOULE

W 1989 r. Unia Europejska postawiła sobie za cel zwiększenie efektywności energetycznej o 20% do 1995 r. Program SAVE, wprowadzony przez Komisję w 1990 r., ma na celu poprawę efektywności energetycznej. Program w pierwotnej formie miał na celu zbadanie barier we wdrażaniu SNR (w szczególności produkcji autonomicznej) i opracowanie propozycji ich eliminacji. W ramach programu THERMIE szereg projektów demonstruje możliwości wykorzystania nowych technologii SNR.

Celem programu ALTENER jest promocja wykorzystania odnawialnych źródeł energii, m.in. poprzez wykorzystanie biomasy jako paliwa dla elektrowni cieplnych.

Program JOULE ma na celu promowanie badań i rozwoju w dziedzinie energii niejądrowej. Niedawno do programu tego włączono środki w zakresie efektywności energetycznej.

Realizacja tych programów przyczynia się do rozwoju SNR.

Konwencje i protokoły międzynarodowe i europejskie

na środowisko

Przyjęte porozumienia zobowiązują kraje europejskie do ograniczenia emisji szkodliwych substancji, w szczególności z elektrowni i elektrociepłowni.

Na konferencji w Rio de Janeiro w 1992 roku przyjęto konwencję ramową dotyczącą szeregu zagadnień, m.in. redukcji emisji gazów cieplarnianych, w tym CO2. Konwencja ta weszła w życie 21 marca 1994 r.; będzie promować stosowanie czystszych paliw i inicjatywy mające na celu optymalizację wydajności w europejskim sektorze energetycznym.

W grudniu 1990 r. ministrowie energii i środowiska krajów Unii Europejskiej odbyli wspólne spotkanie, na którym uzgodnili kwestię ustabilizowania emisji CO 2 do 2000 r. na poziomie z 1990 r. Wiosną 1994 r. Komisja Europejska dokonała przeglądu wyników to zostało osiągnięte. Komisja zauważyła, że szereg krajów członkowskich, a mianowicie Dania, Niemcy, Grecja, Włochy, Luksemburg, Holandia, Portugalia, Hiszpania i Wielka Brytania, rozpoczęło wdrażanie programów kogeneracji i kogeneracji jako środków mających na celu redukcję emisji CO2.

Ponadto Unia Europejska przystąpiła do konwencji i protokołów Europejskiej Konwencji Ochrony Środowiska (ECE) w sprawie emisji tlenków siarki i azotu.

Współpraca z krajami Europy Środkowo-Wschodniej

Wraz z programami PHARE i TACIS w 12 krajach Unii Europejskiej uruchomiono zakrojone na szeroką skalę programy pomocowe mające na celu poprawę infrastruktury w Europie Wschodniej. W programach tych, przy wsparciu podobnych programów krajowych w każdym z krajów europejskich Europejskiego Banku Inwestycyjnego, międzynarodowych banków rozwoju, a także innych organizacji, priorytetowo traktuje się sektor energetyczny. W związku z powszechnym stosowaniem elektrociepłowni i systemów centralnego ogrzewania (CH) w krajach Europy Środkowo-Wschodniej, zadanie stworzenia nowoczesnych technologii kogeneracyjnych traktowane jest jako priorytetowe. Wdrożenie SNR może pomóc w zapewnieniu niezależności gospodarki od importu energii, a także zastąpieniu produkcji energii elektrycznej w niebezpiecznych elektrowniach jądrowych w tych krajach systemami SNR.

Infrastruktura - przebudowa urbanistyczna

Unia Europejska zapewnia pomoc i wsparcie finansowe dla rozwoju infrastruktury poprzez szereg programów (INTERREG, ENVIREG, VALOREN, Fundusz Spójności itp.) oraz za pośrednictwem banków (Europejski Bank Inwestycyjny, Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju itp.). Pomoc trafia do stref przygranicznych i regionów rozwijających się; idzie w kierunku odbudowy miast, tworzenia sieci transeuropejskich itp.

Niewykluczone, że w przyszłości infrastruktura taka jak instalacje elektryczne, gazowe, a także elektrociepłownie i ciepłownie otrzymają pomoc i wsparcie finansowe. Rozbudowa transeuropejskich sieci elektroenergetycznych i gazowych może w różnym stopniu ułatwić budowę nowych elektrowni cieplnych i utorować drogę interakcji pomiędzy NDC a elektrowniami wodnymi w ramach europejskiego systemu dostaw energii.

SNR Wersja ¾ europejska z dużym potencjałem

Pod warunkiem wdrożenia modelu rozwoju dla Europy, o którym była mowa powyżej, można mówić o znaczącym potencjale SPR. W tej sekcji omówiono cechy i potencjał SNR.

Zrównoważony rozwój

Kogeneracja energii elektrycznej i ciepła to energooszczędna technologia, która w XXI wieku może odegrać ważną rolę w napędzaniu przejścia Europy w kierunku zrównoważonego rozwoju. Za pomocą SNR możliwe jest jednoczesne świadczenie kilku rodzajów usług energetycznych:

· ogrzewanie i chłodzenie budynków;

· wytwarzanie energii elektrycznej na potrzeby oświetlenia i pracy silników;

· produkcja energii technologicznej dla przemysłu itp.

Dzięki skojarzonemu wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej możliwe jest wykorzystanie dużej liczby różnych paliw – nie tylko gazu ziemnego, węgla i ropy naftowej, ale także np. biomasy i odpadów stałych, wykorzystując energooszczędne wielkoskalowe spalarnie wyposażone w nowoczesne systemy i technologie przyjazne środowisku.

Ponadto skojarzona produkcja energii cieplnej i elektrycznej może mieć korzystny wpływ na lokalne środowisko, jeśli systemy CHP zastąpią szereg obiektów energetycznych jako źródła zanieczyszczenia powietrza.

Wdrożenie SNR pomaga zwiększyć poziom zatrudnienia. Dzieje się tak, ponieważ efektywność energetyczna i wykorzystanie lokalnych zasobów energii związanych z elektrociepłownią oznaczają, że można zmniejszyć import paliwa w Europie, zwiększając w ten sposób podaż pieniędzy dostępną na inwestycje w lokalne systemy kogeneracyjne.

W ten sposób SRK może przyczynić się do osiągnięcia szeregu celów stawianych zarówno na poziomie Unii Europejskiej, jak i na poziomie krajowym.

Potencjał SNR w Europie

W ramach programu SAVE dokonano ponownej oceny potencjału technicznego i ekonomicznego SNR. Aby uzyskać dokładniejsze dane, konieczna jest dalsza uporządkowana i wszechstronna analiza.

Wstępna ocena wykazała, że w 12 krajach Unii Europejskiej moce wytwarzania energii przy wykorzystaniu technologii SNR mogą zostać podwojone do roku 2000; stanowiłaby wówczas znaczną część całkowitej niejądrowej energii cieplnej w tych krajach i mogłaby zastąpić odpowiednią ilość ciepła i energii elektrycznej wytwarzanych oddzielnie.

Tym samym NDS można postrzegać jako ważne narzędzie stabilizacji emisji CO 2 w Europie do roku 2000.

Na rysunku przedstawiono przybliżone wartości potencjałów SNR dla krajów europejskich. Pierwsza kolumna pokazuje moc zainstalowaną na rok 1993 (moc wytwarzania energii elektrycznej w gigawatach). Dane za rok 2000 obejmują wzrost SNR w sektorach usług, przemysłu i ciepłownictwa.

W dłuższej perspektywie potencjał SNR związany jest głównie z rynkiem energii cieplnej. Zależy to od przyszłych decyzji dotyczących ogrzewania obszarów miejskich w Europie.

Wraz z wprowadzeniem SNR nastąpi zmniejszenie całkowitej wielkości emisji CO 2 . Skojarzona produkcja ciepła i energii elektrycznej odgrywa rolę także poza 12 państwami członkowskimi Unii Europejskiej. Zatem w Finlandii, Szwecji i Austrii udział SNR jest już wysoki. Przystąpienie tych państw do Unii Europejskiej z pewnością wpłynie na przebieg dyskusji na temat perspektyw SDC w Europie.

Niektóre kraje Europy Środkowo-Wschodniej posiadają już wielkoskalowe systemy CDS/DC. Podkreśla to znaczenie SRK jako elementu paneuropejskiego systemu dostaw energii. Głównym wyzwaniem stojącym przed Europą Środkowo-Wschodnią jest aktualizacja i modernizacja systemów SNR/DC. Oczekuje się znacznych zysków w wyniku zmniejszenia zużycia paliwa i emisji.

Można zatem stwierdzić, że SRK może odegrać kluczową rolę w europejskiej polityce energetycznej we wszystkich aspektach.

SNR jako długoterminowy zintegrowany wybór

Wdrożenie SNR wiąże się z takimi zaletami technologicznymi, jak efektywność energetyczna i możliwość recyklingu gazu ziemnego, węgla, biomasy, odpadów itp. w sposób akceptowalny dla środowiska.

Spektrum zastosowań SNR jest szerokie – od małych instalacji po duże stacje obsługujące zintegrowane obszary miejskie; CHP jest również wykorzystywana w różnych wzajemnie połączonych usługach energetycznych. Jeśli chodzi o podobne opcje czystszych technologii, rozwój SNR zależy od konsekwentnej integracji różnych rodzajów jej zastosowań, a także od bazy terytorialnej i ekonomicznej.

Mówimy tu głównie o integracji terytorialnej, która dotyczy sieci ciepłowniczych, zintegrowanych zakładów technologicznych, instalacji w budynkach itp. Integracja dotyczy także obszaru zarządzania.

Jednocześnie potrzebne jest wspólne zaplecze ekonomiczne i organizacyjne. Eksploatacja instalacji wymaga znacznych kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych. Wszystkie zainteresowane strony muszą być zaangażowane finansowo w ten proces.

NDS należy rozpatrywać jako opcję długoterminową, polegającą na utrzymaniu niezbędnej stabilności organizacyjnej (dotyczy to zwłaszcza dużych systemów ciepłowniczych) i amortyzacji inwestycji. Okresy amortyzacji w przypadku dużych systemów miejskich wynoszą często 20–30 lat. Dotyczy to również innych rodzajów inwestycji bazowych, takich jak elektrownie i elektrownie gazowe oraz sieci energetyczne.

Koncepcja skojarzonej produkcji ciepła i energii elektrycznej

energia jest trudna do zdefiniowania

Europejska polityka energetyczna nie opracowała odpowiedniej definicji SNR; Różne kraje stosują różne definicje:

· Technologie i skala SDS różnią się w zależności od kraju. I tak w krajach nordyckich, a także w Europie Środkowo-Wschodniej istnieją wielkoskalowe systemy ciepłownicze oparte na pracy elektrociepłowni; W Holandii, Wielkiej Brytanii, Włoszech, Portugalii, Grecji i Francji szybko rośnie udział lokalnych instalacji CHP, producentów autonomicznych i przemysłowych.

· Systemy MEW są własnością i są obsługiwane przez małych, prywatnych producentów, przemysł wytwórczy, strony trzecie, samorządy lokalne, dystrybutorów i przedsiębiorstwa użyteczności publicznej z sektora energetycznego. Kierują się najróżniejszymi motywami, a nawet stają się konkurentami w podboju rynków ciepła czy energii elektrycznej (chyba że zostaną one uregulowane przez władze lub podzielone pomiędzy przedsiębiorstwa energetyczne za obopólną zgodą).

· Pojęcie SNR nie mieści się w wąskich ramach koncepcji rynkowej. Konkurencja w jednym obszarze (np. w sektorze gazowym) nieuchronnie będzie miała konsekwencje gospodarcze w innych obszarach (np. w dostawie energii elektrycznej lub ciepła), a jakie będą skutki tej konkurencji nie da się przewidzieć.

· Co więcej, na podstawie statystyk i baz danych trudno stwierdzić, czy mówimy o elektrowni, systemie ciepłowniczym, czy o czymś innym. Czy paliwo jest używane raz czy dwa razy? Czy energia cieplna jest odpadem?

Należy przemyśleć kwestię racjonalnego umiejscowienia systemów SNR na mapie Europy.

Ważne jest nie tylko podkreślenie korzyści SNR, ale także opracowanie podstawowej definicji SNR jako energooszczędnej, akceptowalnej dla środowiska zintegrowanej technologii.

Podstawowe warunki pomyślnego wdrożenia SNR i CO

Praktyka pokazuje, że można zidentyfikować szereg podstawowych warunków pomyślnego wdrożenia SNR i CO (patrz załącznik). Mówimy o stabilnej sytuacji na rynku ciepła, gazu i energii elektrycznej oraz o zadowalającej bazie finansowej. Poniżej znajduje się lista możliwych warunków:

· stabilne warunki gospodarcze w długim okresie;

· odpowiedni rynek energii cieplnej i elektrycznej;

· duży udział rynku energii cieplnej w całym rynku energii;

· Wdrażanie usprawnień operacyjnych i technologicznych;

· opodatkowanie energii i ochrony środowiska;

· dotacje;

· planowanie rynku i zagospodarowanie przestrzenne;

· związek pomiędzy wytwarzaniem energii cieplnej i elektrycznej;

· legalny dostęp do sprzedaży produktów i usług energetycznych;

· partnerstwa przedsiębiorstw elektroenergetycznych i ciepłowniczych;

· popyt ze strony sektora publicznego.

Propozycje kompleksowej strategii SPR

w Unii Europejskiej

W tej części przedstawiono rozważania, które mogą stanowić część kompleksowej strategii NDS. Każda propozycja z pewnością wymaga dalszej dyskusji.

Aby SRK zajął bardziej widoczne miejsce w agendzie europejskiej polityki energetycznej, należy opracować kompleksową strategię.

W ramach takiej strategii można zaproponować np. instrumenty zintegrowanej i interaktywnej polityki jako podstawę nowego modelu rozwoju Europy zgodnie z Białą Księgą. Unia Europejska i jej poszczególni członkowie mogliby współpracować w celu opracowania wspólnej strategii rozwoju SRK i harmonogramu realizacji różnych inicjatyw. Możliwe jest także formułowanie strategii SNR na poziomie krajowym, zgodnie z zasadą wsparcia pomocniczego.

Strategia NDC może określić, jak i kiedy każda inicjatywa zostanie wdrożona. Przykładowo w dyrektywach dotyczących europejskiego wewnętrznego rynku energii można pozostawić miejsce dla NDC. Ponadto regulacje powinny w miarę możliwości ułatwiać dalszą ekspansję SNR.

Zgodnie z zasadą pomocniczości strategia może przewidywać realizację inicjatyw przez państwa członkowskie wcześniej niż termin przewidziany w programach dla Unii Europejskiej.

W ramach tej strategii można postawić zadanie rozbudowy SPR, a także zaproponować spójne instrumenty polityki, które przyczynią się do zrównoważonego rozwoju SPR w dłuższej perspektywie.

Zaproponowano, aby Komisja, Parlament i Rada Ministrów Unii Europejskiej przygotowały materiał dla grupy roboczej, który stanowiłby tło dla negocjacji w sprawie dyrektywy rynkowej i nowego traktatu dla Unii Europejskiej.

Wdrażanie etapowe

Rolę SRK można wzmocnić poprzez stopniowe wdrażanie tego procesu w całej Europie, z udziałem konsumentów i rynków, organizacji pozarządowych oraz władz centralnych i samorządowych.

Widoki ogólne, bazy danych i statystyki

W pierwszym etapie opracowane zostaną wspólne pomysły, terminologia i standardy dla różnych typów SNR. Należy zainicjować konkretny program europejski za pośrednictwem Unii Europejskiej, CEN, Międzynarodowej Agencji Energetycznej itp.

Celem szczegółowym będzie opracowanie terminologii metodologicznej dla programu działania SDS, a następnie utworzenie bazy danych dla programów SDS i ich charakterystyki zgodnie z Porozumieniem Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) w sprawie programów kontroli danych i popytu INDEEP. Zadanie to można potraktować jako kontynuację programu SAVE.

Eurostat i krajowe urzędy statystyczne mogłyby opracować wspólne regulacje statystyczne i stworzyć europejską bazę danych, która wyraźnie odzwierciedlałaby NIS i byłaby wykorzystywana do analizy bilansu energetycznego.

Ponadto konieczne jest zainicjowanie rozwoju naukowo-technicznego w zakresie kompleksowej metodologii opracowywania programów SDS.

Stworzenie sieci informacyjnej

Za pośrednictwem ośrodków OPET utworzono państwową sieć informacyjną dla programu THERMIE. Celem współpracy EnR jest tworzenie baz danych. EnR poproszono o utworzenie specjalnych baz danych o SNR, a także sieci informacyjnej do realizacji wspólnych zadań.

Europejskie lobby SNR

Wiele organizacji jest zawodowo zainteresowanych branżą SSR. Harmonijne reprezentowanie tych interesów przed Komisją i Parlamentem Europejskim może być bardzo przydatne. Przydatne mogłoby być także utworzenie sieci obejmującej całą Europę.

Scenariusze świadczenia usług i opcji energetycznych

wdrożenie SNR

Zapotrzebowanie na usługi energetyczne możliwe do zaspokojenia przez SRK na poziomie lokalnym, krajowym i europejskim. Uwzględnia się popyt krajowy, handlowy i przemysłowy. Jednocześnie można oszacować poziom zapotrzebowania na energię elektryczną, a także stopień dostępności różnych źródeł energii i różnych rodzajów paliw, w tym biomasy i odpadów.

Wyniki można podsumować na poziomie lokalnym i krajowym oraz wykorzystać do oceny potencjału SRK.

SNR i zintegrowane planowanie w sektorze energetycznym

Potencjał SNR może zostać uwzględniony przy opracowywaniu przez Komisję scenariuszy perspektyw rozwoju zaopatrzenia w energię w Europie oraz może zostać wykorzystany przy ocenie oddziaływania na środowisko.

Możliwe jest opracowanie realnego scenariusza rozwoju SNR w Europie. Ten ogólny plan może stać się podstawą inicjatyw.

CHP może na stałe stać się elementem lokalnych i krajowych strategii energetycznych (w tym celów krajowych), a także zintegrowanego planowania zasobów realizowanego przez przedsiębiorstwa energetyczne zgodnie z późniejszymi wytycznymi Komisji Europejskiej. Odpowiednie przepisy mogą znaleźć odzwierciedlenie w dyrektywie Unii Europejskiej dotyczącej zintegrowanego planowania zasobów.

Przeprowadzenie oceny jakościowej EDS może pomóc w podejmowaniu decyzji dotyczących wyboru technologii EDS, z uwzględnieniem ogólnie kwestii efektywności energetycznej.

Ponadto takie planowanie i oceny pomogą w ustaleniu hierarchii priorytetów dla różnych typów elektrociepłowni (wytwarzanie poza siecią, systemy centralnego ogrzewania i systemy gazowe). Niezbędna jest także umiejętność oceny powiązań pomiędzy różnymi rozwiązaniami CDS.

Usuwanie barier i wdrażanie SNR

W trakcie realizacji programu SAVE zidentyfikowano kilka rodzajów barier w dalszej ekspansji SNR. Istotną przeszkodą okazały się bariery organizacyjne. Kolejnym istotnym czynnikiem hamującym rozwój SRE mogą być nieracjonalne regulacje rynkowe.

Lista elementów wymaganych do wdrożenia SNR może obejmować:

· struktura organizacyjna i usuwanie barier;

· planowanie rynku i zagospodarowanie przestrzenne (mapowanie, urbanistyka, organizacja obszarów chronionych itp.);

· działania z zakresu marketingu i regulacji (kampanie, dotacje, rabaty, zachęty, akcje, priorytety, obowiązkowe przyłączenia, regulacje);

· inwestycje w budowę instalacji, rabatów itp.;

· regulacja cen usług w zakresie energetyki skojarzonej;

· priorytet dla SNR przy dystrybucji obciążeń;

· podatki środowiskowe i dotacje dla programów SNR;

· finansowanie infrastruktury energetycznej (gaz, energia elektryczna, SNR, centralne ogrzewanie) i zapewnienie inwestycji;

· regulacja przyłączy zewnętrznych.

Szczególne znaczenie ma stworzenie niezawodnej bazy inwestycyjnej do rozbudowy wielkoskalowych systemów SNR.

Opisane środki można podjąć na poziomie krajowym, natomiast na poziomie Unii Europejskiej można rozważyć opracowanie szczegółowych przepisów itp.

Udzielanie pomocy krajom Europy Wschodniej we wdrażaniu SRK

Pomoc dla krajów Europy Wschodniej we wdrażaniu SRK może zostać zintensyfikowana i skoordynowana z programami krajowymi i międzynarodowymi. Przy zapewnianiu finansowania międzynarodowe banki rozwoju mogą kłaść nacisk na inwestycje w efektywność energetyczną i programy NDC. Można ocenić wpływ efektywności energetycznej, co będzie podstawą do ustalenia priorytetów wdrożenia odpowiednich działań.

Działania następcze (technologie, programy itp.)

Potrzeba rozwoju technologii i systemów SSR jest bardzo pilna, w tym w zakresie udoskonalania znanych technologii. Przykładem jest transport energii cieplnej na duże odległości.

Istnieje możliwość opracowania i znacznego udoskonalenia programów kontroli zapotrzebowania na energię cieplną, sterowania i łączenia odbiorów itp.

Ponadto istnieje pilna potrzeba oceny charakterystyki energetycznej, efektywności energetycznej, wpływu na środowisko itp. jako podstawę optymalizacji koncepcji CHP i uniknięcia chęci producentów do zbierania śmietanki.

Aplikacja

Podstawowe warunki pomyślnego wdrożenia SNR i CO

Poniżej znajduje się szereg podstawowych warunków pomyślnego wdrożenia SNR i CO,

zidentyfikowane empirycznie.

· Stabilne warunki gospodarcze w długim okresie

Systemy SNR i CO są długoterminowe i kapitałochłonne. Aby podejmować właściwe decyzje gospodarcze, konieczne jest, aby długoterminowe warunki ekonomiczne ich funkcjonowania były możliwie stabilne i przewidywalne.

Na przykład stałe koszty kapitału stanowią 75% całkowitych kosztów konsumenckich. Tym samym w porównaniu z ogrzewaniem indywidualnym ceny konsumenckie za centralne ogrzewanie okazują się stosunkowo niewrażliwe na wahania cen paliw. Z drugiej strony, w sytuacji niskich cen paliw, odbiorcy będą niechętni do przyłączania się do sieci centralnego ogrzewania, w związku z czym przedsiębiorstwa ciepłownicze staną przed dylematem: rozbudować centralne ogrzewanie czy stworzyć system centralnego ogrzewania. Ryzyko takie można ograniczyć poprzez zastosowanie instrumentów polityki i inicjatyw następczych.

· Odpowiedni rynek energii cieplnej i elektrycznej

Istnieje potrzeba istnienia rynku energii cieplnej, który byłby zależny od zapotrzebowania na energię cieplną, gęstości zaludnienia i warunków klimatycznych. Jest to ważne zarówno z punktu widzenia zapewnienia wykonalności ekonomicznej, jak i z punktu widzenia ograniczenia strat energii cieplnej w systemie dystrybucyjnym. Podobnie nie powinno być żadnych barier technicznych, prawnych i organizacyjnych w przyłączeniu się do sieci energetycznej, a taryfy powinny być rozsądne.

· Znaczący udział w rynku energii cieplnej

Limity cenowe za przyłączenie dodatkowej liczby odbiorców do sieci CO są ograniczone. Tym samym znaczący udział w rynku energii cieplnej przyczyni się do poprawy efektywności energetycznej i zwiększenia oszczędności.

· Konserwacja i ulepszenia technologiczne

Doświadczenie pokazuje, że regularna konserwacja i modernizacja poprzez wprowadzanie ulepszeń technologicznych odgrywa ważną rolę w funkcjonowaniu systemów kogeneracyjnych i centralnego ogrzewania.

Te przesłanki pomyślnego rozwoju nie zawsze są realizowane, co powoduje trudności gospodarcze. Niskie ceny konkurencyjnych paliw mogą prowadzić do zmniejszenia korzyści ekonomicznych dla odbiorców energii cieplnej, a nawet doprowadzić do odłączenia się części odbiorców od systemu i przejścia na inne rodzaje ogrzewania. Konkurencja może również spowodować, że nowi odbiorcy nie będą przyłączać się do tego systemu, co pogorszy sytuację ekonomiczną przedsiębiorstwa energetycznego SNR/DC i pozostałych odbiorców. Stworzy to błędne koło „rosnące stawki ¾ zmniejszający się udział w rynku”, co spowoduje utratę efektywności energetycznej, co często ma negatywny wpływ na środowisko. Poniżej znajdują się przykłady tego, jak można stworzyć warunki wstępne dla rozwoju ośrodków centralnych i wykorzystania SNR za pomocą szeregu środków politycznych na poziomie lokalnym i krajowym

· Wsparcie poprzez podatki, dotacje i regulacje

W niektórych przypadkach podjęto odpowiednie środki z zakresu polityki krajowej i lokalnej, aby zaradzić krótkoterminowym wahaniom cen poprzez opodatkowanie, dotacje i regulacje.

Opodatkowanie energii i ochrony środowiska

Podatki od energii i emisji mogą złagodzić wahania cen konsumenckich w obliczu wahań cen na rynku światowym.

· Subsydiowanie

W wielu krajach zastosowano system dotacji i dopłat dla odbiorców i/lub przedsiębiorstw elektroenergetycznych, w wielu krajach w celu obniżenia kosztów inwestycji, pomocy w bieżących naprawach i modernizacjach oraz zintensyfikowania przyłączenia odbiorców do sieci.

Rozporządzenie

W niektórych przypadkach samorządy lokalne mogły zachęcać klientów do przyłączania się do systemu ciepłowniczego w przypadku wymiany instalacji lub nakładać obowiązek takiego przyłączenia.

· Strategie rynkowe i podział na strefy

Niewłaściwa konkurencja między różnymi systemami grzewczymi na tym samym obszarze może narazić te systemy na ryzyko ekonomiczne. Konkurencja między systemami dostaw może również prowadzić do zmniejszenia efektywności energetycznej systemu centralnego ogrzewania, ponieważ stawki przyłączeniowe mogą być niskie. Aby uniknąć tych problemów, niektóre rynki zostały podzielone na strefy geograficzne dla różnych systemów dostaw w drodze planowania prowadzonego przez władze centralne lub lokalne lub w drodze porozumień między przedsiębiorstwami.

· Związek pomiędzy energią cieplną i elektryczną

Podczas korzystania z SHP powstaje ścisłe fizyczne powiązanie pomiędzy produkcją energii elektrycznej i cieplnej. Aby wykorzystać oba rodzaje wytwarzanej energii, można połączyć podaż i popyt. Często elastyczność systemu zwiększa się poprzez zapewnienie dostępu do większych systemów ciepłowniczych i krajowej sieci elektrycznej, co pozwala na wdrożenie

SNR. Wymóg elastyczności rodzi potrzebę odpowiednich ram prawnych dla współpracy pomiędzy stronami dostarczającymi energię elektryczną i ciepło.

· Legalny dostęp do sprzedaży produktów i usług energetycznych

Przedsiębiorstwa, duże obszary mieszkalne i instytucje, takie jak szkoły, szpitale itp., w wielu przypadkach mają legalny dostęp do sprzedaży nadwyżki energii cieplnej lokalnym przedsiębiorstwom ciepłowniczym, a także nadwyżki energii elektrycznej przedsiębiorstwom elektrycznym.

Przedsiębiorstwa elektrociepłownicze korzystające z systemów kogeneracyjnych mogą także mieć legalny dostęp do sprzedaży energii elektrycznej do państwowej sieci elektroenergetycznej.

· Ścisła współpraca z firmami elektrycznymi

Niezależnie od tego, czy mówimy o instalacjach elektrociepłowni przemysłowych, czy instalacjach stanowiących własność przedsiębiorstw elektroenergetycznych, ważne są odpowiednie warunki i taryfy wymiany energii elektrycznej.

· Konsumenci w sektorze publicznym

Aby pomyślnie wdrożyć SNR i CO, często konieczne jest wsparcie ze strony władz rządowych. Szybkie podłączenie budynków użyteczności publicznej do sieci centralnego ogrzewania może stanowić cenny wkład w ekonomikę tych systemów. Koordynacja planowania przestrzennego i zagospodarowania przestrzennego gmin z rozwojem systemów centralnego ogrzewania stworzy korzystne warunki na rynku energii cieplnej, a tym samym wzmocni ekonomię przedsiębiorstwa będącego właścicielem systemu centralnego ogrzewania, a także obniży koszty dla konsumentów.

Elektrownia tłokowa gazowa to układ wytwarzający energię elektryczną z energii wewnętrznej paliwa. Działają na skroplonym lub głównym gazie ziemnym, biogazie i gazie towarzyszącym.

Zaletami elektrowni tłokowych na gaz są łatwość obsługi i niski koszt paliwa. Na obszarach, na których przebiega główny gazociąg, elektrownia gazowo-tłokowa stanowi najbardziej ekonomiczne, stałe lub rezerwowe źródło energii.

Zasada działania zespołu tłoka gazowego jest dość prosta. Podstawą konstrukcji jest silnik tłokowy gazowy – silnik spalinowy. Podczas spalania paliwa uwolniona energia jest wykorzystywana przez generator prądu elektrycznego. Silniki można stosować w instalacjach przeznaczonych zarówno do pracy ciągłej, jak i zmiennej, a także do jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej (proces ten nazywany jest „kogeneracją energii”). W tym drugim przypadku instalacja taka nazywana jest „instalacją tłokową z gazem kogeneracyjnym”.

Energia kogeneracyjna

Termin „kogeneracja” oznacza skojarzone wytwarzanie różnych rodzajów energii. Z technicznego punktu widzenia kogeneracja to proces, podczas którego w specjalnym urządzeniu wytwarzane jest jednocześnie ciepło i prąd. Takie urządzenie nazywa się "kogenerator" a typowym przykładem zastosowania kogeneracji jest elektrownia gazowa. Kogenerator składa się z generatora, silnika gazowego, układu odbioru ciepła i układu sterowania. Kogeneracja jest optymalnym sposobem na dostarczenie zarówno ciepła, jak i energii elektrycznej. Zasada kogeneracji leży u podstaw różnych nowoczesnych rozwiązań technicznych.

Konstrukcja silnika spalinowego zasilanego paliwem gazowym jest mniej podatna na uszkodzenia i zużycie ze względu na brak w gazie cząstek mogących uszkodzić mechanizm. Jest to szczególnie prawdziwe przy małych obciążeniach (poniżej 20%). Ponadto elektrociepłownie tłokowe gazowe działają również na biogazie z niskodymowym układem wydechowym (Euro4), który koncentruje minimalną ilość szkodliwych substancji.

Gazowa stacja kogeneracyjna tłokowa (kogeneratorowy agregat cieplny) jest w stanie wytworzyć ciepło i energię elektryczną dla budynku mieszkalnego lub przedsiębiorstwa przemysłowego - w zależności od jej parametrów technicznych. Jeśli istnieje linia główna, kogenerator może z łatwością zapewnić nieprzerwane dostawy energii elektrycznej. W tym przypadku zużycie paliwa jest znacznie bardziej ekonomiczne niż w przypadku stacji benzynowych czy diesla. Koszt energii elektrycznej jest niższy od taryfy sieciowej nawet w miniciepłowniach (kogeneracja małej mocy, miniciepłownie).

Mini-CHP kogeneracyjne

Mini-CHP kogeneracyjne Ze względu na swój rozmiar łatwiej je umieścić na małych obszarach. Kogenerator zasilany jest gazem ziemnym, a mini-CHP jest jednym z systemów, które opierają się na syntezie dwóch źródeł, czyli kogeneracji. Kogeneracyjne jednostki cieplne doskonale wpasowują się w obwód elektryczny przedsiębiorstw przemysłowych. Na potrzeby ogrzewania małych obiektów wykorzystuje się jednostki kogeneracyjne małej mocy. Instalacja kogeneracyjna pozwala znacząco zaoszczędzić na kosztach wytwarzania energii cieplnej.

Elektrownie modułowe Nadają się do wytwarzania dużej ilości energii elektrycznej, a także mogą ogrzewać duże obiekty przemysłowe; ponadto charakteryzują się dobrą przyjaznością dla środowiska. Elektrownie modułowe stosowane są w pomieszczeniach, w których odbywają się aktywne procesy produkcyjne.

Generatory tłokowe gazowe wykorzystywane są także jako stacje zapasowe. Są bardzo wygodne w sytuacjach, w których często występują przerwy w dostawie prądu. Elektrownie gazowe gwarantem Twojej niezależności energetycznej.

Kogeneracja

Głównym elementem skojarzonego źródła energii elektrycznej i ciepła, później kogeneratora (elektrowni, mini-CHP), jest gazowy silnik spalinowy pierwotnego spalania z generatorem elektrycznym na wale. Gdy pracuje agregat prądotwórczy, wykorzystywane jest ciepło gazów spalinowych, chłodnicy oleju i płynu chłodzącego silnika. Jednocześnie średnio na 100 kW energii elektrycznej odbiorca otrzymuje 150-160 kW energii cieplnej w postaci ciepłej wody o temperaturze 90 C do ogrzewania i zaopatrzenia w ciepłą wodę.

Tym samym kogeneracja pokrywa zapotrzebowanie obiektu na energię elektryczną i ciepło niskotemperaturowe. Jego główną zaletą w porównaniu z systemami konwencjonalnymi jest to, że konwersja energii zachodzi z większą wydajnością, co pozwala na znaczną redukcję kosztów wytworzenia jednostki energii.

Podstawowe warunki skutecznego zastosowania technologii kogeneracji:

1. W przypadku wykorzystania elektrociepłowni (mini-CHP) jako głównego źródła energii, czyli podczas ładowania 365 dni w roku, z wyłączeniem czasu na planowe prace konserwacyjne.

2. Gdy elektrociepłownia (mini-CHP) znajduje się jak najbliżej odbiorcy ciepła i energii elektrycznej, osiągane są w tym przypadku minimalne straty podczas transportu energii.

3. Przy korzystaniu z najtańszego paliwa podstawowego – gazu ziemnego.

Największy efekt wykorzystania elektrociepłowni (mini-CHP) uzyskuje się, gdy ta pracuje równolegle z siecią zewnętrzną. W takim przypadku możliwa jest sprzedaż nadwyżek energii elektrycznej np. w godzinach nocnych, a także w godzinach porannego i wieczornego maksymalnego obciążenia elektrycznego. Na tej zasadzie działa 90% kogeneratorów w krajach zachodnich.

Obszary zastosowań elektrociepłowni:

Maksymalny efekt wykorzystania kogeneratorów osiąga się w następujących obiektach miejskich:

Kotłownie na potrzeby własne (od 50 do 600 kW). Przy remontach kotłowni, a także przy budowie nowych źródeł energii cieplnej niezwykle istotna jest pewność zasilania w energię na potrzeby własne źródła ciepła. Zastosowanie kogeneratora gazowego (zespołu tłokowego) uzasadnia się tutaj faktem, że jest to niezawodne, niezależne źródło energii elektrycznej, a odprowadzanie energii cieplnej z kogeneratora zapewnione jest w obciążeniu źródła ciepła.

Kompleksy szpitalne (od 600 do 5000 kW). Kompleksy te są odbiorcami energii elektrycznej i ciepła. Obecność kogeneratora w kompleksie szpitalnym ma podwójny efekt: zmniejszenie kosztów dostaw energii i zwiększenie niezawodności dostaw energii do krytycznych odbiorców szpitala – bloku operacyjnego i oddziału intensywnej terapii, dzięki wprowadzeniu niezależnego źródła energii elektrycznej .

Obiekty sportowe (od 1000 do 9000 kW). Są to przede wszystkim baseny i aquaparki, gdzie zapotrzebowanie jest zarówno na energię elektryczną, jak i ciepło. W tym przypadku elektrociepłownia (mini-CHP) pokrywa zapotrzebowanie na energię elektryczną i uwalnia ciepło w celu utrzymania temperatury wody.

Zaopatrzenie w energię elektryczną i ciepło placów budowy w centrum miasta (od 300 do 5000 kW). Z tym problemem borykają się firmy zajmujące się renowacją starych bloków miejskich. Koszt przyłączenia wyremontowanych obiektów do miejskiej sieci elektroenergetycznej w niektórych przypadkach jest porównywalny z wielkością inwestycji we własne źródło kogeneracyjne, jednak w tym drugim przypadku spółka pozostaje właścicielem źródła, co przynosi jej dodatkowy zysk przy prowadzeniu obiektu mieszkalnego. złożony.

Układy kogeneracyjne są klasyfikowane według typów silników głównych i generatorów:

Turbiny parowe, turbiny gazowe;

Silniki tłokowe;

Mikroturbiny.

Największą przewagę mają silniki tłokowe napędzane gazem. Wyróżniają się wysoką produktywnością, stosunkowo niską inwestycją początkową, szerokim wyborem modeli mocy, możliwością pracy w trybie autonomicznym, szybkim rozruchem i wykorzystaniem różnych rodzajów paliwa.

Podstawy kogeneracji.

Typowym (tradycyjnym) sposobem wytwarzania energii elektrycznej i ciepła jest ich oddzielne wytwarzanie (elektrownia i kotłownia). W tym przypadku znaczna część energii paliwa pierwotnego nie jest wykorzystywana. Całkowite zużycie paliwa można znacznie zmniejszyć stosując kogenerację (skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła).

Kogeneracja to termodynamiczna produkcja dwóch lub więcej form energii użytecznej z jednego źródła energii pierwotnej.

Dwie najczęściej stosowane formy energii to mechaniczna i termiczna. Energia mechaniczna jest zwykle wykorzystywana do obracania generatora elektrycznego. Dlatego też w literaturze często (mimo swoich ograniczeń) używa się poniższej definicji.

Kogeneracja to łączna produkcja energii elektrycznej (lub mechanicznej) i cieplnej z tego samego źródła energii pierwotnej.

Wytworzoną energię mechaniczną można również wykorzystać do utrzymania pracy urządzeń pomocniczych, takich jak sprężarki i pompy. Energię cieplną można wykorzystać zarówno do ogrzewania, jak i chłodzenia. Chłód wytwarzany jest przez moduł absorpcyjny, który może być zasilany gorącą wodą, parą lub gorącymi gazami.

Podczas eksploatacji elektrowni tradycyjnych (parowych), ze względu na cechy technologiczne procesu wytwarzania energii, duża ilość wytwarzanego ciepła jest odprowadzana do atmosfery poprzez skraplacze pary, chłodnie kominowe itp. Duża część tego ciepła może zostać odzyskana i wykorzystana do zaspokojenia potrzeb grzewczych, zwiększając efektywność z 30-50% w przypadku elektrowni do 80-90% w układach kogeneracyjnych. Porównanie pomiędzy kogeneracją a selektywnym wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła przedstawiono w tabeli 1 na podstawie typowych wartości sprawności.

Badania, rozwój i projekty prowadzone przez ostatnie 25 lat doprowadziły do znacznego ulepszenia technologii, która jest obecnie naprawdę dojrzała i niezawodna. Poziom rozmieszczenia kogeneracji na świecie pozwala stwierdzić, że jest to najbardziej efektywna (z istniejących) technologia zaopatrzenia w energię ogromnej części potencjalnych odbiorców.

Tabela 1

Zalety technologii.

Technologia kogeneracji jest naprawdę jedną z wiodących na świecie. Co ciekawe, doskonale łączy w sobie tak pozytywne cechy, które do niedawna uważano za praktycznie nie do pogodzenia. Za najważniejsze cechy należy uznać najwyższą efektywność paliwową, ponad zadowalające parametry środowiskowe, a także autonomię układów kogeneracyjnych.

Technologia, której poświęcony jest ten zasób, to nie tylko „łączna produkcja energii elektrycznej (lub mechanicznej) i cieplnej”, to unikalna koncepcja, która łączy w sobie zalety kogeneracji, energii rozproszonej i optymalizacji energetycznej.

Należy zaznaczyć, że wysokiej jakości realizacja projektu wymaga konkretnej wiedzy i doświadczenia, w przeciwnym razie znaczna część korzyści z pewnością zostanie utracona. Niestety w Rosji jest bardzo niewiele firm, które faktycznie posiadają niezbędne informacje i potrafią kompetentnie realizować takie projekty.

Korzyści z zastosowania układów kogeneracyjnych umownie podzielono na cztery, ściśle ze sobą powiązane grupy.

Korzyści z niezawodności.

Kogeneracja jest wręcz idealną formą zaopatrzenia w energię z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw energii.

Rozwój nowoczesnych technologii zwiększa zależność działalności człowieka od dostaw energii we wszystkich obszarach: w domu, w pracy i w czasie wolnym. Bezpośrednia zależność życia człowieka od nieprzerwanego zasilania wzrasta w transporcie (od wind po systemy bezpieczeństwa na kolei dużych prędkości) oraz w medycynie, która dziś opiera się na skomplikowanych i kosztownych urządzeniach, a nie tylko stetoskopie i lancecie.

Wszechobecność komputerów tylko zwiększa zapotrzebowanie na energię. Dla banków, firm telekomunikacyjnych czy przedsiębiorstw przemysłowych nie tylko „ilość”, ale i „jakość” energii elektrycznej staje się krytyczna. Skok lub awaria prądu może dziś doprowadzić nie tylko do zatrzymania lub uszkodzenia maszyny, ale także do utraty informacji, których odzyskanie jest czasami nieporównywalnie trudniejsze niż naprawa sprzętu.

Wymagania dotyczące dostaw energii są sformułowane prosto - niezawodność, spójność. I dla wielu staje się jasne, że dziś jedynym sposobem na uzyskanie produktu najwyższej jakości jest jego samodzielne wyprodukowanie. Personel wojskowy na całym świecie wiedział o tym od dawna, przemysłowcy już podjęli takie decyzje, a rodziny i małe firmy dopiero teraz zaczęły zdawać sobie sprawę z korzyści płynących z posiadania generatorów elektrycznych i kotłów termicznych. Kryzys istniejącej zmonopolizowanej infrastruktury energetycznej i początek liberalizacji rynków energii jednocześnie zwiększają stopień niepewności przyszłości i przyciągają uwagę nowych możliwości biznesowych. Obydwa czynniki zwiększają zapotrzebowanie odbiorców energii na własne moce wytwórcze.

W przypadku korzystania z układu kogeneracyjnego odbiorca jest ubezpieczony od przerw w scentralizowanych dostawach energii, które występują okresowo albo na skutek nadmiernego zużycia środków trwałych w elektroenergetyce, albo klęsk żywiołowych lub innych nieprzewidzianych przyczyn. Najprawdopodobniej nie będzie miał trudności organizacyjnych, finansowych ani technicznych przy zwiększaniu mocy przedsiębiorstwa, gdyż nie będzie konieczności układania nowych linii energetycznych, budowy nowych stacji transformatorowych, przekładania sieci ciepłowniczych itp. Ponadto nowo nabyte kogeneratory są wbudowane w istniejący system.

Głównym elementem skojarzonego źródła energii elektrycznej i ciepła, zwanego później kogeneratorem (mini-CHP), jest gazowy silnik spalinowy pierwotnego spalania z generatorem elektrycznym na wale. Kiedy pracuje silnik tłokowy gazowy, wykorzystywane jest ciepło gazów spalinowych lub ciepło uzyskane z chłodzenia płaszcza silnika. Jednocześnie średnio na 100 kW energii elektrycznej odbiorca otrzymuje 120-160 kW energii cieplnej w postaci ciepłej wody o temperaturze 90 C do ogrzewania i zaopatrzenia w ciepłą wodę.

Zatem, kogeneracja pokrywa zapotrzebowanie obiektu na energię elektryczną i bezpłatną energię cieplną. Jego główną zaletą w porównaniu z systemami konwencjonalnymi jest to, że konwersja energii zachodzi z większą wydajnością, co pozwala na znaczną redukcję kosztów wytworzenia jednostki energii.

Podstawowe warunki udanego zastosowania technologii kogeneracyjnej Mini-CHP

1. W przypadku wykorzystania jednostki kogeneracyjnej ( mini-CHP) jako główne źródło energii, czyli pod obciążeniem 365 dni w roku, z wyłączeniem czasu na prace planowe.

2. Instalacja kogeneracyjna jak najbliżej ( mini-CHP) do odbiorcy ciepła i energii elektrycznej, w tym przypadku osiągane są minimalne straty podczas transportu energii.

3. Przy korzystaniu z najtańszego paliwa podstawowego – gazu ziemnego. Największy efekt wykorzystania jednostki kogeneracyjnej ( mini-CHP) osiąga się, pracując równolegle z siecią centralną. W takim przypadku możliwa jest sprzedaż nadwyżek energii elektrycznej np. w godzinach nocnych, a także w godzinach porannego i wieczornego maksymalnego obciążenia elektrycznego. Na tej zasadzie działa 90% obiektów energetycznych w krajach zachodnich. Ale w Rosji nie jest to opłacalne, ponieważ IDGC jest gotowe kupić 1 kW energii elektrycznej po cenie hurtowej. Jest to około 1-1,30 rubla za 1 kW. A koszt jednego kW łącznie z konserwacją wynosi 1,50 rubla.

Obszary zastosowań kogeneracji w mini-CHP:

Maksymalny efekt wykorzystania kogeneratorów osiąga się w następujących obiektach miejskich:

Kotłownie na potrzeby własne (od 50 do 600 kW). Przy remontach kotłowni, a także przy budowie nowych źródeł energii cieplnej niezwykle istotna jest pewność zasilania w energię na potrzeby własne źródła ciepła. Zastosowanie kogeneratora gazowego (elektrowni tłokowej) uzasadnia się tutaj faktem, że jest to niezawodne, niezależne źródło energii elektrycznej, a odprowadzenie energii cieplnej z kogeneratora zapewnione jest w obciążeniu źródła ciepła.

Obiekty sportowe (od 1000 do 9000 kW). Są to przede wszystkim baseny i aquaparki, gdzie zapotrzebowanie jest zarówno na energię elektryczną, jak i ciepło. W tym przypadku elektrociepłownia ( mini-CHP) pokrywa zapotrzebowanie na energię elektryczną i uwalnia ciepło, aby utrzymać temperaturę wody.

Zaopatrzenie w energię elektryczną i ciepło placów budowy w centrum miasta (od 300 do 5000 kW). Z tym problemem borykają się firmy zajmujące się renowacją starych bloków miejskich. Koszt przyłączenia obiektów do sieci miejskiej w niektórych przypadkach jest porównywalny z wielkością inwestycji we własne źródło kogeneracyjne, jednak w tym drugim przypadku spółka pozostaje właścicielem źródła, co przynosi jej dodatkowy zysk w trakcie eksploatacji kompleksu mieszkalnego .

Układy kogeneracyjne są klasyfikowane według typów silników głównych i generatorów

Największą zaletą są gazowe silniki tłokowe zasilane gazem. Wyróżniają się wysoką produktywnością, stosunkowo niską inwestycją początkową, szerokim wyborem modeli mocy, możliwością pracy w trybie autonomicznym, szybkim rozruchem i wykorzystaniem różnych rodzajów paliwa.

Podstawy kogeneracji mini-CHP

Kogeneracja to termodynamiczna produkcja dwóch lub więcej form użytecznej energii z jednego pierwotnego źródła energii.

Kogeneracja to łączna produkcja energii elektrycznej (lub mechanicznej) i cieplnej z tego samego źródła energii pierwotnej.

Podczas eksploatacji elektrowni tradycyjnych (parowych), ze względu na cechy technologiczne procesu wytwarzania energii, duża ilość wytwarzanego ciepła jest odprowadzana do atmosfery poprzez skraplacze pary, chłodnie kominowe itp. Duża część tego ciepła może zostać odzyskana i wykorzystana do zaspokojenia potrzeb grzewczych, zwiększając efektywność z 30-50% w przypadku elektrowni do 80-90% w układach kogeneracyjnych. Badania, rozwój i projekty prowadzone przez ostatnie 25 lat doprowadziły do znacznego ulepszenia technologii, która jest obecnie naprawdę dojrzała i niezawodna. Poziom rozmieszczenia kogeneracji na świecie pozwala stwierdzić, że jest to najbardziej efektywna (z istniejących) technologia zaopatrzenia w energię ogromnej części potencjalnych odbiorców.

Zalety technologii mini-CHP

Korzyści z zastosowania układów kogeneracyjnych umownie podzielono na cztery, ściśle ze sobą powiązane grupy.

Zalety niezawodności kogeneracji Mini-CHP

Kogeneracja jest wręcz idealną formą zaopatrzenia w energię z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw energii.

Umiejscowienie ośrodka energetycznego w bliskiej odległości od odbiorcy oznacza, że ośrodek energetyczny znajduje się w strefie bezpieczeństwa danego przedsiębiorstwa, a dostawy energii zależą wyłącznie od odbiorcy.

Rozproszone (poza sieciowe) źródła energii, takie jak systemy kogeneracyjne, zmniejszają podatność infrastruktury energetycznej na zagrożenia. Stacje kogeneracyjne rozproszone po Europie i Ameryce są mniej podatne na naturalne i celowe zniszczenia niż duże elektrownie centralne. Kogeneracja zasilany jest głównie gazem ziemnym i innymi paliwami „domowymi”, czyli nie wymaga nadzwyczajnych działań w celu zapewnienia paliwa.

Kogeneracja zwiększa niezawodność zasilania obiektów w energię – jest to istotna zaleta w warunkach zmieniającego się rynku energii i społeczeństwa high-tech. Wysoce niezawodne zasilanie ma kluczowe znaczenie dla większości firm działających w branży technologii informatycznych, produkcji, badań, bezpieczeństwa i innych dziedzinach.

Korzyści ekonomiczne kogeneracji Mini-CHP

Kogeneracja stanowi doskonały mechanizm zachęt ekonomicznych.
Wysokie koszty energii można kilkakrotnie obniżyć (przykładowo przy wysokiej jakości realizacji projektu układ kogeneracyjny może wytworzyć energię, której koszt jest 7 razy niższy niż koszt w JSC-Energo).
Zmniejszenie udziału energii w kosztach produkcji może znacząco zwiększyć konkurencyjność produktu.

Udział energii w koszcie produktu waha się od 10% do 70%, czyli 5-10 razy więcej niż poziom światowy. Energia stanowi około 70% kosztów produktów przemysłu chemicznego. W metalurgii - do 27%. Tempo wzrostu stawek za energię elektryczną przewyższa dynamikę cen produktów większości sektorów gospodarki. Był to jeden z najważniejszych powodów wzrostu udziału kosztów energii w kosztach produkcji. Należy szczególnie podkreślić, że o ile produkcja wyrobów przemysłowych spadła 3-4-krotnie, to zużycie energii w przedsiębiorstwach spadło zaledwie 1,5-2-krotnie. Wykorzystanie w produkcji przestarzałego i przestarzałego sprzętu, co tłumaczy się przede wszystkim brakiem środków dla większości przedsiębiorstw przemysłowych na jego wymianę lub modernizację, prowadzi do nieracjonalnego zużycia zasobów energii i tylko pogarsza sytuację.

Zła jakość dostaw energii elektrycznej jest głównym czynnikiem spowalniającym wzrost gospodarczy. Kogeneracja jest praktycznie najbardziej optymalną opcją zapewnienia niezawodności dostaw energii elektrycznej.

Gospodarka zależna od energii potrzebuje coraz więcej energii do działania i rozwoju. Przy tradycyjnym zaopatrzeniu w energię pojawia się wiele trudności organizacyjnych, finansowych i technicznych przy zwiększaniu mocy przedsiębiorstwa, ponieważ często konieczne jest ułożenie nowych linii energetycznych, budowa nowych podstacji transformatorowych, przekaźnikowych sieci ciepłowniczych itp.

W tym samym czasie, kogeneracja oferuje niezwykle elastyczne i szybkie w rozbudowie rozwiązania. Zwiększanie mocy produkcyjnych może odbywać się zarówno w małych, jak i dość dużych udziałach. Pozwala to zachować precyzyjną zależność pomiędzy wytwarzaniem i zużyciem energii. W ten sposób zaspokajane są wszystkie potrzeby energetyczne, które zawsze towarzyszą wzrostowi gospodarczemu.

Koszt ułożenia komunikacji energetycznej i podłączenia do sieci może skutkować kwotą porównywalną lub wyższą od kosztu projektu kogeneracyjnego. Ograniczenia środowiskowe, koszty gruntów i wody, regulacje rządowe – przed firmą energetyczną, która decyduje się na budowę nowej, potężnej elektrowni, stoją tysiące przeszkód.

Paliwem jest gaz, jego zaletą jest względna taniość, mobilność i dostępność.

Kogeneracja pozwala uniknąć bezużytecznych i nieefektywnych ekonomicznie kosztów środków przesyłu energii, ponadto eliminowane są straty podczas transportu energii, ponieważ urządzenia wytwarzające energię są instalowane w pobliżu odbiorcy;

Znacząca i szybka redukcja emisji substancji szkodliwych przynosi wymierne korzyści nie tylko w kontekście środowiskowym. Takie wysiłki przynoszą także satysfakcję moralną i ekonomiczną: zmniejszenie lub całkowite wyeliminowanie kar, dotacji, ulg podatkowych, usunięcie wielu ograniczeń środowiskowych.

Korzyści ekonomiczne kogeneracji niosą ze sobą niezliczone korzyści, niestety część tego potencjału pozostaje niezauważona przez użytkowników końcowych, przemysł, biznes i rząd lub nie jest realizowana przez firmy wdrażające.

Technologie kogeneracyjne: możliwości i perspektywy

V. M. BARKOV, rozdz. specjalista wydziału energetyki cieplnej

LLC „Inkomstroy-Engineering” (Odintsovo)

Wraz ze wzrostem świadomości ekologicznej i koniecznością ograniczenia zużycia paliw kopalnych istnieje zapotrzebowanie na wysoce wydajne metody konwersji i wytwarzania energii. Tradycyjna, oddzielna produkcja energii elektrycznej w elektrowniach kondensacyjnych i ciepła w kotłach jest technologią nieefektywną, prowadzącą do strat energii wraz z ciepłem gazów spalinowych. Autonomiczne instalacje skojarzonego wytwarzania energii cieplnej i elektrycznej – kogeneratory – okazały się skutecznym technologicznym rozwiązaniem problemu.

Podstawy kogeneracji

Kogeneracja to technologia skojarzonego wytwarzania energii, która pozwala radykalnie zwiększyć efektywność ekonomiczną wykorzystania paliw, gdyż w tym przypadku w jednym procesie powstają dwa rodzaje energii – elektryczna i cieplna. Największy efekt ekonomiczny kogeneracji można osiągnąć jedynie przy optymalnym wykorzystaniu obu rodzajów energii w miejscu jej zużycia. W takim przypadku energię odpadową (ciepło ze spalin i układów chłodzenia jednostek napędzających generatory elektryczne, czy nadciśnienie w rurociągach) można wykorzystać zgodnie z jej przeznaczeniem. Odzyskane ciepło można również wykorzystać w maszynach absorpcyjnych do produkcji chłodu (trigeneracja). Wyróżnia się trzy główne typy jednostek kogeneracyjnych (CHU): jednostki energetyczne oparte na silnikach spalinowych (ICU), jednostki z turbiną gazową (GTU) oraz jednostki gazowe o cyklu kombinowanym (CCG). System kogeneracji (lub mini-CHP) składa się z czterech głównych części: napędu głównego, generatora elektrycznego, systemu odzyskiwania ciepła oraz systemu monitorowania i sterowania. W zależności od istniejących wymagań napędem może być silnik tłokowy, turbina gazowa, turbina parowa lub kombinacja turbin parowych i gazowych. W przyszłości mógłby to być również silnik Stirlinga lub ogniwa paliwowe.

Mini-CHP mają wiele zalet, ale zwróćmy uwagę na najważniejsze:

Niskie straty podczas transportu energii cieplnej i elektrycznej w porównaniu do scentralizowanych systemów zaopatrzenia w ciepło i energię elektryczną;

Autonomia działania i możliwość sprzedaży nadwyżek wytworzonej energii elektrycznej do systemu energetycznego;

Poprawa wskaźników ekonomicznych istniejących kotłowni poprzez wytwarzanie w nich oprócz energii cieplnej i elektrycznej;

Zwiększenie niezawodności dostaw ciepła z własnego źródła energii elektrycznej;

Niższy koszt energii cieplnej i elektrycznej w porównaniu do scentralizowanych źródeł energii.

Silniki spalinowe (ICE)

Procesory graficzne to tradycyjne elektrownie wysokoprężne wykorzystywane jako zapasowe źródła energii elektrycznej. Wyposażone w wymiennik ciepła lub kocioł na ciepło odpadowe stają się minielektrowniami cieplnymi. Ciepło odpadowe ze gazów spalinowych, układów chłodzenia i smarowania silnika wykorzystywane jest do ogrzewania i zaopatrzenia w ciepłą wodę. Jedna trzecia energii paliwa zamieniana jest na pracę mechaniczną. Pozostała część jest przetwarzana na energię cieplną. Oprócz silników wysokoprężnych stosowane są również silniki spalinowe na gaz i gaz-diesel. Silnik gazowy może być wyposażony w kilka gaźników, co umożliwia pracę na kilku rodzajach gazu. Jednostki gazowo-diesel zużywają do 1,5% oleju napędowego jednocześnie z gazem, a w trybie awaryjnym płynnie przełączają się z gazu na olej napędowy. Kogeneratory diesla są bardziej preferowane na obszarach niezgazowanych ze względu na wyższy koszt paliwa olejowego w porównaniu z gazem. Jako paliwo można wykorzystać także biogaz, gazy ze składowisk oraz produkty pirolizy, co znacznie zwiększa efektywność ich wykorzystania w gospodarstwach rolnych, zakładach przetwarzania odpadów i oczyszczalniach ścieków. Procesory graficzne z zapłonem iskrowym mają najlepszy stosunek zużycia paliwa do energii i są najbardziej wydajne przy mocach od 0,03 do 5–6 MW. Procesory graficzne z zapłonem samoczynnym (diesel) pracują w zakresie mocy od 0,2 do 20 MW. Procesory graficzne działają w dwóch głównych trybach:

Tryb nominalny - tryb maksymalnego obciążenia i prędkości przez 24 godziny. dziennie przez cały rok z przerwami na planową konserwację; praca z przeciążeniem 10% jest możliwa przez 2 godziny. na dzień;

Tryb czuwania - całodobowa praca bez przeciążeń w okresach bezczynności głównego źródła energii.

Zalety i cechy korzystania z GPA:

Najniższy poziom emisji tlenków azotu, który można całkowicie wyeliminować, gdy silnik spalinowy pracuje na bogatej mieszance z późniejszym dopalaniem produktów spalania w kotle;

Wyższa żywotność w porównaniu do zespołów turbin gazowych, sięgająca 150–200 tys. godzin;

Najniższy poziom kosztów kapitałowych i kosztów operacyjnych wytwarzania energii;

Łatwość przejścia z jednego rodzaju paliwa na inny. Nie zaleca się stosowania GPU w przypadku konieczności uzyskania dużej ilości chłodziwa o temperaturze powyżej 110 C, przy dużym poborze mocy, a także przy ograniczonej liczbie uruchomień.

(Rys. 1. Schematyczny diagram termiczny mini-CHP GPA)

Zespoły turbin gazowych (GTU)

Turbiny gazowe można podzielić na dwie główne części – generator gazu i turbinę napędową, umieszczone w jednej obudowie. Generator gazu składa się z turbosprężarki i komory spalania, która wytwarza strumień gazu o wysokiej temperaturze, który oddziałuje na łopatki turbiny napędowej. Wydajność cieplną zapewnia odzysk ciepła ze spalin za pomocą wymiennika ciepła, kotła na gorącą wodę lub parę wodną. Turbiny gazowe działają na dwóch rodzajach paliwa – ciekłym i gazowym. Praca ciągła odbywa się na gazie, a w trybie rezerwowym (awaryjnym) następuje automatyczne przejście na olej napędowy. Optymalnym trybem pracy zespołu turbiny gazowej jest skojarzone wytwarzanie energii cieplnej i elektrycznej. Turbiny gazowe wytwarzają znacznie większe ilości energii cieplnej niż zespoły tłokowe i mogą pracować zarówno w trybie podstawowym, jak i pokrywać obciążenia szczytowe.

Zasada działania zespołu turbiny gazowej

Powietrze atmosferyczne poprzez urządzenie wlotowe KVOU (kombinowane urządzenie do uzdatniania powietrza) (6) trafia do sprężarki (1), gdzie jest sprężane i kierowane do nagrzewnicy powietrza regeneracyjnego (7), a następnie poprzez zawór rozprowadzający powietrze (5) do komora spalania (2). W komorze spalania paliwo wchodzące przez dysze spala się w strumieniu powietrza. Gorące gazy dostają się do łopatek turbiny gazowej (3), gdzie energia cieplna przepływu zamieniana jest na energię mechaniczną obrotu wirnika turbiny. Moc odbierana na wale turbiny wykorzystywana jest do napędzania sprężarki (1) i generatora elektrycznego (4), który wytwarza energię elektryczną. Gorące spaliny za regeneratorem (7) trafiają do wodnego kotła odzysknicowego (8), a następnie trafiają do komina (13). Woda sieciowa dostarczana przez pompy sieciowe (12) jest podgrzewana w kotle odzysknicowym (8) i kotle szczytowym (10) i przesyłana do punktu centralnego ogrzewania (CHS). Podłączenie odbiorców do węzła centralnego ogrzewania odbywa się poprzez zorganizowanie niezależnego obwodu. Jako paliwo wykorzystuje się gaz ziemny. W przypadku awaryjnej przerwy w dostawie gazu zarówno kotły, jak i zespół turbiny gazowej (przy częściowym obciążeniu) zostają przełączone na pracę na skroplonym propan-butanie (LPG – zredukowane gazy węglowodorowe).

W zależności od charakterystyki odbiorców możliwe są następujące rozwiązania w zakresie stosowania jednostek turbiny gazowej:

Zasilanie systemu energią elektryczną przy napięciu generatorowym (6,3 lub 10,5 kV) lub napięciu podwyższonym do 110 kV;

Rozdział energii cieplnej poprzez punkt centralnego ogrzewania (CHP) lub indywidualne punkty ciepłownicze (IHP) z całkowitym oddzieleniem hydraulicznym sieci CHP od sieci odbiorczych;

Praca zespołu turbiny gazowej na wspólnych sieciach ciepłowniczych z innymi źródłami energii lub wykorzystanie zespołu turbiny gazowej jako autonomicznego źródła ciepła;

Zastosowanie turbozespołów gazowych zarówno w zamkniętych, jak i otwartych systemach zaopatrzenia w ciepło;

Możliwe są opcje zaopatrzenia w ciepło i energię elektryczną: jest to albo sposób dostarczania energii elektrycznej, albo sposób wspólnego dostarczania energii elektrycznej i cieplnej.

Zalety i cechy stosowania zespołów turbin gazowych

Elektrownie cieplne z turbiną gazową oparte na jednostkach turbiny gazowej charakteryzują się następującymi zaletami: - wysoką niezawodnością: żywotność głównych elementów wynosi do 150 tys. godzin, a żywotność przed remontami kapitalnymi wynosi 50 tys. godzin;

Współczynnik wykorzystania paliwa (FUF) przy całkowitym odzyskiwaniu ciepła sięga 85%;

Opłacalność instalacji: jednostkowe zużycie równoważnego paliwa na dostarczenie 1 kW energii elektrycznej wynosi 0,2 kg cu. t., a za dostarczenie 1 Gcal ciepła - 0,173 kg ekwiwalentu paliwa;

Krótki okres zwrotu inwestycji i krótki czas budowy – do 10–12 miesięcy (pod warunkiem uzyskania niezbędnych zgód i pozwoleń);

Niski koszt inwestycji kapitałowych – nie więcej niż 600 dolarów za kilowat zainstalowany na terenie obiektu GTU TPP;

Możliwość automatycznego i zdalnego sterowania pracą turbiny gazowej, automatycznej diagnozy trybów pracy stacji;

Możliwość uniknięcia budowy kosztownych długich linii energetycznych, co jest szczególnie ważne dla Rosji.

Wadą jest konieczność poniesienia dodatkowych kosztów budowy stacji wspomagania sprężarek gazu. GTU wymagają gazu o ciśnieniu 2,5 MPa, a w sieciach miejskich ciśnienie gazu wynosi 1,2 MPa.

(Rys. 2. Schemat cieplny zespołu turbiny gazowej minielektrowni)

Instalacje pracujące w cyklu kombinowanym (CCGT)

W oparciu o małe turbiny parowe można budować minielektrownie w oparciu o już istniejące kotły parowe, których ciśnienie pary na wylocie jest znacznie wyższe niż jest to konieczne dla potrzeb przemysłowych. Obniżanie ciśnienia odbywa się za pomocą specjalnych urządzeń dławiących, co prowadzi do niepotrzebnych strat energii – do 50 kW na każdą tonę pary. Instalując turbogenerator równolegle z przepustnicą, można uzyskać tańszy prąd. Rekonstrukcja kotłowni komunalnych i przemysłowych pomoże rozwiązać 4 główne problemy oszczędzania energii:

Kotłownie dostarczające do sieci ponad 60% energii cieplnej będą mogły dodatkowo dostarczać tanią energię elektryczną zarówno w trybie szczytowym, jak i bazowym;

Zmniejsza się koszt energii cieplnej;

Zmniejszenie strat w sieciach elektrycznych wynika z pojawienia się lokalnych źródeł energii elektrycznej na obiektach obsługiwanych przez kotłownię;

Jednostkowe zużycie paliwa do produkcji energii elektrycznej i ciepła zostaje znacznie zmniejszone;

Emisje NO, CO i CO2 do atmosfery są znacznie zmniejszone dzięki oszczędnościom paliwa.

Absorpcyjne agregaty chłodnicze (ARU)

Systemy współprodukcji ciepła i energii elektrycznej działają efektywnie, jeśli wykorzystana zostanie całość lub maksymalna możliwa część wytworzonej energii. W rzeczywistych warunkach obciążenie jest zmienne, dlatego dla efektywnego wykorzystania paliwa konieczne jest zbilansowanie stosunku wyprodukowanego ciepła i energii elektrycznej. Aby pokryć nadmiar energii cieplnej w okresie letnim, stosuje się absorpcyjny agregat chłodniczy (ARU). Dzięki połączeniu mini-CHP i ACS nadmiar ciepła latem jest wykorzystywany do generowania chłodu w systemach klimatyzacyjnych. Gorąca woda z zamkniętego cyklu chłodzenia GPU służy jako źródło energii dla ACS.

Ten sposób wykorzystania pierwotnego źródła energii nazywa się trigeneracją. Zasadę działania absorpcyjnej maszyny chłodniczej można przedstawić w następujący sposób.

ACS posiada dwa obwody cyrkulacyjne połączone ze sobą. W obwodzie zawierającym termostatyczny zawór regulacyjny i parownik ciekły czynnik chłodniczy (amoniak) odparowuje w wyniku podciśnienia wytwarzanego przez pompę parową. Zawór ogranicza przepływ nowych porcji ciekłego amoniaku, zapewniając jego całkowite odparowanie, co następuje przy absorpcji ciepła. Powstałe pary amoniaku są wypompowywane za pomocą strumieniowej pompy parowej: para wodna przechodząc przez dyszę zabiera ze sobą pary amoniaku. Drugi obieg zawiera podgrzewacz do pochłaniania pary oraz absorber, w którym pary amoniaku są pochłaniane przez wodę. Proces odwrotny (odparowanie amoniaku z wody) zachodzi w wyniku ciepła odpadowego ze sprężarki gazu (GPU). Amoniak jest następnie skraplany w wymienniku ciepła chłodzonym powietrzem zewnętrznym. Powyższa technologia została zaimplementowana w zespole generator-absorber-wymiennik ciepła (GAX), który został przetestowany i pojawił się już na rynku.

(Rys. 3. Schemat ideowy ACS)

Uzasadnienie techniczne projektów elektrowni kogeneracyjnych

Opracowując studium wykonalności projektu minielektrowni, w pierwszej kolejności należy ocenić zapotrzebowanie obiektu na energię cieplną i elektryczną. Oceniając efektywność ekonomiczną instalacji, należy wziąć pod uwagę koszty energii i materiałów eksploatacyjnych (gaz, prąd, ciepło, olej silnikowy), projekt, zakup urządzeń, instalację, uruchomienie, media i koszty eksploatacyjne. Głównymi kryteriami są ostateczny koszt energii elektrycznej i cieplnej, obliczenie rocznych oszczędności oraz okres zwrotu inwestycji. Ponadto szacuje się całkowity okres eksploatacji urządzeń oraz okresy międzyremontowe (dla agregatów sprężarkowych gazu czas pracy przed remontem wynosi około 60 tys. godzin, dla zespołów turbin gazowych – 30 tys. godzin). Określana jest także liczba i moc jednostkowa jednostek energii. Tutaj należy kierować się następującymi przepisami:

Jednostkowa moc elektryczna powinna być 2–2,5 razy większa od minimalnego zapotrzebowania obiektu;

Całkowita moc bloków powinna przekraczać maksymalne zapotrzebowanie obiektu o 5–10%;

Moc poszczególnych jednostek powinna być w przybliżeniu taka sama;

Mini-CHP oparta na sprężarce gazu musi pokrywać co najmniej połowę maksymalnego rocznego zapotrzebowania przedsiębiorstwa na energię cieplną, resztę zapotrzebowania pokrywają szczytowe kotły wodne.

Po ocenie wszystkich czynników podejmowana jest decyzja o wariancie funkcjonowania mini-CHP – autonomicznej lub równoległej do sieci scentralizowanej (co jest bardzo wątpliwe, biorąc pod uwagę negatywny stosunek RAO JES do zdecentralizowanej mini-CHP).

Zakres artykułu nie pozwala niestety na uwzględnienie wszystkich aspektów wykorzystania instalacji kogeneracyjnych, z których najważniejsze mają charakter ekonomiczno-technologiczny, a także charakterystyki porównawczej wykorzystywanych urządzeń produkcji zagranicznej i krajowej. Szczególnie istotna jest kwestia efektywnego wykorzystania ciepła w okresie letnim i możliwości jego wykorzystania np. na produkty uboczne, materiały budowlane, produkty chemiczne. Ale to już temat na przyszłe publikacje.