Nowoczesne bloki kogeneracyjne CHP (grzewczo-energetyczne) mogą zwiększyć efektywność energetyczną zakładu, zmniejszyć wielkość oddziaływania na środowisko, a także przyczynić się do zrównoważonego rozwoju przedsiębiorstwa.
Układy kogeneracyjne (grzewczo-energetyczne, combined heat and power, CHP) wytwarzają ciepło i energię elektryczną w skojarzeniu z jednego źródła energii, którym najczęściej jest gaz ziemny, ale wykorzystuje się też inne formy paliw z wysoką zawartością metanu. Sektor ten można podzielić na cztery klastry, z których każdy charakteryzuje się innymi cechami: układ kogeneracyjny CHP opalany gazem ziemnym, biogazownia, składowisko odpadów i zakład oczyszczania ścieków oraz układ niekogeneracyjny opalany gazem ziemnym. Mimo różnic występujących między klastrami, do wszystkich stosuje się podobną analizę (zob. „Klastry rynkowe CHP”).
W ujęciu ogólnym najlepszym przeznaczeniem dla bloków CHP są przedsiębiorstwa, które jednocześnie wykorzystują energię elektryczną i ciepło, pracują przez ponad 4000 godzin/rok oraz mają wystarczającą dostawę gazu ziemnego jako paliwa (patrz Rycina 1). W przypadku niektórych obiektów, które wymagają jedynie energii elektrycznej, jak składowiska odpadów i zakłady oczyszczania ścieków, technologia kogeneracji również może znakomicie się nadawać ze względu na praktycznie darmowe źródło paliwa energetycznego. Stawki za energię elektryczną, wahające się w granicach od 0,07 dol./kWh do 0,10 dol./kWh, stanowią dodatkową zachętę do podejmowania tego typu inicjatyw, uwzględniając dodatkowo cenę gazu. Każdy projekt jednakże należy właściwie ocenić i uzasadnić (zob. „Ocena projektu i jego zasadność”).
Ostateczna decyzja względem słuszności danego zastosowania prawie zawsze zaczyna się od analizy finansowej. Analiza ta składa się z dwóch części: jedna obejmuje koszty zamówienia, instalacji oraz budowy, a druga – koszty obsługi i konserwacji. Pierwsza część – koszty zamówienia, instalacji i budowy – obejmuje analizę nakładów kapitałowych, amortyzację i opodatkowanie. Druga część – koszty obsługi i konserwacji – zawiera wydatki na zużycie paliwa oraz zapobiegawczą, planowaną i naprawczą konserwację w stosunku do obecnego (lub prognozowanego) kosztu energii elektrycznej i ciepła. Wyniki analizy przedstawiają zwrot z inwestycji, który stanowi przepływ środków pieniężnych netto do początkowej inwestycji na przestrzeni wielu lat. Analiza taka pomaga określić rentowność projektu. Oczywiście czynniki pozafinansowe, jak np. oddziaływanie na środowisko, mogą przyczynić się do zwiększenia oceny rentowności projektu.
Obliczanie zwrotu kosztów
Rozważmy typowy projekt CHP. W naszym przykładzie jednostka CHP o mocy 358 kW (energii elektrycznej) oraz 1,771 kBtu/hr, tj. 520 W (ciepła) zaspokoi potrzeby zakładu. Przedsiębiorstwo obecnie dysponuje kotłem wytwarzającym ciepło o sprawności na poziomie 80%. Koszt energii elektrycznej przyjęto jako 0,10 dol./kWh, natomiast gazu ziemnego 6,00 dol./MMBtu. Zakłada się, że blok będzie pracować przez 8000 godz./rok.
Następnie, uzbrojeni w informacje o wielkości zużycia i wysokości kosztów, właściciele zakładu mogą skorzystać z komputerowych kalkulatorów zwrotu kosztów, oferowanych zwykle przez producentów bloków CHP. Narzędzia te kojarzą dane z poszczególnych obiektów z zaleceniami bloku CHP i obliczają długość okresu wymaganego dla danego przedsiębiorstwa, aby uzyskać zwrot z inwestycji w układ kogeneracyjny w postaci zaoszczędzonych kosztów eksploatacyjnych.
Wyliczenia kosztu bloku CHP oraz średnich rocznych kosztów eksploatacyjnych powinny zawierać także koszty paliwa i konserwacji. Należy doliczyć też roczne oszczędności gazu i energii elektrycznej dzięki uniknięciu wydatku na zakup energii elektrycznej od przedsiębiorstwa energetycznego oraz gazu opałowego do kotła. Na podstawie wymienionych kryteriów przykładowe przedsiębiorstwo może uzyskać roczne oszczędności netto na poziomie 180 000 dolarów dzięki zastosowaniu układu kogeneracyjnego CHP.
Rycina 2 przedstawia wyliczony, prognozowany przepływ środków pieniężnych i pokazuje osiągnięcie progu rentowności po upływie 2,5 roku. Po tym czasie oszczędności nadal się gromadzą. Po 10 latach można uzyskać skumulowany dodatni przepływ środków pieniężnych wynoszący 1,3 mln dolarów.
Analiza końcowa
Obecne bloki modułowe CHP z silnikiem tłokowym pozwoliły wielu przedsiębiorstwom czerpać korzyści środowiskowe i ekonomiczne w wyniku zastosowania tej technologii. Analiza finansowa wykaże, czy istnieje dostateczny potencjał rentowności – nie wspominając o racjach środowiskowych – uzasadniający instalację układu kogeneracyjnego CHP.
Klastry rynkowe układów CHP
Do czterech klastrów rynkowych w zakresie CHP należą: układ kogeneracyjny CHP opalany gazem ziemnym, biogazownia, składowisko odpadów i zakład oczyszczania ścieków oraz układ niekogeneracyjny opalany gazem ziemnym. Poniższe akapity objaśniają każdy klaster.
CHP opalany gazem ziemnym: Ten klaster biznesowy obejmuje następujące aplikacje: budynki użytkowe, zakłady przemysłowe, placówki opieki zdrowotnej, sieć ciepłownicza, więzienia, hotele, budynki wielorodzinne, osiedla mieszkaniowe oraz uniwersytety. Klaster obejmuje również kompleksy użytkowe typu ośrodki sportowe, galerie handlowe oraz szklarnie. Obiekty te cechują się znaczącym, całorocznym zapotrzebowaniem na chłodzenie/ogrzewanie oraz energię elektryczną. Dobór wielkości mocy instalacji ma decydujące znaczenie do zapewnienia ciągłości pracy. W przypadku konieczności dalszej analizy, specyficzne wymagania obejmują następujące punkty:
▪️ Charakterystyka obciążeń obiektu z zakresu energii elektrycznej i ciepła – najlepiej w rozkładzie godzinowym na podstawie danych historycznych
▪️ Rodzaj obciążenia cieplnego: ciepła woda, para wodna czy chłodzenie, wraz z parametrami przepływu, ciśnienia i temperatur
▪️ Schemat instalacji rurowej i urządzeń istniejącego układu dystrybucji ciepła na terenie zakładu.
Biogazownia: Ten klaster biznesowy ujmuje zakłady, które wykorzystują beztlenowe komory fermentacyjne do produkcji biogazu z odpadów z przetwórstwa mleczarskiego, inwentarza żywego oraz przemysłu spożywczego. Celem jest produkcja energii z produktów odpadowych. Największy nacisk kładzie się tu na zminimalizowanie ilości metanu uwalnianego do atmosfery z uwagi na fakt, że metan jest znacznie gorszym gazem cieplarnianym niż CO2. W tym zastosowaniu wytwarzana jest głównie energia elektryczna – na własny użytek lub przesyłana do sieci energetycznej. Jakość biogazu ma decydujące znaczenie dla zapewnienia długiej żywotności bloku, z tego względu należy minimalizować zawartość siarki (H2S) w paliwie. Do szczególnych wymagań tego klastra należą:
▪️ Ciągła dostawa podobnych odpadów i związana z tym ciągłość odpowiedniej jakości gazu
▪️ Zapotrzebowanie na ciepło do ogrzewania komór fermentacyjnych i zakładu
▪️ Analiza gazu wykazująca zawartość metanu i H2S.
Składowisko odpadów i zakład oczyszczania ścieków: Ten klaster biznesowy obejmuje wyspecjalizowany segment, który ukierunkowany jest na przetwarzanie odpadów na energię, w celu wytworzenia energii elektrycznej na własne potrzeby lub przesyłanej do sieci energetycznej. Decydująca jest tu jakość gazu ze względu na nieustannie zmieniające się surowce służące do produkcji gazu. Skład gazu musi być w sposób ciągły monitorowany pod kątem zawartości metanu i siloksanu, aby utrzymać odpowiedni poziom jakości gazu dostarczanego do układu. Do szczególnych wymagań tego klastra należą:
▪️ Otwarte lub zamknięte składowisko odpadów
▪️ Czas składowania odpadów na składowisku
▪️ Prognozowana produkcja gazu ze składowiska
▪️ Analiza gazu wykazująca zawartość metanu i siloksanu.
Układ niekogeneracyjny opalany gazem ziemnym Ten klaster biznesowy ukierunkowany jest wyłącznie na produkcję energii elektrycznej. Do typowych zastosowań należą szczytowe elektrownie, niezależni producenci energii, zakłady przemysłowe i inne podmioty wymagające wytwarzania energii elektrycznej. Wybór układu w takich przypadkach zapewnia niezależność od sieci przesyłowej. Decydujące znaczenie mają tu efektywność energetyczna i całkowity koszt w cyklu życia. Tryb pracy można wybrać jako równoległy z siecią i/lub jako wyspowy. W przypadku pracy wyspowej należy analizować parametry podłączonych odbiorników energii elektrycznej. Do tych parametrów należą:
▪️ Charakterystyka podłączonych odbiorów w trybie wyspowym
▪️ Sekwencja rozruchowa podłączonego odbioru.
Ocena projektu i jego zasadność
Pierwszy etap w każdym projekcie polega na zgromadzeniu informacji potrzebnych do ustalenia zasadności danego przypadku. Odpowiednio wczesne, ale przy tym skrupulatne zgłębienie wszystkich aspektów opłaci się na dalszych etapach. Aby przeprowadzić analizę techniczną i finansową, należy odpowiedzieć na poniższe podstawowe pytania.
- Jaki jest rodzaj instalacji: jednostka energii elektrycznej, układ kogeneracyjny CHP czy blok trójgeneracyjny?
- Ile wynosi lokalny koszt gazu i energii elektrycznej?
- Jaka wielkość napięcia jest wymagana?
- Czy instalacja ma pracować w trybie równoległym do sieci czy wyspowym?
- Czy istnieje zmienność zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną?
- Czy jest to już istniejący budynek czy nowa budowla?
- Jeśli istniejący budynek, kiedy jest otwarcie instalacji?
- Jakie są wymiary pomieszczenia?
- Czy instalacja będzie narażona na działanie czynników atmosferycznych?
- Jakie są wymogi względem poziomu dźwięku/hałasu?
- Jaki rodzaj gazu będzie dostępny? Czy analiza jest dostępna?
- Jakie są lokalne wymagania/ograniczenia związane z wielkością emisji/spalin?
- Jakie panują warunki robocze?
- Jakie urządzenia pomocnicze będą wymagane?
- Jaki jest kosztorys wyposażenia uzupełniającego?
- Czy dostępne są jakieś fundusze rządowe lub instytucjonalne?
- Jakie zewnętrzne czynniki mają wpływ na projekt, np. przepisy lokalne lub krajowe?
- Jaki wpływ ma lokalne przedsiębiorstwo energetyczne?
- Czy dokonano wyboru konsultanta technicznego i/lub wykonawcy?
Przygotowanie właściwych odpowiedzi na te pytania oraz wykonanie analizy informacji dotyczących ciepła i energii elektrycznej pomoże ustalić zasadność projektu, jak również wstępną wielkość bloku. Informacje te można następnie wykorzystać do dalszej oceny projektu.
Christian Mueller jest inżynierem sprzedaży w firmie Tognum America Inc./MTU Onsite Energy. Karierę w firmie rozpoczął w australijskim oddziale w 2007 r., a następnie przeniósł się do centrali w Augsburgu, w Niemczech. Mueller odpowiada za wsparcie techniczne w dziale sprzedaży z zakresu instalacji CHP dostosowywanych do klientów. Od 2012 r. na stanowisku inżyniera sprzedaży w oddziale w Houston obsługiwał portfel produktów z zakresu CHP MTU Onsite Energy w regionie Ameryki Północnej. Mueller posiada dyplom z inżynierii przemysłowej ze specjalizacją w systemach energetycznych.
George Polson jest konsultantem firmy Tognum America Inc./MTU Onsite Energy, gdzie współprowadzi zespół zajmujący się wprowadzeniem na rynek Ameryki Północnej produktów z zakresu ciągłych układów CHP opartych na gazie. Obecnie od 2009 r. jest na emeryturze, po przepracowaniu 40 lat na stanowisku dyrektora ds. integracji sprzedaży w firmie MTU Detroit Diesel. Polson rozpoczął swoją karierę w firmie Detroit Diesel zajmując się badaniami certyfikacyjnymi emisji w początkowym okresie wdrażania programu amerykańskiej Agencji ds. Ochrony Środowiska. Ponadto zaangażowany był w rozwój produktów, planowanie przemysłowe, inżynierię stosowaną i zarządzanie programami. Ponad 15 lat poświęcił na wspieranie działalności w terenie, zajmując się projektowaniem technicznym, obsługą klienta i sprzedażą. Polson ma dyplom inżyniera mechanika.