Perspektywy rozwoju rynku technologii

Prezentacja na temat: "Perspektywy rozwoju rynku technologii"— Zapis prezentacji:

1 Perspektywy rozwoju rynku technologii
Janusz SKOREK Jacek KALINA Zakład Termodynamiki i Energetyki Gazowej Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika Śląska Perspektywy rozwoju rynku technologii i urządzeń kogeneracyjnych w kontekście wdrożenia Dyrektywy CHP Warszawa 2006

2 TEZA: JEDNYM Z PODSTAWOWYCH SPOSOBÓW ZWIĘKSZANIA SPRAWNOŚCI WYKORZYSTANIA ENERGII PIERWOTNEJ I ZMNIEJSZANIA SZKODLIWYCH EMISJI JEST ENERGETYKA OPARTA O UKŁADY KOGENERACYJNE (zwłaszcza gazowe) stosowanie wysokosprawnych urządzeń energetycznych (turbiny gazowe, silniki tłokowe, ogniwa paliwowe,itd.), wykorzystywanie paliw gazowych (gaz ziemny, biogazy, gazy kopalniane, gaz syntezowy ze zgazowania, wodór, gazy przemysłowe itd.), rozproszona produkcja nośników energii w małych układach energetycznych (bezpieczeństwo dostaw nośników energii i systemu, zmniejszanie strat przesyłu energii),

3 KOGENERACJA = MOŻLIWOŚĆ ZNACZĄCEJ OSZCZĘDNOŚCI W ZUŻYCIU ENERGII CHEMICZNEJ PALIW + NIŻSZE EMISJE

4 Dyrektywa 2004/8/UE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 „W sprawie promowania kogeneracji na wewnętrznych rynkach energii w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe” Oszczędność zużycia energii chemicznej paliw pierwotnych PES (Aneks III Dyrektywy 2004/8/UE): lub gdzie sprawność całkowita układu CHP:

5 „Wysokosprawna kogeneracja”  PES  10%
(w odniesieniu do układów CHP produkujących na małą skalę (poniżej 1 MWel), lub dla jednostek mikro-kogeneracyjnych (poniżej 50 kWel) wystarczy PES  0)

6 UWAGA: najwyższe wartości PES uzyskuje się dla układów o wysokich wartościach wskaźnikach skojarzenia = Eel/Q: Referencyjne wartości wskaźnika skojarzenia  dla układów CHP wg Dyrektywy 2004/8/UE Układ CHP gazowo-parowy: 0,95 Układ CHP parowy z turbiną przeciwprężną: 0,45 Układ CHP parowy z turbiną upustowo-kondensacyjną: 0,45 Układ CHP z turbiną gazową: 0,55 Układ CHP silnikiem tłokowym o spalaniu wewnętrznym0,75

7 Podstawowe rozwiązania technologiczne układów kogeneracyjnych (według Dyrektywy CHP)
Układy gazowo-parowe, Układy z turbinami parowymi przeciwprężnymi, Układy z turbinami parowymi upustowo-kondensacyjnymi, Układy z turbinami gazowymi, Układy z silnikami tłokowymi o spalaniu wewnętrznym, Układy z mikroturbinami gazowymi, Układy z silnikami Stirlinga, Układy z ogniwami paliwowymi, Układy z parowymi silnikami tłokowymi, Układy realizujące obiegi Rankine’a z czynnikiem organicznym, Inne, spełniające kryterium jednoczesnej produkcji ciepła i elektryczności (np. układy gazowo-parowe dwupaliwowe).

8 Schemat elektrociepłowni gazowo-parowej parowej z jednociśnieniowym kotłem odzyskowym i spalinowym podgrzewaczem wody sieciowej

9 Schemat elektrociepłowni parowej z turbiną upustowo‑kondensacyjną

10 Schemat układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym do produkcji gorącej wody

11 Schemat układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym do celów suszarniczych
Schemat układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym do celów suszarniczych

12 Schemat układu CHP z mikroturbiną gazową
Schemat układu CHP z mikroturbiną gazową

13 Schemat układu CHP z silnikiem Stirlinga
Schemat układu CHP z silnikiem Stirlinga

14 Schemat prostego układu CHP z ogniwem paliwowym i reformerem gazu ziemnego

15 UKŁADY CHP DWUPALIWOWE: WĘGLOWO-GAZOWE

16 Możliwości zwiększania efektywności konwersji energii w układach CHP (np. trójgeneracja, zasobniki ciepła) Schemat układu trójgeneracyjnego w Kopalni Pniówek

17 Schemat układu trójgeneracyjnego z zasobnikiem ciepła

18 OSTATECZNĄ PRZESŁANKĄ PRZESADZAJĄCĄ
O PODJĘCIU DECYZJI INWESTYCYJNEJ SĄ KORZYSTNE WSKAŹNIKI OPŁACALNOŚCI (NPV, IRR, DPB, BEP)

19 Uwarunkowania opłacalności układów CHP
CZYNNIKI MAKROEKONOMICZNE (mogą oddziaływać bądź pozytywnie lub negatywnie na wskaźniki opłacalności): Rozporządzenie z dnia 9 grudnia 2004 ”w sprawie szczegółowego obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła”. Obowiązkowy udział energii ze skojarzenia w sprzedaży przez przedsiębiorstwa energetyczne: w 2006 roku nie mniej niż 15%, w 2010 roku nie mniej niż 16%. CZYNNIKI MIKROEKONOMICZNE (najczęściej korzystne dla układów CHP)

20 Potencjalne możliwości instalowania układów kogeneracyjnych w Polsce
energetyka zawodowa (obecnie największy udział mocy zainstalowanej – 38 układów parowych i gazowo-parowych, około 5,6 GW), energetyka komunalna (np. nadbudowa ciepłowni węglowych modułami CHP), energetyka przemysłowa (jedno z najatrakcyjniejszych miejsc instalacji układów CHP; Obecnie około 200 elektrociepłowni o mocy » 2450 MW), budynki (szpitale, hotele, biurowe i administracyjne, edukacyjne, obiekty sportowe, obiekty rozrywkowe, obiekty handlowe, lotniska, dworce kolejowe itd.), układy cieplno-chłodnicze, układy hybrydowe zintegrowane z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii.

21 WNIOSKI Kogeneracja jest jednym z najefektywniejszych (technologicznie i inwestycyjnie) sposobów zmniejszenia zużycia zapotrzebowania na energię pierwotną oraz zmniejszenia wielkości emisji, Na poziom opłacalności układów CHP mają głównie wpływ wskaźniki makroekonomiczne oraz odpowiednie regulacje prawne związane z promowaniem tej technologii, Istnieje bardzo duży potencjał budowy nowych układów CHP, zwłaszcza w obszarze energetyki rozproszonej (np. w 2004 roku około 65% zainstalowanej mocy i 77% produkcji elektryczności z energetyki rozproszonej (poniżej 10 Mwel) przypadło na układy CHP zasilane paliwami kopalnymi (bez biomasy), z czego około 65% przypada na układy zasilane gazem ziemnym, a wielkość produkcji elektryczności w układach rozproszonych osiągnęła poziom produkcji z energetyki jądrowej, tzn. około 16% (COSPP 11-12/2005)