Проучване за когенерация

ВЪВЕДЕНИЕ

В град Русе се намира едно от предприятията на голям холдинг за производство на хранителни и промишлени стоки. Някои от неговите предприятия в Източна Европа са новоизградени и са на най-високо техническо и технологично ниво. Икономическите им показатели в момента са твърде оптимистични, което се дължи както на пазарната ситуация, така и на технологичната им новост.

Българската фирма е със сравнително старо оборудване, но технологичният процес е на задоволително ниво. Това позволява да не се предвиждат капиталовложения за модернизиране в средносрочен план.

За да изведе предприятието на нивото на другите от холдинга, мениджърът има амбицията да постигне техните икономически показатели без да променя производствения процес, защото и сега продуктът има много добър прием на пазара. Технологичният процес обаче е енергоемък – разходите за топлинна и електроенергия представляват 28% - 32% от себестойността в зависимост от сезона. Тези числа са постоянно на неговото внимание, а снижаване на количеството енергия, използвана в производството е невъзможно дори в по-модерните аналогични предприятия. Непримиримият дух на младия специалист и желанието му да направи нещо както за фирмата, за която е отговорен, така и за собствената си реализация и утвърждаване, непрекъснато подбужда стремежа му към иновация. Но каква да бъде тя?

Анализът на структурата на енергопотреблението на двата вида енергия (топлинна и електрическа), динамиката на цените и географското разположение на предприятието подтикват към идеята да се проучи въпроса за когенерация. Фирмата има собствен парен котел, захранван с природен газ, който заради непрекъсваемия технологичен процес работи целогодишно без прекъсване. Електроенергията се купува от местното електроразпределително дружество чрез използването на достатъчна по мощност собствена електроподстанция с тристранно кабелно захранване. Това е предпоставка за търсене на по-икономична алтернатива за снабдяване с електро- и топлоенергия.

В системата на холдинга има фирми, които използват ветрогенератор за задоволяване на потребностите си от електроенергия. В момента се обсъждат възможности за внедряване на фотоволтаична инсталация в предприятие, намиращо се в съседна Румъния, така че новостите в енергийното производство не са чужди за холдинга. В това отношение нашият мениджър има добър пример от колегите си. Ето защо той решава да възложи на своите специалисти да направят проучване и да изискат оферти за доставка и изграждане на когенерация. Резултатите от техния труд са представени в следващите точки.

СТИМУЛИ ЗА ЕНЕРГИЙНА ЕФЕКТИВНОСТ НА ЕВРОПЕЙСКО НИВО

Както е упоменато в «Зелената книга по Енергийна ефективност», касаеща европейската икономика, секторът на електропроизводство с настоящите си нива на разхищение в производствения процес от 66 %, притежава огромен потенциал (Зелена книга…, 2009 г.). Използвайки стандартни технологии, само между 25 и 60 % от горивото се превръща в електроенергия. Газовите турбини на комбиниран цикъл (‘CCGT’) са сред най-ефективните сега съществуващи инсталации в сравнение със старите на твърдо гориво, някои от които са произведени през 50-те години на миналия век. Либерализацията на пазара и строгите стандарти относно вредните емисии водят до значителни ползи за Европейското електропроизводство от гледна точка на ефективността на горивата. При планиран растеж от 1.5% годишно, Eurelectric – Европейската асоциация представляваща електрическата индустрия предвижда, че около 520 GW нови електропроизводствени мощности трябва да бъдат инсталирани до 2030 г., което предполага огромни инвестиционни разходи в милиарди евро.

Затова ЕС е изправен пред единствената възможност радикално да подобрява горивната ефективност на всичките си електропроизводствени мощности. Системата на ЕС за търговия на емисии е едно ефективно средство за подтикване на електропроизводителните да намаляват емисиите и подобряват ефективността по най-рентабилен начин.

Някои от главните въпроси, изискващи внимателно разглеждане в контекста на развитието на Плана за действие по енергийна ефективност са:

  • Гарантиране, че в Европа се използват само най-горивоефектив­ните (CCGT) технологии за електропроизводство.
  • Подкрепа за местното електропроизводство. Най-голямото разхищаване по веригата на електроснабдяването (производство – пренос -  разпределение – доставка) е неизползваната топлина, която се отделя под формата на пара най-вече при затопляне на водата, необходима за охлаждане при електропроизводствения процес. Сегашните инвестиционни нужди в електропроиз­водството биха могли да бъдат в полза на Европа, ако то се насочи  към по-чисто и по-ефективно разпръснато производство по места. Такова производство обикновено е много по-близо до потребителите, вкл. и за топлинната енергия, която се губи при конвенционалното производство. Втората Директива за електроенергията 2003/54/EC вече съдържа стимули за Страните - членки и за националните регулаторни власти в подкрепа на разпръснатото производство, отчитайки неговите ползи за преносните и разпределителните мрежи под формата на дългосрочни спестени инвестиционни разходи. Освен това, Страните - членки са задължени да осигуряват разрешителните процедури за този вид производство, да държат сметка за по-малкият му мащаб и съответното ограничено въздействие. Затова се изисква рационализиране и облекчаване на нормативния товар за разпръснатото производство от административни процедури - националните власти, регулаторите и местните и регионални власти следва да го реализират на практика.
  • Комбинираното производство също предлага потенциал за ефективни ползи. В настоящия момент само около 13% от употребеното електричество в ЕС се произвежда по тази технология. Страните - членки започват да прилагат Директивата в подкрепа на използването на високоефективна когенерация през м. февруари 2006 г. и да гарантират, че тази технология е приложена по най-добрият възможен начин. Освен това, те трябва да стимулират по-нататъшния напредък в разработването на когенерационните технологии не само по отношение на енергийната ефективност и на гъвкавостта при използването на различни горива, но също и с цел намаляване на разходите за строително–монтажни работи. Страните - членки следва да разработват и когенерационни технологии, които могат да увеличават използването на ВЕИ.

Според изследванията проведени от Европейската Комисия, следната таблица 1 дава обща индикация на възможните ценово ефективни спестявания в отделни сектори, които могат да се сумират (Зелена книга…, 2009 г.).

Таблица 1. Дял на възможностите за енергийни спестявания в различните сектори на икономиката

Table1

НАЦИОНАЛНА ПОЛИТИКА ЗА ПОДКРЕПА НА ВИСОКОЕФЕКТИВНОТО КОМБИНИРАНО ПРОИЗВОДСТВО

Състояние на енергетиката сега, приносът й за пораженията върху околната среда 

Задоволяването на бъдещите потребности от електроенергия чрез производство по конвенционален начин би означавало да се увеличава израз­ходването на първичните природни енергийни ресурси с още по-висок темп и драстично увеличаване на емисиите от парникови газове. Това се дължи на основния му недостатък – нисък КПД. Като се има предвид състоянието на генериращите мощности в страната става ясно, че нашата енергетика няма да е в съответствие с европейските директиви и международните споразумения.

Таблица 2 за възрастовата структура на мощностите у нас показва, че над 75 % от  инсталациите за КПТЕ в промишления сектор са на възраст над 25 години.

Таблица 2. Възрастовата структура на ТФЕЦ и индустриалните ТЕЦ към 2010 г.

Table2Видно е, че има драстична нужда от замяната на генериращите мощности с нови такива с по-добри икономически и екологични показатели.

Национални приоритети в енергийното производство

Националната политика за подкрепа  на високоефективното комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия е разработена на базата на  Директива 2004/8/ЕС на Европейския парламент и Съвета на Европа от 11 февруари 2004 г. за насърчаване на комбинираното производство  на топлинна и електрическа енергия и е регламентирана в Закон за енергетиката, Наредба  за определяне на количеството електрическа енергия, произведена от комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия и Наредба  за издаване на сертификати за произход на електрическа енергия, произведена от възобновяеми енергийни източници и/или по комбиниран начин.

Потенциалните възможности за постигането на националните приоритети са изведени в следните направления.

Икономия на първични енергоносители и СО2

Използването на допълнителния потенциал за КПТЕ в индустрията ще доведе до икономия на първични енергоносители и спестяването на емисии от СО2. При оценка на икономиите  се прави сравнение с разделното производство на електро- и топлоенергия.  При изчисленията се предполага, че въвеждането на КПТЕ ще замести тази част от производството на електроенергия, която се добива с КПД 37,3%. При разделното производство на топлоенергия се предполага, че топлината се добива в парогенератор с гориво природен газ с КПД 90%. Стойността на специфичния емисионен фактор при изгаряне на природен газ е 247 gCO2/kWh.

Таблица 3. Икономия на първични  енергоносители и СО2 

Table3

Таблица 3 показва, че при реализиране на потенциала за въвеждането на инсталации за КПТЕ в индустрията може да се спестят до 2,2 Мt емисии на CO2 , а потреблението на първични енергоносители да се намали с до 22 PJ годишно.

Прогнози за индустриалния потенциал на КПТЕ до 2020

Бъдещото развитие на потенциала за КПТЕ в индустрията зависи от развитието на нуждата от топлина в подходящия за използване в КПТЕ температурен интервал. За определяне на бъдещия потенциал е важно да се знае развитието на промишленото производство във всеки отрасъл, както и евентуалните структурни промени в индустрията като цяло. Анализът се затруднява  от факта, че трябва да се вземат предвид и други фактори като изменения в крайното енергийно потребление и крайния енергиен интензитет, повишаване на енергийната ефективност и производителността на труда.

На основата на прогнозирания ръст на брутната добавена стойност (БДС) на индустрията, установените за периода 1997-2009 г. тенденции и средното европейско ниво, в Национална дългосрочна програма по енергийна ефективност е направена прогноза за стойностите на крайната енергийна интензивност (КЕИ) на индустрията до 2020 г. След слабото повишаване в началото на периода, след 2004 г. се очертава непрекъснато намаляване на КЕИ до 2015 година (Анализ на националния…, 2010 г.). По-нататък на основата на прогнозни стойности за индексите на БДС и КЕИ на индустрията е направена прогноза за крайното енергийно потребление (КЕП). Резултатът е 4,8% годишно нарастване на КЕП в индустрията. Предвид определените стойности за КЕП прогнозното потребление по видове горива и енергии за периода 2003-2020 г. е за слабо намаление дела на течните горива (от 24,2% на 23,4%) и на топлинната енергия (от 8,6% на 7,4%) и повишаване дела на дървесината (от 2,4% на 4,4%).

Данните за енергийния баланс на страната от НСИ показват, че за 2009 г. КЕП намалява с около 3.3% спрямо 2008 г., а през 2010 г. се увеличава с около 0.4% спрямо  2009 г., но остава под нивото на 2008 г. За същия период относителният дял на индустрията в общото КЕП намалява от 38,3% до 36,9%. Нарастването на общото потребление на топлоенергия през 2010 г. е 5,2% спрямо 2009 г.(НСИ). За същия период нарастването на потреблението на топлоенергия в индустрията е около 9,5%. Най-големият относителен дял в това нарастване имат отраслите производство на хранителни продукти и напитки, производство на кокс и рафинирани нефтопродукти и производството на продукти от неметални минерални суровини. В същото време един от най-енергоинтензивните отрасли – производство и леене на метали  бележи спад с около 63%. На основата на горното може да се направи прогнозата, че бъдещото нарастване на нуждата от топлоенергия в индустрията ще се дължи на развитието на горепосочените сектори, като се има предвид, че в отрасъла на производство на кокс и рафинирани нефтопродукти вече има насищане с инсталирани мощности за КПТЕ, които могат да покрият повишените нужди.

Оценката на развитието на нуждата от топлина в индустрията е направена при следните показатели:

  • растеж на нуждата от топлина в отраслите за производство на хранителни продукти и напитки и на продукти от неметални минерални суровини с 5,5% годишно до 2014 г., с 4% годишно до 2017 г. и 3% годишно до 2020 г.
  • спад в потреблението на топлоенергия в другите отрасли с 3% годишно до 2015 г. и 2% годишно до 2020 г.

Сумарното влияние на тези тенденции води до резултатите, показани на фигура 1 (Анализ на националния..., 2010 г.).

Fig1

Фиг. 1. Потенциал за въвеждане на нови инсталации за КПТЕ в България

До края на 2020 г. потенциалът за въвеждане на нови инсталации за КПТЕ се очаква да нарасне с около 15% до 1363 MWel.

Законова база за развитие на когенерацията и ВЕИ

България, в лицето на Министерство на икономиката и енергетиката, предприе действия за хармонизиране на българското законодателство с Директива 2004/8/ЕС на Европейския парламент и Съвета на Европа от 11 февруари 2004 г. за насърчаване на комбинираното производство  на топлинна и електрическа енергия. Законът създаде рамка, която да поддържа и улеснява развитието на това производство.

Основните преференции, предвидени в  Закона за енергетикатаза насърчаване на комбинираното производствосе изразяват в следните мероприятия:

  • И з к у п у в а н е на електрическата енергия, произведена от централите за комбинирано производство;
  • П р и о р и т е т н о  ц е н о о б р а з у в а н е на електрическата енергия от комбинирано производство;
  • Изграждане на централи за комбинирано производство;
  • П р и с ъ е д и н я в а н е на централите за комбинирано производство към електропреносната и електроразпределителните мрежи.

Видовете стимули  в отделните направления са разгледани подробно по – долу:

Преференции при изкупуване електрическата енергия, произведена от централите за комбинирано производство

И в предходния и в настоящия Закон за енергетиката, общественият доставчик на електрическа енергия, съответно крайните снабдители на електрическа енергия, са длъжни да изкупуват цялото количество електрическа енергия от високоефективно комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия, регистрирано със сертификат за произход, с изключение на количествата, които производителят ползва за собствени нужди или с които участва на свободния пазар на електроенергия.

Настоящата схема е следната:

  1. Задължителното изкупуване на електрическа енергия от високоефективно комбинирано производство по преференциални цени се прилага за срок от 8 години,, считано от 8 септември 2006 г. за съществуващите към тази дата производители.
  2. За производители на електрическа енергия, започнали високоефективно комбинирано производство на електрическа енергия след 8.09.2006 г., осемгодиш­ният срок тече от дататана започване, но само до 31 декември 2011 г.
  3. Министърът на икономиката, енергетиката и туризма предлага за одобряване от Министерския съвет законопроект, въвеждащ пазарен механизъм за насърчаване производството на електрическа енергия по комбиниран начин.
  4. Преференциалните цени за продажба на електрическа енергия произведена по комбиниран начин от централи, построени към 31.12.2011 г. важат до 31 декември 2019 г. и се определят от ДКЕВР, съгласно Наредбата за регулиране на цените.

Преференциалните цени на електрическата енергия, произведена по комбиниран начин от централи с комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия, се определят на база индивидуалните разходи за производство и добавка, определена от ДКЕВР по групи производители и по критерии, съгласно наредбата за регулиране на цените по чл. 36, ал. 3 от Закона за енергетиката.

В световен мащаб е доказано, че мерките за енергийна ефективност (ЕЕ) са в пъти по-евтини от изграждането на нови енергийни мощности. Трябва да се има предвид и фактът, че за производството на един продукт в България е нужна два пъти повече енергия в сравнение със средната стойност за ЕС.

Оперативната програма "Конкурентоспособност" включва грантови схеми (за предоставяне на безвъзмездна помощ) за проекти за енергийна ефективност и възобновяеми енергийни източници (ВЕИ) на български предприятия. Това са първите грантови схеми за отпускане на държавна помощ за ЕЕ и ВЕИ проекти. Схемите за безвъзмездна помощ са отворени за всички предприятия както от производствения сектор, така и от сектора на услугите.

От една страна, мрежата от консултантски организации, която е изградена по ОП "Конкурентоспособност" ще предоставя на предприятията на преференциални цени услуги по изготвянето на проектни предложения - включително ЕЕ и ВЕИ проекти. Тези готови проекти, дори да не бъдат финансирани по оперативната програма, ще могат да бъдат използвани с минимално преработване пред Фонда за енергийна ефективност и други кредитиращи институции.

От друга страна, след като получат безвъзмездна помощ за енергийно обследване, предприятията може би ще бъдат по-склонни да кандидатстват за кредит за финансиране на самия проект за енергийна ефективност. В случай, че дадено предприятие е получило финансова помощ за подмяна на оборудването си с по-енергоспестяващо, то може да кандидатства за кредит за други енергоспестяващи дейности.

Грантовата схема за въвеждане на енергоспестяващи технологии в предприятията финансира проекти, които съдържат един или повече от следните елементи: предпроектно проучване; разходи за доставка, монтаж и въвеждане в експлоатация на енергоспестяващи технологии и оборудване; изграждане на енергоспестяващи поточни линии; прилагане на програмно управ­ление на технологичните процеси, контролни системи за входящите и изходящите материални потоци, които да имат пряко влияние върху енергоемкостта на производството; системи за управление на енергийните потоци; системи за оценка и управ­ление на осветлението; система за управление на вторични енергоносители; системи за управление на вентилационни и климатични агрегати; малки когенерационни мощности за частична и пълна енергийна автономност и следящи системи и краен контрол на готовите изделия.

Схемата финансира и ограничено саниране на производствени сгради и свързани с основната дейност помещения, което да доведе до пряко намаление на потреблението на енергия от фирмата. Безвъзмездната помощ покрива при определени условия и разходите за обследване за енергийна ефективност. Предоставяната безвъзмездна помощ се подчинява на режима на държавни помощи. За да бъде приоритетно финансиран, най-малко половината от икономическите ползи от проекта трябва да са от доказуемо енергоспестяване.

СИСТЕМИ ЗА КОМБИНИРАНО ЕНЕРГОПРОИЗВОДСТВО

При калкулиране себестойността на продукцията в промишлените производства, енергийните разходи представляват значителна част. Обикновено това са 30% до 70% от общите производствени разходи. В условия на пазар с трайно нарастващи цени на енергоносителите в дългосрочен план е необходимо намиране на решение за намаляване стойността на топло- и електроенергията при това като се спазват всички нарастващи екологични изисквания. Съвременното решение, което може да удовлетвори този стремеж е когенерацията.

Предимствата на тези системи са, че те са:

  • Aбсолютно екологично чисти решения и са широко подкрепяни от ЕС,, включително финансово.
  • Възможни за осъществяване в рамките на споразуменията от Киото за откупуване на вредни емисии.
  • Осъществими в кратки срокове.
  • Имат голям мултипликационен ефект.
  • Имат изключително висока икономическа ефективност.

Водещо направление от посочените е комбинираното производство на топлина и електричество на база на природен и биогаз. В основата на решението стои използването на метода на комбинирано производство на топлина и електричество с помощта на мотор-генераторни групи, известни с името когенератори. Това по същество са агрегати, състоящи се от двигател, работещ с природен газ и генератор на електрически ток присъединен към двигателя със съответното микропроцесорно управление. Когенераторите работят паралелно с националната електрическа мрежа като освен, че снабдяват с топлина и електричество обекта, към който са създадени,, отдават произведената в повече енергия към националната мрежа. Главното предимство на този метод за производство на енергия е, че тя се произвежда на мястото на потреблението и разходите за нейното пренасяне са сведени до минимум. Произведената в повече енергия се пренася с наличната преносна мрежа, при това при оптимално проектиране, енергията за пренасяне е малка и практически не товари тази мрежа.

Когенерацията представлява процес на комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия от един и същи първичен енергиен източник. С използване на системи за когенерация, ефективността на производството на електроенергия може да се повиши средно от 30-50% до 80-90%. Чрез такива системи се реализират около 40% икономия на използваното гориво. От финансова гледна точка това означава, че потребителите ще заплатят за същото количество изразходвана енергия само 60% от стойността на горивото.
Основни преимущества на тази технология се явяват високата ефективност на използване на горивото, повече от удовлетворителните екологични параметри и не на последно място - автономността на системата. Трябва да се отбележи, че за качественото изпълнение на даден проект е необходимо наличие на специфични знания и опит, защото в противен случай има вероятност голяма част от положителните качества на когенераторната система да не бъдат реализирани.

Инсталацията за когенерация се състои от четири основни елемента:

  • Първичен двигател;
  • Електрогенератор;
  • Система за усвояване на отделената топлина - топлообменник;
  • Система за контрол и управление.

По правило когенераторните системи се класифицират според типа на първичния двигател, генератора, а така също според вида на използваното гориво.

fig2

 Фиг.2. Сравнение на ефективността при когенерация и обикновено топлопроизводство

В зависимост от конкретните изисквания, ролята на основен двигател може да се изпълнява от:

  • Двигател с вътрешно горене (ДВГ). Използват се два вида ДВГ - с искрово запалване, които могат да работят само с природен газ и със запалване чрез компресия, които могат да работят с дизелово гориво или природен газ (с добавка от 5% дизелово гориво за възпламеняване на горивната смес). Общият КПД на системата е в границите 70-92%;
  • Парна турбина. Електрическата мощност на системата зависи от това, колко е голямо налягането на парата на входа и изхода на турбината. Като общо КПД на парната турбина само за генериране на електроенергия е по-нисък от този на газовата турбина и ДВГ, но при работа в система за когенерация, сумарната й ефективност може да достигне до 84%. Парата в турбината трябва да се подава под високо налягане и температура (42 bar/400°C или 63 bar/480°C) за постигане на максимална ефективност на системата;
  • Газова турбина. КПД на газовата турбина е между 25% - 35% в зависимост от работните параметри на конкретния модел и характеристиките на използваното гориво. В състава на когенераторната система ефективността на турбината достига до 90%, а освен това тя има много добри екологични параметри (емисиите от азотни окиси NOx са от порядъка на 25ppm ). Като недостатък тук може да се посочи, че работата на газовата турбина е съпроводена с високо ниво на шум;
  • Микротурбина. Задвижва се с природен газ, може да работи и с дизелово гориво. Подходяща е за използване в системи с мощност под 1МW, при които досега беше нерентабилно използването на газови турбини. Микротурбините имат и други преимущества - емисиите от NOx са около 10-25ppm. Общият й КПД може да достигне до 85%;
  • Водородни горивни клетки. Те имат редица предимства при използване като основен двигател в системите за когенерация: висока ефективност; малко движещи се работни части, които не се износват; надеждна работа, рядко обслужване; удвояване на енергийния КПД на системата.

Генераторите могат да бъдат синхронни и асинхронни. Синхронният генератор може да работи както в автономен режим, така и паралелно с мрежата. Асинхронните генератори работят само паралелно с мрежата. При възникване на авария в мрежата, асинхронният генератор спира работа. Затова за осигуряване на гъвкавост при работата на когенераторните системи  по-често се използват синхронни генера­тори.

Топлообменникът е основен агрегат във всяка когенераторна инсталация, в който се използва енергията на отработените горещи газове от двигателя на електрогенератора. Принципът на работа се състои в следното: отработените газове преминават през топлообменник, където се извършва пренос на топлинна енергия от нагорещения газ към течен топлоносител (вода, гликол).  Вече охладените газове се изпускат в атмосферата като  химическият и количественият им състав не се променя. Въпреки това, в атмосферата се губи известна част неизползвана топлинна енергия. Причините за това са няколко:

  • за ефективен топлообмен температурата на изходните газове трябва да е по-висока от температурата на топлоносителя (разлика не по-малко от 30° С);
  • изходните газове не бива да се охлаждат до температура, при която започва образуване на воден конденз в димохода, което да възпрепятства нормалното отвеждане на газовете в атмосферата;
  • изходните газове не трябва да се охлаждат до температури, при които започва образуване на киселинен конденз, което води до корозия на материалите.

Топлообменникът се проектира при точно изчисление на работните параметри и характеристики на изходния газов поток като се вземат под внимание както вида на двигателя с вътрешно горене или турбогенератора, така и типа на използваното гориво.

За повишаване на производителността на топлинната част от когенерационната система, топлообменникът може да се допълни с икономайзер - топлообменник, осигуряващ предварително подгряване на топлоносителя до подаването му в основния топлообменник, където нагряването на топлоносителя се извършва от вече топлите изходни газове на двигателя. Позитивният момент, свързан с използването на икономайзера се явява допълнителното понижение на температурата на изпусканите след топлоуловителя газове до 120°С и по-ниски температури.

От съществено значение за техническата ефективност на когенерационните системи е постоянният топлинен товар, който осигурява проектната работа на двигателя и генератора. Напоследък активно се разработват и схеми, позволяващи оползотворяването на част от високотемпературните (до 150°C) газове за хладопроизводство в климатични и промишлени инсталации с абсорбционни, сорбционни и/или компресорни термомашини - така наречените тригенерационни схеми. Те повишават постоянния топлинен товар, увеличават инсталираната мощност и времето на използваемост на когенератора.

При определяне на горната граница на теоретичния потенциал за използване  на инсталации за КПТЕ в индустрията трябва да се има предвид, че КПТЕ е подходящо, когато нуждата от топлина е в ниския среднотемпературен диапазон (топлина за производство на топла вода и отопление и технологична топлина с температура 100-4000С). Икономичността на една инсталация зависи в значителна степен от постигането на необхидимите часове работа на пълен товар, което от своя страна зависи от големината (капацитета) на инсталацията и товаровите графици. Основно влияние върху товаровия график на потребление на технологична топлина има цикълът на производство. Така в предприятията с непрекъснат цикъл на производство и трисменен режим на  работа товаровите графици са по-равномерни.

При оценка на потенциала трябва да се вземе предвид, че част от теоретичния потенциал се покрива от вече съществуващи инсталации за КПТЕ в промишлените предприятия (Анализ на националния..., 2010 г.).

Като следваща стъпка за определяне на остатъчния потенциал, първо се изчислява отношението на годишното потребление на електроенергия към топлоенергия (Е/Т) и после се извършва групирането им в следните три групи:

  • Е/Т < 0.4 – такова предприятие има висок топлинен товар и инсталацията за КПТЕ може да се избере или за покриване на топлинния товар и износ на електроенергия, или за пълно покриване на електрическия товар и частично на топлинния товар. Целесъобразно е в такъв случай да се избере вариант с покриване на топлинния товар;
  • 0.4 < E/Т < 1.5 – за тези предприятия се избира вариант с пълно покриване на топлинния товар и частично покриване на електрическия товар;

Е/Т >1.5 – тези предприятия се изключват от потенциала на КПТЕ поради ниския топлинен товар в сравнение с електрическия.

ИКОНОМИЧЕСКА ОБОСНОВАНОСТ НА РЕШЕНИЕ ЗА ПРЕМИНАВАНЕ КЪМ КОГЕНЕРАЦИОННО ПРОИЗВОДСТВО НА ЕНЕРГИЯ

Референтни цени на първичните енергийни източници

Анализът на използваните първични източници на енергия по отношение на мобилност, технологичност, икономическа и екологична ефективност показва, че развитието и усъвършенстването на инсталациите за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия е свързано основно с използването на природен газ и сравнително по-слабо на биомаса. Затова анализът на цените се отнася основно за този вид първични енергийни източници.

В края на всяко тримесечие на съответната година, Комисията утвърждава продажните цени за пренос на природен газ през газоразпределителната мрежа и за снабдяване с природен газ. Действащите към момента одобрени от Комисията цени на синьото гориво за всички газови дружества може да намерите на тази страница: http://www.dker.bg/PDOCS/gas-prices-1.pdf

Тъй като данните за тренда на цената на природния газ до 2020 г. са доста противоречиви, за целите на инвестиционния анализ е приета хипотезата, че очакваните флуктуации на цената на газа ще бъдат в диапазона 450 ± 30% лв./1000Nm3.

При цена на природния газ, доставян от „Булгаргаз” - 450 лв./1000Nm3, очакваната цена за крайните потребители, включваща цена за доставка и цена за разпределение ще бъде 733 лв./1000Nm3(без ДДС).

Цената на дървесните отпадъци е приета 75 лв./t и повишаване на тази цена по 3% годишно.

За целите на инвестиционния анализ е приета референтна цена на дървесните отпадъци 75 лв./t, на базата на действащи в момента отоплителни централи с това гориво. Тази цена не може да бъде точно регламентирана, тъй като тя в голяма степен е търговска и е въпрос на договор между доставчика и купувача.

Референтна цена на електрическата енергия

Определянето на референтната продажна цена на електрическата енергия, произвеждана от инсталациите за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия, се базира на следните фактори:

  • настоящото ниво на цените на електроенергията в България;
  • увеличеното търсене на електроенергия в региона;
  • очакваното през следващите години  (до 2020 г.) нарастване на цените на производител, свързано с въвеждането на новоизградени генериращи мощности (АЕЦ Белене, новата ТЕЦ на площадката на Марица Изток 1, изграждана, евентуално още една нова мощност на местни въглища в комплекса Марица Изток, за изграждането на каквато има изразени сериозни инвестиционни намерения и др.);
  • евентуалното спестяване на разходите за пренос и достъп до електропреносната мрежа, в резултат на по-доброто позициониране на електрогенериращите мощности по отношение на товара на потребление.

По този начин приетата за целите на инвестиционния анализ референтна цена за производство на електроенергия е 90 лв./MWhel, което е сравнително консерва­тивна оценка.

За пример може да се посочи, че очакваните цени в Европа са на много по-високи нива. Тази референтна цена е също така значително по-ниска от прилаганите в момента преференциални цени, определени от ДКЕВР.

При инвестиционните анализи е прието изменение на цената за производство на електрическа енергия в диапазона 90 ± 30 % лв./MWhel.

Референтна цена на топлинната енергия

Прилаганата за целите на инвестиционния анализ референтна цена на топлинната енергия е 63,43 лв./MWhth. Тази  цена е гарантирано по-ниска от калку­лираната цена на енергията, произведена от локално котелно, работещо с кондензационни газови котли и снабдявано с природен газ от системата на битовото газоснабдяване. При това, сравнението е направено като са отчетени разходите за пренос и разпределение на топлинната енергия, доставяна от системите за централизирано топлоснабдяване.

Икономически живот

Доколкото времевият хоризонт на проучването е до 2020 г., в съответствие с него срокът на икономически живот на проектите за когенерация е приет да бъде 13 г., което означава, че в неговите рамки инвеститорът трябва да постигне желаната възвращаемост от проекта. Счита се, че този срок е приемлив от гледна точка на инвестиционния риск, още повече, че подобни срокове (около 15 години) се използват често за оценка на инвестиционни проекти за изграждане на генерационни енегийни инсталации. Що се отнася до нормалния технически живот на съоръженията, то  за комплектните системи за  комбинирано производство, нормално в международната практика се признава срок на технически живот от 20 г.

Процент на дисконтиране

Процентът на дисконтиране, използван за определяне на нетната настояща стойност на проектите, е приет да бъде 12%. Този процент отразява стойността на парите във времето и е близък до обикновено използваните за тази цел стойности.

Инвестиционни и експлоатационни разходи

Инвестиционните и експлоатационни разходи се определят за всяка конкретна инсталация за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия. Влиянието на тези разходи върху вътрешната норма на възващаемост е оценено чрез промяната им в диапазона ± 30 %.

Приходи от редукция на CO2

Приходите от редукция на СО2 са изчислени на основата на баланса на разходите на схемите за комбинирано производство при цена 10 Еuro/tCO2. За инсталации с мощност под 50 МW тези преференции не могат да се ползват, тъй като те не са включени в националното разпределение на квоти за търговия с емисии на CO2.

Годишен експлоатационен период

Използват се два варианта на годишен експлоатационен период:

  • Базов вариант – 8 400 h;
  • Технически потенциал, който включва инсталацията за комбинирано производство на базовия вариант с експлоатационен период 8 400 h, и нова инсталация за комбинирано производство, която ще работи през отоплителния сезон с продължителност 4 200 h/година.

При системите за централизирано топлоснабдяване, които се използват само през отоплителния сезон, експлоатационният период е 4 200 h/година.

ПОПЪЛНЕНА АНКЕТНА КАРТА ЗА ЕНЕРГИЕН ОДИТ НА ФИРМАТА

І. Отопление

За какви цели използвате топлоенергията – отопление и БГВ; в производството; и за двете?

Вид на отоплението – централно; локално (подчертава се вярното)

  1. Централно топлоснабдяване (от ТЕЦ)  - брой на абонатните станции: ……1….

Годишна консумация на топлоенергия: 2005 г.    -   5580 MWh

                                                               2006 г.   -   собствено производство

                                                               2007 г.   -   собствено производство

                                                               2008 г.   -   собствено производство

2. Локално отопление – паропроизводство за технологични нужди.

2.1. Водогрейни (парни) котли – 1 брой.

  • Година на производство – 2004 г.
  • Производителност:
  • Гореща вода (m3/h);
  • Пара (t/h)   - 7 t/h.
  • Температура / Налягане  - 8 bar.
  • Вид на горивото – природен газ.

2.2. Годишна консумация на гориво по години:

          - 2005 г. – 93,217  хил.m3  за периода 10.11-31.12.2005;

          - 2006 г. – 594,973 хил.m3;

          - 2007 г. – 508,99 хил.m3.

ІІ. Климатични инсталации

  1. Съществуващи инсталации – един хладилен склад.
    • Охлаждаща мощност – 4х17 kW.
    • Мощност на компресора – 4х7,5kW.
    • Температурна област от -10С  до – 2,50С.
  1. Необходими нови инсталации – охладители на продукция.

ІІІ. Електрическа енергия

  • Брой на трансформаторните постове 4х1000 kW, захранващо напрежение 20kV.
  • Тип на електромерите – тритарифни.
  • Върхово натоварване – 1000 kW.
  • Годишна консумация на електрическа енергия:

- 2005 г. – 3495 MWh

- 2006 г. – 3618 MWh / 333980 лв.

- 2007 г. - 3612MWh / 310561 лв.

Работен график на предприятието: трисменен режим на работа, непрекъсваем производствен процес. Потреблението на електрическа и топлоенергия е неритмично, с начупена графика на товарите, без някаква зависимост между потреблението на топлоенергия и електроенергия.

Консумиран природен газ от фирмата за периода 01.01.2010 – 31.12.2010 г.

Table4

Разход на електрическа енергия от фирмата за периода 01.01.2010 – 31.12.2010 г.

Table5

След проучване на енергийния профил на фирмата и преценката за технологичните и икономически преимущества при вземане на решението за внедряване на когенерацията трябва да се имат предвид и още някои общи правила.

Въпреки предимствата на КПТЕ (снижаване на емисиите на СО2 и икономия на първични енергоносители), решението за инвестиране в КПТЕ за отделен индустриален обект зависи преди всичко от това, дали годишните разходи за енергия на предприятието ще бъдат намалени. Нова инсталация за КПТЕ би се реализирала само тогава, когато срокът за връщане на вложените инвестиции е достатъчно кратък и рискът е управляем в рамките на проекта. Един технически приемлив и осъществим проект може да бъде  изгоден само при благоприятни икономически условия. Често такива проекти не се осъществяват, защото са по-малко изгодни от други проекти на предприятията, които предвиждат развитие и растеж на основната дейност, предлагат по-голяма печалба, носят по-малък вътрешен риск и могат да бъдат приложени наготово и без нуждата да се преодоляват различни административни и пазарни пречки. Един инвеститор би се решил да  инвестира в инсталация за КПТЕ само, ако тя е с достатъчно висока степен на възвращаемост на инвестицията в приемливи граници на риска, сравнен с алтернативно инвестиране само в отоплителен котел и закупуване отвън на цялата нужна електроенергия. Поради горната причина инвеститорите в КПТЕ изискват по-висока степен на възвращаемост на капитала, отколкото други предприятия, за които електропроизводството е основен бизнес.

Основните предимства на КПТЕ в сравнение с отоплителен котел и закупуване отвън на нужната електроенергия са:

  • намален разход за енергия;
  • генериране на печалба чрез продажба на електроенергия и/или топлина;
  • контрол върху производството на електроенергия;

Рисковете от друга страна са:

  • непостоянни цени на горивата (особено на природния газ);
  • несигурност в пазарното развитие и цените на електроенергията за продажба.
  • Кои са факторите, влияещи върху оценката на иновацията?
  • Кои са основните критерии, по които трябва да се оцени тя?
  • Кои са икономическите ползи за инвеститора от внедряването на когенера­цията?
  • Кои са техническите и технологични ползи?
  • Обосновано ли е внедряването на когенерацията при конкретните условия?

ВЪПРОСИ ЗА АНАЛИЗ ПО КАЗУСА:

  •  Кои са факторите, влияещи върху оценката на иновацията?
  • Кои са основните критерии, по които трябва да се оцени тя?
  • Кои са икономическите ползи за инвеститора от внедряването на когенера­цията?
  • Кои са техническите и технологични ползи?
  • Обосновано ли е внедряването на когенерацията при конкретните условия?

ИЗПОЛЗВАНА ЛИТЕРАТУРА

Анализ на националния потенциал за високоефективно комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия в Република България,  www.mi.government.bg/ind/inov/docs, 1.02.2009 г.

Зелена книга по Енергийна ефективност или как да направим с по-малко – повече, www.mee.government.bg/ind/doc_inov/Green-Book.doc, 17.10.2009 г.

Наредба за регулиране цените на природния газ, обн. ДВ бр. 55 от 25 юни 2004, изм. ДВ бр. 64 от 7 август 2007 г.

Цени на природен газ, утвърдени от ДКЕВР, www.dker.bg/, 1.02.2012 г.

Адрес за контакти:

доц д-р Милена Кирова, РУ „А. Кънчев”

Тел.:  (082) 888 617,

e-mail: mkirova@uni-ruse.bg

БЕЛЕЖКИ

по казуса “Проучване за когенерация”

Когенерацятя като принцип и техническа реализация е отдавна известен начин за производство на топло- и електрическа енергия от един и същ агрегат. През втората половина на двадесети век, масово се изграждат централи за производство на електрическа енергия с големи мощности в непосредствена близост до находищата на въглища, на друг вид изкопаеми горива или до местата, удобни за доставка на такива горива. Тази практика се е наложила от необходимостта бързо да се изградят мощности за производство на ел. енергия, нуждата от която също бързо нараства поради засилените темпове на индустриализация, особено след Втората световна война и трайно установилото се международно напрежение през този период. Тъй като мощностите са базирани далече от населени места, няма потребители на топлоенергия около тях, те са създадени за производство само на ел.енергия, като остатъчната топлина след турбогенераторите, преобразуващи топлината в електричество, не се използва и отива в атмосферата през охладителните кули, в които отработената пара кондензира и се връща обратно в парните котли. По този начин една подобна централа работи с КПД 35%-38%. Цялото останало количество топлина до 100% остава неоползотворено. Отделно в големите населени места се изграждат топлоцентрали, които изгарят гориво, за да произвеждат необходимата топлоенергия за бита с КПД приблизително 85%. И двата процеса са съпроводени с изхвърляне на големи количества СО2, серни газове, азотни окиси, пепел, сгур.

При достигане на сериозните поражения от парниковите газове, локалното замърсяване със сгур и произтичащото от това замърсяване на водните запаси, след като международната общественост започва да проявява загриженост за състоянието и бъдещето на планетата, се появява контрол върху емисиите и едновременно поскъпване на горивата. Създават се международни структури, които започват работа за преодоляване на все по-нарастващите проблеми. Решенията на редица международни спогодби налагат норми и квоти за емисии, а също и призиви за разумно изразходване на природните запаси – концепцията за устойчиво развитие.

Иновативните фирми, търсейки пазар за продукцията си и едновременно отговаряйки на новите изисквания, се обръщат към известните и реализуеми на настоящия етап принципи на енергопроизводство. Най-достъпни за реализация при съвременното ниво на технико-технологично развитие са методите с по-висок КПД. Това са комбинираните методи за производство на топло- и електроенергия на база на изкопаеми горива – въглища, петролни деривати, природен газ, а също и на биогаз, дървесни отпадъци, битови и индустриални отпадъци. При тях се постигат едновременно няколко цели – ефективно изразходване на невъзстановими природни ресурси, оползотворяване на отпадни материали, които обикновено са замърсители, намаляване на вредните емисии.

Комбинирано производство може да се реализира на база на различни машини, задвижващи електрогенераторите – парни турбини, ДВГ, газови турбини, турбини на течни горива.

Големите ТЕЦ, разположени в близост или в самите населени места, произвеждат електро- и топлоенергия по комбинирания способ и имат КПД 40%-45%.

Когенерацията е способ за комбинирано производство на електро- и топлоенергия, на база задвижването на електрогенератора  от двигател с вътрешно горене, работещ с природен газ. Възможни са и друг вид двигатели и горива, но горепосочения освен технологични преимущества, има намалени емисии на пар­никови газове (около 25%). При този вид на генерация се оползотворява топлината от охлаждане на двигателя, генератора и димните газове чрез улавянето й със специални топлообменници, като по този начин общият КПД на групата става 85% - 88%. Това е сериозен икономически резултат. Към него могат да се добавят преимуществата на производството на енергията на мястото на потреблението й, с което се спестяват загубите от пренос, разпределение и доставка, спестяват се капиталовложения за изграждане на инфраструктурата за пренос, разпределение и доставка, освобождават се човешки ресурси, заети с тези дейности. Избягват се недостатъците на свръхцентрализацията и се постига гъвкавост на системите за производство и потребление на енергия. Не са маловажни и законовите предпоставки и поощрения, гарантиращи изкупуване на произведената в повече от нуждите на фирмата електроенергия, е също финансовата помощ в инвестиционния процес.

Като се има предвид, че Националната електрическа компания е длъжна да изкупува свободната електроенергия от когенерацията на твърда цена, която се актуализира в зависимост от цените на енергоносителите, определяща за избора на мощността на когенератора е необходимата за обекта топлинна мощност. Съотношението “топлинна – електрическа мощност за различните агрегати е 0,5:1 до 1,5:1. Друг важен момент е годишната продължителност на работа на когенератора. Колкото по-пълно е годишното натоварване по време и по мощност, толкова ефекта е по-висок. Ако обектът, ползвател на когенерацията, е с начупена крива на товаровия график, трябва да се търси външен консуматор на топлината, за да се подобри ефективността. Сезонната зависимост на натоварването също влияе на ефек­тивността на когенератора. За подобряването й трябва да се търси използването на топлина за работа на чилърите в климатизацията или хладилните складове.

Имайки предвид различните качества на екологосъобразните начини на енергийно производство и спецификата на потреблението, специалистите определят кой начин е най-подходящ за конкретния случай. В производства, където има нужда от климатизация и охлаждане на продукти, могат да се използват така наречените тригенератори. В практиката най-приложими и разпространени са когенераторите за производство на електроенергия и гореща вода, при които с най-малки капитало­вложения се получава най-висок икономически и екологичен ефект.

Когенерацията има и своите недостатъци. На първо място използването на невъзстановими природни ресурси и изхвърляне на вредни газове, макар и в по-малки количества.

На второ място, ефекта е налице, ако има постоянно и равномерно потребление на топлина. Когенерацията се избира съобразно нуждите от топлина в среднотемпературен обхват 1000 – 4000С с равномерен товаров график.

На трето място е зависимостта от доставките на гориво – тяхната цена и сигурност на доставка.

Четвърто е сравнително краткия живот от 15 – 20 години след два, три основни ремонта на двигателя, което определя висока цена на притежание.

На пето място е несигурността при откупуване на капиталовложенията, поради конюнктурния характер на доставките на природен газ.

На шесто място е необходимостта от квалифициран персонал за експлоатация и сервиз.

Всичко казано до тук изисква енергийното обследване на обекта и избора на мощността на когенератора да се извърши много прецизно и добросъвестно от висококвалифицирани специалисти, най-добре от фирмата доставчик на когенератора.

След енергийния анализ на обекта, от каталозите на производители на когенератори се избира най-подходящ по мощност, вид на двигателя и съотношение “топлинна:електрическа мощност”.

Поради горепосочените съображения, по-голямо разпространение имат ветрогенераторите, следвани от фотоволтаиците – там, където са налице природните дадености. Това са идеалните източници на електроенергия от гледна точка на екологията и по-предпочитани от инвеститорите. Техен недостатък са по-малките единични мощности и зависимост от капризите на времето.

<< 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 >>