Krzysztof Badyda, Janusz Lewandowski, Politechnika Warszawska, Instytut Techniki Cieplnej

Możliwości skojarzonej produkcji energii elektrycznej oraz ciepła z wykorzystaniem gazu sieciowego

Streszczenie

Przedstawiono informację na temat uwarunkowań i perspektyw rozwoju w Polsce elektrociepłowni korzystających z gazu sieciowego. Omówiono stosowane najczęściej rozwiązania z wykorzystaniem turbin gazowych oraz silników tłokowych. Przedstawiono problematykę nakładów inwestycyjnych oraz kosztów paliw sieciowych. Wskazano uwarunkowania i tendencje rozwoju elektrociepłowni korzystających z gazu sieciowego w Polsce. 1. Wprowadzenie, struktura i tendencje zmian zużycia gazu

W okresie ostatniego ćwierćwiecza zużycie gazu ziemnego w świecie wzrastało

średniorocznie o 2,2%, szybciej od ogólnego popytu na energię rosnącego w tym okresie o około 1,6%. Wśród paliw pochodzenia organicznego - węgla, ropy naftowej oraz gazu ziemnego - wzrost w ogólnym bilansie dotyczył jedynie tego ostatniego. Światowe zużycie gazu osiągnęło w 1996 r. poziom 2.3×1012 m3, zaś w roku 2000 - 2.5×1012 m3, co stanowiło około 23% pozyskanej energii pierwotnej.

Największe w świecie oczekiwania odnośnie wzrostu zużycia gazu dotyczą sektora energetycznego. Wiąże się to między innymi z najniższą wśród paliw kopalnych jednostkową emisją dwutlenku węgla. Strukturę zużycia gazu ziemnego w Polsce na tle krajów OECD i Unii Europejskiej przedstawiono w tabl.1. Jak można wywnioskować z przytoczonych danych, zmiany zużycia gazu na cele energetyczne odbiegały w naszym kraju od trendów typowych dla krajów rozwiniętych. Średni światowy udział elektrowni w zużyciu gazu ziemnego w roku 1999 wynosił 28.5% (rys.1). W Azji Południowo-Wschodniej wskaźnik ten osiągał wówczas poziom 35%, w Japonii zaś nawet 68.8%. Polska jest w tym zakresie przykładem kraju o daleko posuniętej monokulturze węglowej. Ponad 95% energii elektrycznej uzyskanej w roku 1999 pochodziło z węgla kamiennego i brunatnego, a z paliw gazowych około 1.6%. Bardzo wysoki, choć nie aż w takim stopniu, jest także udział paliw stałych w produkcji ciepła.

Tabl.1. Zmiany struktury zużycia gazu ziemnego według wybranych sektorów gospodarki [4] Udział [%] zużycia gazu ziemnego Unia Europejska OECD Polska

wg sektorów gospodarki ⇓ Rok ⇒ 1980 1990 1996 1980 1990 1996 1980 1990 1996 Sektor energii ogółem 18.3 19.7 24.3 26.8 29.8 31.3 12.7 11.6 12.3 w tym elektroenergetyka i ciepłownictwo 15.5 14.8 19.4 18.2 20.7 23.4 8.8 5.8 1.8 Przemysł ogółem 38.0 35.0 29.5 34.6 31.0 28.1 58.2 51.0 46.2 w tym przemysł chemiczny 13.9 12.7 9.54 - - 10.7 19.8 23.0 21.3 Sektor drobnych odbiorców 43.5 45.2 46.1 36.4 37.0 38.4 29.1 37.4 41.5 w tym gospodarstwa domowe 27.5 32.7 33.4 23.2 24.3 25.5 28.5 33.5 35.8

W roku 1999, jak wynika ze sprawozdania PGNiG, w krajowym systemie gazowniczym

rozprowadzono 10,62 mld m3 gazu ziemnego wysokometanowego oraz 2.96 mld m3 zaazotowanego. Źródła krajowe dostarczyły około 33% gazu wysokomatanowego, resztę zaś (nieco ponad 7.2 mld m3) stanowił import. Na rys.2 przedstawiono porównanie wydobycia oraz zużycia gazu ziemnego w roku 2000 w Polsce oraz kilku wybranych krajach, w tym najbliższych sąsiednich. W USA (wydobycie 540, a zużycie 641 mld m3) oraz Rosji były one

kilkakrotnie wyższe niż na przykład w Wielkiej Brytanii czy Niemczech. W naszym kraju gazu ziemnego na mieszkańca zużywa się wielokrotnie mniej zarówno w porównaniu z najbliższymi sąsiadami jak i światowymi potęgami gospodarczymi.

W założeniach polityki energetycznej Polski [6] przewidziano wzrost zużycia gazu ziemnego, w zależności od prognozowanego wariantu rozwoju gospodarki, do poziomu w granicach 18÷22 mld m3 w 2010 roku oraz 26÷29 mld m3 w roku 2020. Przewidywane w tym horyzoncie czasowym zużycie gazu na potrzeby elektroenergetyki powinno sięgnąć 10 mld m3, a udział w pokryciu całkowitego zapotrzebowania na produkcję energii elektrycznej 14%.

Przemysł wydobywczy (bez

paliw i energii)4.3%

Gospodarstwa domowe, handel,

transport, rolnictwo

27.9%

Przemysł (bez przemysłów

wydobywczych)26.7%

Sektor energetyczny (bez

elektrowni)12.6%

Elektrownie28.5%

Rys.1. Struktura wykorzystania gazu ziemnego w świecie według [8], rok 1999

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Czechy

Japon

ia

Holandia

Niemcy

Norweg

ia

Polska

Szwecj

a

Wlk Bry

tania

Wyd

obyc

ie/z

użyc

ie g

azu

[mld

m3 ]

Wydobycie [mld m3] Zużycie [mld m3]

Rys.2. Wydobycie oraz zużycie gazu ziemnego w Polsce i wybranych krajach, rok 2000

Zainteresowanie wykorzystaniem gazu ziemnego w sektorze energetycznym, głównie dla celów skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła jest w Polsce od kilku lat bardzo wysokie. Realnym potwierdzeniem tego faktu są na przykład listy intencyjne i zgłoszenia potencjalnych odbiorców z sektora energetycznego opiewające na łączne potrzeby zużycia około 16,5 mld m3 gazu rocznie. Zapotrzebowanie to jest w znacznej mierze wynikiem konieczności modernizacji i rekonstrukcji wyeksploatowanych urządzeń wytwórczych w sektorze energetycznym. Obecne warunki wydają się jednak dalekie od możliwości pełnej realizacji tych (chyba pozornych lub wygórowanych) potrzeb, zarówno ze względu na niedostatek podaży jak i wysoką, w porównaniu z węglem, cenę energii dostarczanej w gazie ziemnym. Obecna nadwyżka mocy w systemie elektroenergetycznym stanowi tu dodatkowe utrudnienie.

Największego potencjału wzrostu wykorzystania gazu powszechnie upatruje się w sektorze energetyki lokalnej [1], [5], [7], na przykład ze względu na wynikające z wprowadzania gospodarki skojarzonej dodatkowe ograniczenie emisji dwutlenku węgla. Na terenach obszarów zurbanizowanych istotnymi zaletami są także niska ilość pozostałych zanieczyszczeń powstających w procesie spalania gazu ziemnego czy brak stałych odpadów paleniskowych. Najczęściej wymienianą w ostatnim przeszkodą w osiągnięciu istotnego wzrostu zużycia gazu przez energetykę w naszym kraju była jego wysoka cena. W kolejnym rozdziale przedstawiono informację na temat kosztu gazu oraz możliwych do uzyskania w gospodarce skojarzonej cen za energię elektryczną i ciepło. 2. Koszty zakupu paliwa, możliwe do uzyskania ceny energii elektrycznej i ciepła

Analizę zmian kosztów zakupu gazu w okresie ostatnich dwóch lat przeprowadzono na

podstawie taryf dla paliw gazowych z roku 2000 oraz 2002, obowiązujących odbiorców obsługiwanych przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. Podstawowe koszty paliwa zależne były i są w głównej mierze od jego rodzaju oraz zużycia.

Tabl.2. Ceny i stawki opłat za gaz ziemny wysokometanowy (grupy taryfowe W) oraz zaazotowany (grupy taryfowe Z) według taryf PGNiG 1/2000 oraz 1/2002

Grupa Zużycie Ciśnienie Koszt paliwa Opłata abonamentowa taryfowa gazu w sieci Taryfa 1/2000 zmiana 2001* Taryfa 1/2002 Taryfa 1/2000 Taryfa 1/2002

[m3/h] [MPa] [gr/m3] [gr/m3] [gr/m3] [zł/m-c] [zł/m-c] W - 6 600 ≥ b > 65 p ≤ 0.4 39.4 50.5 46.2 67 90 W - 7 b > 600 p ≤ 0.4 39.4 50.5 46.2 178.7 190 W - 8 3300 ≥ b > 0 p > 0.4 39.4 50.5 45.65 245.8 325 W - 9 10000 ≥ b > 3300 p > 0.4 39.4 50.5 45.65 245.8 325

W - 10 b > 10000 p > 0.4 39.4 50.5 45.65 245.8 325 Z - 6 800 ≥ b > 65 p ≤ 0.4 25 30 29.8 63.2 90 Z - 7 b > 800 p ≤ 0.4 25 30 29.8 168.6 190 Z - 8 4600 ≥ b > 0 p > 0.4 25 30 29.25 231.9 325 Z - 9 14000 ≥ b > 4600 p > 0.4 25 30 29.25 231.9 325

Z - 10 b > 14000 p > 0.4 25 30 29.25 231.9 325 * opłaty abonamentowe w zmienionej taryfie pozostały takie same

Gaz ziemny wysokometanowy ma wartość opałową w granicach 35 MJ/m3. Zużycie 1 m3 w ciągu godziny odpowiada w przybliżeniu mocy doprowadzanej w paliwie równej 10 kW. Jeśli brać pod uwagę obiekty o mocy pobieranej powyżej 1 MW, należy rozważać skalę zużycia gazu przekraczającą 100 m3/h. W tabl.2 przedstawiono zestawienie cen zakupu gazu ziemnego wysokometanowego oraz zaazotowanego dla grup taryfowych odpowiadających temu warunkowi. Podano ceny odpowiadające taryfom 1/2000 oraz 1/2002. Dodatkowa

pozycja oznaczona jako „zmiana 2001” dotyczy korekt wprowadzonych w taryfie z roku 2000. Do cen zakupu należy doliczyć opłaty za usługę przesyłową. Związane stawki taryfowe podane zostały w tabl.3.

Tabl.3. Stawki opłat za usługę przesyłową dla grup odbiorców jak w tabl.2 - porównanie taryf PGNiG 1/2000 oraz 1/2002

Grupa Opłaty wg taryfy 1/2000 Po zmianie taryfy Opłaty wg taryfy 1/2002 taryfowa stała zmienna stała zmienna stała zm. „zima” zm. „lato”

[gr/m3/h] za h [gr/m3] [gr/m3/h] za h [gr/m3] [gr/m3/h] za h [gr/m3] [gr/m3] W - 6 9.43 2.7 4.16 22 4.3 22.04 20.4 W - 7 9.43 2.7 3.91 17.37 4.33 16.75 15.5 W - 8 9.43 0.96 3.7 12.57 3.6 10 9.12 W - 9 9.43 0.92 3.5 9.24 3.4 9.69 8.84

W - 10 9.03 0.89 2.99 6.13 2.99 6.34 5.79 Z - 6 7.44 0.92 3.15 11.9 2.91 13.21 12.17 Z - 7 7.44 0.92 3.13 9.99 3.79 9.42 8.67 Z - 8 7.44 0.32 3.04 9.12 3.04 9.21 8.27 Z - 9 7.44 0.32 3.04 7.94 3.05 6.99 6.28

Z - 10 7.04 0.32 2.9 6.69 2.67 6.3 5.66

W tabl.4 zestawiono koszty zakupu paliwa dla przykładowych odbiorców obliczone według danych z tabl.2 oraz 3, bez ewentualnych nakładów ponoszonych na budowę przyłącza oraz przy założeniu, że odbiorcy nie korzystają z prawa doświadczenia usług przesyłowych. Dobrano przykładowe wartości zużycia gazu z zakresów objętych poszczególnymi taryfami. We wszystkich przypadkach czas użytkowania mocy obliczeniowej założono równy 6000 h. Wartość opałową gazu ziemnego wysokometanowego przyjęto 35 MJ/kg, zaś zaazotowanego 24 MJ/kg. Obliczenia dla taryfy 1/2002 przeprowadzono dla dwóch wariantów. Pierwszy oznaczony jako „zima” odpowiada stawkom za usługę przesyłową pobieranym przez PGNiG dla okresu od dnia 1.X do 31.III, drugi oznaczony jako „lato” - dla okresu od 1.IV do 30.IX, w obu przypadkach tak jakby były one naliczane przez cały rok. Różnice kosztów dla obu przypadków wskazują na zakres zmienności średniorocznych kosztów gazu dla odbiorców o różnym charakterze potrzeb. W elektrociepłowni korzystającej z podobnej ilości paliwa przez cały rok koszt ten byłby bliski średniej arytmetycznej obu stawek. Odpowiada to na przykład aktualnym warunkom EC Opole wyposażonej w węglowe kotły wodne i turbinę gazową pracującą praktycznie przez cały rok przy wysokich obciążeniach. W elektrociepłowni korzystającej z gazu jako paliwa podstawowego koszt ten będzie zbliżony do wartości wyższych - odpowiadających okresowi „zimy”.

Jak przedstawiono w tabl.4, sumaryczne koszty zakupu w dobranych przykładach kształtują się (według ostatnio wprowadzonej taryfy) w granicach 61÷81 gr/m3 w przypadku gazu wysokometanowego oraz około 39÷67 gr/m3 - zaazotowanego. W poprzednich dwóch latach ceny te ulegały istotnym wahaniom. W okresie ostatniego roku były one wyższe dla gazu wysokometanowego - w granicach 5÷8.5% (z wyjątkiem przykładu dla taryfy W-8 gdzie różnica sięgała nawet 12%) oraz nieco wyższe - do około 5%, dla gazu zaazotowanego, przy czym odbiorcy korzystający z taryf Z-6 oraz Z-7 mogą uzyskać średnioroczne ceny nieco niższe niż w w okresie od marca 2001 do marca 2002. Wcześniej ceny gazu wysokometanowego były znacząco niższe.

Koszt energii dostarczonej w paliwie oscyluje w zakresie 57÷77 zł/MWh, przy zmiennych, zależnie od taryfy relacjach między gazem wysokometanowym a zaazotowanym. Dla odbiorców o dużym zużyciu gazu zaazotowanego energia aktualnie może być droższa niż

sprzedawana w gazie wysokometanowym! W poprzednich taryfach takie przypadki nie miały miejsca.

Tabl.4. Koszty zakupu energii dostarczonej w paliwie gazowym według taryf PGNiG dla odbiorców rozliczających się według stawek podanych w tabl2. oraz 3. Przyjęto czas użytkowania mocy

obliczeniowej 6000 h.

Grupa taryfowa

Zużycie godzinowe

gazu [m3/h]

Koszt całkowity

zakupu gazu [gr/m3 ]

Koszt energii

w paliwie [zł/MWh]

Składowa paliwowa kosztu

energii el. [zł/MWhel]

Składowa paliwowa

kosztu ciepła [zł/GJ]

według taryfy 1/2002 W - 6 100 56,00 57,60 144,00 17.78 W - 7 1000 55,90 57,50 143,75 17.75 W - 8 1000 54,18 55,72 139,31 17.20 W - 9 5000 54,10 55,64 139,11 17.17

W - 10 10000 53,48 55,01 137,52 16.98 Z - 6 140 36,87 57,71 138,27 17.07 Z - 7 1400 36,81 57,61 138,02 17.04 Z - 8 1400 36,22 56,69 135,81 16.77 Z - 9 7000 36,19 56,64 135,71 16.75

Z - 10 14000 35,60 55,72 133,51 16.48 według taryfy 1/2002 - po zmianie stawek w lutym 2001

W - 6 100 78,71 80,96 202,39 24.99 W - 7 1000 73,61 75,72 189,29 23.37 W - 8 1000 68,52 70,48 176,20 21.75 W - 9 5000 64,86 66,71 166,78 20.59

W - 10 10000 61,00 62,74 156,86 19.37 Z - 6 140 46,59 69,88 174,71 21.57 Z - 7 1400 44,58 66,88 167,19 20.64 Z - 8 1400 43,59 65,39 163,47 20.18 Z - 9 7000 42,39 63,58 158,94 19.62

Z - 10 14000 40,93 61,39 153,48 18.95 według taryfy 1/2002

„zima” „lato” „zima” „lato” „zima” „lato” „zima” „lato” W - 6 100 74.70 73.06 76.83 75.15 192.08 187.86 23.71 23.19 W - 7 1000 69.31 68.06 71.29 70.00 178.23 175.01 22.00 21.61 W - 8 1000 60.97 60.09 62.71 61.81 156.78 154.52 19.36 19.08 W - 9 5000 60.32 59.47 62.04 61.17 155.10 152.92 19.15 18.88

W - 10 10000 56.36 55.81 57.97 57.41 144.93 143.52 17.89 17.72 Z - 6 140 47.39 46.35 71.08 69.52 177.70 173.80 21.94 21.46 Z - 7 1400 44.78 44.03 67.17 66.05 167.93 165.11 20.73 20.38 Z - 8 1400 42.94 42.00 64.42 63.01 161.04 157.52 19.88 19.45 Z - 9 7000 40.70 39.99 61.05 59.99 152.63 149.97 18.84 18.51

Z - 10 14000 39.45 38.81 59.18 58.22 147.95 145.55 18.27 17.97 W przedostatniej kolumnie tabl.4 przedstawiono koszty jednostkowe wytwarzania energii

elektrycznej (bez skojarzenia) przy sprawności równej 40%, obliczone jedynie na podstawie ewentualnych opłat za gaz w PGNiG, zgodnie z zasadami przedstawionymi powyżej. Założona wartość sprawności odpowiada w przybliżeniu osiągom współczesnych elektrowni

kondensacyjnych z turbinami parowymi, ewentualnie elektrowni z tłokowymi silnikami gazowymi lub turbinami gazowymi wielkiej mocy (rys.3).

Średnia cena ważona energii elektrycznej sprzedawanej na giełdzie w marcu 2001 była równa 101.21 zł/MWh, przy dziennej wartości minimalnej 93 zł/MWh oraz maksymalnej 102.05 zł/MWh. Była ona niższa o około 50% od najniższego z kosztów wykazanych w przedostatniej kolumnie tabl.4. Ceny energii notowane na giełdzie w ostatnich miesiącach były niższe o około 2÷3 zł/MWh. Powyższe relacje wskazują na zupełną nieopłacalność korzystania z gazu w elektrowniach kondensacyjnych, poza przypadkami szczególnymi, na przykład źródłami szczytowymi działającymi na specjalnych zasadach. Już koszt energii pobieranej w paliwie jest znacząco wyższy od możliwej do uzyskania ceny.

Bardziej korzystna sytuacja dotyczy skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Ogłoszony na przełomie roku 2000 oraz 2001 zestaw trzech Rozporządzeń Ministra Gospodarki: • z dnia 14 grudnia 2000 w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i i regulacji taryf

oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną; • z dnia 12 października 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad i kalkulacji taryf oraz

rozliczeń w obrocie ciepłem; • z dnia 15 grudnia 2000 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł

niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, a także ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz zakresu tego obowiązku;

stworzył specjalne warunki na rynku dla elektrociepłowni. Wyjąwszy sytuacje specjalne, za sprzedaż energii elektrycznej ze źródła skojarzonego uzyskać można następujące ceny: • jeśli stopień wykorzystania energii w paliwie przekracza 65% - do 138 zł/MWh, • jeśli jest niższy - do 90 zł/MWh.

Ceny zatwierdzane elektrociepłowniom są zazwyczaj niższe od podanego pułapu maksymalnego. Również w ich przypadku opłacalność (dodatni efekt ekonomiczny) wykorzystania gazu ziemnego w roli paliwa nie jest oczywista. Konieczne było [5] i nadal jeszcze jest uzyskanie relatywnie wysokich cen za ciepło. Dodatkową okolicznością pozostaje wyższa z reguły w warunkach krajowych, z uwagi na duże różnice w kosztach paliwa (gazu i węgla), efektywność ekonomiczna rozwiązań opartych na wykorzystaniu technologii węglowych.

Jeśli korzystano by z gazu wyłącznie do wytwarzania ciepła za pomocą kotłów wodnych, nawet przy wysokiej sprawności przetwarzania energii zawartej w paliwie na ciepło - na przykład 90%, koszt jednostkowy, liczony na analogicznych zasadach jak podane powyżej dla energii elektrycznej, osiągnąłby wartości wyszczególnione w ostatniej kolumnie tabl.4. Ceny uzyskiwane przez elektrociepłownie (węglowe) za ciepło dostarczane do sieci osiągają orientacyjny poziom 17÷30 zł/GJ.

Dokonana w taryfie 1/2002 obniżka cen gazu dla dużych odbiorców nie zmienia w znaczący sposób relacji pomiędzy kosztem energii w węglu i gazie ziemnym. Średnia cena węgla energetycznego we wrześniu 2001 według danych ARE wynosiła w Polsce 6.09 zł/GJ albo 1.43 USD/GJ. Koszt energii w węglu jest więc wciąż około 2.6 razy niższy niż dla gazu wynikający z taryfy W-10 oraz Z-10 (patrz tabl.4 - około 58 zł/MWh = 16.1 zł/GJ). Wskaźnik ten jest podobnie wysoki również w przypadku sektora średniego przemysłu [5]. O zastosowaniu gazu decydują zazwyczaj specyficzne warunki lokalne oraz determinacja w realizacji podjętych inicjatyw. Niebagatelną rolę pełnić może także czynnik ekologiczny. 3. Uwarunkowania wynikające z przepisów o ochronie środowiska

Rozwój budowanych współcześnie elektrociepłowni korzystających z paliwa gazowego opiera się w znacznej mierze na rodzajach urządzeń wytwórczych innych niż „tradycyjne” instalacje parowe. W obiektach mniejszych mocy chodzi tu przede wszystkim o silniki gazowe, w większych o turbiny gazowe. Coraz częściej w tym celu wykorzystuje się ogniwa paliwowe. Przeciętne zakresy stopnia przetworzenia energii zawartej w paliwie w energię elektryczną i ciepło uzyskiwane w elektrowniach i elektrociepłowniach korzystających z paliwa gazowego przedstawiono na rys.3.

10 100 1000 10000 100000 1000000Moc jednostkowa [kW]

0

20

40

60

80

100

Spra

wność

, efe

ktyw

ność

ene

rget

yczn

a [%

]

Rys.3. Stopień konwersji energii zawartej w paliwie na: energię elektryczną (elektrownie) lub energię elektryczną + ciepło (elektrociepłownie). Siłownie z silnikami tłokowymi oraz turbinami gazowymi

W polskich przepisach o ochronie powietrza atmosferycznego do niedawna brak było

jednolitych regulacji dotyczących ograniczeń zawartości substancji szkodliwych w gazach odlotowych dla instalacji z turbinami gazowymi. Decyzje o przydziale emisji w ich przypadku powstawały więc na podstawie innych kryteriów, na przykład ograniczenia po stronie dotrzymywania dopuszczalnych poziomów substancji w powietrzu (imisji). Jednolite podstawy stworzono dopiero niedawno, w Rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 30 lipca 2001 roku w sprawie wprowadzania do powietrza substancji zanieczyszczających z procesów technologicznych i operacji technicznych. Wprowadzono w nim regulacje

Turbina gazowa

Tłokowy silnik

Tłokowy silnik gazowy

Sprawność konwersji w energię elektryczną

Stopień konwersji energii zawartej w paliwie w energię elektryczną i ciepło

Siłownia gazowo-parowa

dotyczące instalacji z turbinami gazowymi, dla których pozwolenia na budowę wydane zostaną po 30 czerwca 2002. Syntezy zapisów Rozporządzenia w tym zakresie dokonano w tabl.5. Brak jest wciąż podobnych regulacji dla wykorzystywanych w instalacjach energetycznych silników tłokowych.

Nie należy oczekiwać znaczących oszczędności wynikających z niższych opłat za korzystanie ze środowiska, z tytułu zastąpienia paliw węglowych gazem ziemnym. Opłaty za wprowadzenie zanieczyszczeń do powietrza są co prawda w ostatnim przypadku nawet kilkakrotnie mniejsze. W porównaniu z kosztami paliwa ich całość jest jednak w obu przypadkach znikoma. Przy stawkach, które obowiązywały w roku 2001, dla przykładowo wybranych kotłów węglowych nie przekraczają one 0.5 zł/GJ (tabl.6), to znaczy około 6÷7% kosztu energii dostarczanej w węglu lub mniej więcej 0.1÷0.2 zł/GJ - a więc około 1% kosztu energii w gazie [10].

Pierwszym z obiektów dla którego przytoczono w tabl.6 wyniki obliczeń kosztu emisji była ciepłownia węglowa z jednostkami wytwórczymi o mocach około 12 MW - kotłami wodnymi rusztowymi WR-10 oraz kotłem wodnym opalanym gazem ziemnym zaazotowanym. Obiekt drugi to duży blok energetyczny - z członem ciepłowniczym o mocy 200 MWt. W ramach prac studialnych rozważano tu jako alternatywne rozwiązania: układ gazowo-parowy oraz bloki parowe na „klasyczne" parametry: z cyrkulacyjnym kotłem fluidalnym lub z kotłem pyłowym oraz instalacją odsiarczania spalin o skuteczności 85%. Ostatnim z porównywanych przypadków dla tego obiektu był blok parowy na „umiarkowane" parametry nadkrytyczne z kotłem pyłowym oraz instalacją odsiarczania o skuteczności 96%.

Tabl.5. Dopuszczalne wartości emisji substancji szkodliwych do powietrza atmosferycznego dla turbin gazowych - podsumowanie zapisów Rozporządzenia z lipca 2001 roku

Rodzaj paliwa SOx NOx pył* CO cechy instalacji mg/m3

15%O2 mg/m3 3% O2

mg/m3 15%O2

mg/m3 3% O2

mg/m3 3% O2

mg/m3 15%O2

mg/m3 3% O2

gaz ziemny 12 36.41 50 ⋅ h/35

151.7⋅ h/35

5 100 303.39

paliwa ciekłe (lekkie) 285 864.7 120 364.1 50(100) 150 455.1 instalacje ciepłownicze** jw jw 75 227.5 jw jw jw

* - według zapisów wspólnych dla wszystkich instalacji; ** - osobne regulacje dotyczą instalacji ciepłowniczych z turbiną gazową, jak się wydaje bez względu na paliwo

Na koszty emisji dwutlenku węgla może znacząco wpłynąć wprowadzenie handlu jego emisją. Wymieniana w prognozach jest międzynarodowa cena w granicach 20÷50 USD za tonę (czyli mniej więcej 0.08÷0.2 zł/kg). Jest to o prawie o trzy rzędy wielkości więcej niż obecnie stosowane w Polsce opłaty za emisję.

Przy spalaniu gazu ziemnego nie powstają również odpady stałe, których koszty składowania dodatkowo wpływać mogą na wyższy poziom kosztów użytkowania środowiska w elektrowniach węglowych.

Jeśli wprowadzenie gazu w miejsce węgla rozważać jako sposób na uniknięcie kar za zanieczyszczanie środowiska, może to być czynnikiem decydującym o wyborze technologii. Na taką decyzję mogą mieć wpływ również inne warunki, na przykład istnienie lokalnych źródeł gazu nie nadających się dla innych celów niż wykorzystanie przemysłowe w dużej instalacji energetycznej (możliwa niska cena paliwa) czy specjalne cechy lokalizacji uniemożliwiające korzystanie z innych niż gaz ziemny paliw. Tabl.6. Odniesione do strumienia energii w paliwie koszty jednostkowe [zł/GJ] emisji substancji szkodliwych do atmosfery dla przykładowo wybranych obiektów opalanych paliwami stałymi oraz gazem

Składnik opłata 2001 Kocioł Kocioł Blok ciepłowniczy - moc 200 MWt

spalin za emisję (zł/kg)

WR-10 (11.6 MW)

gazowy (12 MW)

Blok gazowo-parowy

Kocioł fluidalny

Kocioł pyłowy 1

Kocioł pyłowy 2

Paliwo - węgiel kamienny

gaz zaazotowany

gaz wysoko-metanowy

węgiel kamienny

węgiel kamienny

węgiel kamienny

Koszt emisji SO2 0.36 0.25 0.0056 0.0023 0.028 0.16 0.022 Koszt emisji NOx 0.36 0.051 0.048 0.042 0.07 0.15 0.15 Koszt emisji CO 0.1 0.009 0.0045 0.041 0.035 0.053 0.053

Koszt emisji pyłów 0.24 0.076 0.0005 0.0012 0.016 0.016 0.016 Koszt emisji CO2 0.00019 0.092 0.058 0.056 0.095 0.095 0.095

Razem [zł/GJ] - 0.478 0.1166 0.1425 0.244 0.474 0.336 Moc w paliwie [MW] - 15 13 488 350 350 369

4. Nakłady inwestycyjne na budowę elektrociepłowni opalanych gazem

Koszty jednostkowe zakupu podstawowych urządzeń dla turbozespołów gazowych o mocach do 200 MW, przedstawiono na wykresie (rys.4). Na rysunku podano także sprawności tych samych jednostek. Koszty obejmowały tu dostawy urządzeń podstawowych (turbiny przystosowanej do korzystania z jednego paliwa, przekładni - jeśli jest potrzebna, generatora chłodzonego powietrzem, ewentualnie wodorem - tylko w jednostkach o mocy powyżej 150 MW, układu regulacji, doprowadzenia powietrza i wyprowadzenia spalin) w cenach roku 1999 [3], nie są więc one kosztami budowy pod klucz.

0 50 100 150 200Moc [MW]

0

200

400

600

800

1000

Jedn

ostk

owy

kosz

t zak

upu

[$/k

W]

10

20

30

40

50

Spra

wność

[%]

Koszt jednostkowySprawność

Rys.4. Jednostkowe koszty zakupu oraz sprawność turbin gazowych, moce do 200 MW [3]

Na rys.5 w podobny sposób podano ceny i sprawności dla (kondensacyjnych) układów

gazowo-parowych. Koszty jednostkowe dotyczą tu dostaw pod klucz, również w odniesieniu do roku 1999. Notowania odnoszą się do jednostek przystosowanych do spalania gazu ziemnego, bez dopalania w (jedno lub wieloprężnym) kotle odzysknicowym, bez komina obejściowego (tzw. „gorącego”), z kondensacyjną turbiną parową i standardowym wyposażeniem układu regulacji. Turbiny gazowe wchodzące w skład instalacji wyposażone były z reguły w układ spalania niskoemisyjnego (dry low NOx). W kosztach nie uwzględniano układu wtrysku wody lub pary mogącego służyć ograniczaniu emisji przy

spalaniu paliwa rezerwowego lub forsowaniu mocy, dochładzania lub podgrzewania powietrza na wlocie sprężarki itp.

Podane ceny w obu przypadkach nie obejmowały doprowadzenia i ewentualnego układu sprężania gazu, wyprowadzenia mocy, budynków administracyjnych, magazynów itp.

0 50 100 150 200 250 300Moc [MW]

0

200

400

600

800

1000

1200

Jedn

ostk

owy

kosz

t zak

upu

[$/k

W]

0

20

40

60

Spra

wność

[%]

Koszt jednostkowySprawność

Rys.5. Jednostkowe koszty zakupu oraz sprawność elektrowni gazowo-parowych [3].

Zakres oferowanych mocy do 300 MW

Jednostkowe nakłady inwestycyjne na budowę elektrowni mogą być znacząco wyższe, ponieważ nie zawierają one szeregu, po części wymienionych wcześniej, elementów w przypadku których są one silnie zależne od warunków lokalnych. Koszt jednostkowy podstawowych urządzeń elektrociepłowni (odniesiony do mocy elektrycznej) jest wyższy dodatkowo ponieważ: • w jej skład wchodzić muszą urządzenia nie występujące w elektrowni, przede wszystkim

tworzące „człon ciepłowniczy”, którego podstawą są wymienniki przekazujące ciepło wodzie sieciowej, zabudowywane w kotłach odzysknicowych, ewentualnie - w przypadku elektrociepłowni gazowo - parowych - również wymienniki zasilane z upustów, bądź wylotów turbin parowych;

• w instalacjach przemysłowych mogą dodatkowo pojawić się układy poboru pary dla celów technologicznych;

• moc turbiny parowej w elektrociepłowni, z uwagi na konieczność dostosowania jej do współpracy z układem ciepłowniczym (wyższe ciśnienie wylotowe oraz/lub upusty pary) jest niższa przy tej samej ilości dostarczanego ciepła niż w układach przeznaczonych do pracy kondensacyjnej.

5. Rozwój elektrociepłowni gazowych w Polsce

Od kilku lat obserwuje się wyraźny wzrost zainteresowania zastosowaniem rozproszonych

źródeł energii, chociaż w Polsce obecnie mówić można wciąż raczej o jego początkach. Brak jednolitych danych statystycznych dla tego sektora utrudnia jednoznaczną ocenę jego stanu rozwoju, zresztą nie tylko w naszym kraju.

Jak wynika z ankiety przeprowadzonej przez URE [11] w roku 2000 z całkowitej produkcji w kraju, ponad 70% ciepła produkowanego było w skojarzeniu z energią elektryczną, z tego: 65% przypadało na elektrociepłownie (zawodowe i przemysłowe) a około 6% na elektrownie. W sprzedaży ciepła udział elektrociepłowni wynosił około 38%. Istotną część ciepła produkowanego w elektrociepłowniach przemysłowych zużywano na potrzeby własne przemysłu. Ponad 50% krajowej sprzedaży ciepła realizowały przedsiębiorstwa ciepłownictwa zawodowego (ciepłownie zawodowe, przedsiębiorstwa produkcyjno-dystrubucyjne) i ciepłownie przemysłowe. Udział energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu wynosi w Polsce około 15%. Jest on większy niż przeciętnie w Europie (około 10%) - rys.6. Struktura źródeł jest u nas także odmienna niż w krajach Unii. Wytwarzanie skojarzone realizowane jest w głównie w wielkich elektrociepłowniach (jest ich niewiele ponad 20). Paliwo, to w tych obiektach prawie wyłącznie węgiel. Pozostałe zapotrzebowanie na ciepło w Polsce pokrywane jest w głównej mierze z kilkunastu tysięcy małych ciepłowni i kotłowni. Niemal wszystkie instalacje to kotły węglowe o niskiej sprawności eksploatacyjnej. Sytuacja taka jest wynikiem trwającej wiele lat monokultury węglowej, utrwalanej w ostatnim okresie wysokimi cenami gazu.

Europa znajduje się obecnie w kluczowym punkcie rozwoju małej energetyki. Nowe możliwości otwierają się w związku z liberalizacją systemów energetycznych oraz polityką w zakresie ochrony klimatu (ograniczenie emisji CO2). W roku 2010 udział gospodarki skojarzonej w pokryciu zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło w Unii ma osiągnąć poziom bliski 20% [7].

0

10

20

30

40

50

60

Dania

Holand

ia

Austria

Hiszpa

nia

Portug

alia

Niemcy

Szwecj

aBelg

ia

Irlan

dia

Europa

Czechy

Polska

Udz

iał e

lekt

roci

epło

wni

[%

Rys.6. Udział elektrociepłowni w produkcji energii elektrycznej w wybranych krajach Europy [7]

Mimo niesprzyjających warunków, przede wszystkim niekorzystnej relacji cen gazu i węgla, powstawanie elektrociepłowni opalanych gazem ziemnym staje się powoli w naszym kraju faktem. Do uruchomionej w 1999 roku w EC Gorzów turbiny gazowej GT8C, bloku gazowo-parowego w EC Nowa Sarzyna oraz bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Lublin Wrotków dołączą wkrótce kolejne obiekty dużej mocy budowane przez energetykę zawodową. Zaawansowane są prace przy budowie bloku ciepłowniczego w EC Rzeszów. W

lutym 2001 rozstrzygnięty został przetarg na realizację bloku gazowo-parowego w EC Zielona Góra. Częściowej inwestycji w blok gazowo-parowy dokonała Elektrociepłownia Szczecin. Zainstalowano tam turbozespół parowy przewidziany do współpracy z turbiną gazową i kotłem odzysknicowym.

Tabl.7. Wybrane informacje o zrealizowanych w Polsce oraz niektórych będących w trakcie realizacji instalacjach ciepłowniczych z turbinami gazowymi

Obiekt Zakres inwestycji Moc TG/TP [MW]

Medium grzewcze, moc cieplna [MW]

Paliwo Termin uruchomieni

a EC Gorzów T-na gazowa GT8C

kocioł odzysknicowy TG 54.5 woda sieciowa gaz zaaz.

Wu=20 MJ/m3 29.01.1999

EC Nowa Sarzyna

Blok gazowo-parowy ciepłown., przemysłowy 2 x TG

ogółem 116 para technologiczna woda, 70 MW

GZ-50 01.06.2000

EC Lublin Blok gazowo-parowy ciepłowniczy TG V94.2 (Ansaldo)

TG 154 MW ogółem 235

woda sieciowa 150 MW

GZ-50 marzec 2002

EC Rzeszów Blok gazowo-parowy ciepłowniczy TG V64.2 (Ansaldo)

ogółem 95.75 zainst. 101

woda sieciowa 76 MW

GZ-50 styczeń 2003

EC Zielona Góra

Blok gazowo-parowy ciepłowniczy, TG GE MS9001E

ogółem 190 woda sieciowa 195 MW

gaz zaaz. GZ-2 Wu=24 MJ/m3

połowa 2004

Elektrownia Szczecin

T-na parowa 4UCK65 dla planowanego układu GP

TP 50 woda sieciowa - wrzesień 200

EC Opole T-na gazowa Tempest LE kocioł odzysknicowy

TG 7.2 woda sieciowa 14.2 MW

GZ-50 1999

Z. Ch. Wizów T-na gazowa Centaur 50 kocioł odzysknicowy

TG 4.4 para 1700C, 0.7 MPa, 10.5 t/h, 8.5 MW

GZ-50 lipiec 1999

Zakłady Polar (EC Zakrzów)

T-na gazowa 40 kocioł odzysknicowy

TG 3.4 woda sieciowa 1500C 6.3 MW

GZ-50 październik 2000

PEC Siedlce 2 x T-na gaz. Taurus 70 + 2 kotły odzysknicowe

TG 2 x 7.3 woda sieciowa 23 MW

GZ-50 marzec 2002

Władysła- wowo

2 x T-na gaz. RR + 2 kotły odzysknicowe

TG 11 woda sieciowa 17 MW

gaz z dna Bałtyku

2002

Prócz wymienionych dużych jednostek w Polsce działa już także kilka instalacji z

mniejszymi turbinami gazowymi, współpracującymi zazwyczaj z wodnymi kotłami odzysknicowymi (w EC Opole, Zakładach Chemicznych Wizów, EC Zakrzów przy zakładach Polar, w Ostrowie Wielkopolskim, obiekt z dwiema turbinami gazowymi w Siedlcach). Łączna moc zainstalowanych tam turbin gazowych to ponad 35 MW. Zestawienia podstawowych danych dotyczących wymienionych instalacji dokonano w tabl.7. W trakcie przygotowania, bądź realizacji są również inne mniejsze obiekty (na przykład w Z. M. „Morliny” w Ostródzie, PEC w Wyszkowie, Tarnowie, we Władysławowie).

Do sektora elektroenergetyki gazowej należałoby zaliczyć również instalacje z silnikami tłokowymi. Ich moce zamykają się zazwyczaj w przedziale od kilkuset kilowatów do kilku, niekiedy kilkunastu megawatów. Liczba pracujących w małych elektrociepłowniach, napędzanych przez silniki agregatów prądotwórczych, głównie w tzw. blokach siłowniano-ciepłowniczych według oceny autorów oscyluje w granicach stu sztuk [1], [9]. Istotną ich część stanowią obiekty korzystające z innego niż gaz ziemny paliwa. Według [2] w roku 2000 działało w Polsce 28 elektrociepłowni biogazowych o łącznej mocy zainstalowanej 9.1 MW.

Sieciowym gazem ziemnym zasilane są w Polsce nieliczne jeszcze małe elektrociepłownie komunalne, zazwyczaj dysponują one niewielkimi mocami - w granicach kilkuset kilowatów. Nieliczne są również zasilane gazem ziemnym elektrociepłownie przemysłowe lub pracujące w obiektach biurowych, szpitalnych itp. Kilka silników [9] korzysta z gazu uzyskiwanego z odmetanowania kopalń węgla kamiennego. Literatura [1]. Badyda K., Lewandowski J.: „Obciążenie środowiska naturalnego wynikające z wykorzystania gazu w rozproszonych siłowniach" Materiały Międzynarodowej Konferencji Ekologiczne Aspekty Wytwarzania Energii Elektrycznej. Warszawa, Listopad 2001. [2] Statystyka elektroenergetyki polskiej 2000. Agencja Rynku Energii, Warszawa 2001. [3] Gas Turbine World vol. 20. Handbook 1999-2000. [4] Energetyka polska na tle krajów wysokorozwiniętych. Agencja Rynku Energii, Warszawa 2000. [5] Reszczyńska M., Matkowski A.: „Wpływ zmian cen gazu i energii elektrycznej na efektywność inwestycji". Energia, Pieniądze, Środowisko. Numer specjalny 2001. [6] Założenia polityki energetycznej Polski do 2020. Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2000. [7] Pupka J.: „Zalety gazu ziemnego w gospodarce skojarzonej cieplno-elektrycznej oraz możliwości i warunki jego zastosowania". Materiały Seminarium ARE. Kielce 2001. [8] Gaz ziemny na świecie. Przegląd Statystyczny. Rocznik. Agencja Rynku Energii, Warszawa 2001. [9] Badyda K., Krzechowicz S., Körner B.: „Małe elektrociepłownie jako źródło zaopatrzenia w energię elektryczną ciepło i chłód". Zeszyty Naukowe Politechniki Warszawskiej s. Konferencje z. 21 (2001) [10] Badyda K., Lewandowski J., Miller A.: „Uwarunkowania rozwoju produkcji energii elektrycznej w Polsce w oparciu o wykorzystanie gazu sieciowego”. Materiały V Międzynarodowej Konferencji „Nowoczesne urządzenia zasilające w energetyce”. Elektrownia Kozienice, 2002. [11] Ciepłownictwo w Polsce - charakterystyka przedsiębiorstw koncesjonowanie - część I. Ankieta URE - opracowanie wyników, 2001.