POWER industry 2012/3 by PROGRAFIKA

ISSN: 2084-7165

3/2012 (5) JESIEŃ 2012

prawdziwy

Wieże chłodnicze

od projektu do odbioru technicznego • Budowa wież chłodniczych, w tym proponowanie rozwiązań, projektowanie, obsługa inżynieryjna, produkcja, dostawa i odbiór techniczny

• Rekonstrukcje i naprawy wież chłodniczych oraz sprzętu do oczyszczania wody przemysłowej • Dostawa, instalacja i naprawy chłodnic powietrza • Dostawa, instalacja i naprawy mikrochłodni • Produkcja urządzeń do schładzania i oczyszczania wody przemysłowej • Przygotowywanie i przetwarzanie technicznych rozwiązań i analiz

• Doradztwo techniczne w dziedzinie chłodzenia i oczyszczania wody przemysłowej • Badania i rozwój w dziedzinie technologii chłodzenia • Testy, pomiary, analizy i kontrole wydajności chłodzenia DZIAŁ HANDLOWY NA EUROPĘ Ležáků 231 539 01 HLINSKO REPUBLIKA CZESKA Tel.: +420 469 312 460 Fax: +420 469 311 367 E-mail: info@fans.cz

www.fansct.pl

DZIAŁ HANDLOWY W POLSCE Wilcza 31/9A 00-544 Warszawa POLSKA Tel.: +48 22 211 20 76 Fax: +48 22 211 20 77 E-mail: biuro@fansct.pl

…Co to? Co to? ogniem płonie czarne złoto…

Janusz Zakręta janusz.zakreta@bitubi.pl

polecamy również strona

Gospodarka metanem

To fragment bajki z czasów mojego dzieciństwa, której można było słuchać na kasetach audio.

w Katowickim Holdingu Węglowym S.A.

Bohaterowie opowieści odkrywają, jaką wartość ma czarna skała. Wędrują po Dolnym Śląsku gdzie dziś już nie wydobywa się węgla kamiennego. Po kopalniach wałbrzyskich pozostały tylko tzw. „bieda szyby”, w których ludzie z narażeniem zdrowia i życia wydobywają węgiel. Pozwala on na zabezpieczenie potrzeb bytowych biednych obywateli – „ofiar” zmian gospodarczych i ekonomicznych, które następowały po 89 roku.

Grzegorz Plonka, Daniel Borsucki

z Dębicy

KHW S.A.

Ekologiczna energia

strona

Płonie, płonie, widzą wszyscy i ogniste rzuca iskry… płonie, płonie, ach jak pięknie… Co to? Węgiel, węgiel, węgiel...

Wtedy funkcjonowanie wielu zakładów przemysłowych – w tym wałbrzyskich kopalń – straciło sens ekonomiczny, powodując jednocześnie skutki społeczne trudne do oszacowania. Na szczęście nie wszystkie polskie kopalnie upadły. Po różnych zmianach organizacyjnych, strukturalnych, zależnych często od doraźnych działań politycznych, pozostała branża z wielkim potencjałem, mająca ogromny wpływ na gospodarcze życie Polski. Niestety w ostatnim czasie dociera mnóstwo sygnałów świadczących o tym, że górnictwo ma się źle.

Z Markiem Lejko – Głównym Energetykiem – Wodociągów Dębickich Sp. z o.o. rozmawia Janusz Zakręta REDAKCJA ul. Skłodowskiej-Curie 42, 47-400 Racibórz tel. 32 726 79 47, fax 32 720 65 85 janusz.zakreta@bitubi.pl RADA PROGRAMOWA Przewodniczący: prof. Włodzimierz Błasiak (KTH) prof. Stanisław Nawrat (AGH) REDAKTOR NACZELNY Janusz Zakręta tel. 608 664 129 SEKRETARZ REDAKCJI Aleksandra Wojnarowska tel. 535 094 517 PRACOWNIA GRAFICZNA PROGRAFIKA.com.pl DRUK Drukarnia Wydawnictwa NOWINY ul. Olimpijska 20, 41-100 Siemianowice Śl. WYDAWCA Agencja Promocji Biznesu s.c. ul. Skłodowskiej-Curie 42, 47-400 Racibórz tel. 32 726 79 47, fax 32 720 65 85 www.apbiznes.pl

Zalegające ogromne ilości węgla na hałdach, brak koniunktury na koks, rosnące koszty wydobycia powodowane chociażby koniecznością „fedrowania” na coraz większych głębokościach. To wszystko sprawia, że nastroje nie są najlepsze. Jaka jest zatem recepta? Bardzo prosta. Węgiel musi być konkurencyjnym i ekologicznym paliwem energetycznym. Bo wbrew pozorom i „antywęglowej” polityce unijnej takim może się stać. Trzeba do tego wspólnego wysiłku naukowców, branżowców i sprzyjających decyzji politycznych i gospodarczych. Takie zaplecze staje się niezmiernie istotne w perspektywie kryzysu dotykającego kolejne kraje Unii. Posiadanie własnego, taniego i ekologicznego paliwa daje pewność i bezpieczeństwo dla państwa. A my to paliwo mamy. Gaz łupkowy, który miał być remedium na wszelkie problemy gospodarki i energetyki, staje się tematem coraz mniej popularnym. Okazuje się, że może go nie być aż tyle a koszty wydobycia i problemy ekologiczne z tym związane mogą znacząco „okroić” wstępne prognozy. Nie należy zapominać również o silnych działaniach lobby gazowego, dla którego polskie łupki stanowią poważne zagrożenie utraty wpływów gospodarczych. Niezmiernie ważne jest więc uruchomienie procesów zgazowywania węgla w pokładach i maksymalne wykorzystywanie metanu, który zalega w polskim węglu. To ogromne źródła czystej i przyjaznej energii. W przeciwieństwie do łupek również doskonale oszacowane i zbadane. Niezbędne technologie również są dostępne. Czego więc brakuje? Chyba siły przebicia i odpowiednich skoordynowanych działań polityczno-gospodarczych. A to jest prawdziwy „polski gold”.

Redakcja nie odpowiada za treść ogłoszeń oraz za treść i poprawność artykułów przygotowanych przez niezależnych autorów. Redakcja nie zwraca materiałów niezamówionych. Kwartalnik. Nakład: do 2 000 egzemplarzy

spis treści 6

Szansa dla energii z węgla w krajach rozwijających się

19 Zagospodarowanie metanu w SEJ SA. Część I

39 Unilever inwestuje w środowisko

Gospodarka metanem w Katowickim Holdingu Węglowym S.A.

21 Ekologiczna energia z Dębicy

40 Wykorzystanie gazu z odmetanowania kopalń do produkcji energii elektrycznej. Doświadczenia firmy Caterpillar

12 Utylizacja metanu w Kopalni JAS-MOS – badania 18 Rekordowe wyniki ECOMAX BIO ®

24 Rachunek efektywności inwestycji CHP/QUAD dla przedsiębiorstwa produkcji napojów bezalkoholowych 32 Gazowe układy kogeneracyjne małej mocy 38 Poligeneracja

45 Stalowe chłodnie z ciągiem wymuszonym – przyszłość chłodzenia w energetyce i przemyśle

Nowy raport Frost & Sullivan nt. wpływu gazu łupkowego na branże energetyczną i chemiczną oraz o geopolitycznych reperkusjach tego procesu W globalnej konsumpcji energii dominuje ropa i węgiel kamienny. Znaczący udział w rynku energetycznym posiada także gaz ziemny. Nowo odkryte rezerwy gazu łupkowego na świecie najprawdopodobniej przyczynią się do promocji konsumpcji gazu, który będzie zarówno źródłem energii, jak i przystępnym surowcem dla szeregu substancji chemicznych i materiałów. Najnowszy raport Frost & Sullivan, globalnej firmy doradczej, pt. „Analiza globalnego rynku gazu łupkowego” przedstawia wpływ tego surowca na przemysł chemiczny oraz przedstawia całościowy obraz rynku gazu łupkowego na świecie. „Szybki rozwój gazu łupkowego zasadniczo zmieni zasoby energii w skali globalnej” – stwierdza Michael Mbogoro, analityk z londyńskiego biura Frost & Sullivan. W perspektywie długoterminowej Europa ma szanse zmniejszyć regionalną zależność od dostaw z Rosji i Bliskiego Wschodu, co doprowadzi do ograniczenia ich dominacji na rynkach energetycznych. W wyniku tych zmian dojdzie naprawdopodobniej do zawarcia nowych koalicji na scenie geopolitycznej, które zastąpią dotychczasowy układ sił. W Azji największe zapotrzebowanie na energię pochodzić będzie z Chin i Japonii, ze względu na wciąż niezaspokojony popyt w Chinach (wskutek szybkiego rozwoju) oraz oczekiwany wzrost zależności Japonii od gazu ziemnego po katastrofie nuklearnej w Fukushimie. Rozległe pokłady gazu łupkowego w Chinach będą stanowiły jedynie tymczasową ulgę dla obciążeń z tytułu importu, nawet przy uwzględnieniu zwiększenia możliwości produkcji energii z innych źródeł (energii wodnej, słonecznej czy wiatrowej). Ponadto duże firmy chemiczne zmieniają obecnie swój model inwestowania w celu wykorzystania bogatych pokładów gazu łupkowego w Stanach Zjednoczonych, kosztem inwestycji na Bliskim Wschodzie czy w innych regionach o znaczących zasobach gazu ziemnego. Ceny gazu ziemnego w Ameryce Północnej są obecnie najniższe na świecie i firmy chemiczne wykorzystując ten potencjał przyczyniają się do ożywienia amerykańskiego sektora produkcyjnego. Nowe możliwości otwierają się także dla oczyszczalni ścieków, ze względu na duże zużycie wody przy produkcji gazu łupkowego, oraz dla firm produkujących substancje chemiczne do frakturowania hydraulicznego. „Prognozuje się, że rynek substancji chemicznych do frakturowania hydraulicznego odnotuje 10% rocznego wzrostu w 2020 r.” - wyjaśnia Michael Mbogoro. „Rynek jest zdominowany przez duże firmy oferujące usługi z dziedziny zaopatrzenia w energię, które mają bliskie relacje z uczestnikami rynku ropy i gazu, jednak firmy chemiczne wciąż cieszą się znaczącym udziałem w rynku. Środki żelujące zajmują pierwszą pozycję pod względem wielkości sprzedaży spośród substancji chemicznych stosowanych w celu frakturowania, a kolejne pozycje zajmują substancje obniżające tarcie i zapobiegające rdzewieniu.” Ze względu na zwiększoną produkcję gazu łupkowego w Ameryce Północnej doszło do wzrostu popytu na substancje żelujące, takie jak guma guar, w wyniku czego powstały znaczące globalne niedobory tych substancji, skutkujące wysokimi cenami. Rynek substancji chemicznych stosowanych do uzdatniania ścieków również się rozwija ze względu na popularność gazu łupkowego. Mimo coraz bardziej powszechnego utowarowienia niektórych substancji chemicznych, wciąż pojawiają się innowacyjne rozwiązania w dziedzinie uzdatniania wody. Biorąc pod uwagę znaczną ilość wody potrzebną do produkcji gazu łupkowego oraz zaostrzenie przepisów dotyczących poziomu toksyczności ścieków, można zakładać, że firmy innowacyjne będą miały szanse zaistnieć na rynku, z perspektywą znaczącego wzrostu w ciągu kolejnych 20 lat. Jeżeli byliby Państwo zainteresowani dodatkowymi informacjami na temat Analizy globalnego rynku gazu łupkowego, prosimy o kontakt z Joanną Lewandowską, Corporate Communications, na adres joanna.lewandowska@frost.com. Prosimy o podanie imienia, nazwiska, nazwy firmy oraz danych kontaktowych. „Analiza globalnego rynku gazu łupkowego” jest częścią programu usług z zakresu Partnerstwa na Rzecz Rozwoju w dziedzinie substancji chemicznych, materiałów i żywności, które obejmują również badania nad substancjami ropopochodnymi, substancjami chemicznych związanymi z gospodarką wodną i ściekową, jak również materiałami wykorzystywanymi dla rozbudowy infrastruktury.

p ole c a

pada 26-27 listo Mikorzyn k. Konina FORUM TECHNOLOGII CIEPŁOWNICZ YCH Remon ty i modernizacje sieci i węzłów cieplny ch

at or: o r g a niz inform acje: apb izn es.pl

p ole c a

13-14 grudnia

Opo le

No wo cz es ne Uk ład y Kogeneracji w Ener ge tyc e i Pr zemy śle

o r g a niz at o r: informacje:

apbiz nes.pl

p ole c a

2013 23 styc znia Warszawa KONGR ES ICZNYCH TECHN SŁUŻB PRZEMYSŁU SPOŻYWCZEGO Technika-Energia-Środowisko

o r g a niz at infor macje:

or:

apbizn es.pl

Dynamiczny rozwój sektora budowlanego zapewni znaczący wzrost rynku w ciągu najbliższych pięciu lat Rosyjski rynek generatorów rozwija się bardzo dynamicznie, co stwarza szereg nowych możliwości dla użytkowników końcowych. Według prognoz rynek ten odnotuje 9,7- procentowe tempo wzrostu w latach 2010-2015. Według najnowszej Analizy rosyjskiego rynku zespołów generatorów Frost & Sullivan, globalnej ﬁrmy doradczej, przychód tego sektora w Rosji w 2011 roku wyniósł 428 mln USD, zaś przychód szacowany na 2015 ma wynieść 614,9 mln USD. Analiza obejmuje zespoły prądotwórcze gazowe i na olej napędowy wykorzystywane w kluczowych sektorach branż przemysłowej, handlowej, instytucjonalnej i mieszkaniowej. Prężnie rozwijająca się rosyjska gospodarka i wzrost aktywności w sektorze budownictwa zwiększą zapotrzebowanie na zespoły generatorów – stwierdza Malavika Tohani, manager ds. rynku energii z londyńskiego biura Frost & Sullivan. Gwałtowny wzrost liczby centrów danych oraz instytucji ﬁnansowych wokół Moskwy, będzie jeszcze bardziej napędzać popyt na awaryjne zestawy prądotwórcze. Dynamiczny rozwój sektora budowlanego zapewni największe możliwości wzrostu w okresie najbliższych pięciu lat. Na rozwój branży budowlanej wpłynie także bez wątpienia organizacja wielkich imprez sportowych, takich jak Formuła 1, Zimowe Igrzyska Olimpijskie (w 2014) i Mistrzostwa Świata w Piłce Nożnej (w 2018). Te wydarzenia sportowe pobudzą inwestycje infrastrukturalne w Rosji, co z kolei zwiększy popyt na zespoły generatorów w całym kraju. Obecnie rozwój rosyjskiego rynku zespołów generatorów jest przede wszystkim napędzany przez zastosowania przemysłowe w sektorach olejowym i gazowym oraz w górnictwie. Jednak niestabilność gospodarcza w Europie może osłabić uzależniony od eksportu rosyjski sektor wydobycia ropy i gazu. To z kolei może potencjalnie zmniejszyć zapotrzebowanie na zespoły prądotwórcze. Niemniej rosnąca niestabilność sieci przesyłowych w Rosji spowoduje, żewszystkie główne branże będą wciąż wybierać zespoły generatorów jako główne i awaryjne źródła zasilania. Nastąpi wzrost zainteresowania aplikacjami zasilania awaryjnego ze strony branży handlowej i przemysłowej. Kluczowymi czynnikami konkurencyjności będą koszty, niezawodność, umowy o świadczenie usług, usługi posprzedażowe i relacje z klientami - podsumowuje Tohani. Postęp technologiczny skupi się wokół kwestii kompaktowości, bezpieczeństwa, zdalnego monitoringu i kontroli, a także przywracania zasilania w sytuacjach awaryjnych. Jeżeli byliby Państwo zainteresowani dodatkowymi informacjami na temat powyższej analizy, prosimy o kontakt z Joanną Lewandowską, Corporate Communication, na adres joanna.lewandowska@frost.com. Prosimy o podanie w zapytaniu danych kontaktowych. „Analiza rosyjskiego rynku zespołów generatorów" (M7B1-14) jest częścią programu usług z zakresu Partnerstwa na Rzecz Rozwoju w dziedzinie Energii i Zasilania, który obejmuje również badania następujących rynków: Globalny rynek zespołów generatorów na olej napędowy, Globalny rynek zespołów generatorów gazowych, Europejski rynek zespołów generatorów gazowych i Europejski rynek zespołów generatorów na olej napędowy.

w ęg iel źródła energii

Szansa dla energii z węgla w krajach rozwijających się

Dojrzałe rynki powoli rezygnują z czarnego surowca – globalne zapotrzebowanie będzie napędzane przede wszystkim przez Indie i Chiny.

Świat w ciągu następnych 25 lat, aby

Frost & Sullivan

węgla w związku z likwidacją znaczących

zaspokoić rosnące zapotrzebowanie na

jednostek wytwarzania mocy. To ozna-

energię, stanie się coraz bardziej zależny

cza pojawienie się dużych zamówień

od różnych źródeł, w tym węgla. Według

w zakresie produkcji energii, pozwalają-

prognoz globalna produkcja energii

cych zastąpić zlikwidowane jednostki”

wzrośnie z 21 224 terawatogodzin (TWh)

– stwierdza Harald Thaler, dyrektor ds.

w 2010 roku do 33 370 TWh w 2030 r.

przemysłu z londyńskiego biura Frost

Udział węgla w rynku energii zwiększy

& Sullivan. „Jednakże perspektywy dla

się w krajach rozwijających się, ponieważ

generowania energii z węgla w Europie

jest to jedno z najtańszych źródeł energii,

i Ameryce Północnej nie są obiecujące

którego obfite rezerwy znajdują się

z powodu możliwości wprowadzenia

w USA, Rosji, Chinach, Australii i Indiach.

bardziej restrykcyjnych regulacji, nie-

Z najnowszej analizy Frost & Sullivan,

pewności dotyczących cen uprawnień

globalnej firmy doradczej, pt. Globalne

do emisji oraz rozwoju technologii wy-

perspektywy dla rynku pozyskiwania

chwytywania i składowania CO2 (ang.

energii z węgla, wynika, że sektor ten

carbon capture and storage, CCS),

będzie się gwałtownie rozwijał w Chinach

a także rosnących kosztów inżynieryj-

osiągając całkowitą moc elektrowni

nych, budowy i konstrukcji (ang. engi-

węglowych rzędu 945 GW w 2020 roku

neering procurement and construction,

i 1 040 GW w 2030 roku. W Indiach pro-

EPC) oraz niskich cen gazu.”

gnozowane wartości wynoszą 201 GW

Czynniki te zniechęcają inwestorów

w 2020 r. i 267 GW w 2030. Wewnętrzne

do inwestowania w nowe elektrownie

zapotrzebowanie na energię oraz braki

w Ameryce Północnej i UE. W Azji daje

mocy będą kluczowymi czynnikami

się zaobserwować tendencję odwrotną:

wpływającymi na rozwój rynku w tych

stale dokonywane są duże inwestycje

obu krajach.

w nowe elektrownie; istnieje również

„Ameryka Północna i Unia Europejska

znaczący potencjał rozbudowy elektrowni

nadal pozostaną kluczowymi rynkami dla

już istniejących, które często mają mniej

3/2012

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl www.apbiznes.pl

Frost & Sullivan Globalna firma doradcza, świadczy usługi Partnerstwa na Rzecz Rozwoju Przedsiębiorstw, współpracując z klientami w celu osiągnięcia ich najlepszej pozycji rynkowej pod względem rozwoju, innowacyjności oraz zarządzania. Program firmy – Growth Partnership Service – dostarcza dokładnych badań rynkowych i modeli najlepszych praktyk, aby wspomóc generowanie, ewaluację i wdrożenie skutecznych strategii rozwoju.

Frost & Sullivan ma 50-letnie doświadczenie we współpracy z firmami z listy Global 1000, przedsiębiorstwami rozwijającymi się oraz społecznościami inwestorskimi. Posiada 40 biur działających na 6 kontynentach. Więcej informacji na temat oferowanego przez Frost & Sullivan Partnerstwa na Rzecz Rozwoju Przedsiębiorstw pod adresem http://www.frost.com

niż 10 lat. Przewiduje się, że zwiększone

Harald Thaler. „Poziom zamówień na

zainteresowanie węglem będzie się

elektrownie parowe w Europie wzrośnie

utrzymywać w Azji przez kolejnych 10 lat.

w ciągu kilku najbliższych lat, ponieważ

„Chiny, Indie oraz pozostała część Azji

w niektórych krajach dotkniętych koniecz-

są kluczowymi obszarami dla inwestycji

nością likwidacji elektrowni, wynikających

związanych z pozyskiwaniem energii

z postanowień Dyrektywy w sprawie

z węgla w nadchodzącej dekadzie” –

kontroli emisji z dużych instalacji, pojawi

wyjaśnia Harald Thaler. “Przewidywany

się potrzeba zastąpienia utraconych

duży wzrost zapotrzebowania na elek-

możliwości generowania energii. Poziomy

tryczność oraz niskie koszty produkcji

zamówień wzrosną również po tym,

sprawiają, że region ten staje się atrak-

jak dowiedziona zostanie techniczna

cyjny zarówno dla graczy wewnętrznych,

i komercyjna wydajność CCS”.

jak i globalnych”.

Rozwój technologii przyjaznych

Indonezja i Wietnam będą głównymi

dla środowiska, takich jak technologia

krajami zgłaszającymi zapotrzebowa-

ultra- nadkrytyczna (ang. ultra-super-

nie na energię pozyskiwaną z węgla.

critical technology, USC), CCS oraz

W Japonii i Korei możliwości rynku

usprawnienia pod kątem emisji związków

będą ograniczone, natomiast Australia

węgla przyczynią się do wzrostu glo-

posiadająca duże zasoby paliw kopalnych

balnego zapotrzebowania na energię

będzie doświadczać dużego wzrostu.

pozyskiwaną z węgla.

Rosnące zapotrzebowanie wewnętrzne

Jeżeli chcieliby Państwo otrzymać

i konieczność zastąpienia starzejącej się

więcej informacji na temat analizy

infrastruktury będzie wpływać również

Globalne perspek ty w y dla r ynku

na wzrost zapotrzebowania na energię

pozyskiwania energii z węgla, prosimy

z węgla w Rosji.

o kontakt z Joanną Lewandowską,

W krajach Bliskiego Wschodu za-

Corporate Communications, na adres

leżność od ropy i gazu, a w Ameryce

joanna.lewandowska@frost.com. Pro-

Południowej – od elektrowni wodnych

simy o podanie imienia, nazwiska,

oraz brak infrastruktury i politycznej

stanowiska, nazwy firmy oraz danych

stabilności w Afryce będą ograniczały

kontaktowych.

perspektywy dla rynku generowania energii z węgla w tych regionach.

Analiza Globalne perspektywy dla rynku pozyskiwania energii z węgla

Działania w Europie i Ameryce Pół-

jest częścią programu partnerstwa na

nocnej będą skupione przede wszystkim

rzecz wzrostu Energia, który obejmuje

na inwestycjach w istniejącą już bazę.

również analizy prowadzone na nastę-

Nowe inwestycje będą niewielkie aż do

pujących rynkach: Europejski rynek

momentu, gdy klimat inwestycyjny stanie

transformatorów mocy i transformatorów

się bardziej stabilny.

rozdzielczych, Europejskie rynki energii

„Problemy związane z finansowaniem dużych elektrowni zasilanych węglem

wiatrowej oraz Globalny rynek generatorów gazowych.

prawdopodobnie znikną wraz z powrotem

Globalne perspektywy dla rynku

zapotrzebowania na energię elektryczną

pozyskiwania energii z węgla, M7EE-14.

w regionach wschodzących” – stwierdza

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl www.apbiznes.pl

3/2012

w ęg iel metan

Gospodarka metanem w Katowickim Holdingu Węglowym S.A.

Eksploatacja węgla kamiennego nierozerwalnie związana jest, poza nielicznymi przypadkami kopalń i pokładów niemetanowych, z wydzielaniem się metanu do środowiska pracy. Powstałe wskutek obecności metanu zagrożenie, pomimo znacznego postępu w zakresie jego rozpoznawania i zwalczania, jest nadal jednym z najgroźniejszych zjawisk towarzyszących eksploatacji górniczej. Stanowi ono bezpośrednie zagrożenie dla bezpieczeństwa pracowników i ruchu zakładu górniczego. Towarzyszący pokładom węgla metan, wydzielając się w procesie eksploatacji usuwany jest na powierzchnię z powietrzem wentylacyjnym, co jest podstawową formą zwalczania tego zagrożenia.

Zwalczanie zagrożenia metanowego polegające na niedopuszczaniu do powstawania niebezpiecznych nagroma-

Grzegorz Plonka, Daniel Borsucki

następnie gospodarczo w skojarzonych

udokumentowane, geologiczne zasoby

układach energetyczno – cieplnych dla

metanu, jako kopaliny towarzyszą-

KHW S.A.

wysokosprawnego wytwarzania energii

cej wynoszą około 7 290 mln m3 do

elektrycznej i cieplnej.

głębokości ok. 1 200 m. Wydobycie

dzeń metanu w wyrobiskach górniczych

węgla kamiennego pochodzi w prze-

realizowane jest poprzez właściwą

Metanowość kopalń KHW S.A. i zasoby metanu.

i intensywną wentylację wyrobisk. Obserwowany w ostatnich latach wzrost

i siodłowych zaliczonych do IV, najwyż-

zagrożenia metanowego związany

Katowicki Holding Węglowy S.A

szej kategorii zagrożenia metanowego.

jest przede wszystkim z coraz większą

w obszarze koncesyjnym prowadzi

Sczerpywanie się płytszych pokładów

głębokością eksploatacji (wzrost metano-

Rys. 1.

eksploatację węgla kamiennego

węgla w kopalniach KHW S.A., czę-

nośności pokładów węgla), koncentracją

Obszary górnicze kopalń w granicach koncesji posiadanych przez KHW S.A.

w 4 kopalniach, tj.: „Wujek”, „Wieczorek”,

stokroć niemetanowych powoduje

„Murcki-Staszic” oraz „Mysłowice-

znaczący wzrost zagrożenia metano-

-Wesoła” (rysunek 1). W eksploatowanym

wego. Dynamikę wzrostu zagrożenia

przez kopalnie złożu węgla kamiennego

metanowego pokazuje rysunek 2, na

wydobycia, jak i zaszłościami inwestycyjnymi w ostatnim 20-leciu, co wiąże się z funkcjonowaniem tzw. podpoziomów.

ważającej części z pokładów rudzkich

Skala narastającego w kopalniach

którym przedstawiono dane dotyczące

zagrożenia dotyczy również kopalń wcho-

metanowości bezwzględnej kopalń

dzących w skład Katowickiego Holdingu

KHW S.A. za okres od roku 2006 do

Węglowego S.A. Zagrożenie to objawia

2011 wraz z prognozą metanowości

się wzrostem wydzielania metanu do

w roku 2012. W roku 2011 całkowita

wyrobisk górniczych. W związku z tym,

metanowość bezwzględna wszystkich

w najbardziej zagrożonych kopalniach

kopalń KHW S.A. wynosiła 246,14 m3/

coraz szerzej stosuje się procesy odme-

min, przy czym aż 43% tej wielkości

tanowanie górotworu dla zapewnienia

pochodziło z najbardziej metanowej

bezpieczeństwa pracy. Ujęty w tych

kopalni w KHW S.A., którą jest kopalnia

procesach metan wykorzystywany jest

„Mysłowice-Wesoła”.

3/2012

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Ujęcie metanu w kopalniach KHW S.A.

urządzenia zapewniające jej łączną

Głównym źródłem ujęcia metanu

wydajność na poziomie 140 do 160 nm /

w kopalniach KHW S.A. są przede

W najbardziej zagrożonych metanowo

min mieszaniny gazowej. W podobne

wszystkim rejony eksploatacyjne, gdzie

kopalniach Katowickiego Holdingu

urządzenia wyposażona została stacja

w roku 2011 pozyskano ok. 42% ujętego

Węglowego S.A. prowadzone jest

odmetanowania zlokalizowaną przy

w procesie odmetanowania metanu.

odmetanowanie górotworu i prowa-

KWK „Murcki-Staszic” ruch „Staszic”

Proces odmetanowania prowadzi się

dzonych robót eksploatacyjnych przy

(rysunek 4). Wyposażona jest ona

wierconymi z wyrobisk, w rejonach

zastosowaniu powierzchniowych stacji

w 3 dmuchawy Roots’a, które zapewniają

prowadzonych ścian węglowych, otwo-

odmetanowania. Na niewielką skalę

łączną wydajność stacji odmetanowania

rami które wykonuje się we wzajemnych

odległościach od 18 do 50 m wzdłuż Rys. 2.

wybiegu ścian. W celu uzyskania od-

Metanowość bezwzględna kopalń KHW S.A.

powiednich wydajności wykonuje się z jednego miejsca kilka, tzw. otworów drenażowych (w ilości od 3 do 7). Sporadycznie, w sprzyjających warunkach geologicznych (występowanie pokładu węgla w tzw. strefie odprężenia), dla intensyfikacji odmetanowania wykonuje się także specjalne chodniki drenażowe.

stosowane są także dołowe, inżektorowe

wynoszącą do 110 nm /min. Stacje odme-

Efektywność prowadzonego proce-

stacje odmetanowania, z których ujmo-

tanowania połączone są z wyrobiskami,

su odmetanowania waha się średnio

wany w procesie odmetanowania metan

z których prowadzone jest odmeta-

w kopalniach KHW S.A. od 30 do 50%,

w sposób sterowany kierowany jest do

nowanie siecią rurociągów metano-

a przy zastosowaniu chodników drenażo-

powietrza wentylacyjnego w pobliżu

wych o średnicach dochodzących do

wych wzrasta do ok. 80% czyniąc proces

szybów wentylacyjnych. Aktualnie

400 mm. Łączna długość podziem-

odmetanowanie z zastosowaniem po-

nych rurociągów wynosi ok. 20 km

wierzchniowych stacji odmetanowania

w KWK „Mysłowice-Wesoła” oraz ponad

prowadzone jest w kopalniach „Mysło-

12 km w KWK „Murcki-Staszic” ruch

wice-Wesoła” oraz „Murcki-Staszic”.

„Staszic”.

Rys. 3. Stacja odmetanowania przy KWK „Mysłowice-Wesoła”

odmetanowania wysokoefektywnym. Drugim istotnym źródłem pozyskiwania metanu są odizolowane przestrzenie wyeksploatowanych rejonów eksploatacyjnych, skąd pozyskano w roku

Stacje te wybudowane w latach 70-tych ubiegłego wieku poddane zostały na przełomie lat 2008-2009 gruntownej modernizacji, tak by sprostać rosnącemu zagrożeniu metanowemu, a jednocześnie móc otrzymywać gaz o parametrach pozwalających na jego zagospodarowanie. W miejsce dotychczasowych pomp wodokrężnych zamontowano wydajne dmuchawy typu Roots’a firmy Aerzen. Stacja odmetanowania zlokalizowana przy KWK „Mysłowice-Wesoła” (rysunek 3) wyposażona jest w 4 tego typu

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

3/2012

w ęg iel metan

odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej ZEC S.A. W roku 2010 zakończono pierwszą wspólną inwestycję z Zakładami Energetyki Cieplnej S.A. dotyczącą zagospodarowania metanu z KWK „Mysłowice-Wesoła”.Całość pozyskanego metanu zagospodarowana jest energetycznie do produkcji ciepła i energii elektrycznej. Zainstalowane dwa agregaty elektro-energetyczne o łącznej mocy 2,8 MW (2 x 1,4 MW) zlokalizowane są na terenie ZEC Zakład IX „Wesoła” i wykorzystują ok. 5,5 mln m3 2011 ok. 55% całości ujętego metanu.

zbliżonych do dwóch pozostałych stacji

Pozostałe ok. 3% metanu ujmowanego

odmetanowania przewidywany jest na

w skali kopalń KHW S.A. pochodzi

połowę IV kwartału 2012 roku.

z odmetanowania wyrobisk korytarzowych. W roku 2011 kopalnie należące do KHW ujęł y odmetanowaniem

Stacja odmetanowania przy KWK „Murcki-Staszic”

energię elektryczną i cieplną. Nadwyżka metanu, ok. 2,5 mln m3 rocznie, spalana jest w eksploatowanych kotłach węglowo-gazowych. Inwestycja ta ruszyła w 2008 r., gdy zostało zawarte porozumienie pomiędzy Zakładami

łącznie ok. 22,03 mln m 3 CH 4 ,

W ramach szeregu porozumień

Energetyki Cieplnej S.A., a Katowickim

z czego na powierzchniowe stacje

o wspólpracy i umów, Katowicki

Holdingiem Węglowym S.A. KWK „My-

odmetanowania przypada ok. 16,44

HoldingWęglowy S.A. sprawę za-

słowice-Wesoła”, dotyczące realizacji

mln m CH4. Z ilości tej ok. 7,84 mln

gospodarowania metanu ze stacji

powiązanych ze sobą zadań. Kopalnia

m3 CH4 ujętego zostało w roku 2011

odmetanowania przekazał podmiotowi

ze swojej strony zobowiązała się do

w KWK „Murcki-Staszic” (co stanowi

zależnemu, tj. Zakładowi Energetyki

modernizacji stacji odmetanowania,

ok. 19,5% metanowości bezwzględ-

Cieplnej S.A. w Katowicach. W ramach

natomiast ZEC S.A. do budowy elektro-

nej kopalni), a ok. 8,60 mln m CH4

przyjętej długofalowej strategii firma

ciepłowni modułowej z silnikami gazo-

w KWK „Mysłowice-Wesoła” (ok. 15,5%

ta realizuje kolejne inwestycje oparte

wymi. Realizacja tych zadań umożliwia

metanowości bezwzględnej kopalni).

o instalacje techniczne do zagopoda-

zagospodarowanie w większym stopniu

W roku 2012, do końca I półrocza w obu

rowania metanu poprzez jego spalenie

gazu pochodzącego z odmetanowania

kopalniach łącznie ujęto dla dalszego

w silnikach gazowych z jedenocze-

W 2009 r. ZEC S.A. zakończył budowę

zagospodarowania ok. 7,51 mln m3 CH4.

sną generacją energii elektrycznej

dwóch agregatów kogeneracyjnych,

Zagospodarowanie metanu w kopalniach KHW S.A.

metanu rocznie, przetwarzając go na

Rys. 4.

Aktualnie na ukończeniu jest kolejna,

w w ys o ko s p raw n e j ko g e n e ra c ji

każdy o mocy elektrycznej 1,40 MWel

trzecia stacja odmetanowania, która

z produkcją ciepła. Wyprodukowa-

i mocy cieplnej 1,48 MWth. Są to

budowana jest przy KWK „Wujek” ruch

ną energię elektryczną w ramach

nowoczesne jednostki kogeneracyjne

„Śląsk”. Zastąpi ona stosowane do

zawartych umów kupuje, bądź bę-

firmy GE Jenbacher JMS 420 GS-A05

tej pory dołowe inżektorowe stacje

dzie kupować w całości KHW S.A.,

(o całkowitej sprawności 86,5% każda)

odmetanowania zwiększając tym samym,

zaś energię cieplną zagospo-

napędzane dwudziestocylindrowymi

już od roku 2013 ilość ujmowanego

darowuje ZEC S.A., przesyłając ją

silnikami spalinowym, dla których

i zagospodarowywanego metanu. Ter-

w miarę potrzeb do obiektów i insta-

źródłem energii jest metan ujmowany

min oddania tej stacji, o parametrach

lacji cieplnych KHW S.A., jak i innych

przez powierzchniową stację odmeta-

3/2012

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

reklama

nowania. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej w tych jednostkach jest na poziomie 42,1%, natomiast sprawność wytwarzania ciepła na poziomie 44,4%. Włączenie agregatów do ruchu ciągłego nastąpiło w lutym 2010 r. Wspólne przedsięwzięcie to korzyści dla obu stron porozumienia.

FORUM TECHNOLOGII CIEPŁOWNICZYCH Remonty i modernizacje sieci i węzłów cieplnych

Dla Kopalni korzyściami są zwiększone przychody (około 800 tys. zł na rok) z tytułu sprzedaży większej ilości gazu oraz zmniejszone koszty (około 600 tys. zł na rok) związane z zakupem tańszej energii elektrycznej, natomiast dla ZEC S.A. korzyścią są przychody z tytułu sprzedaży energii elektrycznej oraz dodatkowe przychody związane ze sprzedażą części świadectw pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji tzw. „świadectw fioletowych”. W okresie rocznym (8 760 godz.) przy założeniu dyspozycyjności układu na poziomie 91,4%, układ produkuje ok. 22 tys. MWh energii elektrycznej oraz 24 tys. MWh ciepła, co po uwzględnieniu rzeczywistego wykorzystania ciepła

26-27 listopada 2012

z układu szacuje się na około 64 tys. GJ (75% wy-

Hotel Wityng, Mikorzyn k. Konina

k o r z y s t a n i a c i e p ł a ). N a l e ż y w s p o m n i e ć t a k ż e o aspekcie środowiskowym takiego rozwiązania. Praca wspomnianych agregatów w sposób oczywisty redukuje ilość metanu emitowanego do atmosfery. Stopień wykorzystania metanu w instalacjach kogenercyjnych i ciepłowiniczych w I pólroczu 2012 roku wyniósł już ok. 57,5%, zaś w całym roku 2011 wyniósł ok. 47%. W 2011 roku ZEC S.A. rozpczął kolejną inwestycję w postaci budowy dwóch kolejnych silników gazowych wraz z generatorami o łącznej mocy około 2,8 MW dla zagospodarowania metanu pochodzącego ze stacji odmetanowania KWK „Murcki-Staszic” ruch „Staszic”, który do tej pory sprzedawany był odbiorcom zewnętrzym. Toczy się również

Tematyka forum: Kiedy remontować a kiedy inwestować w nową infrastrukturę? Czynniki techniczne i ekonomiczne. Realizacja dużych inwestycji sieciowych w oparciu o środki UE. Aktualnie dostępne technologie, materiały i urządzenia oraz możliwości ich zastosowania w remontach i modernizacjach sieci i węzłów cieplnych. Ograniczanie strat w sieciach ciepłowniczych w aspekcie stosowania rur preizolowanych. Systemy nadzoru i kontroli układów przesyłu i dystrybucji ciepła.

z nowo budownej stacji odmetanowaniana ruchu „Śląsk”

Metody oceny stanu technicznego układów ciepłowniczych: - metody badawcze i ich praktyczne zastosowanie, - prezentacja urządzeń kontrolujących i weryﬁkujących

KWK „Wujek”. Inwestycja ta zostanie zakończona w pierszym

Wycieczki techniczne.

proces uzgodnień i tworzenia dokumentacji technicznych dla zagospodarowania metanu, który pochodzić będzie

półroczu 2013 roku. Inwestycje te w znaczny sposób przyczynią się nie tylko do dalszego ograniczenia emisji metanu do atmosfery (poprawiając bilans środowiskowy

Partnerzy branżowi:

Patron medialny

spółki), lecz pozwolą także na zwiększenie efektów gospodarczych związanych z produkcją ciepła i energii elektycznej z ujmowanego w ywniku prowadzenia odmetanowania metanu. Organizator: Agencja e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Promocji Biznesu

member of B2B MEDIA GROUP bitubi.pl

w ęg iel metan

Utylizacja metanu w Kopalni JAS-MOS – badania W kopalniach metan (CBM eng. Coal Bed Methane) towarzyszący eksploatacji kopaliny podstawowej – węgla kamiennego i nie ujęty przez odmetanowanie w większej części wydziela się do powietrza wentylacyjnego tworząc mieszaniny metanowo-powietrzne (VAM eng. Ventilation Air Methane) o różnej koncentracji metanu. Wykorzystanie metanu pokładów węgla jest bardzo ważne z przyczyn gospodarczych i ekologicznych.

W Polsce prowadzone są badania dotyczące gospodarczego wykorzystania

metanu z powietrza wentylacyjnego

Węglowej S.A.

kopalń, gdzie ze względów bezpieczeń-

metanu z powietrza wentylacyjnego

K a żd e g o ro k u d o at m o sfe r y

stwa jego koncentracja w powietrzu jest

kopalń dla produkcji energii elektrycznej

z powietrzem wentylacyjnym kopalń

mniejsza niż wynika to z dolnej granicy

i cieplnej, jednakże występuje szereg

w Polsce emitowane jest ok. 600 mln m

wybuchowości mieszaniny metanowo-

Stanisław Nawrat

barier techniczno-technologicznych oraz

metanu o wartości opałowej 2,1 * 108 GJ

ekonomicznych znacząco utrudniających

i ekonomicznej ok. 1,2 mld PLN (podana

Na świecie prowadzone są także

AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Górnictwa i Geoinżynierii, Katedra Górnictwa Podziemnego

rozwijanie technologii gospodarczego

ilość gazu pokryłaby zapotrzebowanie

intensywne prace badawczo–rozwojowe,

wykorzystania takiego paliwa. Akademia

na ogrzewanie ok. 300 tys. gospodarstw

które doprowadziły do opracowania tech-

Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Politech-

domowych). Metan jest także gazem

nologii i urządzeń, pozwalających prze-

nika Wrocławska we Wrocławiu i Uniwer-

cieplarnianym.

prowadzać proces spalania mieszanin

Sebastian Napieraj AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Górnictwa i Geoinżynierii, Katedra Górnictwa Podziemnego

Js-Mos należącej do Jastrzębskiej Spółki

-powietrznej.

sytet Marii Curie Skłodowskiej w Lublinie

W związku z problemem emisji

utworzyły Konsorcjum Utylizacji Metanu

metanu do atmosfery, (Polska zajmuje

z Pokładów Węgla. Celem działalności

szóste miejsce w globalnej emisji me-

W Polsce prowadzone są prace

Konsorcjum jest badanie nowoczesnych

tanu towarzyszącej wydobyciu węgla)

badawcze dotyczące gospodarczego

technologii umożliwiających utlenianie

Akademia Górniczo-Hutnicza, Politech-

wykorzystania metanu z powietrza

metanu z powietrza wentylacyjnego

nika Wrocławska i Uniwersytet Marii

wentylacyjnego kopalń dla produkcji

kopalń. Konsorcjum realizuje projekt

Curie-Skłodowskiej w Lublinie utworzyły

energii elektrycznej i cieplnej, jednakże

Proekologiczna technologia utylizacji

Konsorcjum Utylizacji Metanu z Pokładów

występuje szereg barier techniczno –

metanu z kopalń. W artykule przedsta-

Węgla, które realizuje Projekt pt. Proeko-

technologicznych oraz ekonomicznych

wiono wykonane instalacje utylizacji

logiczna technologia utylizacji metanu z

znacząco utrudniających rozwijanie

metanu z powietrza wentylacyjnego

kopalń, wykonywany w ramach Programu

technologii gospodarczego wykorzysta-

w skali laboratoryjnej (o symbolu IUMK-1)

Operacyjnego Innowacyjna Gospodarka,

nia takiego paliwa.

i półtechnicznej (o symbolu IUMK-100).

działanie 1.3.1. zarejestrowanego pod

Przedstawiono wykonane badania

numerem: POIG.01.03.01-24-072/08.

metanowo-powietrznych o koncentracji metanu poniżej 2%.

Od wielu lat prowadzone są również w Polsce analizy i badania:

pracy instalacji badawczej utylizacji

W polskim, jak i w światowym gór-

• w Akademii Górniczo – Hutniczej

metanu z kopalń o symbolu IUMK-100

nictwie największym problemem jest

w zakresie odmetanowania pokładów

przeprowadzone przy szybie VI KWK

utylizacja i gospodarcze wykorzystanie

węgla oraz utylizacji metanu z odme-

3/2012

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

• na Politechnice Wrocławskiej i Uniwersytecie Marii Curie Skłodowskiej w Lublinie w zakresie katalitycznego utleniania węglowodorów w tym metanu. Stan zaawansowania prac w powyższych uczelniach umożliwił podjęcie

1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

120 100 80 60 40 20 0

Wydobycie węgla [mln Mg/rok]

podziemnych kopalń,

Emisja metanu [mln m 3/rok]

tanowania i powietrza wentylacyjnego

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

badań, które pozwoliły zbudować urzą-

Rok

dzenia do utylizacji metanu z pokładów węgla, w tym z powietrza wentylacyjnego kopalń. W ramach realizowanego projektu

Wydobycie węgla kamiennego

Metanowość bezwzględna

Odmetanowanie

Metanowość wentylacyjna

pt. Proekologiczna technologia utylizacji

na świecie, należy uznać za zasadne

metanu z kopalń wykonano instalację

bezwzględna polskich kopalń wę-

Rys. 2.1.

w skali laborator yjnej o symbolu

gla kamiennego jest bardzo wysoka

IUMK-1 (Instalacja Utylizacji Metanu

i w 2011 roku wynosiła 828,8 mln m

z Kopalń o mocy cieplnej 1kW) – po-

CH4, przy czym podziemnym odmeta-

zwalającą utylizować metan z powietrza

nowaniem ujęto ok. 250,2 mln m CH4,

Metanowość kopalń węgla kamiennego w latach 2001-2011 [1]

wentylacyjnego kopalń, która znajduje

a z powietrzem wentylacyjnym z kopalń

3.1. Badania utylizacji metanu

się w laboratorium Wydziału Chemii Po-

było odprowadzane do atmosfery 662,5

w skali wielkolaboratoryjnej

litechniki Wrocławskiej oraz instalację

mln m3 CH4 [1].

podjęcie działań w zakresie realizacji projektu „Proekologiczna technologia utylizacji metanu z kopalń węgla”.

W trakcie realizacji Projektu w celu

w skali półtechnicznej o symbolu IUMK-

Metanowość wentylacyjna, odmeta-

zbadania podstawowych założeń doty-

100 (Instalacja Utylizacji Metanu z Ko-

nowanie oraz metanowość bezwzględna

czących katalitycznego utleniania metanu

palń o mocy cieplnej 100kW) zainstalo-

polskich kopalń węgla kamiennego

o koncentracji poniżej 1% wykonano

waną w kopalni Jas-Mos - prototypową

w latach 2001-2011 została przedstawio-

instalację laboratoryjną oznaczoną sym-

instalację badawczą ujmującą gazy

na na rys 2.1. [1].

bolem IUMK-1 pozwalającą utylizować

z systemu wentylacji kopalni, która dzięki katalitycznemu reaktorowi i wymiennikom ciepła pozwala na utylizację metanu zawartego powietrzu wentylacyjnym kopalni i produkcję ciepła.

2. Metanowość kopalń węgla kamiennego

metan z powietrza wentylacyjnego

3. Projekt utylizacji metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń

kopalń. Utlenianie metanu w IUMK-1 zachodzi przy temperaturze złoża ok. 350-600°C

Celem projektu jest opracowanie

i koncentracji metanu w powietrzu

dokumentacji techniczno-technologicznej

wynoszącym 0,4-1,0%. Sprawność che-

instalacji do utylizacji metanu z powietrza

miczna utleniania metanu wynosiła 97%.

wentylacyjnego kopalń.

W instalacji w celu odbioru ciepła z gazów

W związku z dużą wagą ekono-

wylotowych został zaprojektowany

W polskich kopalniach węgla ka-

miczną i ekologiczną gospodarczego

i zabudowany wymiennik ciepła o mocy

miennego metanowość bezwzględna

wykorzystania metanu z powietrza

cieplnej 1 kW.

od roku 2001 systematycznie rośnie

wentylacyjnego z polskich kopalń węgla

mimo zmniejszania się ilości kopalń

kamiennego, a także ze względu na

IUMK-1 (rys. 3.2.):

oraz wydobycia węgla. Metanowość

prowadzone badania i doświadczenia

• Strumień powietrza Vp = 20 – 30 m3/h,

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Parametry instalacji laboratoryjnej

3/2012

w ęg iel metan następnie w filtrze jest oczyszczane z zanieczyszczeń pyłowych. Po oczyszczeniu trafia do mieszalnika gazów, gdzie następuje ustalenie odpowiedniej koncentracji metanu poprzez dodanie strumienia metanu z odmetanowania. Następnie powietrze jest utleniane w katalizatorze w celu odzyskania ciepła z reaktora dla energetycznego wykorzystania (rys. 3.3.). Instalacja półtechniczna IUMK-100 (rys. 3.5.) posiada następujące parametry: • Koncentracja metanu w powietrzu ZCH4 = 0,4-1,0 %,

w laboratorium Wydziału Chemii Politech-

Rys. 3.1.

niki Wrocławskiej.

Schemat instalacji IUMK-1

• Wartość opałowa mieszaniny metanowo-powietrznej Wd = 0,14-0,35 MJ/m3,

z powietrza wentylacyjnego

• Energia cieplna Q = 1,4-3,5 MJ/h,

kopalń w skali półtechnicznej

• Moc cieplna użyteczna

VCH4 = 4,0-12 m3/h • Energia cieplna Q = 140-1050 MJ/h • Moc cieplna użyteczna

Akademii Górniczo-Hutniczej z Ja-

Na rys. 3.1 przestawiono schemat

strzębską Spółką Węglową S.A. próby

Rys. 3.2.

badania pracy instalacji IUMK-100 prze-

Instalacja IUMK-1

pozyskania energii cieplnej z przepływo-

prowadzono w rejonie szybu VI w KWK

wego reaktora katalitycznego utleniania

Jas-Mos. należącej do Jastrzębskiej

metanu.

Spółki Węglowej S.A.

W wyniku badań utleniania metanu

W kopalni „Jas-Mos” w szybie wenty-

w laboratoryjnym reaktorze i wymienniku

lacyjnym VI stężenie metanu w powietrzu

ciepła dla różnych parametrów podawa-

wentylacyjnym wacha się od 0,04%

nego paliwa, opracowano dokumentację

do 0,2%. Minimalny wydatek metanu

techniczno-technologiczną „Instalacji

w powietrzu wentylacyjnym wynosił 4,75

Utylizacji Metanu z Powietrza Wenty-

m3/min, maksymalny 12 m3/min.

lacyjnego Kopalń Węgla Kamiennego

Powietrze wentylacyjne wykorzy-

IUMK-1”. Przedmiotowa dokumentacja

stywane w instalacji utylizacji metanu

była podstawą do wykonania projektu

pobierane jest z dyfuzora przy szybie wy-

instalacji w skali półtechnicznej o symbolu

dechowym Jas VI kopalni „Jas-Mos” bez

IUMK-100.

ingerencji w urządzenia przewietrzania

Przeprowadzone badania potwier-

kopalni. Powietrze w ilości 1000÷3000

dziły, że instalacja laboratoryjna wyka-

m3/h (16÷50m3/min) za pomocą lutni

zała poprawność działania i przyjętych

elastycznej ssąco-tłoczącej przesyłane

założeń dla katalizatorów metalicznych

jest do dalszej części instalacji.

i ceramicznych oraz wielkości produkcji

Powietrze pobrane z dyfuzora

ciepła. Instalacja IUMK-1 znajduje się

trafia do wentylatora promieniowego,

3/2012

• Koncentracja metanu w powietrzu • Strumień metanu

W wyniku współpracy i uzgodnień

P = 0,45-0,97 kW.

VVAM = 1000 – 3000 m3/h zCH4 = 0,4-1,0 %

3.2. Badania utylizacji metanu

• Strumień metanu VCH4 = 0,08-0,2 m /h, 3

• Strumień powietrza

P = 13-100 kW Badania pracy instalacji utylizacji metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

4. Wnioski Przedstawiony materiał pozwala sformułować następujące stwierdzenia i wnioski: • Metanowość bezwzględna polskich kopalń węgla kamiennego jest bardzo wysoka i w 2011 roku wyniosła 828,8 mln m3 CH4, przy czym podziemnym odmetanowaniem ujęto ok. 250,2 mln m3 CH4, a z powietrzem wentylacyjnym z kopalń było odprowadzane do atmosfery 662,5 mln m3 CH4. IUMK-100 były przeprowadzane w czasie

Przykładowe wyniki przeprowadzonych

Rys. 3.3.

od 05.05.2012 do 27.07.2012. Wyniki

badań (za okres 14 – 16 czerwca 2012r.)

przeprowadzonych badań potwierdziły

zostały przedstawione na rys. 3.4.

Schemat instalacji pozyskania i utylizacji metanu z powietrza wentylacyjnego

Na rysunku 3.5. przedstawiono

i autotermicznego (bez dodawania energii

lokalizację instalacji w odniesieniu do

z zewnątrz) bezpłomieniowego utleniania

istniejących obiektów kopalni jak szyb,

metanu z powietrza wentylacyjnego

stacja odmetanowania, stacja wenty-

kopalń o stężeniu od 0,5% do 0,7%.

latorów.

rocznie z powietrzem wentylacyjnym do atmosfery powoduje powstanie efektu cieplarnianego, jest także powodem ponoszenia opłat za korzystanie ze środowiska przez kopalnie. • I stnieją możliwości techniczno-technologiczne utylizacji metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń.

80,0

0,80

70,0

0,70

60,0

0,60

50,0

0,50

40,0

0,40

30,0

0,30

20,0

0,20

10,0

0,10

• W Polsce realizowany jest przez Konsorcjum Utylizacji Metanu z Kopalń, w skład którego wchodzą Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie – Lider Projektu, Politechnika Wrocławska, Uniwersytet Marii Curie Skłodowskiej w Lublinie,

Stężenie metanu [%]

Moc [kW]

możliwość efektywnego energetycznie

• Emisja przez kopalnie 662,5 mln m3 CH4

projekt pt. Proekologiczna technologia utylizacji metanu kopalń, finansowany ze środków Unii Europejskiej w ramach którego powstała instalacja w skali półtechnicznej do utylizacji metanu

0,0 2012-0514 16:32

0,00 2012-0514 21:20

2012-0515 09:33

2012-0515 21:40

2012-0516 09:40

2012-0516 21:45

Data Moc nagrzewnic

Moc wentylatora

Moc użyteczna

Stężenie metanu M2

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

z powietrza wentylacyjnego kopalń, • dalszy postęp w zakresie utylizacji metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń i ograniczenia emisji metanu Rys. 3.4.

do atmosfery jest możliwy do osią-

Przykładowe wyniki badań pracy instalacji IUMK-100 za okres od 14 do 16 czerwca 2012 r.

gnięcia pod warunkiem rozwiązania następujących problemów: –– zwiększenia inwestycji w zakresie pełnego gospodarczego wykorzystania metanu, jako paliwa

3/2012

w ęg iel metan Rys. 3.5.

niskometanowego w instalacjach

paliwa gazowego niskometanowego

ciepłowniczo-energetycznych,

powinien być pilnie rozwiązany nie

– utylizacji metanu z powietrza

tylko z przyczyn negatywnego od-

wentylacyjnego kopalń, – wprowadzenia handlu emisjami

działywania na środowisko naturalne człowieka, ale także ze względu na

gazu niskometanowego od-

dużą efektywność ekonomiczną.

prowadzanego z powietrzem

• Problem efektywnej utylizacji me-

w procesach przewietrzania

tanu z powietrza wentylacyjnego

kopalń węgla kamiennego,

(o zawartości metanu w powietrzu

– prawnego uznania metanu

od 0,0 do 0,75% – średnio 0,3%)

z powietrza wentylacyjnego

jest przedmiotem badań polskich

kopalń jako paliwa dla instalacji

i zagranicznych instytucji.

energetycznych w których pro-

• Instalacja badawcza utylizacji

dukcja energii będzie dotowana

metanu z powietrza wentylacyj-

przez Państwo.

nego kopalń o symbolu IUMK-100

• Problem utylizacji metanu z pokładów

pracowała przy szybie VI KWK

węgla kopalń podziemnych, jako

Jas-Mos w czasie od 05.05.2012 do

Lutnia

Mieszalnik gazów

System bezpieczeństwa

Lokalizacja instalacji utylizacji metanu przy szybie Jas VI w KWK „JAS-MOS” Opis: 1 – stacja odmetanowania, 2 – Przyłącze gazu z odmetanowania, 3 – Rurociąg odmetanowania, 4 – Dyfuzor, 5 – Lutniociąg pobierający gaz z szybu, 6 – Filtr przeciwpyłowy, 7 – Wentylator, 8 – Mieszalnik gazów, 9 – Lutniociąg buforowy, 10 – Komin, 11 – Instalacja utylizacji metanu, 12 – Przyłącze instalacji C.O., 13 – Budynek stacji wentylatorów głównych, 14 – Nagrzewnice powietrza, 15 – Droga, 16 – Szyb kopalniany, 17 – Rurociąg C.O., 18 – Zasilanie elektryczne

zostało zutylizowane 24.571 m 3 metanu (z odmetanowania 17.954 m3 CH4 i z powietrza wentylacyjnego 6.617 m3 CH4) co odpowiada utylizacji 313,89 Mg CO2e o wartości rynkowej ok. 12,5 tys. zł. • Instalacja IUMK-100 podczas przeprowadzenia badań w KWK Jas-Mos. wyprodukowała 146 GJ energii cieplnej, która została zużyta do ogrzewania budynku wentylatorów głównych kopalni. • Instalacja IUMK-100 pracowała autotermicznie utleniając metan o stężeniu od 0,45 do 0,7% z mieszaniny metanowo-powietrznej bez dodawania energii z zewnątrz (nagrzewnice były używane tylko podczas uruchamiania instalacji). • Obliczenia bilansowe potwierdzają samowystarczalność energetyczną (autotermiczność) analizowanej instalacji. • Konsorcjum opracuje do końca br. roku projekt instalacji przemysłowej IUMK -1000, która będzie posiadała moc cieplną 1 MW. [1] Raporty Roczne (2001-2011) o stanie podstawowych zagrożeń naturalnych i technicznych w górnictwie węgla kamiennego. GIG, Katowice 2001-2011. [2] Nawrat S. Możliwości wykorzystania metanu z powietrza wentylacyjnego podziemnych kopalń węgla. Miesięcznik WUG nr 5/2006.

Reaktor

Instalacja utylizacji metanu o symbolu IUMK-100 przy szybie Jas VI w KWK „JAS-MOS”

3/2012

jej poprawność działania. • W trakcie przeprowadzonych badań

Literatura

Rys. 3.6.

27.07.2012 a badania potwierdziły

Badania finansowano z programu Innowacyjna Gospodarka 2007-2013, Działanie 1.3 PO IG, Poddziałanie 1.3.1, Projekt Nr POIG.01.03.01-24-072/08. Projekt jest współfinansowany przez Unię Europejską

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

KOGENERACJA: KOGENERACJA: KOGENERACJA: EFEKTYWNOŚĆ ENERGETYCZNA I EFEKTYWNOŚĆ ENERGETYCZNA I

NAPĘDZANE: • gazem ziemnym

EFEKTYWNOŚĆ ENERGETYCZNA I RÓWNOWAGA EKOLOGICZNA. RÓWNOWAGA EKOLOGICZNA. RÓWNOWAGA EKOLOGICZNA. DOSTĘPNE JAKO: JAKO: DOSTĘPNE • KOMPLETNEDOSTĘPNE AGREGATY KONTENEROWE JAKO:

ropy naftowej

rurociągi wody rurociągi wody gorącej rurociągi wody gorącej gorącej

gazem ziemnym •• gazami towarzyszącymi wydobyciu

naftowej • ropy gazami towarzyszącymi wydobyciu • gazem kopalnianym • gazem

ropy naftowej • gazem kopalnianym koksowniczym

•• gazem kopalnianym koksowniczym • biogazem z oczyszczalni ściekówgazem koksowniczym •• biogazem z oczyszczalni ścieków• biogazem ze składowisk odpadów •• biogazem z ściekówzeoczyszczalni składowisk odpadów • biogazem z odpadów organicznych zeodpadów składowisk odpadów •• biogazem z organicznych • niskoenergetycznymi gazami •• biogazem z odpadów organicznych niskoenergetycznymi gazami

• KOMPLETNE AGREGATY KONTENEROWE • AGREGATY DO ZAINSTALOWNIA W HALI KOMPLETNE AGREGATY KONTENEROWE •• AGREGATY DO ZAINSTALOWNIA W HALI • AGREGATY DO ZAINSTALOWNIA W HALI Palnik biogazu

NAPĘDZANE: NAPĘDZANE:

• gazem ziemnym • gazami towarzyszącymi wydobyciu

Przewody ciepłej wody

• niskoenergetycznymi gazami

Automatyczny system zestaw chłodnic zestaw chłodnic wymiany oleju Tłumik i komin zestaw chłodnic smarującego

System nawiewu powietrza tłumik hałasu tłumik hałasu tłumik hałasu Chłodnica awaryjna

kontener silnika i kontener silnika i urządzeń pomocniczych kontener silnika i urządzeń pomocniczych urządzeń pomocniczych kontener transformatora kontenerśredniego transformatora średniego napięcia i wyprowadzenia mocy konteneritransformatora napięcia wyprowadzeniaśredniego mocy napięcia i wyprowadzenia mocy system oczyszczania biogazu system oczyszczania biogazu system oczyszczania biogazu

system automatycznego system automatycznego uzupełniania oleju smarowniczego system automatycznego uzupełniania oleju smarowniczego uzupełniania oleju smarowniczego

Układ przygotowania biogazu

Moduł silnika

Kabina sterowania i nadzoru

Ecomax BIO, modułowe rozwiązanie do zamiany biogazu w energię elektryczną Ecomax BIO, modułowe rozwiązanie do zamiany biogazu w energię elektryczną Ecomax BIO, modułowe rozwiązanie do zamiany biogazu w energię elektryczną

KWE-Technika Sp. z o.o.wzostała utworzona w 1999 KWE-Technika Energetyczna Sp. zEnergetyczna o.o. została utworzona 1999 roku w celu współpracy z firmąSp.Jenbacher Energie produkującą KWE-Technika Energetyczna z o.o. została utworzona w 1999 oku w celu współpracy z firmą Jenbacher Energie produkującą gazowe do skojarzonego wytwarzania energii produkującą elektrycznej w agregaty celu współpracy z firmą Jenbacher Energie azowe agregaty doroku skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej igazowe ciepła wagregaty instalacjach o mocach od 250 kW do energii ponad 4000 kW. do skojarzonego elektrycznej ciepła w instalacjach o mocach od 250 kW do ponadwytwarzania 4000 kW. iZasadnicze ciepła w instalacjach o mocach od 250 kW do ponad 4000 kW. obszary działania:

asadnicze obszary •działania: Autoryzowane Przedstawicielstwo w Polsce firmy GE JENBACHER Zasadnicze obszary działania: Autoryzowane Przedstawicielstwo Polscefabryczny firmy GEoferowanych JENBACHER urządzeń oraz Autoryzowanywserwis • Autoryzowane Przedstawicielstwo w Polsce firmy GE JENBACHER Autoryzowany serwis fabryczny oferowanych urządzeń oraz oryginalne części zamienne • Autoryzowany serwis fabryczny oferowanych urządzeń oraz oryginalne części zamienne • Rozwiązania kontenerowe oryginalne części zamienneinstalacji CHP „pod klucz” przy Rozwiązania kontenerowe instalacji „pod klucz” przyCHP „pod klucz” przy zkontenerowe ABCHP GROUP • współpracy Rozwiązania instalacji współpracy z AB GROUP • Współpraca firmami z zakresu techniki energetycznej współpracy zz AB GROUP Współpraca z firmami z zakresu techniki energetycznej • Organizowanie kompletnych projektów z doradztwem Współpraca z firmami z zakresu technikiwraz energetycznej Organizowanie kompletnych projektów wraz z doradztwem projektowaniem, wykonawstwem, • technicznym, Organizowanie kompletnych projektów wraz z doradztwem technicznym, projektowaniem, wykonawstwem, uruchamianiem i finansowaniem. technicznym, projektowaniem, wykonawstwem, uruchamianiem i finansowaniem. uruchamianiem i finansowaniem.

KWE - Technika Energetyczna Sp. z o.o. KWE - Technika Energetyczna KWE - AUTORYZOWANY Technika Energetyczna PRZEDSTAWICIEL

AUTORYZOWANY PRZEDSTAWICIEL AUTORYZOWANY PRZEDSTAWICIEL GE JENBACHER GAS ENGINES W POLSCE GE JENBACHER GAS ENGINES W POLSCE GE JENBACHER GAS POLSCE TEL./FAX. +48 33 821 65 62ENGINES +48 33 W 821 50 93 TEL./FAX. +48TEL./FAX. 33 821 65+48 62 33 +48821 3365 8216250 9333www.kwe.pl +48 821 50 93 www.kwe.pl www.kwe.pl

kogeneracja w energetyce i przemyśle artykuł promocyjny

Rekordowe wyniki ECOMAX BIO ® Inwestycje w instalacje kogeneracyjne zyskują w Polsce coraz większą popularność. Dla powodzenia realizacji tego typu projektów niezwykle ważny jest jednak dobór odpowiedniej technologii i sprawdzonego wykonawcy. Rozwiązania w zakresie kogeneracji powinny działać przede wszystkim w oparciu o zasady uniwersalności, modularności i zwartości, a równocześnie być wydajne energetycznie. Wszystkie te cechy łączy w sobie

również sprawności serwisu technicz-

cyjnych, jak również trigeneracyjnych /

nego, świadczonego naszym klientom.

poligeneracyjnych. We Włoszech, gdzie

Szczególnie, jakość i nowatorskość usług

w 1981 firma powstała, z sukcesem

widoczna jest w informatyzacji procesów

zrealizowała już ponad 500 projektów, co

liczne zalety, takie jak duża elastyczność

serwisowych i kontrolnych.

odpowiada ok. 70% udziałowi w rynku.

i mobilność, szybki montaż i rozruch, czy

Systemy nadzoru opracowane przez Grup-

Od 2010 r. Gruppo AB dział w Polsce

też łatwe połączenie z już istniejącymi

po AB zapewniają skuteczną realizację

za pośrednictwem KWE – Technika

systemami. Stanowi on także optymalne

szerokiego zakresu działań prewencyjnych,

Energetyczna. Firma posiada szczególną

rozwiązanie pod względem zakresu

dzięki szybkiemu wykrywaniu, a tym

wiedzę na temat specyfiki polskiego

i możliwości zastosowań gazu powsta-

samym reagowaniu na najmniejsze zmiany

rynku zdobytą w czasie 13 lat działalności.

ECOMAX BIO®, system kogeneracyjny stworzony przez Gruppo AB, obecny na rynku od 1997 roku. Rozwiązanie posiada

KWE – Technika Energetyczna Sp. z o.o.

łego w oparciu o różnorodne typy roślin.

w pracy systemu (patrz schemat instalacji

Współpracuje z wiodącymi światowymi do-

ECOMAX BIO ®, dzięki modułowej

monitoringu na przeciwnej stronie), w tym

stawcami technologii, m.in. GE Jenbacher

konstrukcji, umożliwia elastyczne plano-

też zdalnie za pomocą linii telefonicznej.

gas engines, którego jest autoryzowanym

wanie wielkości mocy zainstalowanej

Przekłada się to bezpośrednio na podnie-

przedstawicielem w Polsce.

inwestycji. Rozwiązanie pozwala również

sienie rentowności takiej instalacji, gdyż

KWE – Technika Energetyczna zapew-

dostosować się do pełnego zakresu

znacząco obniża, czy wręcz eliminuje, ilość

nia najwyższej jakości rozwiązania dopaso-

napięć wymaganych przez operatorów sieci

przestojów technicznych.

wane do indywidualnych potrzeb klientów,

energetycznych.

Gruppo AB stworzyło i produkuje ten

którzy inwestują w technologię biogazową.

W zakresie produktów i dostępności

unikalny na europejskim rynku moduł

Ponadto, oferuje silniki, oryginalne części

godzinowej, urządzenia Gruppo AB osiągają

kogeneracyjnym w swoim włoskim za-

zamienne oraz usługi serwisowe.

rekordowe wyniki; ECOMAX BIO (sto-

kładzie. Nad jego realizacją czuwa zespół

Dzięki temu, KWE – Technika Energe-

sowane przy biogazach) mogą pracować

ponad 100 inżynierów. Mają oni za zadanie

tyczna jest wysoko wykwalifikowanym

aż do 8.700 godzin w ciągu roku. Wyniki

kierować produkcję w stronę rozwiązań

i zaufanym partnerem, oferującym swo-

te są niewątpliwie konsekwencją jakości

coraz bardziej niezawodnych i o wyższej

im klientom dostęp do doświadczenia

technologii, wypracowanej dzięki ciągłemu

wydajności energetycznej.

oraz know-how, zdobytych i wielokrotnie

zaangażowaniu w badania i rozwój, jak

Proces produkcji jest zaplanowany

przetestowanych w licznych projektach

i zorganizowany tak, aby zoptymalizować

Gruppo AB.

każdy jego etap: profile metalowe, moduł kontenerowy, silnik, montaż, okablowanie i montaż elektrycznych i hydraulicznych elementów, czy nawet testowanie i wysyłkę. Gruppo AB, jest liderem Europejskiego rynku gazu ziemnego i biogazu w zakresie kompleksowych rozwiązań kogenera-

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Zagospodarowanie metanu w SEJ SA Część I Występujący podczas wydobycia węgla i ujmowany w procesie odmetanowania gaz metanowy początkowo wykorzystywano gospodarczo używając go jako paliwo w kotłowniach i elektrociepłowniach zlokalizowanych przy kopalniach. Jako dodatkowe wykorzystanie dla przykładu można podać, że w KWK „Krupiński” uruchomiono w 1992 roku suszarkę do suszenia koncentratu flotacyjnego. Te rozwiązania nie były optymalne szczególnie z punktu ekonomicznego.

1. Wstęp W latach 90-tych szukano możliwości poprawy gospodarki energetycznej wzorując się na rozwiązaniach, które miedzy innymi opracowano i stosowano wówczas w

Piotr Zajusz

roku Spółkę Energo-Elektro-Gaz na

Spółka

bazie kotłowni istniejącej przy KWK

Energetyczna „Jastrzębie” S.A. Zespół Elektrociepłowni Kogeneracyjnych

„Krupiński”. W r o k u 19 97 p o d p i s a n o z

2. Oczekiwane wymagania które przyjęto wobec silników z agregatami prądotwórczymi do kotłowni „Suszec” przy kopalni „Krupiński”

niemiecką firmą SF W (Saarberg Fernwärme) umowę na dostawę

2.1 Zainstalowane urządzenia mu-

i uruchomienie pod klucz pierwszego

szą zapewnić wykorzystanie 80÷90%

targi ENKON do Norymbergi w roku 1995

agregatu kogeneracyjnego pracują-

ilości metanu pozyskiwanego z Kopalni

poświęcone źródłom energii dla małej ener-

cego na gaz z odmetanowania kopalń

w perspektywie 10 lat. Biorąc to pod

getyki, wykorzystaniu ciepła odpadowego

w Polsce. Agregat uruchomiono na

uwagę, ilość gazu przeznaczonego do

i ochronie środowiska. Po tym wyjeździe

Barbórkę 4 grudnia tego samego

spalania przez silniki gazowe powinna

rozpoczęto realizację wdrożenia rozwiązania

roku. Był to agregat o mocy 2,7 MW

wynosić do 22 ÷ 26,0 m3CH4/min,

kogeneracyjnego.

z silnikiem TBG 632V16 firmy Deutz

co jest równoznacznie ze zużyciem

i generatorem AvK.

1560m3CH4/h. K WK „Krupiński”

Niemczech. Ważnym momentem był wyjazd grupy polskich przedstawicieli kopalń na

Przeprowadzone wówczas analizy ekonomiczne pokazały, że wartość

Pierwszy okres eksploatacji był trudny

dysponował gazem w ilości 2836

produkcji energii elektrycznej i ciepła

ze względów technicznych i organizacyj-

m3/h 55% CH4 gazu metanowego

w kogeneracji w skali roku jest 2,5 raza

nych dla obydwu stron. Polska nie była

do 3120m3CH4/h50%CH4 gazu me-

większa od wartości ciepła produkowa-

jeszcze w Unii Europejskiej i obowiązały

tanowego.

nego na cele grzewcze z takiej samej

skomplikowane procedury celne. Silne

ilości gazu. Z całą pewnością można

wsparcie ze strony SWF pozwoliło na

było określić, że wykorzystanie gazu

przezwyciężenie trudności.

2.2. Powinno być zapewnione równoczesne wytwarzanie energii elektrycznej

z odmetanowania kopalń do produkcji

Po pierwszym okresie eksploatacji

energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu

dokonano sprawdzenia osiągniętych

jest bardzo opłacalne i gwarantuje szybki

wyników ekonomicznych, weryfikacji

zwrot kosztów poniesionych nakładów.

założeń technicznych oraz uzyskiwanych

2.3. Przewidywano ruch urządzeń

efektów proekologicznych. Sprawdzenie

z obciążeniem zbliżonym do zna-

potwierdziło słuszność wyboru.

mionowego przez około 8000 h/rok.

Dla realizacji celu – budowy zespołu kogeneracyjnego powołano w 1996

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

i ciepła z możliwością wytwarzania energii elektrycznej bez wykorzystania ciepła.

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle relacja Urządzenia muszą cechować się dużą niezawodnością. 2.4. Dostarczony gaz będzie miał ciśnienie 800-1000 mmH2O (0,08-01 bar nadciśnienia). Odbiór energii elektrycznej powinien odbywać się przy częstotliwości

• koszt zakupu silników gazowych wraz

z tytułu zastosowania silnika gazowego

z urządzeniami potrzeb własnych

w porównaniu z rozdzielonym wytwa-

• jednostkowy koszt zainstalowania

rzaniem energii elektrycznej i ciepła

mocy (USD/kW)

• koszty produkcji – składniki kosztów • wielkości uzyskanych efektów eko-

2.5. Odbiór ciepła powinien odbywać

i kotłowni węglowej EEG „Suszec”

zasobów metanu

generatora 6,3 kV. Energia elektryczna Kopalni.

realizowanym w elektrowni zawodowej

• stopień wykorzystania posiadanych

sieci 50 Hz i napięciu na zaciskach będzie zużyta wyłącznie na potrzeby

Efekt ekologiczny

ze sprężarką gazu metanowego wraz

4.1. Wariant I Przy pracy silnika gazowego przez

nomicznych

8000 h/rok zużycie metanu wyniesie

• czas zwrotu nakładów

5680 tys.Nm3 100% metanu. Uzyskane

• koszty transportu urządzeń możliwo-

produkcje to:

ści ulg celnych

• 21 600 MWh

się przy pomocy wody grzewczej do sieci

• 82 872 GJ

cieplnej KWK „Krupiński”. Parametry sieci

3.2. Kryteria techniczne

cieplnej są następujące:

• osiągalna moc elektryczna (brutto

• emisja zanieczyszczeń wg. TA Luft: – NO2 - 47304 kg

• zasilanie 1500C

i netto) oraz osiągalna wydajność

• powrót 700C

– CO - 61495 kg

cieplna zgodnie z podanymi wy-

• ciśnienie 16 bar

mogami

– CO2 - 11228224 kg – NMHC (węglowodory alifatyczne)

• sprawność elektryczna i sprawność 2.6. Całość instalacji powinna odznaczać się niskim wskaźnikiem kosztów

• nowoczesność urządzeń

zainstalowana 1 MW mocy elektrycznej

• zagrożenia wybuchem

i ogólną sprawnością wykorzystania gazu

• niezawodność ruchowa (dla całej

na poziomie 80 – 85%.

- 14191 kg

ogólna układu

4.2. Wariant II Aby uzyskać taką samą wielkość produkcji ciepła w kotłowni węglowej

mocy zainstalowanej)

oraz energii elektrycznej w elektrowni

• remontochłonność, możliwość wyko2.7. Silniki gazowe powinny się znaj-

nania remontu we własnym zakresie

dować w oddzielnym wolnostojącym

• dostępność serwisu, koszt części

pomieszczeniu, odpornym na warunki

ilości węgla: • kotłownia węglowa 5 025 ton (spraw-

zamiennych

atmosferyczne, niepalnym i zapewnia-

• żywotność urządzeń

jącym tłumienie hałasu do poziomu 65

• hałas (wewnątrz i na zewnątrz ma-

dBA w odległości 1m na zewnątrz od

zawodowej musimy spalić następujące

ność odpylania 85%), • elektrownia zawodowa 12 150 ton (sprawność odpylania 99,00%)

szynowni) • emisja spalin

pomieszczenia.

Emisja zanieczyszczeń wyniesie:

• gabaryty, ciężar urządzeń

3. Kryteria oceny

• koncepcja kompozycji siłowni i roz-

układów skojarzonego wytwarzania

mieszczenia urządzeń

energii elektrycznej i cieplnej w kotłowni

• m ożliwość rozszerzenia układu

„Suszec” przyjęte przy wyborze jednostki

w przypadku zwiększenia ilości

kogeneracyjnej.

pozyskiwanego metanu o 30 ÷ 50% • m ożliwość adaptacji podobnych

3.1. Kryteria ekonomiczne

układów skojarzonego wytwarzania

• jednostkowy koszt produkcji energii

energii elektrycznej i cieplnej na

elektrycznej (zł/kWh) i cieplnej (zł/GJ)

3/2012

innych kopalniach

Literatura: [1] Wykorzystanie gazu metanowego w urządzeniach małej energetyki. Mgr inż. Jan Zimny Elektro – Energo – Gaz Suszec Sp. z o.o. [2] Materiały własne SEJ S.A.

Kotłownia węglowa

Elektrownia zawodowa

SO2 (kg) 65124

SO2 (kg) 155520

NO2 (kg) 20100

NO2 (kg) 12150

CO (kg) 45225

CO (kg) 546750

CO2 (kg) 10653000 CO2 (kg) 24300000 pył (kg) 50745

pył (kg) 10206

sadza (kg) 380

sadza (kg) 12757

B-a-p (kg) 7

b-a-p (kg) 170

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

z Dębicy

Ekologiczna energia Z Markiem Lejko – Głównym Energetykiem – Wodociągów Dębickich Sp. z o.o. rozmawia Janusz Zakręta

Skąd w wodociągach zainteresowanie zieloną energią?

Rozmowa z sierpnia br.

Pierwszy raz pomysł na wykorzystanie biogazu do produkcji energii pojawił się już osiemnaście lat temu, wtedy kiedy wybudowana została oczyszczalnia ścieków. Niestety problem polegał na tym, że produkowany biogaz w ilości 50-60 tys. m 3 miesięcznie był zbyt dużą ilością by przejść obok tego obojętnie… a zbyt małą by pokusić się o jakąś kosztowną inwestycję. Jak wiadomo przedsiębiorstwa komunalne nie dysponują nieograniczonymi środkami na inwestycje. Rentowność w zakresie przygotowania wody i zagospodarowania ścieków, jest jaka jest.

Czyli temat zawisł w próżni – a może raczej w biogazie – aż oczyszczalnia uzyskała „pełnoletność”?

Marek Lejko – Główny Energetyk – Wodociągi Dębickie

diesla wycofanych z wojska. Agregaty

dobrym biznesem. Nie zdecydowaliśmy

„Wola” były przystosowane również do

się na żadne rozwiązania prowizoryczne

zasilania biogazem. Niestety nie były to

i tymczasowe.

Nie do końca. Na przestrzeni lat

urządzania, które by spełniały oczeki-

pojawiały się różne pomysły i plany.

wania co do wydajności i efektywności.

Kilkanaście lat temu pojawiła się

Mieliśmy również propozycje odkupu

możliwość zakupu za niewielki środki

biogazu za „korzystne” kwoty i inne

Chyba jednak dobrze, że pocze-

agregatów prądotwórczych z silnikiem

propozycje nie mające nic wspólnego z

kaliśmy. Po przystąpieniu Polski do

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Zwykło się mówić, że prowizorki działają najdłużej?

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle xxxxxxxxx technika i zastosowanie

UE, pojawiły się nowe możliwości

w odpowiedni typoszereg urządzeń.

były dni, w ciągu których instalacja

finansowania tego typu inwestycji.

Przetarg wygrała firma CES (Centrum

pracowała na 100%. Biogaz jest

I my postanowiliśmy skorzystać

Elektroniki Stosowanej) z Krakowa.

produktem pochodzenia naturalnego.

z takiego programu wsparcia. Trzy lata

Agregat wyprodukowała niemiecka firma

Żeby obrazowo porównać, jest z nim

temu podjęliśmy działania w kierunku

MTU. Zanim zapadły decyzje, jeździliśmy

trochę tak jak z mlekiem od krowy. Raz

pozyskania środków.

po kraju i oglądaliśmy różne urządzenia

jest mniej raz bardziej tłuste. Podobnie

pracujące w oczyszczalniach. Zbiera-

jest z biogazem. Raz jest bardziej

liśmy doświadczenia ponieważ każda

raz mniej kalor yczny. Zawar tość

oczyszczalnia jest inna i inne specyficzne

metanu w biogazie zmienia się. Cały

warunki stwarza w zakresie produkcji

czas pracujemy nad parametrami

biogazu.

mieszanki powietrzno-gazowej aby

Jaki był koszt inwestycji i jakie urządzenia zostały zamontowane? Nie jest to żadna tajemnica. Inwestycja kosztowała niespełna 2 mln złotych z czego 40% stanowiło dofinansowanie z Unii. Dysponując takimi środkami mogliśmy się zdecydować na roz-

zoptymalizować pracę agregatu do

Jakie są dotychczasowe doświadczenia z pracy instalacji?

biogazu jakim dysponujemy. Zdarzało się bowiem, że agregat wyłączał się w celu ochrony przed spalaniem

wiązanie z prawdziwego zdarzenia w

W ciągu miesiąca pracy agregatu

stukowym gdy mieszanka była zbyt

pełni profesjonalne. Dysponując taką

modulacja mocy wynosiła od 60 do

bogata. Staramy się pracować na ok.

ilością biogazu udało nam się „wstrzelić”

95% mocy maksymalnej. Oczywiście

80% a maksymalnie wykorzystując

3/2012

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Widok silnika z generatorem

Budynek siłowni

Agregat

agregat w godzinach szczytu wtedy kiedy energia kupowana z sieci jest najdroższa.

Czy układ kogeneracyjny jest podłączony do sieci? Żeby móc włączyć układ do sieci musimy operatorowi przedstawić koncesję.

Proszę przybliżyć parametry energetyczne

Mamy promesę na udzielenie koncesji i złożony wniosek. Jednocześnie wymóg

Wybraliśmy agregat o mocy czyn-

URE w zakresie składników dokumen-

nej (elektrycznej) 192 kW. Strumień

tacji do uzyskania koncesji obejmuje

energii wprowadzony do agregatu

protokół włączenia i przyjęcia. Nasz

wynosi 499 kW. Moc cieplna, jaką

układ pomiarowy energii brutto na

możemy wykorzystać wynosi 214

zaciskach generatora został odebrany

kW. Sprawność elektryczna agregatu

i zaplombowany 4 lipca br. przez Tauron

wynosi 38,4%. Nie jesteśmy dzisiaj

Dystrybucja. A więc od tego momentu

w stanie powiedzieć ile miesięcy w roku

mamy możliwość sprzedawania energii

będziemy pracować. Gdzie leży granica

do sieci dystrybucyjnej. Oczywiście

opłacalności pomiędzy czasem pracy

od energii, której nie skonsumujemy

agregatu a potrzebą dokupowania

a oddamy do sieci, będziemy musieli

gazu ziemnego do kotłów.

zapłacić akcyzę.

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Aktualizacja do rozmowy (wrzesień br.)

Marek Lejko Urządzenie jak dotychczas pracuje bezawaryjnie – mam nadzieję że tak będzie dalej. Od 1 września mamy koncesję na produkcję energii elektrycznej co nam troszkę “skomplikowało życie” – akcyzę musimy płacić od całej zakupionej energii elektrycznej (prawie 70 układów pomiarowych). W najbliższych dniach wystąpimy o “zielone” certyfikaty za okres rozruchu technologicznego. Będziemy też występować pod koniec roku o certyfikaty z kogeneracji wysokosprawnej – liczymy, że skutecznie. Zależy nam na obniżce kosztów eksploatacji (głównie przeglądy i oleje) – sytuacja w tym zakresie jest trudna ale trzeba próbować.

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle technika i ekonomia

Rachunek efektywności inwestycji

CHP/QUAD

dla przedsiębiorstwa produkcji napojów bezalkoholowych W obecnej chwili wszyscy jesteśmy świadkami początku przemian, jakie zaczęły zachodzić w krajowej energetyce. Prawie każdego dnia docierają do nas informacje, że krajowy system przesyłu energii elektrycznej jest przestarzały i niewydolny, że w najbliższym czasie krajowe elektrownie nie będą w stanie sprostać rosnącej konsumpcji energii elektrycznej.

Prognozowane są znaczne podwyżki

wykorzystywane dalej w przedsiębior-

napojów bezalkoholowych typu CSD

cen energii elektrycznej i cieplnej. Pod-

stwie, może być również zamieniane na

(Carbonated Soft Drinks) i NCSD (Non

wyżki te będą wynikiem planowanego

chłód technologiczny przy zastosowaniu

Carbonated Soft Drinks). Ze względu na

wprowadzenia dodatkowych opłat za

technologii chłodnictwa absorpcyjnego.

szansę jaką daje technologia CHP/QUAD

uprawnienia do emisji dwutlenku węgla

Dwutlenek węgla (CO 2) powstający

zostaną przedstawione wnioski wynikające

(CO 2) i innych gazów cieplarnianych,

w wyniku procesów spalania jest oczysz-

z zastosowania takiego modelu. Zostanie

czony (spełniając wymagania przemysłu

zaprezentowana również analiza wrażli-

Z drugiej strony rodzi się nadzieja na

spożywczego) i dalej wykorzystywany

wości modelu. Artykuł jest szczególnie

posiadanie własnych złóż gazu łupkowego

w procesach produkcyjnych. Jest to

kierowany do sektora produkcji spożyw-

i generalnie na poprawę dostępności

nowatorska technologia, implementowana

czej, który w obecnej chwili zmaga się

do gazu ziemnego. Gaz ziemny jako

z powodzeniem w produkcji napojów

z presją nieustannego obniżania marży ze

paliwo energetyczne jest nisko-emisyjny.

bezalkoholowych [8]. Ma również szansę

sprzedaży produkowanych dóbr. Własne

Technologie energetyczne ze szczególnym

być zastosowana w innych gałęziach

źródło produkcji mediów energetycznych

zastosowaniem rozproszonej kogeneracji

przemysłu spożywczego.

daje właśnie szansą poprawy rentowności

obarczających producentów energii.

Lech Maryniak

wykorzystujące gaz ziemny mogą być anti-

Decyzja o inwestycji we własne źródło

dotum na zaprezentowane wyżej wyzwania.

produkcji mediów energetycznych jest

dla sektora produkcji spożywczej.

Sposoby finansowanie projektów inwestycyjnych związanych z CHP/QUAD

Mając na uwadze powyższe fakty,

decyzją strategiczną. Ze względu na duże

przedsiębiorstwo potrzebujące mediów

zaangażowanie środków finansowych

takich jak energia elektryczna, cieplna,

i organizacyjnych inwestycja tego typu

chłód technologiczny czy dwutlenek

powinna być poprzedzona analizą finan-

Na początku należy poddać analizie

węgla do realizacji swoich celów produk-

sowa. Wyniki takiej analizy pomogą podjąć

źródła finansowania inwestycji budowy

cyjnych, powinno rozważyć wprowadzenie

stosowną decyzję, która może mieć wpływ

własnego źródła wytwarzania mediów

własnej technologii produkcji mediów

na konkurencyjność przedsiębiorstwa

energetycznych. Znając potrzeby własne

energetycznych opartej o technologię

w niedalekiej przyszłości.

konsumpcji mediów energetycznych

kogeneracji- CHP/QUAD. Jest to skoja-

Celem artykułu jest wprowadzenie czy-

należy dokonać wybory technologii oraz

rzony układu produkcji energii elektrycznej

telnika w zagadnienia modelu finansowego

wielkości instalacji [5]. W zależności od

oraz cieplnej [6] . Podczas produkcji

inwestycji kogeneracji opartej o technologię

mocy oraz konfiguracji instalacji budżet

energii elektrycznej odpadowe ciepło

CHP/QUAD, przedstawionego z płaszczy-

inwestycyjny może kształtować się na

wytwarzane w procesie spalania jest

zny operacyjnej przedsiębiorstwa produkcji

poziome kilkudziesięciu milionów PLN. Bu-

3/2012

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

dżet takiej inwestycje jest znaczny i należy przeanalizować możliwości finansowania oraz ich źródła [11]. Projekty inwestycyjne na płaszczyźnie budowy własnego źródła produkcji mediów energetycznych typu CHP/QUAD są zupełnie nowatorskie zarówno w Polsce jak i w Europie. Sposoby finansowania takich projektów można przedstawić jako: • finansowanie kapitałem własnym, • finansowanie kapitałem zewnętrznym, • finansowanie mieszane. Finansowanie kapitałem własnym

projektowego (project finance). Taka forma

dokonać całego procesu inwestycji

Finansowanie kapitałem własnym

jest właściwa w celu ograniczenia ryzyka

dotyczącego budowy instalacji CHP/

wydaje się być najprostszą formą finanso-

ponoszonego przez sponsora projektu.

QUAD. Dla przedsiębiorstwa takie

wania. Metoda ta polega na finansowaniu

Finansowanie projektowe opiera się na

przedsięwzięcie jest niezwykle trudne

całej inwestycje przez przedsiębiorstwo

założeniach, że zostanie ono spłacone

ze względu na częsty brak doświad-

z funduszy własnych. Inną formą może być

całkowicie ze środków wygenerowanych

czeń w realizacji takich inwestycji. Po

pozyskanie kapitału od spółki matki lub od

przez projekt. Taką formę finansowania

wykonaniu inwestycji przedsiębiorstwo

istniejących akcjonariuszy czy też od no-

stosowano już w Polsce przy finansowaniu

musi samodzielnie zarządzać instalacją

wych inwestorów, także giełdowych. Środki

farm wiatrowych.

oraz utrzymywać ją w ruchu.

finansowe od istniejących akcjonariuszy są

Ponadto w przypadku finansowania

• Leasing finansowy to forma finanso-

zależne od ich możliwości finansowych

projektu zarówno inwestor, jak i banki

wania, inaczej zwana kapitałowym lub

i priorytetów inwestycyjnych. Pozyskanie

muszą przeprowadzić analizę wiarygod-

inwestycyjnym. Leasing finansowy jest

kapitału giełdowego jest łatwiejsze gdy

ności wykonania projektu (due dilligence)

w swojej formie zbliżony do sprzedaży

akcje danego przedsiębiorstwa są już na

zarówno finansową jak i techniczną.

ratalnej, mianowicie finansujący (bank

giełdzie. Należy podkreślić ze szczególną

Mając pozytywny wynik tych analiz, banki

lub firma leasingowa) przekazuje

uwagą, że wykorzystanie kapitału wła-

komercyjne mogą być źródłem finansowani

przedmiot leasingu przedsiębiorstwu

snego powinno podlegać badaniu jego

projektów z zakresu inwestycji we własne

produkującemu własne media ener-

efektywności wykorzystania, co ma

źródło produkcji mediów energetycznych

getyczne. W chwili podpisania umowy

szczególne znaczenie dla właścicieli akcji

w przedsiębiorstwie. W takim przypadku

leasingowej przedsiębiorstwo produ-

przedsiębiorstwa i dla analityków giełdo-

przedsiębiorstwo może pozyskiwać środki

kujące własne media energetyczne

wych. Mając inwestycje już wykonaną

z rodzimego rynku finansowego jak

otrzymuje prawo do wprowadzenia

należy ją wpisać na listę środków trwałych,

również od międzynarodowych instytucji

przedmiotu do ewidencji własnych

której efektywność wykorzystania musi być

finansowych. Finansowanie kapitałem

środków trwałych, a co za tym idzie

pod stałym nadzorem.

zewnętrznym możemy zidentyfikować jako:

– może go amortyzować, zgodnie

• Pożyczka inwestycyjna to forma

z zasadami rachunkowości.

Finansowanie kapitałem

finansowania inwestycji przez banki

• Leasing operacyjny, zwany również

zewnętrznym

lub instytucje finansowe. W tym

eksploatacyjnym, to forma finansowania

Inwestycje potrzebujące dużych

przypadku przedsiębiorstwo jest

najbardziej zbliżona w swej postaci do

nakładów w odniesieniu do istniejącej

inwestorem za pożyczone pieniądze.

najmu lub dzierżawy, gdzie przedmiot

skali działalności wymaga finansowania

Przedsiębiorstwo musi samodzielnie

leasingu, czyli własne źródło produkcji

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle technika i ekonomia Użyte akronimy

mediów energetycznych jest w pełni

Finansowanie kapitałem

BOO Build Own and Operate, zbuduj, bądź właścicielem i operatorem.

własnością strony finansującej (leasin-

mieszanym

godawcy: banku lub firmy leasingowej)

W zależności od ilości posiadanego

i jest przez niego amortyzowany. Przed-

kapitału własnego (wewnętrznego) jest

siębiorstwo produkujące własne media

możliwość finansowania inwestycji pro-

energetyczne (zwany leasingobiorcą) ma

dukcji własnych mediów energetycznych

prawo używać ten przedmiot płacąc za to

typu CHP/QUAD również kapitałem

tzw. czynsz leasingowy.

zewnętrznym. Taka forma finansowana

BOOT Build Operate Own Transfer, zbuduj, bądź operatorem i właścicielem na końcu transferuj. CFI Cash Flow In, wpływy pieniężne.

• BOO (Build Own and Operate), jest to

inwestycji jest realizowana przez kapitał

CFO Cash Flow Out, wydatki pieniężne.

system zwany: „zbuduj, bądź właścicielem i operatorem”. W tym przypadku

W celu wykonania inwestycji produkcji

CHP/QUAD Combined Heat and Power / QUAD, gospodarka skojarzona produkcji czterech mediów: energii elektrycznej, cieplnej, chłodu użytkowego oraz dwutlenku węgla.

przedsiębiorstwo jest jedynie odbiorcą

własnych mediów energetycznych typu

mediów energetycznych od przedsię-

CHP/QUAP przedsiębiorstwo zuży-

biorstwa usług energetycznych ESCO

wające te media musi dokonać analizy

(Energy Service COmpany). Często

DCF Discounted Cash Flow, zdyskontowany przepływ pieniężny netto.

finansowej tego przedsięwzięcia. Musi

nazywa się takie przedsięwzięcie spółką

również przeanalizować możliwości

specjalnego przeznaczenia SPE (Special

operacyjne, czyli kto będzie zarządzał

Purpose Entity), lub wehikułem transak-

inwestycją, ale też kto będzie zarządzał

cyjnym SPV (Special Purpose Vehicle).

środkami trwałymi i ich wykorzystaniem.

Przedsiębiorstwo usług energetycznych

W obecnym czasie ścisłej specja-

jest związane umową o świadczeniu

lizacji przedsiębiorstw koncentrowa-

usług energetycznych dla przedsiębior-

nie się na wiodących zadaniach

stwa zużywającego te media.

(core bussiness) jest priorytetem.

DPBP Discounted Pay Back Period, zdyskontowany okres zwrotu z inwestycji. ESCO Energy Service Company, przedsiębiorstwo usług energetycznych. IRR Internal Rate of Return, wewnętrzna stopa zwrotu. MW Megawat, jednostka mocy.

mieszany.

• BOOT (Build, Operate, Own, Transfer).

W zawiązku z powyższym, najbardziej

System ten charakteryzuje się następują-

korzystne wydaje się być zastosowanie

cymi krokami: „zbuduj, bądź operatorem

opisanego wyżej systemu BOO, lub BOOT.

i właścicielem, na końcu transferuj”.

MWh Megawatogodzina, jednostka energii.

Zawiera on w sobie główne założenia

NCF Net Cash Flow, przepływ pieniężny netto. NPV Net Present Value, wartość bieżąca netto. O&M Operating & Maintenance, produkcja i utrzymanie ruchu.

systemu BOO, ale na końcu środki trwałe są przekazywane do przedsiębiorstwa

Rachunek efektywności inwestycji CHP/QUAD – etapy procesu

zużywającego media energetyczne.

Równolegle z podejmowaniem decyzji

Przekazanie środków trwałych powinno

o sposobie finansowania inwestycji

odbywać się po zapłaceniu wartości

produkcji własnych mediów energe-

końcowej instalacji (po okresie eksplo-

tycznych należy wykonać rachunek jej

atacji) przez przedsiębiorstwo zużywające

efektywności [12].

SPE Special Purpose Entity, spółka specjalnego przeznaczenia.

media energetyczne. W dobie dużego

SPV Special Purpose Vehicle, wehikuł transakcyjny, również spółka specjalnego przeznaczenia

uzasadniona i bezpieczna. Przedsiębior-

Etap 1. Przygotowanie danych fi-

stwo zużywające media energetyczne

nansowych- obliczenie korzyści

WACC Weighted Average Cost of Capital, średnio ważony koszt kapitału.

3/2012

ryzyka inwestycyjnego taka metoda

Proces ten jest dosyć złożony i charakteryzuje się następującymi etapami:

finansowania wydaje się być najbardziej

może koncentrować się na swojej głównej

W tym etapie ważne jest przygotowa-

działalności a nie na innych zadaniach, na

nie wpływów oraz wydatków pieniężnych

których nie musi się znać.

towarzyszących projektowi CHP/QUAD

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

w horyzoncie czasowym jego życia

Zysk operacyjny

finansowego. Na wpływy pieniężne CFI

(Cash Flow In), wynikające z posiadania

Żółte certyfikaty

Inwestycja

instalacji CHP/QUAD składają się: • Zysk operacyjny (oszczędności), który jest różnicą kosztów posiadania tradycyjnego modelu zakupu mediów energetycznych versus produkcji mediów energetycznych w technologii CHP/QUAD.

Zysk ze sprzedaży energii + Redukcja kosztów utraconych z powodu braku energii

Metoda wartości bieżącej netto NPV (Net Present Value) wyrażona matema-

Zakup energii +

tycznie jest sumą wszystkich przepływów

pieniężnych netto generowanych przez Przychód

Podatek

katów” [10], wynikających z produkcji energii w technologii CHP (przyjaznej środowisku) wykorzystującej gaz ziemny jak paliwo niskoemisyjne [6]. • Zysk ze sprzedaży nadwyżek energii elektrycznej, przesyłanej do sieci energetycznej. • Korzyści finansowe polegające na braku zatrzymań produkcji w przedsiębiorstwie, czego przyczyną

jej życia. Przepływy te przed zsumowanie są dyskontowane, czyli sprowadzone do obecnego czasu w celu ujednolicenia ich wartości pieniężnej . Wartość NPV dla

• Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii-„żółtych certyfi-

inwestycje w całym ekonomicznym cyklu

inwestycji została wyznaczona przez: Rys. 1. Ilustracja graficzna modelu obliczeniowego przychodów z tytułu posiadania technologii CHP/QUAD w przedsiębiorstwie Źródło: Opracowanie własne

stają się coraz częstsze przerwy w dostawach energii elektrycznej. Oprócz korzyści są również wydatki

niężnych CFI i wydatków CFO. Wynikiem

• oszacowanie wartości przepływów

odejmowania tych dwóch składników jest

pieniężnych netto NCF (Net Cash

przychód dla przedsiębiorstwa. Rysunek 1

Flow) w całym ekonomicznym cyklu

przedstawia ilustrację graficzną tego etapu.

życiu inwestycji, • oszacowanie wartości zdyskonto-

Etap 2. Przygotowanie modelu

wanych przepływów pieniężnych

obliczeniowego- metodą DCF

DCF (Discounted Cash Flow) dla

Bardzo często ocenę opłacalności finansowej inwestycji dokonuje się przez ocenę wyniku ilorazu wartości pieniężnej inwestycji oraz szacowanych zysków

przedstawionych wyżej przepływów pieniężnych netto, • zsumowanie zdyskontowanych przepływów netto.

rocznych, które przynosi owa inwestycja.

Wynik sumowania zdyskontowanych

Jest to prosta metoda oceny inwestycji.

przepływów netto jest wartość bieżąca

Do zupełnie wstępnej oceny finansowej

netto NPV przedstawiona poniższym

inwestycji metody proste mogą być

wzorem:

CFO (Cash Flow Out), takie jak:

użyte. Jednak do głębszej oceny in-

• Inwestycje, na które składają się zakup

westycji rozłożonej na lata amortyzacji,

oraz instalacja CHP/QUAD wraz z pod-

gdzie wartości pieniądza ulegają zmianie

Poszczególne składniki wzoru są definio-

łączeniami mediów energetycznych

w czasie, taka prosta ocena jest mało

wane jako:

i towarzyszącymi modernizacjami

wiarygodna. Metody z uwzględnieniem

NCF – wartości przepływów pieniężnych

w przedsiębiorstwie.

zdyskontowanych przepływów pieniężnych

netto w czasie oceny inwestycji,

• Zakup brakujących mediów energe-

DCF (Discounted Cash Flow) [3] wydają się

k – stopa dyskontowa, wyrażona w procen-

tycznych, w przypadku zwiększenia

być najbardziej wiarygodne. Szczególnie

tach, w praktyce odpowiada średnio

potrzeb przedsiębiorstwa czy ograni-

istotnymi parametrami oceny inwestycji są:

ważonemu kosztowi kapitału WACC (We-

czenia produkcji energii elektrycznej

• NPV- wartość bieżąca netto (Net

ighted Average Cost of Capital), uwzględ-

przez CHP/QUAD (np. w przypadku

Present Value), wyrażna w wartościach

niającemu udział kapitałów obcych oraz

remontów instalacji).

pieniężnych,

własnych, z nadaniem odpowiednich

• Opłacenie podatków dochodowych. Na tym etapie kluczowe jest oszaco-

• IRR- wewnętrzna stopa zwrotu

wag w finansowaniu przedsięwzięcia [13],

(Internal Rate of Return), wyrażona

t – czas oceny inwestycji od roku 0 do roku n.

w procentach,

wanie korzyści wynikających z posiadania

• DPBP- zdyskontowany okres zwrotu

Wewnętrzna stopa zwrotu IRR (Internal

technologii CHP/QUAD w przedsiębior-

z inwestycji (Discounted Pay Back

Rate of Return) jest to wartość stopy dyskonto-

stwie przez porównanie wpływów pie-

Period), wyrażony w latach.

wej dla której wartość bieżąca netto (NPV) jest

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle technika i ekonomia równa zero. IRR można obliczyć na podstawie przedstawionego poniżej równania.

Poszczególne składniki równania definiuje się jako: NCF – wartości przepływów pieniężnych netto w czasie oceny inwestycji,

Nazwa urządzenia

Rodzaj medium Energia elektryczna GE Energia cieplna Chłód CARRIER technologiczny Dwutlenek UNION węgla

Symbol Producent

Jednostka napędowa: silnik tłokowy spalający gaz ziemny, sprzężony z generatorem GEJ JM620 prądu przemiennego Jednostka chłodnictwa 16LJ53 absorpcyjnego Jednostka produkcji dwutlenku węgla

Moc Moc Wydajność Ilość całkowita użytkowa 3,04 [MW]

6,08 [MW] 5,80 [MW]

1,25 [MW]

2,50 [MW] 1,40 [MW]

1,00 [MW]

2,00 [MW] 1,50 [MW]

1,50 [T/h]

IRR – wewnętrzna stopa zwrotu IRR • IRR = k, inwestycja jest neutralna

(Internal Rate of Return), t – czas oceny inwestycji od roku 0 do roku n.

i również można ją zaakceptować,

wykorzystano klasyczną metodę opartą

• IRR < k, inwestycja jest nieopłacalna

na korzyściach (przychodach) netto NCF,

i nie można jej zaakceptować.

następnie zdyskontowanych. Okres oceny inwestycji został określony na piętnaście

Zdyskontowany okres zwrotu z inwestycji DPBP (Discounted Pay Back Period)

W przypadku inwestycji energetycznych

wyraża czas kiedy zdyskontowane prze-

okresy zwrotu DPBP (Discounted Pay Back

pieniężnych CFI (Cash Flow In) to:

pływy (zyski) pokryją wartość inwestycji.

Period) są długie. W zależności od konfiguracji

• Zysk operacyjny, który był różnicą

W przypadku inwestycji energetycznych

i doboru urządzeń CHP/QUAD akceptowane

pomiędzy kosztami operacyjnymi

okresy zwrotu są długie. W zależności

okresy zwrotu z inwestycje mogą sięgać

w tradycyjnym modelu produkcji me-

od sposobów finansowania akceptowane

nawet kilkunastu lat. W tym momencie należy

diów energetycznych (bez posiadania

okresy zwrotu z inwestycje mogą sięgać

podkreślić, że tego typu inwestycje powinny

technologii CHP/QUAD) a kosztami

nawet kilkunastu lat.

być dokonywane przez przedsiębiorstwa

operacyjnymi w nowym modelem

z długim horyzontem wizji biznesu.

posiadania technologii CHP/QUAD.

Etap 3. Ocena wyników modelu obliczeniowego- metodą DCF Mając wykonane obliczenia wartości NPV, IRR oraz zdyskontowanego okresu zwrotu z inwestycji DPBP można dokonać oceny inwestycji Na podstawie obliczonej wartości NPV

lat. Główne założenia dotyczące wpływów

Do obliczeń kosztów operacyjnych

Rachunek efektywności inwestycji CHP/QUAD – wyniki obliczeń

w tradycyjnym modelu przyjęto dane zużycia mediów energetycznych w bazowym roku 2009, dla zakładu

Rachunek efektywności inwestycji został

produkcji napojów bezalkoholowych

dokonany na przykładzie instalacji CHP/

o wolumenie rocznej produkcji 5 milio-

QUAD, którego głównym źródłem produkcji

nów hektolitrów. Koszty w następnych

[13] , [4] jeżeli:

energii elektrycznej oraz cieplnej były dwie

• NPV > 0 , inwestycja jest opłacalna

jednostki GEJ JM 620 JENBACHER opalane

Tab. 1. Informacje techniczne instalacji CHP/QUAD Źródło: Opracowanie własne na podstawie [1], [2], [14]

Tab. 2. Zestawienie budżetowe poszczególnych składników inwestycji CHP/ QUAD Źródło: Opracowanie własne

PLN % x 1000 8 060,0 14%

Inwestycje:

gazem ziemnym. Źródłem produkcji chłodu

2x jednostka kogeneracji

• NPV = 0 , inwestycja jest neutralna

użytkowego były dwie jednostki 16LJ53

1x jednostka produkcji CO 2

i również można ją zaakceptować,

CARRIER. Za produkcję dwutlenku węgla

• NPV < 0 , inwestycja jest nieopłacalna

odpowiadała jednostka dostarczona przez

2 x jednostka produkcji chłodu procesowego 4x jednostka transformatorowa

UNION. Szczegóły techniczne głównych

Obiekty budowlane oraz instalacje towarzyszące 27 001,0

składników instalacji CHP/QUAD zostały

Wydatki projektowe

3 224,0

Wydatki modernizacji istniejącej infrastruktury

2 821,0

i można ją zaakceptować,

i nie można jej zaakceptować. Ocenę ogólną kryterium decyzyjnego można przedstawić porównując wewnętrzną stopę zwrotu z graniczną stopą zwrotu

przedstawione w tabeli 1. Budżet inwestycji CHP/QUAD kształ-

k w następujący sposób [13] , [4] :

tował się na poziomie 60 milionów PLN.

• IRR > k, inwestycja jest opłacalna

Szczegóły budżetowe inwestycji zostały przedstawione w tabeli 2.

i można ją zaakceptować,

Do oceny efektywności inwestycji

3/2012

15 314,0

26%

1 209,0 2% 806,0 1% 45%

Opłaty administracyjne

403,0 1%

Wydatki na rozruch

403,0 1%

Wydatki nieprzewidziane Razem

e-w ydanie do pobrania na:

403,0 1% 59 644,0 100%

www.apbiznes.pl

Czas

Rok 0

Rok 1

Rok 2

Rok 3

Rok 4

Rok 5

Rok 6

Rok 7

Rok 8

Rok 9

Rok 10 Rok 11 Rok 12

Rok 13

Rok 14

Rok 15 70694,4

A Inwestycja CHP/QUAD

PLN x 1000 -59644,0

B Zysk operacyjny

PLN x 1000

2846,7

6683,1

9033,5 11683,2 14635,6 17924,5 21614,7 25720,4 30287,8 35368,2 41018,5 47301,9 54288,9 62057,5

C Zysk ze sprzedaży żółtych certyfikatów

PLN x 1000

5666,6

5949,9

D Zysk ze sprzedaży energii

PLN x 1000

327,6

E Brak strat z powodu przerw w dostawach energii PLN x 1000

200,0

5949,9 6247,4

6247,4

327,6

200,0

F Podatek dochodowy

PLN x 1000

-1679,8

-2408,7 -2909,1

-3412,5

-3973,5 -4598,4 -5299,5 -6136,1 -7003,9 -7969,2 -9042,8 -10236,6 -11564,1 -13040,2 -14681,2

G Zakup energii i inne koszty

PLN x 1000

-1100,0

-1100,0 -1100,0

-1100,0

-1100,0 -1100,0 -1100,0 -1100,0 -1100,0 -1100,0 -1100,0 -1100,0

-1100,0 -1100,0

-1100,0

NCF = B+C+D+E+F+G

PLN x 1000

6261,1

9368,6 11501,9 13648,1 16039,6 18703,6 21692,7 25259,3 28958,9 33074,0 37650,7 42740,3 48399,8 54692,3

61688,2

H Współczynnik dyskonta DCF = NCFxH

PLN x 1000 -59644,0

NPV = Ʃ DCF

PLN x 1000

0,910

0,828

0,753

5697,1

7756,8

8665,2

0,686

0,624

0,568

0,267

0,243

9355,8 10004,7 10615,5 11202,9 11869,7 12382,3 12868,0 13329,0 13767,8 14186,4 14586,7

14970,5

-53946,9 -46190,2 -37525,0 -28169,2 -18164,5 -7549,0

0,516

0,470

0,428

0,389

0,354

0,322

0,293

3653,9 15523,6 27905,9 40773,9 54102,9 67870,7 82057,1 96643,9 111614,4

Tab. 3.

latach były funkcją wzrostu wolumenu

Zestawienie wpływów i wydatków pieniężnych oraz rozkładu wartości bieżącej netto NPV w funkcji czasu dla inwestycji CHP/QUAD.

produkcyjnego oraz wzrostu cen

ków CFO (Cash Flow Out) to:

mediów energetycznych. Wzrosty cen

• W spomniane wcześniej wydatki

mediów energetycznych przyjęto na

inwestycyjne na poziomie 60 milionów

Źródło: Opracowanie własne

poziomie 10% (energia elektryczna

Natomiast założenia dotyczące wydat-

PLN.

i gaz ziemny) w skali rocznej. Czynnik

• Podatek dochodowy w wysokości

inflacji został również uwzględniony.

19%, liczony od wpływów pienięż-

Koszty operacyjne w nowym modelu

nych.

z wprowadzoną technologią CHP/

• Z akupy brakującej części energii

QUAD obliczane zostały na podstawie

elektrycznej w przypadku przeglądów

bazowego roku 2009 oraz wzrostu cen

remontowych instalacji CHP/QUAD

gazu jak i wolumenu produkcyjnego.

wraz z innymi kosztami założona na

Istotnym elementem mającym wpływ na

poziomie 1100 tysięcy PLN w skali

zyskowność przedsięwzięcia w nowym

rocznej.

modelu było brak opłat przesyłowych energii elektrycznej, jako że była ona

Stopę dyskontową przyjęta do modelu

produkowana na miejscu [6]. Koszty

obliczeniowego na poziomie WACC = 9.9 %.

operacyjne w obu modelach zawierały

Tabela 3 pokazuje zestawienie wpły-

koszty utrzymania ruchu instalacji jak

wów oraz wydatków pieniężnych jak

i koszty wynagrodzeń personelu obsługi.

i rozkład wartości bieżącej netto NPV

• Zysk ze sprzedaży żółtych certyfikatów przyjęto na poziomie 127 PLN/MWh [10].

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

w funkcji czasu. Wynikiem rachunku efektywności inwestycji CHP/QUAD na przestrzeni

• Zysk ze sprzedaży nadwyżek wy-

piętnastu lat (oceny inwestycji) były wspo-

produkowanej energii założona na

mniane już wyżej parametry finansowe

poziomie 327 tysięcy PLN na rok.

takie jak:

• Brak strat z powodu przerw w dosta-

• N PV- wartość bieżąca netto (Net

wach energii przyjęto na poziomie 200

Present Value), wynosząca około

tysięcy PLN w skali rocznej

112 milionów PLN.

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle technika i ekonomia inwestycji zostały zaproponowane

produkcji energii przyjaznej środowisku

(Internal Rate of Return), wynosząca

scenariusze zmian:

jest dodatkowym ale bardzo istotnym

14,5%.

• cen gazu ziemnego, jako głównego

przychodem. W tym przypadku symulacja

parametru opłacalności inwestycji,

została przeprowadzona dla następujących

• I RR- wewnętrzna stopa zwrotu

• DPBP- zdyskontowany okres zwrotu

• w systemie wspomagania inwestycji

z inwestycji (Discounted Pay Back

w postaci „żółtych certyfikatów”,

Period), wynoszący 6,7 lat.

• kosztu kapitału.

• bazowego, zakładającego istnienie „żółtych certyfikatów” przez cały

Wartość bieżąca netto NPV miała

Analizę wrażliwości przedstawiono

wartość dodatnią. Wynik obliczeń we-

w oparciu o analizę scenariuszy dla po-

wnętrznej stopy zwrotu IRR był większy

szczególnych zmiennych niezależnych [12].

okres operacyjny inwestycji CHP/ QUAD, czyli przez 15lat, • realistycznego, zakładającego istnienie „żółtych certyfikatów” przez okres

od stopy dyskontowej (wynoszącej Zmiany cen gazu

9,9 %). Zdyskontowany okres zwrotu

pierwszych pięciu lat,

z inwestycji był na dobrym poziomie 6,7

Podwyżki cen gazu zasilającego

• pesymistycznego, braku wsparcia

lat. Wartości obliczonych parametrów

technologię CHP/QUAD są istotnym

„żółtych certyfikatów” przez cały okres

finansowych skłaniają do akceptacji

czynnikiem oceny ryzyka ilościowego. W

operacyjny inwestycji CHP/QUAD.

tak przedstawionej inwestycji własnego

przypadku znacznych podwyżek cen gazu

Ostatni scenariusz pokazuje, że IRR

źródła produkcji mediów energetycz-

media energetyczne i dwutlenek węgla

= 9% jest mniejsze od 9,9% i takiej

nych w technologii CHP/QUAD. Tabela

produkowane w technologii CHP/QUAD

inwestycji nie należy akceptować. Należy

4 przedstawia podsumowanie i ocenę

mogą okazać się być mało konkurencyjne

wnioskować, że wsparcie w postaci

rachunku efektywności inwestycji CHP/

w stosunku do tradycyjne kupowanej

„żółtych certyfikatów” jest niezbędnym

QUAD.

energii elektrycznej i pozostałych mediów.

czynnikiem ekonomicznego istnienia

Symulacja została przeprowadzona dla

inwestycji CHP/QUAD.

Parametry

Wynik obliczeń

Ocena

NPV

PLN x1000

111614,4

NPV > 0 PLN

IRR

14,5

IRR > 9,9 %

DPBP

lat

6,7

Akceptowalny okres zwrotu

Rachunek efektywności inwestycji CHP/QUAD – analiza wrażliwości Przedstawione wyżej obliczenia są teoretyczne i wykonane przy przedstawionych wyżej założeniach. Ocenę ryzyka inwestycji należałoby dokonać na płaszczyznach jakościowej i ilościowej. Ze względu na przedstawiony rachunek

scenariusza: • bazowego, zakładającego podwyżki cen gazu o 10% w skali rocznej,

Zmienny koszt kapitału inwestycyjnego WACC

• realistycznego, zakładającego pod-

Koszt kapitału inwestycyjnego jest klu-

wyżki cen gazu o 15% w skali rocznej,

czowym czynnikiem analizy opłacalności

• p esymistycznego, zakładającego

inwestycji CHP/QUAD. Dla tego parametru

podwyżki cen gazu o 20% w skali

symulacja została przeprowadzona rów-

Tab.4.

rocznej.

nież dla trzech scenariuszy:

Ocena rachunku efektywności inwestycji CHP/ QUAD.

We wszystkich trzech scenariuszach

• b azowego, gdzie koszt kapitału

ceny energii elektrycznej rosły o 10%

Źródło: Opracowanie własne

żeniach podwyżek gazu wszystkie trzy

WACC= 9,9%, • realistycznego, gdzie koszt kapitału

w skali rocznej. Przy tak zaprezentowanych zało-

WACC= 12%, • pesymistycznego, gdzie koszt kapi-

scenariusze wydają się być do zaakcep-

tału WACC= 14%.

towania.

Dla scenariusza realistycznego inwestycja CHP/QUAD zaczyna być neutralne.

efektywności inwestycji CHP/QUAD

scenariuszy:

autor pragnie pokazać najważniejsze

Wspomaganie operacyjne

Scenariusz pesymistyczny natomiast nie

elementy ryzyka ilościowego opisane

inwestycji w postaci „żółtych

powinien być realizowany, IRR < WACC.

analizę wrażliwości dla podstawo-

certyfikatów”

W tabeli 5 pokazano zestawienie

wych zmiennych niezależnych. Do

Pozyskiwanie „żółtych certyfikatów”

analizy wrażliwości modelu efektywności

jako wsparcie operacyjne inwestycji

3/2012

wyników przedstawionej wyżej analizy scenariuszy.

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Parametry

Scenariusz bazowy: 10% podwyżka roczna cen gazu

Scenariusz realistyczny: 15% podwyżka roczna cen gazu

Scenariusz pesymistyczny: 20% podwyżka roczna cen gazu

NPV

PLN x1000

111614,4

98467,2

78798,2

IRR

14,5

13,5

12,0

DPBP

lat

Parametry

6,7 Scenariusz bazowy: kontynuacja programu żóltych certyfikatów przez 15 lat

6,9 Scenariusz realistyczny: kontynuacja programu żóltych certyfikatów przez 5 lat

7,1 Scenariusz pesymistyczny brak wsparcia programu żóltych certyfikatów

NPV

PLN x1000

111614,4

92397,2

74479,9

IRR

14,5

12,8

9,4

DPBP

lat

7,2 Scenariusz realistyczny: WACC = 12% 85306,1

9,0 Scenariusz pesymistyczny: WACC = 14% 65072,8

PLN x1000

6,7 Scenariusz bazowy: WACC = 9,9% 111614,4

IRR

14,5

12,3

10,4

DPBP

lat

6,7

7,1

7,6

metrem decyzyjnym o prowadzeniu

[5] Maryniak L., Kryteria wyboru technologii CHP dla przedsiębiorstwa produkcji spożywczej, Agro-Industry 3/2011. [6] Maryniak L., Kogeneracja w przedsiębiorstwie 3x40%, Agro-Industry 2/2011. [7] Maryniak L., Proces inwestycyjny technologii CHP/QUAD w przedsiębiorstwie produkcji spożywczej, Agro-Industry 4/2011. [8] Maryniak L., Energy savings in food industry– practical solutions in Coca Cola Hellenic, Krajowa Agencja Poszanowania Energii KAPE, program EINSTEIN Expert-system for an INtelligent Supply of Thermal Energy in Industry, Warszawa 2009. [9] Michalak J., Analiza porównawcza efektywności ekonomicznej inwestycji w elektrowniach, materiały XXV konferencji z cyklu: Zagadnienia surowców energetycznych i energii w gospodarce krajowej, Zakopane, 9-12.10.2011r., link: http:// www.min-pan. krakow.pl/se/pelne.../k25.../k25mk_michalak_z. pdf, z dnia 30 lipca 2012r. [10] Muras Z., Nowe zasady rozliczania kolorowych certyfikatów- szansa na optymalizację kosztów zakupu energii elektrycznej przez odbiorców, Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa 2010, http://www.tge.pl/files/04-2010/30-04-2010/ rozliczaniekolorowozechp.pdf z dnia 06 września 2011. [11] Piątek R., Możliwości pozyskiwania dofinansowania do inwestycji kogeneracyjnych w ramach Mechanizmu Finansowego Europejskiego Obszaru Gospodarczego (Mechanizm Finansowy EOG szansą dla rozwoju gospodarczego w Polsce), link: http: //www.nilu.pl/download/ RP_mfkogenMFEOG.pdf, z dnia 15 maja 2012r. [12] Rogowski W., Rachunek efektywności inwestycji, Wydanie drugie poszerzone, Oficyna Walters Kluwer Business, Kraków 2008. [13] Rogowski W., Michalczewski A., Zarządzanie ryzykiem w przedsięwzięciach inwestycyjnych. Ryzyko walutowe i ryzyko stopy procentowej, Oficyna Ekonomiczna, Kraków 2005. [14] Union, http:// www.union.dk/, z dnia 20 czerwca 2012.

Parametry NPV

Warto zapamiętać Wprowadzenie technologii własnej

powyższej inwestycji.

produkcji mediów energetycznych CHP/

• rosnące koszty gazu ziemnego mogą

QUAD jest ważnym działaniem w kierunku

ograniczyć zyskowność powyższej

promowania odpowiedzialności przedsię-

inwestycji.

biorstw i niemal wszystkich pracowników

Przedstawione wyniki modelu obli-

za realizację celów poprawy zużycia

czeniowego są teoretyczne. W dalszym

mediów energetycznych w przedsiębior-

kroku powinna być przeprowadzona

stwie. Jest to jednak technologia zarówno

retrospektywna ocena opłacalności

dla dojrzałych poziomem zarządzania

takiego przedsięwzięcia inwestycyjnego

przedsiębiorstw ale, też i dla tych, którym

(ex post).

wyczerpały się możliwości redukcji

Ze względu na ciągłe obniżanie zy-

kosztów lub mają problemy techniczne

skowności branży produkcji spożywczej,

z zakupem energii na danym terenie.

misją autora było podzielenie się wynikami

W obecnym czasie ścisłej specjalizacji

własnych badań, w celu wsparcia krajo-

przedsiębiorstw, koncentrowanie się na

wych przedsiębiorstw w poszukiwaniu no-

wiodących zadaniach (core bussiness)

wych rozwiązań operacyjno-finansowych.

jest priorytetem. Najbardziej korzystne wydaje się być zastosowanie opisanego wyżej systemu finansowania inwestycje typu BOO lub BOOT. Dokonana ocena rachunku efektywności inwestycji CHP/QUAD wykazuje że: • spłata inwestycji jest długookresowa i bez wsparcia inwestycji w postaci sprzedaży „żółtych certyfikatów” będzie nieopłacalna. • kapitał inwestycyjny w tym jego koszt pozyskania jest kluczowym para-

e-w ydanie do pobrania na:

Literatura [1] Carrier 16JL/JLR Absorption Chiller - Heating and Air Conditioning - Carrier http:// www. ahi-carrier.com.au/product.cfm?...43...52/, z dnia 20 czerwca 2012. [2] GE Energy - Jenbacher Gas Engines - Power Technology, http:// www.power-technology. com/.../jenbacher/, z dnia 20 czerwca 2012. [3] Horngren C.T., Sundem G.L., Stratton W.O., Introduction to Management Accounting, wydanie dziesiąte, Prentice-Hall International, Inc. 1996. [4] Kamrat W., Ocena ryzyka przy realizacji inwestycji energetycznych, Wokół Energetyki, październik 2007r., link: http:/ www.ryzyko-w-obrocie-energia.cire.pl/pliki/2/ocena.pdf, z dnia 30 lipca 2012r.

www.apbiznes.pl

3/2012

Tab. 5. Rachunku efektywności inwestycji dla zmiennych niezależnych takich jak: ceny „żółtych certyfikatów”, ceny gazu oraz zmiany WACC, na podstawie analizy wrażliwości przedstawionej jako scenariusze: bazowy, realistyczny i pesymistyczny. Źródło: Opracowanie własne

kogeneracja w energetyce i przemyśle technika i ekonomia

Gazowe układy kogeneracyjne małej mocy

Przeprowadzono ocenę wpływu wybranych parametrów technicznych, eksploatacyjnych i cenowych na wskaźniki opłacalności budowy gazowych układów ko generacyjnych małej mocy. Analizy dokonano na przykładzie układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym lub turbiną gazową zasilanych gazem ziemnym systemowym lub gazem z odmetanowania kopalni. Określono wpływ sprawności elektrycznej modułu CHP i eksploatacyjnego wskaźnika skojarzenia na podstawowe składniki kosztów i przychodów z eksploatacji układu.

W ostatnich dwóch dekadach

Czynniki WPŁYWAJĄCE NA EFEKTYWNOŚĆ ekonomiczną układów kogeneracyjnych

obserwuje się na świecie niezwykle dynamiczny przyrost liczby i mocy układów energetyki gazowej, a zwłaszcza

możliwości czy wykonalności. Wnioski z takich analiz mogą być też pomocne w procesie techniczno-ekonomicznej optymalizacji doboru układu i warunków jego eksploatacji.

układów kogeneracyjnych. Coraz bardziej

Efektywność ekonomiczna budowy

znaczący w tej grupie staje się udział

układu CHP (wyrażona np. wartością bieżą-

Jako miarę opłacalności projektu

cą projektu NPV) zależy od wielu czynników,

inwestycyjnego można przyjąć podsta-

się w obszar energetyki rozproszonej

Janusz Skorek

spośród których najważniejsze to:

wowy wskaźnik dyskontowy jakim jest

[1], [2].

Profesor zwyczajny w Zakładzie Termodynamiki, Gospodarki Energetycznej i Chłodnictwa Politechniki Śląskiej

• przebieg zmienności zapotrzebowa-

wskaźnik NPV:

układów CHP małej mocy wpisujących

Za stosowaniem zasilanych paliwami gazowymi układów CHP przemawia wiele przesłanek, wśród których do najważniejszych można zaliczyć: • w ysokie sprawności energetyczne urządzeń i bardzo małe wskaźniki emisji, • optymalne dopasowanie układu do potrzeb odbiorcy,

nia na ciepło i energię elektryczną,

NPV =

• cena paliwa, ciepła i energii elektrycz-

CFt

t =0

nej, świadectw pochodzenia energii

gdzie:

elektrycznej,

CFt – przepływy pieniężne (dla obliczeń

• konfiguracja i tryb pracy układu CHP.

NPV)w kolejnym roku t (rok zerowy

Najkorzystniejsze efekty są uzyskiwa-

uwzględnia poniesione nakłady inwe-

ne, gdy układ dobrano optymalnie

stycyjne), r – stopa dyskonta dla danego

dla danych warunków technicznych

projektu, N – założona liczba lat eksplo-

i ekonomicznych.

atacji układu. Podstawowym warunkiem

• m ożliwość spalania gazów od-

Ostateczny efekt ekonomiczny budo-

opłacalności projektu jest uzyskanie

padowych (np. biogazów, gazów

wy układu kogeneracyjnego zależy od

w czasie okresu N lat eksploatacji wartości

kopalnianych itp.),

wielu czynników, które można podzielić

NPV większej od zera (NPV>0). Oznacza

• możliwość lokalizacji układu blisko

na dwie zasadnicze grupy:

to, że wartość przepływów finansowych

odbiorców.

• czynniki techniczno-eksploatacyjne

CFt musi być większa od zera:

Wszystkie wymienione przesłanki

• czynniki makroekonomiczne.

CFt > 0

(mikroekonomiczne),

ĺ (1 + r )

W skład przepływów finansowych wchodzą następujące podstawowe

przemawiają za rozwojem kogeneracji

Pomiędzy parametrami technicz-

gazowej małych mocy. Należy jednak

nymi i eksploatacyjnymi a czynnikami

składniki:

podkreślić, że o podjęciu ostatecznej

makroekonomicznymi istnieją zależności,

CFt @ S - K - P = S - K - p ( S - K - F - A)

decyzji inwestycyjnej i o wyborze konkret-

których znajomość pozwala skuteczniej

gdzie:

nej konfiguracji układu musi zdecydować

przeprowadzać dobór struktury układu

S – suma rocznych przychodów;

rachunek ekonomiczny.

energetycznego na poziomie studiów

K – suma rocznych kosztów;

3/2012

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

A – roczny odpis amortyzacyjny;

Przychody ze sprzedaży ciepła Sel określa zależność:

P – podatek dochodowy; p – stopa podatku dochodowego

E chf

S Q = QcQ

(np. p = 19%);

gdzie:

F – koszty finansowe.

Q to ilość ciepła a to jednoskładnikowa (uśredniona) cena ciepła.

Ze struktury przepływów finansowych

Relację pomiędzy ilością energii

wynika (i z faktu, że podatek dochodowy

elektrycznej Eels a ilością ciepła użytecz-

jest zawsze mniejszy od różnicy S – K),

nego Q określa eksploatacyjny wskaźnik

że warunek CFt>0 może być spełniony

skojarzenia σ:

tylko wtedy, gdy przychody S są większe

od kosztów K: D S - K = S - K > 0 lub z S - K =

S > 1 Ţ max K

W skład strumieni przychodów i kosztów wchodzi znaczna liczba

Stąd:

SQ =

E els Q

E els cQ s

Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia Sśp wynikają z zależności:

składników, ale w praktyce dla układów

S sp = E elCHP c sp

energetycznych są to przede wszystkim:

gdzie:

1) Przychody S:

Eel ,CHP [MWh]

• sprzedaż energii elektrycznej (lub

nej wytworzonej w wysokosprawnej

– ilość energii elektrycz-

• sprzedaż ciepła SQ

– ilość energii chemicznej paliwa

zużytego w układzie CHP Q – ilość ciepła użytkowego wytworzonego w kogeneracji. Podstawowym składnikiem kosztu eksploatacji układu CHP jest głównie koszt zakupu paliwa Kf : K chf = E chf c chf

gdzie cchf cena jednostki energii chemicznej paliwa (np. zł/GJ) Ilość zużytej energii chemicznej paliwa i ilość energii elektrycznej brutto Eel z modułu CHP wiąże ze sobą parametr techniczny modułu CHP jakim jest sprawność elektryczna: E h el = el E chf Analizując strukturę zależności określających wartości wybranych

kogeneracji.

uniknięty zakup) Sel

gdzie:

W warunkach polskich [3], [4] ilość

składników przepływów finansowych

• sprzedaż świadectw pochodzenia Sśp

energii wytworzonej w wysokosprawnej

można wydzielić te parametry, które

2) Koszty K:

kogeneracji określa zależność:

mają najistotniejszy wpływ na wskaźniki

• k oszt zakupu paliwa dla modułu gdzie:

kogeneracyjnego Kf • k oszt zakupu świadectw pocho-

E elCHP = bE el

opłacalności gazowego układu kogeneracyjnego:

Eel oznacza całkowitą (brutto) ilość energii

a) Parametr techniczny:

elektrycznej wytworzonej w module CHP.

• odpisy amortyzacyjne Kam

Wartość parametru b może się zmieniać

• s prawność elektryczna modułu CHP h el

• p odatek akcyzowy od sprzedaży

od 0 do 1 i zależy przede wszystkim od

b) Parametr eksploatacyjny:

dzenia Kś

energii elektrycznej Kakc.

tzw. sprawności ogólnej układu CHP

wskaźnik skojarzenia s

W przypadku układów CHP zasi-

oraz wskaźnika oszczędności energii

c) Cena:

lanych gazem ziemnym kluczowe dla

chemicznej paliwa PES. Uzyskanie

• zakupu energii chemicznej paliwa cchf ,

efektywności ekonomicznej są cztery

odpowiedniej wartości wskaźnika PES

• - energii elektrycznej cel ,

składniki: Sel, SQ, Sśp oraz Kf .

(PES>10% lub PES>0; [4]) jest warunkiem

• - świadectw pochodzenia cśp .

Przychody ze sprzedaży energii

koniecznym do uzyskania świadectw

Ustalenie nawet szacunkowych ale

pochodzenia z wysokosprawnej kogene-

ogólnych relacji określających wpływ

racji. W przypadku uzyskania wymaganej

tych parametrów na wskaźniki opłacal-

wartości wskaźnika PES o wartości

ności jest złożone i wymagałoby zebrania

gdzie:

parametru b decyduje przede wszystkim

i opracowania bardzo dużej liczby da-

Eels to ilość energii elektrycznej a cel to

wartość sprawności ogólnej h CHP :

nych statystycznych. Dla węższych

elektrycznej Sel określa zależność:

S el = E els c el

jednoskładnikowa (uśredniona) cena energii elektrycznej.

e-w ydanie do pobrania na:

h CHP =

www.apbiznes.pl

E el + Q E el + E el / s = E chf E chf

grup projektów jest to jednak możliwe, przynajmniej w wymiarze jakościowym.

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle technika i ekonomia

Analiza przykładowego projektu BUDOWY gazowego układu kogeneracyjnego

przyjęto, że ich parametry techniczne

Z porównania wyników analizy

wynikać będą z dopasowania po stronie

technicznej wynikają następujące pod-

mocy cieplnej. Ze wstępnej analizy prze-

stawowe wnioski:

biegu zapotrzebowania na moc cieplną

• układ z turbiną gazową charaktery-

Szacunkową ocenę wpływu naj-

(Rys. 3) oraz oferty rynkowej silników

zuje się znacznie mniejszym nominal-

istotniejszych parametrów technicznych,

tłokowych i turbin gazowych określono

nym i eksploatacyjnym wskaźnikiem

eksploatacyjnych cenowych na opła-

nominalną moc cieplną modułów CHP

skojarzenia co jest głownie wynikiem

calność inwestycji przeprowadzono na

na poziomie 6 – 7 MWTh.

małej sprawności elektrycznej turbiny

przykładzie układu CHP małej mocy

Podstawowe parametry techniczne

(około 6 MW cieplnych) z silnikiem

i eksploatacyjne analizowanych modułów

gazowym (Rys. 2) lub turbiną gazową

CHP przedstawia tabela 1.

(Rys. 1). Urządzenia te różnią się przede

dla odbiorcy końcowego (poprzez wydzieloną linię kablową) oraz ciepło grzewcze w postaci gorącej wody sprzedawanej do lokalnej sieci ciepłowniczej. Ciepło to po-

• s prawność ogólna modułu CHP z silnikiem tłokowym jest o około 20% wyższa aniżeli dla modułu

Silnik gazowy Turbina gazowa (2 sztuki)

wszystkim sprawnością elektryczną. Układ produkuje energię elektryczną

gazowej,

Moc nominalna cieplna*, MWth

6,09

6,76

Moc nominalna elektryczna, MWel

6,71

3,52

Sprawność elektryczna, %

44,9

27,9

Nominalny wskaźnik skojarzenia snom

1,1

0,52

z turbina gazową (przy podobnym wykorzystaniu mocy cieplnej silnik tłokowy produkuje znacznie więcej energii elektrycznej), Wskaźnik oszczędności energii chemicznej paliwa PES w przypadku

krywa zapotrzebowania na moc zgodnie z wykresem uporządkowanym przedsta-

Tab. 1.

wionym na Rys. 3. Układ jest wyposażony

Charakterystyka techniczna analizowanych modułów kogeneracyjnych

Z analizy nominalnych parametrów

modułu z turbiną gazową wynosi 8,3%

technicznych wynika, że przy porów-

(a więc jest niższy od granicznej wartości

nywalnej mocy cieplnej gazowe silniki

PESgr = 10%). Oznacza to, że pomimo

tłokowe charakteryzują się zdecydowania

dość wysokiej sprawności ogólnej

cieplną wynosi około 9,5 MWTh. Przyjęto,

wyższą sprawnością elektryczną i wskaź-

układu nie będzie możliwe pozyskanie

że moduł CHP (silnik tłokowy lub turbina

nikiem skojarzenia.

świadectw pochodzenia z wytworzenia

w gazowy kocioł rezerwowo-szczytowy. Maksymalne zapotrzebowanie na moc

gazowa) pokrywa zapotrzebowanie

W oparciu o dane techniczne

na moc cieplną na poziomie 6 MWTh

urządzeń i przebieg zapotrzebowania

(wyższe moce cieplne są pokrywane

na moc cieplną wyznaczono roczne

W oparciu o wskaźniki technicz-

z udziałem kotła gazowego).

eksploatacyjne wielkości techniczne

ne przeprowadzono wstępną analizę

Do analizy przyjęto także, że układy

charakteryzujące pracę analizowanych

opłacalności budowy układu CHP dla

CHP mogą być zasilane dwoma paliwami

układów CHP (Tabela 2). Przyjęto roczny

4 wariantów techniczno-eksploatacyj-

różniącymi się przede wszystkim ceną

czas pracy modułów CHP wynoszący

nych (silniki tłokowe, turbina gazowa,

zakupu:

8500 godzin.

gaz ziemny gaz kopalniany) w celu

energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji),

• gazem ziemnym wysokometano-

Odbiorniki ciepła

w ym (cena jednoskładnikowa

Woda 90oC

cchf = 40 zł/GJ),

Gaz ziemny

• m etanow ym ga zem kopalnia-

NTG

nym (c ena je dnosk ładnikowa

Powietrze

cchf = 5 zł/GJ), W celu zapewnienia w miarę wiarygodnej płaszczyzny porównania efektywności ekonomicznej układów CHP

3/2012

Rys. 1. Uproszczony schemat układu CHP z turbiną gazową

Kocioł gazowy

Turbina gazowa

Woda 50oC

Spaliny z TG np. 550oC

Spalinowy podgrzewacz wody

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Rys. 2.

Odbiorniki ciepła

Uproszczony schemat układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym

Woda 90 C

Kocioł gazowy

Spaliny z silnika

W Tabeli 4 zestawiono udziały procentowe najważniejszych strumieni przychodów i kosztów dla poszczególnych amortyzacyjne rozłożono równomiernie na wszystkie 12 lat eksploatacji (niezależnie od rodzaju środka trwałego).

Spaliny do otoczenia

Z danych zawartych w Tabelach 3 i 4 wynika, że w przypadku stosowania

Woda 50 C

N SG

ków opłacalności przedstawia Tabela 3.

wariantów. Dla uproszczenia odpisy

Spalinowy podgrzewacz wody

Mieszanka paliwowa

drogiego paliwa (gaz ziemny) wskaźniki

Silnik gazowy

Wartości wyznaczonych wskaźni-

opłacalności są w miarę pozytywne tylko w przypadku układu z silnikami

Chłodnica wentylatorowa

QNT

tłokowymi. Układ z turbiną gazową jest zupełnie nieopłacalny. Jest to wynik przede wszystkim małej sprawno-

wyznaczenia podstawowych wskaźników

• cena zakupu gazu kopalnianego: 5 zł/GJ

opłacalności (NPV, NPVR, IRR DPB). Do

• cena sprzedaży energii elektrycznej

analizy opłacalności przyjęto następujące

odbiorcy końcowemu (średnia jedno-

założenia i dane finansowe (ceny bez

składnikowa): 295 zł/MWh

podatku VAT, tzn. netto):

• cena sprzedaży ciepła: 35 zł/GJ

• stopa dyskonta dla projektu: 8,9%

• cena sprzedaży świadectw pocho-

• czas eksploatacji układu CHP: 12 lat • cena zakupu gazu ziemnego (średnia

dzenia „żółtych”: 128 zł/MWh • cena sprzedaży świadectw pocho-

jednoskładnikowa): 40 zł/GJ

dzenia „fioletowych”: 55 zł/MWh.

ści wytwarzania energii elektrycznej w układzie z turbina gazową oraz bardzo wysokiego udziału (bezwzględnego i względnego) kosztów zakupu paliwa w całkowitych kosztach (tu na poziomie Tab. 2.

80%!). Nawet jednak w przypadku

Podstawowe parametry eksploatacyjne układu CHP (wielkości roczne)

silnika tłokowego stosunek rocznych przychodów do kosztów jest tylko nieznacznie większy od jedności (dla układu z turbiną gazową koszty są o ponad 50% wyższe od przychodów),

Układ

Silnik gazowy (2 sztuki)

Turbina gazowa

co sprawia, że wskaźniki opłacalności

Moc w paliwie do modułu CHP

14,94

12,62

1,10

0,52

zmiany podstawowych parametrów

Nominalny wskaźnik skojarzenia snom

są bardzo wrażliwe na niewielkie nawet cenowych i eksploatacyjny

Zużycie energii chemicznej paliwa w module CHP

457 160

386 065

Zużycie energii chemicznej paliwa w kotłach

4 488

3 176

się poprawia w przypadku stosowania

Energia elektryczna wyprodukowana brutto

MWh

57 018

29 920

znacznie tańszego paliwa jakim jest

Energia elektryczna wyprodukowana netto

MWh

55 307

29 022

gaz kopalniany. Koszt zakupu spada

Energia elektryczna z wysokosprawnej kogeneracji

MWh

45 861

0 (18412)

Sprawność ogólna CHP [3]

69,11

57,1

kilkukrotnie, co sprawia też, ze udział tego

Wskaźnik PES [3]

19,80

8,30

Ciepło użytkowe z modułu CHP

110 830

111 899

Ciepło użytkowe z kotła

4 023

2 954

Eksploatacyjny wskaźnik skojarzenia

1,85

0,96

Stosunek wskaźników skojarzenia s/snom (Stopień wykorzystania nominalnej mocy cieplnej modułu CHP)

0,59

0,54

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Opłacalność projektu radykalnie

kosztu w kosztach całkowitych znacząco się obniża (do poziomu zaledwie 30 – 35%). Przy tych samych przychodach koszty są ponad dwa razy mniejsze dla obydwu układów. Stąd nawet w przypadku układu z turbiną gazową uzyskuje

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle technika i ekonomia 10 000 9 000 8 000

Moc cieplna, kW

kogeneracji stanowi od 68 aż do 85%

Rys. 3. Uporządkowany wykres zapotrzebowania na moc cieplną

Nominalna moc cieplna CHP z turbiną gazową

7 000 6 000

Nominalna moc cieplna CHP z gazowym silnikiem tłokowym

5 000

Wnioski Z przeprowadzonych analiz wynikają następujące wnioski: • Podstawowym parametrem tech-

Zapotrzebowanie na moc cieplną u odbiorców

4 000

całości przychodów!

3 000

nicznym mającym wpływ na wskaź-

2 000

niki opłacalności układu CHP jest

1 000

sprawność elektryczna modułu CHP h el a podstawowym parametrem

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

eksploatacyjnym jest rzeczywisty

Czas, h

Gaz ziemny

Nakład inwestycyjny NPV NPVR=NPV/CNI DPB IRR

mln. zł mln. zł zł/zł lata %

wskaźnik skojarzenia s ;

Silnik tłokowy

Turbina gazowa

Silnik tłokowy

Turbina gazowa

19,2 8,300 0,432 8 16,3

14,0 -53,8 -3,9 -

19,2 74,7 3,679 1,8 61,7

14,0 39,7 2,845 2,2 51,3

• Podstawowymi parametrami ceno-

Tab. 3.

Gaz kopalniany

Podstawowe wskaźniki opłacalności układu CHP

wymi mającymi wpływ na wskaźniki opłacalności układu CHP jest cena zakupu energii chemicznej paliwa cchf, cena energii elektrycznej cel oraz cena świadectw pochodzenia cśp; • Dla układów CHP zasilanych drogim

się niezwykle korzystne (jak na układy

układu CHP podstawową pozycję

energetyczne) wskaźniki opłacalności.

zajmuje tu energia elek tr yczna.

Ze struktury przychodów ze sprze-

Sprzedaż prądu oraz świadectw

daży wynika, że w każdym wariancie

pochodzenia z w ysokosprawnej

paliwem (np. gazem ziemnym syste-

Tab. 4. Udziały podstawowych strumieni finansowych przychodów i kosztów

mowym) najbardziej celowa jest tu budowa układów produkujących prąd na potrzeby wydzielonych odbiorców końcowych lub pokrywających potrzeby własne (wysoka cena prądu);

Gaz kopalniany

• Dla układów CHP zasilanych tanim pa-

Silnik Turbina Silnik Turbina tłokowy gazowa tłokowy gazowa

liwem (np. metanowy gaz kopalniany

Gaz ziemny

Przychody (rocznie, netto) Sprzedaż energii elektrycznej do odbiorcy końcowego Sprzedaż ciepła Sprzedaż świadectw pochodzenia „żółtych” (gaz ziemny) lub „fioletowych” (gaz kopalniany) Razem Koszty (rocznie, netto) Koszty zakupu paliwa dla modułu CHP Koszty zakup gazu ziemnego dla kotła rezerwowo-szczytowego Koszt zakupu świadectw „zielonych” Roczny odpis amortyzacyjny Podatek akcyzowy od energii elektrycznej Roczne odpisy na remonty kapitalne i bieżące, serwis, materiały eksploatacyjne itp. Koszty płac Koszt zakupu świadectw pochodzenia „czerwonych”, „żółtych” i „fioletowych”) Koszty emisji do atmosfery (bez kosztu zakupu uprawnień do emisji CO2) Razem Stosunek Sprzedaż/Koszty

3/2012

62,3% 15,3% 22,4% 100,0%

70,3% 29,7% 0,0% 100,0%

76,3% 18,8% 4,9% 100,0%

68,0% 32,0% 0,0% 100,0%

76,8% 0,8% 6,1% 6,7% 4,6% 1,4% 1,2% 2,2% 0,2% 100,0% 1,18

81,6% 0,8% 4,1% 5,3% 3,0% 1,1% 1,5% 1,5% 0,3% 100,0% 0,65

29,3% 0,3% 18,8% 20,3% 14,0% 4,3% 3,7% 6,7% 0,6% 100,0% 2,72

36,5% 0,4% 14,6% 19,1% 10,9% 4,0% 5,4% 5,2% 1,0% 100,0% 2,36

a zwłaszcza biogazy fermentacyjne) korzystne wskaźniki opłacalności można uzyskać dla nawet stosunkowo niskich sprawności elektrycznych modułu CHP i niezbyt wysokich rzeczywistych wskaźnikach skojarzenia. Literatura [1] Skorek J.: Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2002. [2] Skorek J., Kalina J.: Gazowe układy kogeneracyjne. WNT. Warszawa 2005 [3] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września; Dz. U. Nr 185, poz. 1314 [4] Ustawa z dnia 10 kwietnia 2007 Prawo energetyczne – Stan prawny na dzień 11 marca 2010.

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle artykuł promocyjny

Poligeneracja Zagadnienie skojarzonej produkcji energii rozumianej jako kogeneracja jest coraz lepiej znane i co ważniejsze, coraz częściej stosowane. Produkcję prądu i ciepła za pomocą agregatów kogeneracyjnych prowadzi większość oczyszczalni ścieków (jak np. opisywana w numerze oczyszczalnia w Dębicy), coraz więcej opalanych biogazem źródeł kogeneracyjnych powstaje wraz z rozwojem rynku biogazowni (np. biogazownia ﬁrmy Biogal w Boleszynie), a i również kogeneracja pracująca w oparciu o gaz ziemny staje się coraz popularniejsza w zakładach przemysłowych i ciepłowniach (MPEC Olsztyn). Wciąż jednak niewiele jest przykładów instalacji, gdzie agregat kogeneracyjny jest bazą dla generowania innych, pochodnych mediów.

Powszechnie wiadomo, że moduł kogeneracyjny produkuje prąd (niskiego lub średniego napięcia) oraz ciepło o parametrach ciepłej wody użytkowej 90oC/70oC. Jednak trzeba nieco bardziej zagłębić się w temat kogeneracji, aby

Dorota Szczepanik Centrum Elektroniki Stosowanej CES Sp. z o.o.

wiedzieć, że łatwo odebrać z modułu kogeneracyjnego ciepło o różnych parametrach: nie tylko najczęściej wykorzystywane, w temperaturze ok. 85-90oC, lecz także ciepło wysokotemperaturowe Moduł kogeneracyjny w zakładach MWS Tymbark

Agregat kogeneracyjny

3/2012

(ok. 400 oC) oraz, niestety najrzadziej

są bezpośrednio jako medium grzewcze

wykorzystywane, ciepło o temperatu-

o wysokiej temperaturze.

rze ok. 40 oC. Różnorodność otwiera

Rozwinięciem zagadnienia wykorzy-

nowe możliwości. Oprócz tradycyjnych

stania ciepła jest... produkcja chłodu.

zastosowań kogeneracyjnego ciepła do

Umożliwiają to chillery absorpcyjne,

produkcji ciepłej wody użytkowej i dla

które wykorzystując ciepło dostarczają

celów grzewczych, osobno odebrane

wodę lodową o temperaturze ok. 7oC,

ciepło wysokotemperaturowe może

która może być wykorzystywana np.

być skierowane do wytwornicy pary

w klimatyzacji. Skojarzone układy pro-

i wykorzystane w niej do produkcji pary.

dukujące oprócz energii elektrycznej

Znane są też rozwiązania przemysłowe,

i ciepła chłód nazywane są trigene-

gdzie gorące spaliny wykorzystywane

racyjnymi, zaś gdy produkowana jest

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Unilever

większa różnorodność

inwestuje w środowisko

mediów, np. dodatkowo jeszcze para wodna, mówi się już o poligeneracji. Czy taka mnogość mediów jest rzeczywiście potrzebna? Okazuje się, że tak. Wiele zakładów produkcyjnych w najróżniejszych branżach Wytwornica pary w zakładach MWS Tymbark

w swoich ciągach technologicznych wykorzystuje

parę, zaś ciepło dla celów socjalnych i chłód dla klimatyzacji znajdzie zastosowanie w każdym biurze. Jednym z pierwszych zakładów, gdzie zastosowano tego typu układ poligeneracyjny jest prężnie rozwijający się, nowoczesny zakład MWS Tymbark, znany producent soków i napojów. Wiosną bieżącego roku firma Centrum Elektroniki Stosowanej CES z Krakowa zakończyła tam prace związane z wdrożeniem takiego rozwiązania. Sercem układu jest moduł kogeneracyjny firmy MWM o mocy elektrycznej 999kW. Ponad 400kW ciepła wysokotemperaturowego umożliwia pracę wytwornicy pary o wydajności 600 kg/h, 12 bar. Natomiast ponad 500kW ciepła o temperaturze ok. 90oC w okresie jesienno-zimowym zasila zakładowe węzły grzewcze, zaś z nadejściem cieplejszych dni coraz więcej tego ciepła kierowane jest do chillera absorpcyjnego, o maksymalnej mocy 400kW chłodu. Jak wiadomo, inwestycje w moduły kogeneracyjne zwracają się najszybciej gdy produkowane przez nie ciepło jest w pełni wykorzystane, zatem warto pamiętać o dodatkowych możliwościach, jakie dają układy poligeneracyjne.

szyscy znają lody Algida i Magnum. Niewielu jednak wie, że produkowane są pod Gdańskiem, w Baninie, w supernowoczesnej fabryce należącej do Unilever. Jeszcze mniejsza grupa zdaje sobie sprawę, że tutejsze Janusz lody powstają w zakładzie, gdzie Zakręta ogromną wagę przykłada się do AGROindustry spraw środowiskowych. Również dlatego, że inwestycje w infrastrukturę obniżają koszty funkcjonowania. Oraz oczywiście z myślą o przyszłych pokoleniach.

Nowa podczyszczalnia ścieków 7 września w fabryce lodów firmy Unilever w Baninie k. Gdańska została uroczyście otwarta nowoczesna biologiczno-chemiczna podczyszczalnia ścieków. Warta 2 mln € inwestycja jest kolejnym etapem realizacji planu „Życie w sposób zrównoważony” firmy Unilever, który zakłada znaczne ograniczenie wpływu firmy na środowisko naturalne. Nowa podczyszczalnia pozwoli także zneutralizować odpady organiczne powstałe przy produkcji lodów. Głównym zadaniem podczyszczani jest obniżenie poziomu zanieczyszczeń odprowadzanych w ściekach z zakładu. Jako wskaźnik służący do pomiaru poziomu zanieczyszczenia ścieku używana jest wartość ChZT (chemiczne zapotrzebowanie tlenu do utleniania związków organicznych i nieorganicznych zawartych w ściekach). Celem podczyszczalni jest obniżenie wartości zanieczyszczeń ChZT w ściekach. Instalacja pozwala na oczyszczanie do 240 m 3 ścieków na dobę.

Warta 2 mln Euro nowatorska inwestycja, wyposażona w najnowocześniejsze technologie tlenowego i beztlenowego oczyszczania ścieków przemysłowych, spełnia najwyższe światowe standardy środowiskowe. To nie koniec – powstały w procesie podczyszczania biogaz wykorzystamy na potrzeby podczyszczalni, a nadwyżki – do wytwarzania energii dla całej fabryki – powiedział Marcin Szymański, dyrektor fabryki w Baninie

Wydajność instalacji: Liczba etapów oczyszczania:

do 240 m3/dobę 5

Ilość 500-900 produkowanego 3 biogazu (prognoza): m /dobę Redukcja zanieczyszczeń:

-97%

Powierzchnia oczyszczalni:

400 m2

Struktura oczyszczalni:

hala technologiczna oraz 4 zbiorniki o wysokości 7-11m

Tab. 1. Podczyszczalnia w liczbach

Instalacja technologiczna układu poligeneracyjnego

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

W 2011 roku, w stosunku do poziomu z 2010 roku, Unilever zredukował zużycie wody (na tonę produkcji): w fabryce w Katowicach o 10%, natomiast w fabryce w Bydgoszczy o prawie 6%. W fabryce w Baninie zostało zwiększone zużycie wody używanej w produkcji o 26% a w Poznaniu o 36%. To efekt zwiększenia skali produkcji i zrealizowanych inwestycji. W 2012 roku w każdym z zakładów produkcyjnych w Polsce planowane jest zmniejszenie zużycia wody o minimum 2% w stosunku do poziomu z 2011 roku.

kogeneracja w energetyce i przemyśle technika i zastosowanie

Wykorzystanie gazu z odmetanowania kopalń do produkcji energii elektrycznej

Doświadczenia ﬁrmy Caterpillar Metan zakumulowany w pokładach węgla (ang. coal seam methane, CSM) znacząco przyczynia się do globalnego ocieplenia. Jako produkt uboczny powstawania węgla w podziemnych złożach, jest on uwalniany podczas wydobycia węgla, ale również po zakończeniu eksploatacji pokładów węglowych.

W zależności od aktywności danej

W tabeli nr 1 przedstawiono typowy

kopalni, wyróżnia się następujące rodzaje

skład gazu kopalnianego w zależności od

metanu kopalnianego:

źródła pochodzenia.

• metan uwalniany podczas bieżącej

Grzegorz Kotte

wyłączonych z eksploatacji. W Europie

Dyrektor ds. Rozwoju Kogeneracji, Eneria Sp. z o.o.

kopalnianego z dziewiczych pokładów

nie praktykuje się ani wydobywania gazu węgla (jest to natomiast prowadzone na przykład w USA i Australii), ani też

eksploatacji pokładów węgla (ang.

W Polsce określenie CMM - Coal Mine

coalgas methane, CGM), który dzieli

Methane - stosowane bywa jako ogólnie

się na metan odzyskiwany z pokładów

związane z odzyskiwaniem metanu z kopal-

wentylacyjnego (jest on wykorzystywany

węgla (ang. coal mine methane, CMM)

ni czynnych i odstawionych, z podziałem na

tylko w Australii).

oraz metan zawarty w powietrzu

zagospodarowania metanu z powietrza

odsysany w kopalniach czynnych (Methane

Metan jest gazem łatwopalnym, który w

wentylacyjnym, usuwanym z kopalni za

from Acticve Mines), odsysany z powietrza

stężeniu od 5 do 15% tworzy z powietrzem

pomocą szybów wentylacyjnych (ang.

wentylacyjnego - VAM Ventilation Air

mieszaninę wybuchową. W związku z

ventilation air methane, VAM),

Methane oraz metan z kopalni porzuconych

powyższym, ze względów bezpieczeństwa,

(tj. AMM).

zawartość metanu w powietrzu nie powinna

• metan wydobywany z kopalń, w których zaprzestano wydobycia węgla (ang.

W praktyce w Europie metan pozyski-

abandoned mines methane, AMM)

wany jest głównie w czynnych kopalniach

• metan z pokładów dziewiczych węgla

węgla charakteryzujących się wysoką

(ang. coal bed methane, CBM).

zawartością metanu, oraz w kopalniach

Rys. 1. Uproszczony schemat układu CHP z turbiną gazową

przekraczać 1,0% na wylocie z rejonowych prądów powietrza, i 0,75% w szybie wydechowym. Właściwe zarządzanie i zagospodarowanie gazu kopalnianego w czynnych, ale i wyłączonych z pracy kopalniach pozwala więc na podniesienie

Typowy skład chemiczny gazu kopalnianego w zależności od źródła pozyskania.

Metan z dziewiczych pokładów węgla kamiennego (CBM)

Metan z czynnych kopalń węgla kamiennego (CMM)

Metan z kopalń w których zakończono eksploatację (AMM )

CH4

90-98%

25-60%

60-80%

CO2

2-5%

1-6%

8-15%

0,1-0,4%

Metan przyczynia się do efektu

7-17%

cieplarnianego, ponieważ nie ulega

1-8%

4-40%

5-32 %

szybkiemu rozproszeniu i ma tendencję

3/2012

bezpieczeństwa pracy górników, ale również na obniżenie szkodliwego wpływu wydobycia węgla na zwiększenie efektu cieplarnianego.

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Zagospodarowanie gazu kopalnianego, 2009

produkcja energii elektrycznej wykorzystanie jako gaz sieciowy spalanie w kotłowni cele przemysłowe pozostałe

do gromadzenia się w ograniczonym

Do roku 2009 na świecie zrealizowano

prądu. Zapewnie też wiele innych korzyści,

obszarze. Metan uwolniony w wy-

ponad 240 projektów wykorzystania gazu

gdyż oprócz ogólnej poprawy jakości

niku wydobycia węgla pozostaje w

kopalnianego. Na rysunku nr 1 przedsta-

powietrza i bezpieczeństwa w kopalniach,

atmosferze przez 15 lat. Obok Stanów

wiono podział projektów ze względu na

metoda ta umożliwia wytwarzanie energii

Zjednoczonych i Chin, najwięcej me-

rodzaj zastosowanej technologii.

elektrycznej i ciepła w miejscu wydobycia.

tanu emitują Ukraina, Australia, Rosja,

Ponad połowa spośród wszystkich

Wyprodukowany prąd i ciepło może być

Indie i Polska. Metan jest uważany za

zrealizowanych projektów (125 aplikacji)

wykorzystane na potrzeby własne w

bardziej szkodliwy od innych gazów

obejmuje wykorzystywanie metanu do

kopalni, lub sprzedane na zewnątrz.

cieplarnianych, ponieważ jego potencjał

produkcji energii elektrycznej gazowych

tworzenia efektu cieplarnianego jest –

silnikach tłokowych. Łączna moc zain-

wg klasyfikacji IPPC – 21 razy większy

stalowana silników opalanych gazem

niż dwutlenku węgla.

kopalnianym z kopalń eksploatowanych

Metan stanowi 14% światowej emisji gazów cieplarnianych do atmosfery, zaś

(CMM) i porzuconych (AMM) to 1 263 MWe.

Dobór odpowiedniej elektrciepłowni wykorzystującejgaz z odmetanowania kopalń Czynnikami niezbędnymi do prawidło-

górnictwo węglowe odpowiada za 6% jego

Kolejne grupy to oczyszczenie gazu i

wego doboru elektrociepłowni opalanej

emisji. W roku 2010 odpowiada to rocznej

wykorzystanie jako gazu sieciowego (37

gazem kopalnianym są: czas niezbędny

emisji w ilości około 400 milionów ton ekwi-

projektów), spalanie w kotłowni (28 projek-

do osiągnięcia pełnej funkcjonalności,

walentnego dwutlenku węgla (MtCO2e).

tów) i wykorzystanie na cele przemysłowe

skład gazu, który będzie wyłapywany,

Przewiduje się, że ilość ta wzrośnie do roku

(12 projektów).

oraz dostępność odpowiedniego sprzętu

2020 osiągając wielkość – w zależności

Jak widać z powyższego zesta-

od źródła danych – do wielkości od 450

wienia, najpopularniejszym sposobem

Do realizacji projektu budowy elektro-

do 793 MtCO2e.

wykorzystywania metanu jest odzyskiwanie

ciepłowni zazwyczaj mija – w zależności

i wsparcia.

Wg danych Wyższego Urzędu Gór-

uwalnianych w procesie wydobycia gazów

od stopnia przygotowania projektu przez

niczego, w latach 1996 – 2006 ilość

kopalnianych, oczyszczenie i użycie go jako

inwestora – od 12 do 18 miesięcy. Czas

wyemitowanego do atmosfery metanu

paliwa do napędzania silników tłokowych

ten obejmuje fazę projektowania, realizacji

towarzyszącego pokładom węgla wzrosła,

w zespołach prądotwórczych. Metoda ta

inwestycji, uruchomienie, rozruch i ruch

mimo spadku wydobycia węgla z 136 mln

bardzo skutecznie minimalizuje negatywny

regulacyjny niezbędny do osiągnięcia

Mg do 97,4 mln Mg i zmniejszenia liczby

wpływ gazów na środowisko, przy jedno-

pełnej funkcjonalności. Czas ten zależy

pracujących kopalń z 63 do 33.

czesnej wysokiej wydajności w produkcji

w znacznym stopniu od dostępności do

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle technika i zastosowanie miejsca wydobycia oraz od złożoności technologicznej samej elektrociepłowni. W celu zwiększenia mobilności i ułatwienia budowy, istnieje możliwość leasingu lub

Rys. 2. Plan zespołu prądotwórczego zasilanego gazem CMM.

wypożyczenia wstępnie skonfigurowanych i umieszczonych w kontenerach kogeneracyjnych zestawów prądotwórczych. Przed wybraniem systemu prądotwórczego zasilanego metanem ze złóż, konieczne jest zbadanie składu i jakości gazu. Należy znać wartość opałową paliwa, liczbę metanową, poziom zanieczyszczeń i zawartość wilgoci. Dane te są niezbędne do opracowania odpowiedniej wstępnej

agregatów prądotwórczych, a także posia-

Gaz pozyskiwany z odwiertów pozio-

obróbki paliwa celem dopasowania jego

danie lokalnego wysoko wykwalifikowanego

mych, wykonanych w obszarze aktualnego

parametrów do konkretnego systemu prą-

serwisu umożliwiającego sprawną realizację

wydobycia (CMM) zawiera zwykle więcej

dotwórczego. Gaz kopalniany, zwłaszcza

prac serwisowych oraz bieżący dostęp do

powietrza. Jego skład to 25-60% metanu,

z nieeksploatowanych pokładów węgla

magazynu części zamiennych.

tlen i azot. Zawartość metanu waha się w zależności od bliskości działalności

(CBM) może być bardzo wysokiej czystości i często nie wymaga dodatkowego oczyszczenia i osuszenia. Z drugiej strony, gaz

wydobywczej i jej nasilenia. Wydobyty metan CMM może być

z odmetanowania eksploatowanej węgla

Układy prądotwórcze na metan ze złóż

magazynowany w dużych zbiornikach

(CMM) czy metan zawarty w powietrzu

węgla różnią się między sobą znacznie, w

do czasu obróbki przed podaniem

wentylacyjnym (VAM) może zawierać

zależności od rodzaju dostępnego gazu.

go na silniki tłokowe. Przy wielkich

znaczne ilości CO2 i innych zanieczyszczeń,

Na przykład, gazy wentylacyjne (VAM)

przedsięwzięciach, jak np. tych prowa-

co pociąga za sobą konieczność stosowa-

zawierają jedynie 0,3-1,5% metanu. Z

dzonych w Chinach, zbiorniki te mieszczą

nia specjalnych instalacji.

powodu tak niskiej zawartości metanu,

około 30 000 m3 gazu CMM. Obróbka

gazy te trudno wykorzystywać w celach

gazu obejmuje odpylanie przez filtry o

energetycznych.

średnicy oczek 10 i 1 µm, osuszanie

Istotnym elementem mającym wpływ na dobór jednostki prądotwórczej jest

Jak działa elektrownia na metan ze złóż węgla

ﬂuktuacja składu gazu. Niektórzy produ-

Inaczej jest w przypadku metanu z

gazu do wartości poniżej 80% wilgotności

cenci oferują układy sterownicze, które

pokładów węgla (CBM). Stosowane są

względnej, a następnie przesyłanie go

automatycznie dostosowują proces do

tutaj układy odgazowujące, powszechnie

przez instalację przesyłową, w której

zmian składu gazu, nanosząc odpowiednie

znane jako układy osuszania gazu.

ciśnienie jest regulowane w granicach

poprawki do mieszanek powietrze/paliwo i

W złożu wykonywane są pionowe lub

od 5 do 35 kPa.

regulując zapłon. Kogeneracyjny agregat

poziome odwierty, z których metan jest

Po tej obróbce wstępnej CMM jest

prądotwórczy może również być chroniony

pozyskiwany próżniowo. Pozyskany w

podawany do zespołu generatorów w

przed wpływem ﬂuktuacji składu gazu po-

ten sposób gaz zawiera zwykle powyżej

pobliżu miejsca wydobycia. Rozdzielnica

przez układ zawierający zbiornik buforowy,

85% metanu i charakteryzuje się bardzo

zapewnia synchronizację, monitorowanie

którego zadaniem jest stabilizacja jego

wysoką jakością w porównaniu do metanu

napięcia, regulację pracy silników oraz

składu przed podaniem go na silnik.

wentylacyjnego (VAM). Gaz o najwyższej

ogólnie zabezpiecza układ.

Niezwykle istotne dla wyboru technologii

jakości pozyskuje się z odwiertów pio-

Typowy plan zespołu prądotwórczego

produkcji energii elektrycznej i ciepła w sko-

nowych wykonanych z dala od obszaru

zasilanego metanem CMM przedstawia

jarzeniu jest też doświadczenie producenta

aktualnego wydobycia.

Rys. 2.

3/2012

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

fot. blueenergy.com.au

Największa na świecie elektrowni na metan ze złóż kopalnianych

W kopalni Sihe, działające na niskoener-

jest stosowany jako realne źródło energii

getyczne paliwo agregaty prądotwórcze

przyjaznej środowisku. Kopalnie Appin

firmy Caterpillar typu G3520C produkują

i Tower w Australii stanowią być może

Caterpillar posiada udokumentowaną

108 MWe energii elektrycznej z metanu

największy projekt energetyczny świata

historię osiągnięć w zakresie zaopatrywania

CBM i CMM. Dodatkowo, ciepło z gazów

wykorzystujący CSM. Działa tam jedna z

w układy prądotwórcze działające na

odlotowych jest odzyskiwane i wykorzy-

największych na świecie instalacji generato-

metan CSM. Najpierw przeprowadzamy

stywane do napędzania turbin parowych,

rów z silnikiem tłokowym. Dziewięćdziesiąt

analizę składu i stabilności gazu, które to

które produkują kolejne 12 MWe. Ponadto,

cztery silniki tłokowe Cat G3516 zużywają

parametry wykorzystuje się przy doborze

zastosowano proces odzyskiwania ciepła

dziennie 600 000 m3 metanu, który w razie

silnika. Doświadczenie firmy Caterpillar

na płaszczu wodnym, który stanowi źródło

potrzeby jest uzupełniany gazem ziemnym.

przy pracy z tego typu źródłem energii

wody gorącej wykorzystywanej do pokrycia

System ten produkuje w trybie ciągłym 94

zaowocowało sukcesami na całym świecie,

potrzeb grzewczych i przygotowania ciepłej

MW prądu, który jest przesyłany do sieci.

m.in. w Chinach, gdzie rozwijająca się

wody użytkowej na terenie kopalni.

Zgodnie z danymi Global Methane

ekonomia stawia wymagania stosowania

Standardowo silnik typu G3520C

Initiative, projekty pozyskiwania energii

rozwiązań zaopatrywania w energię

opalany gazem z odmetanowania kopalń

z CSM są obecnie realizowane w 16

świadomych środowiskowo.

i pracujący w trybie ciągłym posiada moc

krajach, w tym w Australii, Chinach,

W 2006 r., przy wsparciu ze strony

znamionową równą 1966 kWe. Otwarta ko-

Czechach, Niemczech, Polsce, Wielkiej

Amerykańskiej Agencji Ochrony Środowi-

mora spalania umożliwia pracę na paliwie o

Brytanii i USA, gdzie prowadzi się je

ska i kilku innych partnerów federalnych,

ciśnieniu w zakresie od 5 do 35 kPa. Obniża

przy działających kopalniach. Wiele

firma Caterpillar otrzymała zlecenie z Chin

to koszty instalacji o układy dodatkowego

projektów w Niemczech, na Ukrainie,

na dostarczenie układów generatorowych

sprężania, zwykle wymagane w systemach

w Wielkiej Brytanii i USA realizuje się

do kopalni Sihe, na której terenie działa

na paliwo niskoenergetyczne.

także przy kopalniach opuszczonych.

największa na świecie elektrownia CSM.

Proces sekwestrowania metanu z

W Nowej Zelandii, Indiach i RPA prace

Projekt ten, zakończony w 2009 r., był

kopalni Sihe i konwersja go na użyteczną

są w fazie początkowej. W tych trzech

efektem wspólnych wysiłków sektora

energię pozwoli na uniknięcie emisji 40 mln

krajach w działających kopalniach poza

publicznego i prywatnego, realizowanych

ton CO2 w ciągu 20 lat.

wentylacją stosuje się także osuszanie metanu. Włochy są obecnie w fazie oceny

w ramach Global Methane Initiative, inicjatywy kierowanej przez USA, która

Globalne źródło energii

możliwości osuszania gazu w pewnej

skupia obecnie 37 krajów partnerskich, w

Projekt kopalni Sihe to tylko jeden

opuszczonej kopalni. Wszystkie te kraje

tym Chiny oraz kraje Komisji Europejskiej.

owocny przykład tego, jak metan ze złóż

cechuje wysoki potencjał odzyskiwania

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

3/2012

kogeneracja w energetyce i przemyśle technika i zastosowanie

Odmetanowanie kopalń ma istotne znaczenie dla poprawy bezpieczeństwa prowadzenia robót górniczych w kopalniach

i wykorzystywania osuszanego gazu

bowanie kopalni na media energetyczne

w przyszłości, a tym samym zmniej-

i uniezależnić ją od dostaw z zewnętrz.

szenia emisji gazów cieplarnianych do atmosfery.

Oprócz efektów z tytułu produkcji

• ograniczenia skutków ekologicznych związanych z emisją metanu do atmosfery.

Regulacje dotyczące emisji stają się

agregaty kogeneracyjne mają znaczący udział w poprawie bilansu energii biernej,

cyjne, a lokalne rządy wprowadzają nowe

co przynosi wymierne korzyści ekono-

wytyczne związane z ochroną środowi-

miczne obniżenia opłat za ponadnorma-

ska. W tej sytuacji, zmniejszenie emisji

tywny pobór mocy biernej.

metanu ze złóż poprzez wykorzystanie

Niemniej jednak, układy zasilane gazem

go w generatorach prądotwórczych

kopalnianym nie mogą stanowić awaryj-

oferuje właścicielom kopalni sposobność

nego źródła zasilania dla kopalni, gdyż

osiągnięcia dodatkowych zysków przy

w przypadku braku zasilania zewnętrznego

jednoczesnej redukcji negatywnego

następuje wyłączenie z eksploatacji stacji

wpływu na środowisko. Ta dojrzała

odmetanowania, a co za tym idzie – odcię-

technologicznie i sprawdzona metoda

cie dostawy paliwa do silników.

wytwarzania prądu może dać znaczące

Ponadto, całkowity zanik zasilania

pozytywne wyniki, włączając w to zmniej-

uniemożliwia dodatkowo uruchomienie

szenie emisji z kopalni węgla i poprawie-

urządzeń pomocniczych niezbędnych

nie bezpieczeństwa oraz jakości życia

do uruchomienia agregatu. Podsumowując, produkcja ciepła i energii elektrycznej w gazowych agrega-

świecie.

tach kogeneracyjnych wykorzystujących

Warto zapamiętać

gaz z odmetanowania kopalń ma istotne

Produkcja energii elektr ycznej i ciepła z zespołów prądotwórczych wykorzystujących paliwo, jakim jest metan z odmetanowania kopalń, może w znacznym stopniu pokryć zapotrze-

3/2012

ekonomicznych,

tańszej energii czynnej, prądotwórcze

na całym świecie coraz bardziej restryk-

w społecznościach górniczych na

• u zyskania pozytywnych efektów

znaczenie dla: • poprawy bezpieczeństwa prowadzenie robot górniczych w kopalniach, • u niezależnienia energetycznego zakładu,

Bibliografia: • Economic Commission For Europe, Methane to Markets Partnership, Best Practice Guidance for Eﬀective Methane Drainage and Use in Coal Mines. ECE ENERGY SERIES No.31, United Nations, New York and Geneva, 2010 • Badyda K., Możliwości zagospodarowania gazów odpadowych w energetyce lokalnej na przykładzie gazu kopalnianego • Badyda K., Możliwości zagospodarowania gazu kopalnianego w Polsce dla celów energetycznych, Energetyka, czerwiec 2008 • Gatnar K, Kuś G., Kogeneracyjne zespoły prądotwórcze z silnikami gazowymi na gaz z odmetanowania – praca generatorów w układach elektroenergetycznych kopalń Jastrzębskiej Spółki Węglowej S.A. Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne nr 85/2010 • Matrajt D. T., Sustainable solution that reduces emissions and provides an eﬃcient source of energy, CBM Review, February 2012 • Stasińska B., Ograniczenie emisji metanu z kopalń węglowych poprzez katalityczne oczyszczanie powietrza wentylacyjnego, Polityka energetyczna, Tom 12, Zeszyt 2/1, 2009 • Skorek J., Kalina J. Możliwości wykorzystania metanu z pokładów węgla w niemieckich i polskich kopalniach. Praca wykonana w ramach Sieci Współpracy Polsko-Niemieckiej INCREASE

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

Stalowe chłodnie z ciągiem wymuszonym

– przyszłość chłodzenia w energetyce i przemyśle

Wizualizacja obiegu chłodniczego w zakładach petrochemicznych Slovnaft na Słowacji (13 500 m3/godz., zakończenie 2012)

W produkcji przemysłowej istnieje nieustanna potrzeba chłodzenia procesów cieplnych. Czy chodzi o elektrownie cieplne lub jądrowe, stalownie, raﬁnerie czy o produkcję chemiczną i petrochemiczną, cukrownie, mokre chłodzenie jest najczęściej wykorzystywanym typem chłodzenia w aplikacjach przemysłowych. Przy mokrym chłodzeniu ciepła woda wstępuje do chłodni kominowej, gdzie jest chłodzona do niższej temperatury niż suchy termometr, jeżeli powietrze jest relatywnie suche. Ponieważ otaczające powietrze jest napędzane w przeciwnym kierunku niż prąd wody, mała ilość wody odparuje. Energia wymagana do odparowania takiej ilości wody jest uzyskiwana z pozostałej ilości wody podczas redukcji jej temperatury.

W zakresie chłodzenia mokrego

kształt i wysokość, są instalowane przede

umiejscowioną w górnej części chłodni,

istnieją dwa podstawowe rodzaje chłodni:

wszystkim w elektrowniach jądrowych

używane są do chłodzenia w całym

chłodnie kominowe z ciągiem naturalnym

lub w większych elektrowniach cieplnych

pozostałym przemyśle.

i chłodnie wentylatorowe z ciągiem

(z mocą około 300 MW). W przeciwień-

W dziedzinie przemysłu jednak nie-

wymuszonym (indukowanym). Chłodnie

stwie do tego, chłodnie wentylatorowe

zbyt dobre jest nazywanie czegokolwiek

kominowe z ciągiem naturalnym (ozna-

z ciągiem indukowanym, do których

bieżącym lub zwyczajowym. W praktyce

czane także jako typ Iterson), dla których

wstępuje powietrze chłodzące i jest na-

przemysłowej znacząco się różni region

pędzane w górę jednostką wentylatorową

od regionu, rynek od rynku czy klient

typowy jest specyficzny hiperboliczny

e-w ydanie do pobrania na:

Pavel Broža

www.apbiznes.pl

3/2012

inwestycje w energetyce i przemyśle artykuł promocyjny od klienta. Na przykład w większych elektrowniach cieplnych czasami inwestor uważa za słuszne chłodzenie procesów cieplnych chłodniami z ciągiem naturalnym, natomiast inni inwestorzy preferują w tych przypadkach chłodnie wentylatorowe z ciągiem wymuszonym. Jest to typowe, na przykład na rynku azjatyckim, gdzie chłodzenie w elektrowniach cieplnych o mocy 660 MW zapewnia woda z wielokomórkowych chłodni wentylatorowych z ciągiem wymuszonym. Powody preferowania

Budowa chłodni wentylatorowej w Slovnaft, Słowacja

chłodni wentylatorowych z ciągiem

wymuszonym są różne. Ogólnie znanym

na podstawie konstrukcji betonowego

Są to w szczególności:

czynnikiem, który inwestorzy biorą pod

szkieletu lub struktury monolitycznej

• Elastyczne rozwiązanie konstrukcyjne

uwagę jest wyraźnie niższa waga chłodni

i włókien szklanych wykonanych w tech-

• Długa żywotność

wentylatorowych z ciągiem wymuszonym

nologii pultruzji. Inwestorzy w większości

• Prosta i ekstremalnie szybka budowa

w porównaniu z chłodniami z ciągiem

biorą pod uwagę głównie wymagania

w lokalizacji, także przy niekorzyst-

naturalnym. Niższe koszty inwestycyjne,

lokalnego rynku lub doradztwo swoich

dobre jakościowo wykonanie i szybka

konsultantów i wynajętych inżynie-

instalacja są kolejnymi korzyściami,

rów. W tych przypadkach inwestorzy

z powodu których inwestorzy preferują

mają ograniczoną szansę rozpoznać

chłodnie wentylatorowe z ciągiem wy-

i zrozumieć różnice między poszczegól-

muszonym.

nymi typami chłodni i ocenić korzyści

• Niska masa

nych warunkach pogodowych • Ł atwy przewóz standardowymi kontenerami • O dporność przeciwko wpływom sejsmicznym

Głównymi czynnikami, które powinny

różnych rodzajów konstrukcji. Dlatego ci

• Niskie koszty utrzymania

być wzięte pod uwagę przy ofercie chłodni

inwestorzy pozostają relatywnie konser-

• Prosty demontaż po zakończeniu

kominowych to ogólnie: objętość ciepła,

watywni i mają tendencje do budowania

które ma zostać odebrane, wymagany

w sposób, jaki jest zwyczajowo przyjęty

stopień wychłodzenia, okoliczne środo-

na lokalnym rynku.

żywotności • Kompletny recycling, niska miara obciążenia środowiska naturalnego

wisko, własności wody przepływającej

Jeżeli chodzi o Polskę, inwestorzy

wewnątrz obiegu chłodniczego, lokalne

jeszcze stale, w wielu przypadkach,

Wyżej wymienione korzyści są

wymagania dot. ochrony środowiska

preferują betonowe chłodnie wentyla-

doceniane przez klientów, którzy wyma-

naturalnego i techniczne wykonanie

torowe aniżeli inne typy, w odróżnieniu

gają perfekcyjnego i szybkiego serwisu.

budowy.

od krajów zachodnioeuropejskich, gdzie

Stalowe konstrukcje są proponowane

Czasem przy podejmowaniu decyzji,

inwestorzy jednoznacznie preferują kon-

i kompleksowo wyrabiane w zakładzie

typ konstrukcji chłodni wentylatorowych

strukcje stalowe chłodni wentylatorowych

produkcyjnym przez maszyny, które

uważany jest jako czynnik wtórny,

w energetyce i przemyśle.

zwykle nie są dostępne na miejscu

w szczególności gdy bierze się pod

Jednakże te rodzaje konstrukcji

realizacji. W zakładzie produkcyjnym

uwagę wpływ na moc chłodzącą.

stalowych chłodni wentylatorowych są

przebiega także testowanie i kontrola

Konstrukcje chłodni rozwijanych

bardzo korzystne dla większości branż

jakości – dla klienta oznacza to, że zwykle

i wykorzystywanych w przeszłości były

przemysłowych i mają liczne korzyści,

nie ma potrzeby wykonywania tych

bądź drewniane, stalowe czy tworzone

które należy podkreślić.

czynności na budowie: tzn. na miejscu

3/2012

e-w ydanie do pobrania na:

www.apbiznes.pl

nie przebiega żadne cięcie, spawanie ani

w dziedzinie dostaw chłodni stalowych

Wchodząc na niektóre rynki zagra-

wiercenie. Aby skompletować konstrukcję

i betonowych dla swoich klientów nie

niczne spółka FANS zwróciła uwagę, że

potrzebne jest tylko proste skręcenie

tylko w wielu krajach europejskich

wielu klientów na tych rynkach restryk-

poszczególnych wyprodukowanych na

i postsowieckich, ale także w Turcji,

cyjnie przestrzega konserwatywnego

miarę elementów. Aktywność na budowie

Pakistanie, Sudanie, Wenezueli i in-

podejścia do chłodzenia i dla swoich

jest bardzo szybka i ekonomiczna. Ekipa

nych. FANS zyskał reputację wśród

aplikacji przemysłowych w większości

montażowa spędzi na budowie bardzo

swoich klientów dzięki swojemu

przypadków wybiera betonowe chłodnie

krótki czas. Obudowa chłodni kominowej

profesjonalnemu i indywidualnemu

wentylatorowa. Ale pomimo to niektórzy

jest wyprodukowana z okładzin, z płyt

podejściu, wiarygodności i wysokim

z nich dopuszczają możliwość użycia

metalowych, PCV lub kompozytowych a

standardom dostarczanych chłodni.

konstrukcji stalowych i starają się zrozu-

wnętrza są standaryzowane.

FANS ma długoletnie ambicje obsługi-

mieć jakie korzyści może im przynieść

Spółka FANS, a.s. jest dostawcą

wania zagranicznych klientów i profiluje

ten rodzaj chłodni. Wahający się klienci

chłodni wentylatorowych posiadającym

się jako spółka wyraźnie ukierunkowana

nie mają przede wszystkim pewności

spore doświadczenie w dziedzinie

na eksport.

w obszarze jakości w ykończenia

designu, produkcji i dostaw stalowych

Spółka FANS podczas swojej

zewnętrznego i obawiają się koro-

chłodni wentylatorowych. FANS, a.s. to

dwudziestoletniej historii skompleto-

zji konstrukcji, sposobu konserwacji

firma założona w Republice Czeskiej,

wała liczne projekty stalowych chłodni

i niedostatecznej żywotności. Niektórzy

która na rynku chłodzenia przemysło-

wentylatorowych, betonowych chłodni

z nich uważają także konstrukcję stalową

wego jest aktywna od roku 1992. Firma

wentylatorowych i realizowała się jako

za droższą niż konstrukcja z prefabryko-

kontraktor EPC przy kompletowaniu

wanego betonu.

FANS, a.s. nieustannie rozwija swoje kompetencje projektowe, inżynieryjne i produkcyjne i w ciągu dwudziestu lat stała się wiarygodnym partnerem

e-w ydanie do pobrania na:

Chłodnia wentylatorowa w Slovnaft, Słowacja

www.apbiznes.pl

obiegów chłodniczych pompowni, che-

W rzeczywistości nie trzeba się wcale

micznych oczyszczalni wód, rur, części

obawiać o jakość konstrukcji stalowych

elektrycznych i innych.

lub o ich konserwację.

3/2012

inwestycje w energetyce i przemyśle artykuł promocyjny Stalowe konstrukcje są zakonserwo-

wanie cen, przede wszystkim zależy od

się z jednolitego designu i komponentów

wane metodą ocynkowania ogniowego

cen surowców, które są zakupywane

i dlatego zamawianie materiałów i produk-

wg standardów EN ISO 1461, dzięki

lokalnie (cement, piasek, paliwa, pręty

cja samej chłodni może być rozpoczęta

czemu są bardzo dobrze chronione

zbrojone, stal, dostawy, wykopanie

bezpośrednio po otrzymaniu zamówienia

przeciwko korozji i innym uszkodzeniom.

gruntu...), następnie istotne są także

od inwestora lub od kontraktora EPC.

Na przykład stal o grubości 6 mm jest

koszty wynajmu, koszty siły roboczej

Modułowa chłodnia wentylatorowa jest

ocynkowana średnią warstwą 85 µmof,

i ceny energii budowlanych. W każdym

nawet tańsza a cały projekt chłodni

na stal o grubości 3-6 mm aplikuje

razie, jakkolwiek stalowa konstrukcja, na

jest nawet jeszcze szybszy niż jego

się średnio 70µm cynku, co zapewnia

pierwszy rzut oka może wydać się kosz-

implementacja.

konstrukcji bezpieczną żywotność na

towną alternatywą, to jeżeli do całkowitej

Podczas swoich działań na różnych

ponad 30 lat. Jako średnia objętość

kalkulacji dodamy ekstremalnie szybką

rynkach, FANS dostarczył chłodnie

warstwy wierzchniej rozumiana jest

i prostą budowę, dojdziemy do wniosku,

wentylatorowe łącznie z setkami celek

średnia wartość warstwy wierzchniej

że konstrukcje stalowe w porównaniu

chłodzących. Przykładem aktualnego

determinowana bądź użyciem próbki

z betonowymi są porównywalne cenowo

projektu może być: design, dostawa,

kontrolnej pobranej wg normy EN ISO

a nawet tańsze.

budowa i uruchomienie centrum chło-

1460 lub konwersją średniej grubości

Spółce FANS udało się zainsta-

dzenia zakładów petrochemicznych

materiału powierzchniowego. Jeżeli

lować stalową chłodnię wentylatoro-

na Słowacji, które składa się z 3 sztuk

pH wody jest utrzymywane w stopniu

wą o parametrach: 8 000 m³/godz.

stalowych chłodni wentylatorowych

7 i więcej, powierzchnia chłodni pozo-

w ciągu 30 dni. Ta chłodnia wentylato-

z wymuszonym ciągiem o parametrach

stanie nietknięta w ciągu całej swojej

rowa jest zlokalizowana w Kazachsta-

13 500m³/godzinę. Każda chłodnia

żywotności. Materiał łączący także jest

nie, wartość wilgotnego termometru

ma rozmiary 20m x 20m a średnica

zabezpieczony wykończeniem zewnętrz-

wynosiła 19,5°C, temperatura wody

wentylatora wynosi 12,4 metra. FANS

nym – ocynkowaniem ogniowym lub

gorącej wynosiła 42°C a temperatura

przyjął odpowiedzialność za EPC za cały

zgodnie z życzeniem klienta może być

zimnej wody na wyjściu osiągała 27°C.

projekt obiegu chłodniczego, włącznie

wyprodukowany ze stali nierdzewnej.

Ogólna moc chłodząca chłodni wynosiła

z chłodniami wentylatorowymi i pompow-

Kosztów inwestycyjnych budowy

140 MW. Od położenia fundamentów

nią (włączając wszelkie rurociągi, armatu-

stalowych chłodni wentylatorowyh, które

pierwszej części stalowej konstrukcji na

ry, chemiczne uzdatnianie wody i filtracje,

budowie, poprzez instalację wyposażenia

części elektro, pomiary i regulacje).

bywają przedmiotem obaw inwestorów, nie można w prosty sposób kompleksowo ocenić porównując z betonowymi chłodniami wentylatorowymi. Porówny-

3/2012

Chłodnia wentylatorowa w Slovnaft, Słowacja

wewnętrznego i okładzin, połączenie rur

Stalowe chłonie wentylatorowe mają

i części elektrycznych nie upłynęło więcej

dziś liczną grupę swoich zadowolonych

niż miesiąc do czasu uruchomienia.

klientów. Istnieje jednak wielu inwestorów,

Jest to podstawowa charakterystyka

którzy nie mają jeszcze pełnych informacji

i wartość dodana stalowych chłodni wen-

o tym, jak może być realizowane chło-

tylatorowych z ciągiem wymuszonym.

dzenie ich przemysłowego projektu. Ten

Ta charakterystyka zasadniczo wpływa

artykuł może być małą wskazówką, uży-

na cash-ﬂow inwestora, który zamówi

teczną w podstawowym zrozumieniu tego,

wieżę, szczególnie w późniejszych

jak działają stalowe chłodnie wenylatorowe

stadiach realizacji swojej inwestycji.

z ciągiem wymuszonym i jakie płyną z tego

Benefity finansowe stalowych chłodni

korzyści. Wierzymy, że ten artykuł będzie

wentylatorowach wciąż jeszcze rosną.

inspiracją a spółka FANS jest gotowa

Spółka FANS rozwinęła modułowe

przekazać potencjalnym zainteresowanym

rozwiązanie budowania stalowych chłod-

stalowymi chłodniami wentylatorowymi

ni wentylatorowych, przy którym korzysta

więcej fachowych informacji.

e-w ydanie do pobrania na: