POWER industry 2012/3

3/2012 (5) JESIEŃ 2012ISSN: 2084-7165

prawdziwy

Wieże chłodnicze od projektu do odbioru technicznego

www.fansct.pl

• 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 HANDLOWYW POLSCEWilcza 31/9A 00-544 WarszawaPOLSKA Tel.: +48 22 211 20 76Fax: +48 22 211 20 77E-mail: [email protected]

DZIAŁ HANDLOWYNA EUROPĘLežáků 231539 01 HLINSKOREPUBLIKA CZESKATel.: +420 469 312 460Fax: +420 469 311 367E-mail: [email protected]

G052_04_12_FANS_Media_210x280_PL_PS.indd 1 24.7.2012 9:15:32

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

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

kasetach audio.

Bohaterowie opowieści odkrywają, jaką wartość ma czarna skała. Wędrują po

Dolnym Śląsku gdzie dziś już nie wydobywa się węgla kamiennego. Po ko-

palniach wałbrzyskich pozostały tylko tzw. „bieda szyby”, w których ludzie

z narażeniem zdrowia i życia wydobywają węgiel. Pozwala on na zabezpie-

czenie potrzeb bytowych biednych obywateli – „ofi ar” zmian gospodarczych

i ekonomicznych, które następowały po 89 roku.

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 poli-

tycznych, 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.

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 na-

ukowców, branżowców i sprzyjających decyzji politycznych i gospodarczych.

Takie zaplecze staje się niezmiernie istotne w perspektywie kryzysu dotykające-

go 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 sil-

nych 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 łu-

pek również doskonale oszacowane i zbadane. Niezbędne technologie również

są dostępne. Czego więc brakuje?

Chyba siły przebicia i odpowiednich skoordynowanych działań polityczno-gospo-

darczych.

A to jest prawdziwy „polski gold”.

REDAKCJAul. Skłodowskiej-Curie 42, 47-400 Racibórz

tel. 32 726 79 47, fax 32 720 65 [email protected]

RADA PROGRAMOWA Przewodniczący: prof. Włodzimierz Błasiak (KTH)

prof. Stanisław Nawrat (AGH)

REDAKTOR NACZELNY Janusz Zakręta tel. 608 664 129

SEKRETARZ REDAKCJIAleksandra Wojnarowska tel. 535 094 517

PRACOWNIA GRAFICZNA PROGRAFIKA.com.pl

DRUK Drukarnia Wydawnictwa NOWINY

ul. Olimpijska 20, 41-100 Siemianowice Śl.

WYDAWCAAgencja Promocji Biznesu s.c.

ul. Skłodowskiej-Curie 42, 47-400 Racibórztel. 32 726 79 47, fax 32 720 65 85

www.apbiznes.pl

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

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

Janusz Zakrę[email protected]

Wieże chłodnicze od projektu do odbioru technicznego

www.fansct.pl

• 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 HANDLOWYW POLSCEWilcza 31/9A 00-544 WarszawaPOLSKA Tel.: +48 22 211 20 76Fax: +48 22 211 20 77E-mail: [email protected]

DZIAŁ HANDLOWYNA EUROPĘLežáků 231539 01 HLINSKOREPUBLIKA CZESKATel.: +420 469 312 460Fax: +420 469 311 367E-mail: [email protected]

G052_04_12_FANS_Media_210x280_PL_PS.indd 1 24.7.2012 9:15:32

polecamy również

z D

ębic

y Ekologiczna energia

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

strona 21

Grzegorz Plonka,

Daniel Borsucki

KHW S.A.

Gospodarka metanem w Katowickim Holdingu Węglowym S.A.

strona 8

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 fi rmy 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 katastrofi e 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 fi rmy 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 fi rmy 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 fi rm 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 fi rmy oferujące usługi z dziedziny zaopatrzenia w energię, które mają bliskie relacje z uczestnikami rynku ropy i gazu, jednak fi rmy 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 fi rmy 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 [email protected]. Prosimy o podanie imienia, nazwiska, nazwy fi rmy 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.

6 Szansa dla energii z węgla w krajach rozwijających się

8 Gospodarka metanem w Katowickim Holdingu Węglowym S.A.

12 Utylizacja metanu w Kopalni JAS-MOS – badania

18 Rekordowe wyniki ECOMAX BIO®

39 Unilever inwestuje w środowisko

40 Wykorzystanie gazu z odmetanowania kopalń do produkcji energii elektrycznej.Doświadczenia firmy Cater-pillar

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

19 Zagospodarowanie metanu w SEJ SA. Część I

21 Ekologiczna energia z Dębicy

24 Rachunek efektywności inwestycji CHP/QUAD dla przedsiębiorstwa produkcji napojów bezalkoholowych

32 Gazowe układy kogeneracyjne małej mocy

38 Poligeneracja

spis treści

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 fi rmy 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 fi nansowych wokół Moskwy, będzie jeszcze bardziej napędzać popyt na awaryjne zestawy prądotwórcze.

Dynamiczny rozwój sektora budowlanego zapewni największe możliwości wzro-stu 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 prze-mysłowe 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 świad-czenie 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 powyż-szej analizy, prosimy o kontakt z Joanną Lewandowską, Corporate Communication, na adres [email protected]. Prosimy o podanie w zapytaniu danych kontaktowych.

„Analiza rosyjskiego rynku zespołów generatorów" (M7B1-14) jest częścią progra-mu 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.

p o l e c ap o l e c a

o r g a n i z a t o r :o r g a n i z a t o r :@@or g a n i z a t o r :@or g a n i z a t o r :o r g a n i z a t o r :@or g a n i z a t o r :Nowoczesne Układy

Kogeneracji w Energetyce

i Przemyśle

13-14 grudniaOpole

apbiznes.plinformacje:


o r g a n i z a t o r:

o r g a n i z a t o r:@@or g a n i z a t o r :@or g a n i z a t o r :o r g a n i z a t o r:@or g a n i z a t o r :

KONGRES SŁUŻB TECHNICZNYCH

PRZEMYSŁU SPOŻYWCZEGOTechnika-Energia-Środowisko

23 stycznia 2013Warszawa


o r g a n i z at o r :

o r g a n i z at o r :@@or g a n i z a t o r :@or g a n i z a t o r :o r g a n i z at o r :@or g a n i z a t o r :


FORUM TECHNOLOGII CIEPŁOWNICZYCH

Remonty i modernizacjesieci i węzłów cieplnych

26-27 listopada Mikorzyn k. Konina


6 e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl

w ę g i e lź r ód ła ener g i i

e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl6 3 / 20 12

Świat w ciągu następnych 25 lat, aby

zaspokoić rosnące zapotrzebowanie na

energię, stanie się coraz bardziej zależny

od różnych źródeł, w tym węgla. Według

prognoz globalna produkcja energii

wzrośnie z 21 224 terawatogodzin (TWh)

w 2010 roku do 33 370 TWh w 2030 r.

Udział węgla w rynku energii zwiększy

się w krajach rozwijających się, ponieważ

jest to jedno z najtańszych źródeł energii,

którego obfite rezerwy znajdują się

w USA, Rosji, Chinach, Australii i Indiach.

Z najnowszej analizy Frost & Sullivan,

globalnej fi rmy doradczej, pt. Globalne

perspektywy dla rynku pozyskiwania

energii z węgla, wynika, że sektor ten

będzie się gwałtownie rozwijał w Chinach

osiągając całkowitą moc elektrowni

węglowych rzędu 945 GW w 2020 roku

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

gnozowane wartości wynoszą 201 GW

w 2020 r. i 267 GW w 2030. Wewnętrzne

zapotrzebowanie na energię oraz braki

mocy będą kluczowymi czynnikami

wpływającymi na rozwój rynku w tych

obu krajach.

„Ameryka Północna i Unia Europejska

nadal pozostaną kluczowymi rynkami dla

węgla w związku z likwidacją znaczących

jednostek wytwarzania mocy. To ozna-

cza pojawienie się dużych zamówień

w zakresie produkcji energii, pozwalają-

cych zastąpić zlikwidowane jednostki”

– stwierdza Harald Thaler, dyrektor ds.

przemysłu z londyńskiego biura Frost

& Sullivan. „Jednakże perspektywy dla

generowania energii z węgla w Europie

i Ameryce Północnej nie są obiecujące

z powodu możliwości wprowadzenia

bardziej restrykcyjnych regulacji, nie-

pewności dotyczących cen uprawnień

do emisji oraz rozwoju technologii wy-

chwytywania i składowania CO2 (ang.

carbon capture and storage, CCS),

a także rosnących kosztów inżynieryj-

nych, budowy i konstrukcji (ang. engi-

neering procurement and construction,

EPC) oraz niskich cen gazu.”

Czynniki te zniechęcają inwestorów

do inwestowania w nowe elektrownie

w Ameryce Północnej i UE. W Azji daje

się zaobserwować tendencję odwrotną:

stale dokonywane są duże inwestycje

w nowe elektrownie; istnieje również

znaczący potencjał rozbudowy elektrowni

już istniejących, które często mają mniej

Szansa dla energii z węgla w krajach rozwijających sięDojrzałe rynki powoli rezygnują z czarnego surowca – globalne zapotrzebowanie będzie napędzane przede wszystkim przez Indie i Chiny.

Frost & Sullivan

7e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl 73 / 20 12e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl

niż 10 lat. Przewiduje się, że zwiększone

zainteresowanie węglem będzie się

utrzymywać w Azji przez kolejnych 10 lat.

„Chiny, Indie oraz pozostała część Azji

są kluczowymi obszarami dla inwestycji

związanych z pozyskiwaniem energii

z węgla w nadchodzącej dekadzie” –

wyjaśnia Harald Thaler. “Przewidywany

duży wzrost zapotrzebowania na elek-

tryczność oraz niskie koszty produkcji

sprawiają, że region ten staje się atrak-

cyjny zarówno dla graczy wewnętrznych,

jak i globalnych”.

Indonezja i Wietnam będą głównymi

krajami zgłaszającymi zapotrzebowa-

nie na energię pozyskiwaną z węgla.

W Japonii i Korei możliwości rynku

będą ograniczone, natomiast Australia

posiadająca duże zasoby paliw kopalnych

będzie doświadczać dużego wzrostu.

Rosnące zapotrzebowanie wewnętrzne

i konieczność zastąpienia starzejącej się

infrastruktury będzie wpływać również

na wzrost zapotrzebowania na energię

z węgla w Rosji.

W krajach Bliskiego Wschodu za-

leżność od ropy i gazu, a w Ameryce

Południowej – od elektrowni wodnych

oraz brak infrastruktury i politycznej

stabilności w Afryce będą ograniczały

perspektywy dla rynku generowania

energii z węgla w tych regionach.

Działania w Europie i Ameryce Pół-

nocnej będą skupione przede wszystkim

na inwestycjach w istniejącą już bazę.

Nowe inwestycje będą niewielkie aż do

momentu, gdy klimat inwestycyjny stanie

się bardziej stabilny.

„Problemy związane z fi nansowaniem

dużych elektrowni zasilanych węglem

prawdopodobnie znikną wraz z powrotem

zapotrzebowania na energię elektryczną

w regionach wschodzących” – stwierdza

Harald Thaler. „Poziom zamówień na

elektrownie parowe w Europie wzrośnie

w ciągu kilku najbliższych lat, ponieważ

w niektórych krajach dotkniętych koniecz-

nością likwidacji elektrowni, wynikających

z postanowień Dyrektywy w sprawie

kontroli emisji z dużych instalacji, pojawi

się potrzeba zastąpienia utraconych

możliwości generowania energii. Poziomy

zamówień wzrosną również po tym,

jak dowiedziona zostanie techniczna

i komercyjna wydajność CCS”.

Rozwój technologii przyjaznych

dla środowiska, takich jak technologia

ultra- nadkrytyczna (ang. ultra-super-

critical technology, USC), CCS oraz

usprawnienia pod kątem emisji związków

węgla przyczynią się do wzrostu glo-

balnego zapotrzebowania na energię

pozyskiwaną z węgla.

Jeżeli chcieliby Państwo otrzymać

więcej informacji na temat analizy

Globalne perspek tywy dla r ynku

pozyskiwania energii z węgla, prosimy

o kontakt z Joanną Lewandowską,

Corporate Communications, na adres

[email protected]. Pro-

simy o podanie imienia, nazwiska,

stanowiska, nazwy fi rmy oraz danych

kontaktowych.

Analiza Globalne perspektywy dla

rynku pozyskiwania energii z węgla

jest częścią programu partnerstwa na

rzecz wzrostu Energia, który obejmuje

również analizy prowadzone na nastę-

pujących rynkach: Europejski rynek

transformatorów mocy i transformatorów

rozdzielczych, Europejskie rynki energii

wiatrowej oraz Globalny rynek generato-

rów gazowych.

Globalne perspektywy dla rynku

pozyskiwania energii z węgla, M7EE-14.

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

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.

Grzegorz Plonka,Daniel Borsucki

KHW S.A.

8 e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl8 e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl3 / 20 12

w ę g i e lme tan

Zwalczanie zagrożenia metanowego

polegające na niedopuszczaniu do

powstawania niebezpiecznych nagroma-

dzeń metanu w wyrobiskach górniczych

realizowane jest poprzez właściwą

i intensywną wentylację wyrobisk. Ob-

serwowany w ostatnich latach wzrost

zagrożenia metanowego związany

jest przede wszystkim z coraz większą

głębokością eksploatacji (wzrost metano-

nośności pokładów węgla), koncentracją

wydobycia, jak i zaszłościami inwestycyj-

nymi w ostatnim 20-leciu, co wiąże się

z funkcjonowaniem tzw. podpoziomów.

Skala narastającego w kopalniach

zagrożenia dotyczy również kopalń wcho-

dzących w skład Katowickiego Holdingu

Węglowego S.A. Zagrożenie to objawia

się wzrostem wydzielania metanu do

wyrobisk górniczych. W związku z tym,

w najbardziej zagrożonych kopalniach

coraz szerzej stosuje się procesy odme-

tanowanie górotworu dla zapewnienia

bezpieczeństwa pracy. Ujęty w tych

procesach metan wykorzystywany jest

następnie gospodarczo w skojarzonych

układach energetyczno – cieplnych dla

wysokosprawnego wytwarzania energii

elektrycznej i cieplnej.

Metanowość kopalń KHW S.A. i zasoby metanu.

Katowicki Holding Węglowy S.A

w obszarze koncesyjnym prowadzi

eksp loatac ję węgla kamiennego

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

„Murcki-Staszic” oraz „Mysłowice-

-Wesoła” (rysunek 1). W eksploatowanym

przez kopalnie złożu węgla kamiennego

udokumentowane, geologiczne zasoby

metanu, jako kopaliny towarzyszą-

cej wynoszą około 7 290 mln m3 do

głębokości ok. 1 200 m. Wydobycie

węgla kamiennego pochodzi w prze-

ważającej części z pokładów rudzkich

i siodłowych zaliczonych do IV, najwyż-

szej kategorii zagrożenia metanowego.

Sczerpywanie się płytszych pokładów

węgla w kopalniach KHW S.A., czę-

stokroć niemetanowych powoduje

znaczący wzrost zagrożenia metano-

wego. Dynamikę wzrostu zagrożenia

metanowego pokazuje rysunek 2, na

którym przedstawiono dane dotyczące

metanowości bezwzględnej kopalń

KHW S.A. za okres od roku 2006 do

2011 wraz z prognozą metanowości

w roku 2012. W roku 2011 całkowita

metanowość bezwzględna wszystkich

kopalń KHW S.A. wynosiła 246,14 m3/

min, przy czym aż 43% tej wielkości

pochodziło z najbardziej metanowej

kopalni w KHW S.A., którą jest kopalnia

„Mysłowice-Wesoła”.

Gospodarka metanem w Katowickim Holdingu Węglowym S.A.

Rys. 1.

Obszary górnicze kopalń w granicach koncesji posiada-nych przez KHW S.A.


Ujęcie metanu w kopalniach KHW S.A.

W najbardziej zagrożonych metanowo

kopalniach Katowickiego Holdingu

Węglowego S.A. prowadzone jest

odmetanowanie górotworu i prowa-

dzonych robót eksploatacyjnych przy

zastosowaniu powierzchniowych stacji

odmetanowania. Na niewielką skalę

stosowane są także dołowe, inżektorowe

stacje odmetanowania, z których ujmo-

wany w procesie odmetanowania metan

w sposób sterowany kierowany jest do

powietrza wentylacyjnego w pobliżu

szybów wentylacyjnych. Aktualnie

odmetanowanie z zastosowaniem po-

wierzchniowych stacji odmetanowania

prowadzone jest w kopalniach „Mysło-

wice-Wesoła” oraz „Murcki-Staszic”.

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 zagospodarowa-

nie. 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

urządzenia zapewniające jej łączną

wydajność na poziomie 140 do 160 nm3/

min mieszaniny gazowej. W podobne

urządzenia wyposażona została stacja

odmetanowania zlokalizowaną przy

KWK „Murcki-Staszic” ruch „Staszic”

(rysunek 4). Wyposażona jest ona

w 3 dmuchawy Roots’a, które zapewniają

łączną wydajność stacji odmetanowania

wynoszącą do 110 nm3/min. Stacje odme-

tanowania połączone są z wyrobiskami,

z których prowadzone jest odmeta-

nowanie siecią rurociągów metano-

wych o średnicach dochodzących do

400 mm. Łączna długość podziem-

nych rurociągów wynosi ok. 20 km

w KWK „Mysłowice-Wesoła” oraz ponad

12 km w KWK „Murcki-Staszic” ruch

„Staszic”.

Głównym źródłem ujęcia metanu

w kopalniach KHW S.A. są przede

wszystkim rejony eksploatacyjne, gdzie

w roku 2011 pozyskano ok. 42% ujętego

w procesie odmetanowania metanu.

Proces odmetanowania prowadzi się

wierconymi z wyrobisk, w rejonach

prowadzonych ścian węglowych, otwo-

rami które wykonuje się we wzajemnych

odległościach od 18 do 50 m wzdłuż

wybiegu ścian. W celu uzyskania od-

powiednich wydajności wykonuje się

z jednego miejsca kilka, tzw. otworów

drenażowych (w ilości od 3 do 7). Spo-

radycznie, w sprzyjających warunkach

geologicznych (występowanie pokładu

węgla w tzw. strefie odprężenia), dla

intensyfikacji odmetanowania wykonuje

się także specjalne chodniki drenażowe.

Efektywność prowadzonego proce-

su odmetanowania waha się średnio

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

a przy zastosowaniu chodników drenażo-

wych wzrasta do ok. 80% czyniąc proces

odmetanowania wysokoefektywnym.

Drugim istotnym źródłem pozyskiwania

metanu są odizolowane przestrzenie

wyeksploatowanych rejonów eksplo-

atacyjnych, skąd pozyskano w roku

Rys. 2.

Metanowość bezwzględna kopalń KHW S.A.

Rys. 3.

Stacja odmetanowania przy KWK „Mysło-wice-Wesoła”


w ę g i e l

2011 ok. 55% całości ujętego metanu.

Pozostałe ok. 3% metanu ujmowanego

w skali kopalń KHW S.A. pochodzi

z odmetanowania wyrobisk korytarzo-

wych.

W roku 2011 kopalnie należące

do KHW uję ł y odmetanowaniem

łączn ie ok . 22,03 mln m3 CH4,

z czego na powierzchniowe stacje

odmetanowania przypada ok. 16,44

mln m3 CH4. Z ilości tej ok. 7,84 mln

m3 CH4 ujętego zostało w roku 2011

w KWK „Murcki-Staszic” (co stanowi

ok. 19,5% metanowości bezwzględ-

nej kopalni), a ok. 8,60 mln m3 CH4

w KWK „Mysłowice-Wesoła” (ok. 15,5%

metanowości bezwzględnej kopalni).

W roku 2012, do końca I półrocza w obu

kopalniach łącznie ujęto dla dalszego

zagospodarowania ok. 7,51 mln m3 CH4.

Aktualnie na ukończeniu jest kolejna,

trzecia stacja odmetanowania, która

budowana jest przy KWK „Wujek” ruch

„Śląsk”. Zastąpi ona stosowane do

tej pory dołowe inżektorowe stacje

odmetanowania zwiększając tym samym,

już od roku 2013 ilość ujmowanego

i zagospodarowywanego metanu. Ter-

min oddania tej stacji, o parametrach

zbliżonych do dwóch pozostałych stacji

odmetanowania przewidywany jest na

połowę IV kwartału 2012 roku.

Zagospodarowanie metanu w kopalniach KHW S.A.

W ramach szeregu porozumień

o wspólpracy i umów, Katowick i

HoldingWęglowy S.A. sprawę za-

gospodarowania metanu ze stacji

odmetanowania przekazał podmiotowi

zależnemu, tj. Zakładowi Energetyki

Cieplnej S.A. w Katowicach. W ramach

przyjętej długofalowej strategii firma

ta realizuje kolejne inwestycje oparte

o instalacje techniczne do zagopoda-

rowania metanu poprzez jego spalenie

w silnikach gazowych z jedenocze-

sną generacją energii elektrycznej

w w ysokosp rawne j kogene rac j i

z produkcją ciepła. Wyprodukowa-

ną energię elektryczną w ramach

zawartych umów kupuje, bądź bę-

dzie kupować w całości KHW S.A.,

z a ś e n e rg i ę c i e p l n ą z a g o s p o -

darowuje ZEC S.A., przesyłając ją

w miarę potrzeb do obiektów i insta-

lacji cieplnych KHW S.A., jak i innych

odbiorców przyłączonych do sieci

dystrybucyjnej ZEC S.A. W roku 2010

zakończono pierwszą wspólną inwesty-

cję z Zakładami Energetyki Cieplnej S.A.

dotyczącą zagospodarowania metanu

z KWK „Mysłowice-Wesoła”.Całość po-

zyskanego 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) zlo-

kalizowane są na terenie ZEC Zakład IX

„Wesoła” i wykorzystują ok. 5,5 mln m3

metanu rocznie, przetwarzając go na

energię elektryczną i cieplną. Nad-

wyżka 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

Energetyki Cieplnej S.A., a Katowickim

Holdingiem Węglowym S.A. KWK „My-

słowice-Wesoła”, dotyczące realizacji

powiązanych ze sobą zadań. Kopalnia

ze swojej strony zobowiązała się do

modernizacji stacji odmetanowania,

natomiast ZEC S.A. do budowy elektro-

ciepłowni modułowej z silnikami gazo-

wymi. Realizacja tych zadań umożliwia

zagospodarowanie w większym stopniu

gazu pochodzącego z odmetanowania

W 2009 r. ZEC S.A. zakończył budowę

dwóch agregatów kogeneracyjnych,

każdy o mocy elektrycznej 1,40 MWel

i mocy cieplnej 1,48 MWth. Są to

nowoczesne jednostki kogeneracyjne

fi rmy GE Jenbacher JMS 420 GS-A05

(o całkowitej sprawności 86,5% każda)

napędzane dwudziestocylindrowymi

si lnikami spalinowym, dla k tórych

źródłem energii jest metan ujmowany

przez powierzchniową stację odmeta-

Rys. 4.

Stacja odmetano-wania przy KWK „Murcki-Staszic”

metan

FORUM TECHNOLOGII CIEPŁOWNICZYCHRemonty i modernizacje sieci i węzłów cieplnych

rekl

ama

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.

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

Wycieczki techniczne.

Partnerzy branżowi: Patron medialny

Organizator: Agencja Promocji Biznesu

www.apbiznes.pl

member of

B2B MEDIA GROUPbitubi.ple - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.ple - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl

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.

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 sprze-

dażą części świadectw pochodzenia energii elektrycznej

z wysokosprawnej kogeneracji tzw. „świadectw fi oletowych”.

W okresie rocznym (8 760 godz.) przy założeniu dyspozy-

cyjności układu na poziomie 91,4%, układ produkuje ok.

22 tys. MWh energii elektrycznej oraz 24 tys. MWh ciepła,

co po uwzględnieniu rzeczywistego wykorzystania ciepła

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

ko 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 że

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 zagospo-

darowania metanu pochodzącego ze stacji odmetanowania

KWK „Murcki-Staszic” ruch „Staszic”, który do tej pory

sprzedawany był odbiorcom zewnętrzym. Toczy się również

proces uzgodnień i tworzenia dokumentacji technicznych

dla zagospodarowania metanu, który pochodzić będzie

z nowo budownej stacji odmetanowaniana ruchu „Śląsk”

KWK „Wujek”. Inwestycja ta zostanie zakończona w pierszym

półroczu 2013 roku. Inwestycje te w znaczny sposób

przyczynią się nie tylko do dalszego ograniczenia emisji

metanu do atmosfery (poprawiając bilans środowiskowy

spółki), lecz pozwolą także na zwiększenie efektów gospo-

darczych związanych z produkcją ciepła i energii elektycznej

z ujmowanego w ywniku prowadzenia odmetanowania

metanu.

26-27 listopada 2012Hotel Wityng, Mikorzyn k. Konina

W Polsce prowadzone są badania

dotyczące gospodarczego wykorzystania

metanu z powietrza wentylacyjnego

kopalń dla produkcji energii elektrycznej

i cieplnej, jednakże występuje szereg

barier techniczno-technologicznych oraz

ekonomicznych znacząco utrudniających

rozwijanie technologii gospodarczego

wykorzystania takiego paliwa. Akademia

Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Politech-

nika Wrocławska we Wrocławiu i Uniwer-

sytet Marii Curie Skłodowskiej w Lublinie

utworzyły Konsorcjum Utylizacji Metanu

z Pokładów Węgla. Celem działalności

Konsorcjum jest badanie nowoczesnych

technologii umożliwiających utlenianie


kopalń. Konsorcjum realizuje projekt

Proekologiczna technologia utylizacji

metanu z kopalń. W artykule przedsta-

wiono wykonane instalacje utylizacji


w skali laboratoryjnej (o symbolu IUMK-1)

i półtechnicznej (o symbolu IUMK-100).

Przedstawiono wykonane badania

pracy instalacji badawczej utylizacji

metanu z kopalń o symbolu IUMK-100

przeprowadzone przy szybie VI KWK

Js-Mos należącej do Jastrzębskiej Spółki

Węglowej S.A.

Ka żde go roku do a tmos fe r y

z powietrzem wentylacyjnym kopalń

w Polsce emitowane jest ok. 600 mln m3

metanu o wartości opałowej 2,1 * 108 GJ

i ekonomicznej ok. 1,2 mld PLN (podana

ilość gazu pokryłaby zapotrzebowanie

na ogrzewanie ok. 300 tys. gospodarstw

domowych). Metan jest także gazem

cieplarnianym.

W związku z problemem emisji

metanu do atmosfery, (Polska zajmuje

szóste miejsce w globalnej emisji me-

tanu towarzyszącej wydobyciu węgla)

Akademia Górniczo-Hutnicza, Politech-

nika Wrocławska i Uniwersytet Marii

Curie-Skłodowskiej w Lublinie utworzyły

Konsorcjum Utylizacji Metanu z Pokładów

Węgla, które realizuje Projekt pt. Proeko-

logiczna technologia utylizacji metanu z

kopalń, wykonywany w ramach Programu

Operacyjnego Innowacyjna Gospodarka,

działanie 1.3.1. zarejestrowanego pod

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

W polskim, jak i w światowym gór-

nictwie największym problemem jest

utylizacja i gospodarcze wykorzystanie


kopalń, gdzie ze względów bezpieczeń-

stwa jego koncentracja w powietrzu jest

mniejsza niż wynika to z dolnej granicy

wybuchowości mieszaniny metanowo-

-powietrznej.

Na świecie prowadzone są także

intensywne prace badawczo–rozwojowe,

które doprowadziły do opracowania tech-

nologii i urządzeń, pozwalających prze-

prowadzać proces spalania mieszanin

metanowo-powietrznych o koncentracji

metanu poniżej 2%.

W Polsce prowadzone są prace

badawcze dotyczące gospodarczego

wykorzystania metanu z powietrza

wentylacyjnego kopalń dla produkcji

energii elektrycznej i cieplnej, jednakże

występuje szereg barier techniczno –

technologicznych oraz ekonomicznych

znacząco utrudniających rozwijanie

technologii gospodarczego wykorzysta-

nia takiego paliwa.

Od wielu lat prowadzone są również

w Polsce analizy i badania:

• w Akademii Górniczo – Hutniczej

w zakresie odmetanowania pokładów

węgla oraz utylizacji metanu z odme-

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.

Stanisław Nawrat

AGH Akademia Górniczo-Hutni-

cza, Wydział Górnictwa

i Geoinżynierii, Katedra

Górnictwa Podziemnego

Sebastian Napieraj

AGH Akademia Górniczo-Hutni-

cza, Wydział Górnictwa

i Geoinżynierii, Katedra

Górnictwa Podziemnego

Utylizacja metanu w Kopalni JAS-MOS – badania


w ę g i e lme tan

tanowania i powietrza wentylacyjnego

podziemnych kopalń,

• na Politechnice Wrocławskiej i Uni-

wersytecie Marii Curie Skłodowskiej

w Lublinie w zakresie katalitycznego

utleniania węglowodorów w tym

metanu.

Stan zaawansowania prac w po-

wyższych uczelniach umożliwił podjęcie

badań, które pozwoliły zbudować urzą-

dzenia do utylizacji metanu z pokładów

węgla, w tym z powietrza wentylacyjnego

kopalń.

W ramach realizowanego projektu

pt. Proekologiczna technologia utylizacji

metanu z kopalń wykonano instalację

w skal i laboratoryjnej o symbolu

IUMK-1 (Instalacja Utylizacji Metanu

z Kopalń o mocy cieplnej 1kW) – po-

zwalającą utylizować metan z powietrza

wentylacyjnego kopalń, która znajduje

się w laboratorium Wydziału Chemii Po-

litechniki Wrocławskiej oraz instalację

w skali półtechnicznej o symbolu IUMK-

100 (Instalacja Utylizacji Metanu z Ko-

palń o mocy cieplnej 100kW) zainstalo-

waną w kopalni Jas-Mos - prototypową

instalację badawczą ujmującą gazy

z systemu wentylacji kopalni, która

dzięk i katal i tycznemu reaktorowi

i wymiennikom ciepła pozwala na

utylizację metanu zawartego powietrzu

wentylacyjnym kopalni i produkcję

ciepła.

2. Metanowość kopalń węgla kamiennego

W polskich kopalniach węgla ka-

miennego metanowość bezwzględna

od roku 2001 systematycznie rośnie

mimo zmniejszania się ilości kopalń

oraz wydobycia węgla. Metanowość

bezwzględna polskich kopalń wę-

gla kamiennego jest bardzo wysoka

i w 2011 roku wynosiła 828,8 mln m3

CH4, przy czym podziemnym odmeta-

nowaniem ujęto ok. 250,2 mln m3 CH4,

a z powietrzem wentylacyjnym z kopalń

było odprowadzane do atmosfery 662,5

mln m3 CH4 [1].

Metanowość wentylacyjna, odmeta-

nowanie oraz metanowość bezwzględna

polskich kopalń węgla kamiennego

w latach 2001-2011 została przedstawio-

na na rys 2.1. [1].

3. Projekt utylizacji metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń

Celem projektu jest opracowanie

dokumentacji techniczno-technologicznej

instalacji do utylizacji metanu z powietrza

wentylacyjnego kopalń.

W związku z dużą wagą ekono-

miczną i ekologiczną gospodarczego

wykorzystania metanu z powietrza

wentylacyjnego z polskich kopalń węgla

kamiennego, a także ze względu na

prowadzone badania i doświadczenia

na świecie, należy uznać za zasadne

podjęcie działań w zakresie realizacji

projektu „Proekologiczna technologia

utylizacji metanu z kopalń węgla”.

3.1. Badania utylizacji metanu

w skali wielkolaboratoryjnej

W trakcie realizacji Projektu w celu

zbadania podstawowych założeń doty-

czących katalitycznego utleniania metanu

o koncentracji poniżej 1% wykonano

instalację laboratoryjną oznaczoną sym-

bolem IUMK-1 pozwalającą utylizować

metan z powietrza wentylacyjnego

kopalń.

Utlenianie metanu w IUMK-1 zachodzi

przy temperaturze złoża ok. 350-600°C

i koncentracji metanu w powietrzu

wynoszącym 0,4-1,0%. Sprawność che-

miczna utleniania metanu wynosiła 97%.

W instalacji w celu odbioru ciepła z gazów

wylotowych został zaprojektowany

i zabudowany wymiennik ciepła o mocy

cieplnej 1 kW.

Parametry instalacji laboratoryjnej

IUMK-1 (rys. 3.2.):

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

0

20

40

60

80

100

120

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Wyd

ob

ycie

wę

gla

[mln

Mg

/ro

k]

Emis

ja m

etan

u [

mln

m3 /

rok]

Rok

Wydobycie węgla kamiennego Metanowość bezwzględna

Odmetanowanie Metanowość wentylacyjna


Rys. 2.1.

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

• Koncentracja metanu w powietrzu

ZCH4

= 0,4-1,0 %,

• Wartość opałowa mieszaniny metano-

wo-powietrznej Wd = 0,14-0,35 MJ/m3,

• Strumień metanu VCH4

= 0,08-0,2 m3/h,

• Energia cieplna Q = 1,4-3,5 MJ/h,

• Moc cieplna użyteczna

P = 0,45-0,97 kW.

Na rys. 3.1 przestawiono schemat

pozyskania energii cieplnej z przepływo-

wego reaktora katalitycznego utleniania

metanu.

W wyniku badań utleniania metanu

w laboratoryjnym reaktorze i wymienniku

ciepła dla różnych parametrów podawa-

nego paliwa, opracowano dokumentację

techniczno-technologiczną „Instalacji

Utylizacji Metanu z Powietrza Wenty-

lacyjnego Kopalń Węgla Kamiennego

IUMK-1”. Przedmiotowa dokumentacja

była podstawą do wykonania projektu

instalacji w skali półtechnicznej o symbolu

IUMK-100.

Przeprowadzone badania potwier-

dziły, że instalacja laboratoryjna wyka-

zała poprawność działania i przyjętych

założeń dla katalizatorów metalicznych

i ceramicznych oraz wielkości produkcji

ciepła. Instalacja IUMK-1 znajduje się

w laboratorium Wydziału Chemii Politech-

niki Wrocławskiej.

3.2. Badania utylizacji metanu

z powietrza wentylacyjnego

kopalń w skali półtechnicznej

W wyniku współpracy i uzgodnień

Akademii Górniczo-Hutniczej z Ja-

strzębską Spółką Węglową S.A. próby

badania pracy instalacji IUMK-100 prze-

prowadzono w rejonie szybu VI w KWK

Jas-Mos. należącej do Jastrzębskiej

Spółki Węglowej S.A.

W kopalni „Jas-Mos” w szybie wenty-

lacyjnym VI stężenie metanu w powietrzu

wentylacyjnym wacha się od 0,04%

do 0,2%. Minimalny wydatek metanu

w powietrzu wentylacyjnym wynosił 4,75

m3/min, maksymalny 12 m3/min.

Powietrze wentylacyjne wykorzy-

stywane w instalacji utylizacji metanu

pobierane jest z dyfuzora przy szybie wy-

dechowym Jas VI kopalni „Jas-Mos” bez

ingerencji w urządzenia przewietrzania

kopalni. Powietrze w ilości 1000÷3000

m3/h (16÷50m3/min) za pomocą lutni

elastycznej ssąco-tłoczącej przesyłane

jest do dalszej części instalacji.

Powietrze pobrane z dy fuzora

trafia do wentylatora promieniowego,

następnie w filtrze jest oczyszczane

z zanieczyszczeń pyłowych. Po oczysz-

czeniu 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:

• Strumień powietrza

VVAM = 1000 – 3000 m3/h

• Koncentracja metanu w powietrzu

zCH4 = 0,4-1,0 %

• Strumień metanu

VCH4 = 4,0-12 m3/h

• Energia cieplna Q = 140-1050 MJ/h

• Moc cieplna użyteczna

P = 13-100 kW

Badania pracy instalacji utylizacji me-

tanu z powietrza wentylacyjnego kopalń


w ę g i e l

Rys. 3.1.

Schemat instalacji IUMK-1

Rys. 3.2.

Instalacja IUMK-1

metan

4. WnioskiPrzedstawiony 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 wentylacyj-

nym z kopalń było odprowadzane do

atmosfery 662,5 mln m3 CH4.

• Emisja przez kopalnie 662,5 mln m3 CH4

rocznie z powietrzem wentylacyjnym do

atmosfery powoduje powstanie efektu

cieplarnianego, jest także powodem

ponoszenia opłat za korzystanie ze

środowiska przez kopalnie.

• Istnieją możliwości techniczno-

-technologiczne utylizacji metanu

z powietrza wentylacyjnego kopalń.

• W Polsce realizowany jest przez Kon-

sorcjum 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,

projekt pt. Proekologiczna technologia

utylizacji metanu kopalń, finanso-

wany ze środków Unii Europejskiej

w ramach którego powstała instalacja

w skali półtechnicznej do utylizacji metanu

z powietrza wentylacyjnego kopalń,

• dalszy postęp w zakresie utylizacji


kopalń i ograniczenia emisji metanu

do atmosfery jest możliwy do osią-

gnięcia pod warunkiem rozwiązania

następujących problemów:

– zwiększenia inwestycji w zakresie

pełnego gospodarczego wyko-

rzystania metanu, jako paliwa

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

2012-05-14 16:32

2012-05-14 21:20

2012-05-15 09:33

2012-05-15 21:40

2012-05-16 09:40

2012-05-16 21:45

Stęż

en

ie m

etan

u [

%]

Mo

c [k

W]

Data

Moc nagrzewnic Moc wentylatora

Moc użyteczna Stężenie metanu M2

IUMK-100 były przeprowadzane w czasie

od 05.05.2012 do 27.07.2012. Wyniki

przeprowadzonych badań potwierdziły

możliwość efektywnego energetycznie

i autotermicznego (bez dodawania energii

z zewnątrz) bezpłomieniowego utleniania


kopalń o stężeniu od 0,5% do 0,7%.

Przykładowe wyniki przeprowadzonych

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

zostały przedstawione na rys. 3.4.

Na rysunku 3.5. przedstawiono

lokalizację instalacji w odniesieniu do

istniejących obiektów kopalni jak szyb,

stacja odmetanowania, stacja wenty-

latorów.


Rys. 3.3.

Schemat instalacji pozyskania i utylizacji metanu z powietrza wentylacyjnego

Rys. 3.4.

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

niskometanowego w instalacjach

ciepłowniczo-energetycznych,

– utylizacji metanu z powietrza

wentylacyjnego kopalń,

– wprowadzenia handlu emisjami

gazu niskometanowego od-

prowadzanego z powietrzem

w procesach przewietrzania

kopalń węgla kamiennego,

– prawnego uznania metanu

z powietrza wentylacyjnego

kopalń jako paliwa dla instalacji

energetycznych w których pro-

dukcja energii będzie dotowana

przez Państwo.

• Problem utylizacji metanu z pokładów

węgla kopalń podziemnych, jako

paliwa gazowego niskometanowego

powinien być pilnie rozwiązany nie

tylko z przyczyn negatywnego od-

działywania na środowisko naturalne

człowieka, ale także ze względu na

dużą efektywność ekonomiczną.

• Problem efektywnej utylizacji me-

tanu z powietrza wentylacyjnego

(o zawartości metanu w powietrzu

od 0,0 do 0,75% – średnio 0,3%)

jest przedmiotem badań polskich

i zagranicznych instytucji.

• Instalacja badawcza utyl izacj i

metanu z powietrza wentylacyj-

nego kopalń o symbolu IUMK-100

pracowała przy szybie VI KWK

Jas-Mos w czasie od 05.05.2012 do

27.07.2012 a badania potwierdziły

jej poprawność działania.

• W trakcie przeprowadzonych badań

zostało zutylizowane 24.571 m3

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 prze-

prowadzenia badań w KWK Jas-Mos.

wyprodukowała 146 GJ energii

cieplnej, która została zużyta do

ogrzewania budynku wentylatorów

głównych kopalni.

• Instalacja IUMK-100 pracowała autoter-

micznie 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.

Literatura[1] Raporty Roczne (2001-2011) o stanie

podstawowych zagrożeń naturalnych i technicznych w górnictwie węgla kamien-nego. GIG, Katowice 2001-2011.

[2] Nawrat S. Możliwości wykorzystania metanu z powietrza wentylacyjnego podziemnych kopalń węgla. Miesięcznik WUG nr 5/2006.

Badania fi nansowano z programu Innowa-cyjna Gospodarka 2007-2013, Działanie 1.3 PO IG, Poddziałanie 1.3.1, Projekt Nr POIG.01.03.01-24-072/08. Projekt jest

współfi nansowany przez Unię Europejską

Rys. 3.5.

Lokalizacja instala-cji 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 przeciw-pyłowy, 7 – Wentylator, 8 – Mieszalnik gazów, 9 – Lutniociąg buforowy, 10 – Komin, 11 – Instalacja utylizacji metanu, 12 – Przyłącze instalacji C.O., 13 – Budynek stacji wentylato-rów głównych, 14 – Nagrzewnice powietrza, 15 – Droga, 16 – Szyb kopalniany, 17 – Rurociąg C.O., 18 – Zasilanie elektryczne

Rys. 3.6.

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

Lutnia Mieszalnik gazów System bezpieczeństwa Reaktor


w ę g i e lme tan

system oczyszczania biogazu

system automatycznegouzupełniania oleju smarowniczego

rurociągi wodygorącej

kontener silnika i urządzeń pomocniczych

zestaw chłodnic

tłumik hałasu

kontener transformatora średniegonapięcia i wyprowadzenia mocy

KOGENERACJA: EFEKTYWNOŚĆ ENERGETYCZNA I RÓWNOWAGA EKOLOGICZNA.

DOSTĘPNE JAKO:• KOMPLETNE AGREGATY KONTENEROWE• AGREGATY DO ZAINSTALOWNIA W HALI

KWE-Technika Energetyczna Sp. z o.o. została utworzona w 1999 roku w celu współpracy z firmą Jenbacher Energie produkującą gazowe agregaty do skojarzonego wytwarzania energii elektryczneji ciepła w instalacjach o mocach od 250 kW do ponad 4000 kW.

Zasadnicze obszary działania: • Autoryzowane Przedstawicielstwo w Polsce firmy GE JENBACHER • Autoryzowany serwis fabryczny oferowanych urządzeń oraz oryginalne części zamienne• Rozwiązania kontenerowe instalacji CHP „pod klucz” przy współpracy z AB GROUP• Współpraca z firmami z zakresu techniki energetycznej • Organizowanie kompletnych projektów wraz z doradztwem technicznym, projektowaniem, wykonawstwem, uruchamianiem i finansowaniem. KWE - Technika Energetyczna

AUTORYZOWANY PRZEDSTAWICIEL GE JENBACHER GAS ENGINES W POLSCE

TEL./FAX. +48 33 821 65 62 +48 33 821 50 93www.kwe.pl

Ecomax BIO, modułowe rozwiązanie do zamiany biogazu w energię elektryczną

NAPĘDZANE:• gazem ziemnym

• gazami towarzyszącymi wydobyciuropy naftowej

• gazem kopalnianym

• gazem koksowniczym

• biogazem z oczyszczalni ścieków-

• biogazem ze składowisk odpadów

• biogazem z odpadów organicznych

• niskoenergetycznymi gazami

Układ przygotowania biogazu

Chłodnica awaryjna

System nawiewu powietrza

Przewody ciepłej wody

Kabina sterowania i nadzoru

Automatyczny system wymiany oleju smarującego

Palnik biogazu Tłumik i komin

Moduł silnika





zestaw chłodnic

tłumik hałasu







TEL./FAX. +48 33 821 65 62 +48 33 821 50 93www.kwe.pl










Sp. z o.o.

ą

ś





zestaw chłodnic

tłumik hałasu







TEL./FAX. +48 33 821 65 62 +48 33 821 50 93www.kwe.pl










PP_KWE_Agroenergetyka_204x284+3.indd 1 01/06/12 09:27

Wszystkie te cechy łączy w sobie

ECOMAX BIO®, system kogeneracyjny

stworzony przez Gruppo AB, obecny na

rynku od 1997 roku. Rozwiązanie posiada

liczne zalety, takie jak duża elastyczność

i mobilność, szybki montaż i rozruch, czy

też łatwe połączenie z już istniejącymi

systemami. Stanowi on także optymalne

rozwiązanie pod względem zakresu

i możliwości zastosowań gazu powsta-

łego w oparciu o różnorodne typy roślin.

ECOMAX BIO®, dzięki modułowej

konstrukcji, umożliwia elastyczne plano-

wanie wielkości mocy zainstalowanej

inwestycji. Rozwiązanie pozwala również

dostosować się do pełnego zakresu

napięć wymaganych przez operatorów sieci

energetycznych.

W zakresie produktów i dostępności

godzinowej, urządzenia Gruppo AB osiągają

rekordowe wyniki; ECOMAX BIO® (sto-

sowane przy biogazach) mogą pracować

aż do 8.700 godzin w ciągu roku. Wyniki

te są niewątpliwie konsekwencją jakości

technologii, wypracowanej dzięki ciągłemu

zaangażowaniu w badania i rozwój, jak

również sprawności serwisu technicz-

nego, świadczonego naszym klientom.

Szczególnie, jakość i nowatorskość usług

widoczna jest w informatyzacji procesów

serwisowych i kontrolnych.

Systemy nadzoru opracowane przez Grup-

po AB zapewniają skuteczną realizację

szerokiego zakresu działań prewencyjnych,

dzięki szybkiemu wykrywaniu, a tym

samym reagowaniu na najmniejsze zmiany

w pracy systemu (patrz schemat instalacji

monitoringu na przeciwnej stronie), w tym

też zdalnie za pomocą linii telefonicznej.

Przekłada się to bezpośrednio na podnie-

sienie rentowności takiej instalacji, gdyż

znacząco obniża, czy wręcz eliminuje, ilość

przestojów technicznych.

Gruppo AB stworzyło i produkuje ten

unikalny na europejskim rynku moduł

kogeneracyjnym w swoim włoskim za-

kładzie. Nad jego realizacją czuwa zespół

ponad 100 inżynierów. Mają oni za zadanie

kierować produkcję w stronę rozwiązań

coraz bardziej niezawodnych i o wyższej

wydajności energetycznej.

Proces produkcji jest zaplanowany

i zorganizowany tak, aby zoptymalizować

każdy jego etap: profi le 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-

cyjnych, jak również trigeneracyjnych /

poligeneracyjnych. We Włoszech, gdzie

w 1981 firma powstała, z sukcesem

zrealizowała już ponad 500 projektów, co

odpowiada ok. 70% udziałowi w rynku.

Od 2010 r. Gruppo AB dział w Polsce

za pośrednictwem KWE – Technika

Energetyczna. Firma posiada szczególną

wiedzę na temat specyfiki polskiego

rynku zdobytą w czasie 13 lat działalności.

Współpracuje z wiodącymi światowymi do-

stawcami technologii, m.in. GE Jenbacher

gas engines, którego jest autoryzowanym

przedstawicielem w Polsce.

KWE – Technika Energetyczna zapew-

nia najwyższej jakości rozwiązania dopaso-

wane do indywidualnych potrzeb klientów,

którzy inwestują w technologię biogazową.

Ponadto, oferuje silniki, oryginalne części

zamienne oraz usługi serwisowe.

Dzięki temu, KWE – Technika Energe-

tyczna jest wysoko wykwalifikowanym

i zaufanym partnerem, oferującym swo-

im klientom dostęp do doświadczenia

oraz know-how, zdobytych i wielokrotnie

przetestowanych w licznych projektach

Gruppo AB.

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.

Rekordowe wyniki ECOMAX BIO®

KWE– Technika EnergetycznaSp. z o.o.

e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.ple - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl

ar t yku ł pr omocy jny

k o g e n e r a c j a w e n e r g e t y c e i p r z e m y ś l e

1. WstępW latach 90-tych szukano możliwości

poprawy gospodarki energetycznej wzo-

rując się na rozwiązaniach, które miedzy

innymi opracowano i stosowano wówczas w

Niemczech. Ważnym momentem był wyjazd

grupy polskich przedstawicieli kopalń na

targi ENKON do Norymbergi w roku 1995

poświęcone źródłom energii dla małej ener-

getyki, wykorzystaniu ciepła odpadowego

i ochronie środowiska. Po tym wyjeździe

rozpoczęto realizację wdrożenia rozwiązania

kogeneracyjnego.

Przeprowadzone wówczas analizy

ekonomiczne pokazały, że wartość

produkcji energii elektrycznej i ciepła

w kogeneracji w skali roku jest 2,5 raza

większa od wartości ciepła produkowa-

nego na cele grzewcze z takiej samej

ilości gazu. Z całą pewnością można

było określić, że wykorzystanie gazu

z odmetanowania kopalń do produkcji

energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu

jest bardzo opłacalne i gwarantuje szybki

zwrot kosztów poniesionych nakładów.

Dla realizacji celu – budowy zespołu

kogeneracyjnego powołano w 1996

roku Spółkę Energo-Elektro-Gaz na

bazie kotłowni istniejącej przy KWK

„Krupiński”.

W r o k u 19 97 p o d p i s a n o z

n iemiecką f i rmą SFW (Saarberg

Fernwärme) umowę na dostawę

i uruchomienie pod klucz pierwszego

agregatu kogeneracyjnego pracują-

cego na gaz z odmetanowania kopalń

w Polsce. Agregat uruchomiono na

Barbórkę 4 grudnia tego samego

roku. Był to agregat o mocy 2,7 MW

z silnikiem TBG 632V16 firmy Deutz

i generatorem AvK.

Pierwszy okres eksploatacji był trudny

ze względów technicznych i organizacyj-

nych dla obydwu stron. Polska nie była

jeszcze w Unii Europejskiej i obowiązały

skomplikowane procedury celne. Silne

wsparcie ze strony SWF pozwoliło na

przezwyciężenie trudności.

Po pierwszym okresie eksploatacji

dokonano sprawdzenia osiągniętych

wyników ekonomicznych, weryfikacji

założeń technicznych oraz uzyskiwanych

efektów proekologicznych. Sprawdzenie

potwierdziło słuszność wyboru.

2. Oczekiwane wymaganiak tóre przy jęto wobec si ln ików

z agregatami prądotwórczymi do kotłowni

„Suszec” przy kopalni „Krupiński”

2.1 Zainstalowane urządzenia mu-

szą zapewnić wykorzystanie 80÷90%

ilości metanu pozyskiwanego z Kopalni

w perspektywie 10 lat. Biorąc to pod

uwagę, ilość gazu przeznaczonego do

spalania przez silniki gazowe powinna

wynosić do 22 ÷ 26,0 m3CH4/min,

co jest równoznacznie ze zużyciem

1560m3CH4/h. K WK „Krup ińsk i ”

dysponował gazem w i lości 2836

m3/h 55% CH4 gazu metanowego

do 3120m3CH4/h50%CH4 gazu me-

tanowego.

2.2. Powinno być zapewnione równo-

czesne wytwarzanie energii elektrycznej

i ciepła z możliwością wytwarzania energii

elektrycznej bez wykorzystania ciepła.

2.3. Przewidywano ruch urządzeń

z obciążeniem zbl iżonym do zna-

mionowego przez około 8000 h/rok.

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.

Zagospodarowanie metanu w SEJ SA Część I

Piotr Zajusz

Spółka

Energetyczna

„Jastrzębie”

S.A. Zespół

Elektrociepłowni

Kogeneracyjnych


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

sieci 50 Hz i napięciu na zaciskach

generatora 6,3 kV. Energia elektryczna

będzie zużyta wyłącznie na potrzeby

Kopalni.

2.5. Odbiór ciepła powinien odbywać

się przy pomocy wody grzewczej do sieci

cieplnej KWK „Krupiński”. Parametry sieci

cieplnej są następujące:

• zasilanie 1500C

• powrót 700C

• ciśnienie 16 bar

2.6. Całość instalacji powinna odzna-

czać się niskim wskaźnikiem kosztów

zainstalowana 1 MW mocy elektrycznej

i ogólną sprawnością wykorzystania gazu

na poziomie 80 – 85%.

2.7. Silniki gazowe powinny się znaj-

dować w oddzielnym wolnostojącym

pomieszczeniu, odpornym na warunki

atmosferyczne, niepalnym i zapewnia-

jącym tłumienie hałasu do poziomu 65

dBA w odległości 1m na zewnątrz od

pomieszczenia.

3. Kryteria oceny układów skojarzonego wytwarzania

energii elektrycznej i cieplnej w kotłowni

„Suszec” przyjęte przy wyborze jednostki

kogeneracyjnej.

3.1. Kryteria ekonomiczne

• jednostkowy koszt produkcji energii

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

• koszt zakupu silników gazowych wraz

ze sprężarką gazu metanowego wraz

z urządzeniami potrzeb własnych

• jednostkowy koszt zainstalowania

mocy (USD/kW)

• stopień wykorzystania posiadanych

zasobów metanu

• koszty produkcji – składniki kosztów

• wielkości uzyskanych efektów eko-

nomicznych

• czas zwrotu nakładów

• koszty transportu urządzeń możliwo-

ści ulg celnych

3.2. Kryteria techniczne

• osiągalna moc elektryczna (brutto

i netto) oraz osiągalna wydajność

cieplna zgodnie z podanymi wy-

mogami

• sprawność elektryczna i sprawność

ogólna układu

• nowoczesność urządzeń

• zagrożenia wybuchem

• niezawodność ruchowa (dla całej

mocy zainstalowanej)

• remontochłonność, możliwość wyko-

nania remontu we własnym zakresie

• dostępność serwisu, koszt części

zamiennych

• żywotność urządzeń

• hałas (wewnątrz i na zewnątrz ma-

szynowni)

• emisja spalin

• gabaryty, ciężar urządzeń

• koncepcja kompozycji siłowni i roz-

mieszczenia urządzeń

• możliwość rozszerzenia układu

w przypadku zwiększenia ilości

pozyskiwanego metanu o 30 ÷ 50%

• możliwość adaptacji podobnych

układów skojarzonego wytwarzania

energii elektrycznej i cieplnej na

innych kopalniach

Efekt ekologiczny z tytułu zastosowania silnika gazowego

w porównaniu z rozdzielonym wytwa-

rzaniem energii elektrycznej i ciepła

realizowanym w elektrowni zawodowej

i kotłowni węglowej EEG „Suszec”

4.1. Wariant IPrzy pracy silnika gazowego przez

8000 h/rok zużycie metanu wyniesie

5680 tys.Nm3 100% metanu. Uzyskane

produkcje to:

• 21 600 MWh

• 82 872 GJ

• emisja zanieczyszczeń wg. TA Luft:

– NO2 - 47304 kg

– CO - 61495 kg

– CO2 - 11228224 kg

– NMHC (węglowodory alifatyczne)

- 14191 kg

4.2. Wariant IIAby uzyskać taką samą wielkość

produkcji ciepła w kotłowni węglowej

oraz energii elektrycznej w elektrowni

zawodowej musimy spalić następujące

ilości węgla:

• kotłownia węglowa 5 025 ton (spraw-

ność odpylania 85%),

• elektrownia zawodowa 12 150 ton

(sprawność odpylania 99,00%)

Emisja zanieczyszczeń wyniesie:

Kotłownia węglowa

Elektrownia zawodowa

SO2 (kg) 65124 SO

2 (kg) 155520

NO2 (kg) 20100 NO

2 (kg) 12150

CO (kg) 45225 CO (kg) 546750

CO2 (kg) 10653000 CO

2 (kg) 24300000

pył (kg) 50745 pył (kg) 10206

sadza (kg) 380 sadza (kg) 12757

B-a-p (kg) 7 b-a-p (kg) 170


r e lac ja


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.

213 / 20 12e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl

z D

ębic

yz

Dęb

icy

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

Skąd w wodociągach zainteresowanie zieloną energią?

Pierwszy raz pomysł na wykorzysta-

nie 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 dys-

ponują 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”?

Nie do końca. Na przestrzeni lat

pojawiały się różne pomysły i plany.

Ki lkanaście lat temu pojawi ła się

możliwość zakupu za niewielki środki

agregatów prądotwórczych z silnikiem

diesla wycofanych z wojska. Agregaty

„Wola” były przystosowane również do

zasilania biogazem. Niestety nie były to

urządzania, które by spełniały oczeki-

wania co do wydajności i efektywności.

Mieliśmy również propozycje odkupu

biogazu za „korzystne” kwoty i inne

propozycje nie mające nic wspólnego z

dobrym biznesem. Nie zdecydowaliśmy

się na żadne rozwiązania prowizoryczne

i tymczasowe.

Zwykło się mówić, że prowi-zorki działają najdłużej?

Chyba jednak dobrze, że pocze-

kaliśmy. Po przystąpieniu Polski do

Rozmowa z sierpnia br.

Marek Lejko – Główny Energetyk – Wodociągi Dębickie

e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl3 / 20 12

xxxxxxxxx


22

UE, pojawiły się nowe możliwości

finansowania tego typu inwestycji.

I my postanowi l iśmy skorzystać

z takiego programu wsparcia. Trzy lata

temu podjęliśmy działania w kierunku

pozyskania środków.

Jaki był koszt inwestycji i jakie urządzenia zostały zamontowane?

Nie jest to żadna tajemnica. Inwesty-

cja kosztowała niespełna 2 mln złotych

z czego 40% stanowiło dofi nansowanie

z Unii. Dysponując takimi środkami

mogliśmy się zdecydować na roz-

wiązanie z prawdziwego zdarzenia w

pełni profesjonalne. Dysponując taką

ilością biogazu udało nam się „wstrzelić”

w odpowiedni typoszereg urządzeń.

Przetarg wygrała fi rma CES (Centrum

Elektroniki Stosowanej) z Krakowa.

Agregat wyprodukowała niemiecka fi rma

MTU. Zanim zapadły decyzje, jeździliśmy

po kraju i oglądaliśmy różne urządzenia

pracujące w oczyszczalniach. Zbiera-

liśmy doświadczenia ponieważ każda

oczyszczalnia jest inna i inne specyfi czne

warunki stwarza w zakresie produkcji

biogazu.

Jakie są dotychczasowe doświadczenia z pracy instalacji?

W ciągu miesiąca pracy agregatu

modulacja mocy wynosiła od 60 do

95% mocy maksymalnej. Oczywiście

były dni, w ciągu których instalacja

pracowała na 100%. Biogaz jest

produktem pochodzenia naturalnego.

Żeby obrazowo porównać, jest z nim

trochę tak jak z mlekiem od krowy. Raz

jest mniej raz bardziej tłuste. Podobnie

jest z biogazem. Raz jest bardziej

raz mnie j ka lor yczny. Zawar tość

metanu w biogazie zmienia się. Cały

czas pracujemy nad parametrami

mieszanki powietrzno-gazowej aby

zoptymalizować pracę agregatu do

biogazu jakim dysponujemy. Zdarzało

się bowiem, że agregat wyłączał

się w celu ochrony przed spalaniem

stukowym gdy mieszanka była zbyt

bogata. Staramy się pracować na ok.

80% a maksymalnie wykorzystując

technik a i z as tosowanie


agregat w godzinach szczytu wtedy

kiedy energia kupowana z sieci jest

najdroższa.

Proszę przybliżyć parametry energetyczne

Wybraliśmy agregat o mocy czyn-

nej (elektrycznej) 192 kW. Strumień

energii wprowadzony do agregatu

wynosi 499 kW. Moc cieplna, jaką

możemy wykorzystać wynosi 214

kW. Sprawność elektryczna agregatu

wynosi 38,4%. Nie jesteśmy dzisiaj

w stanie powiedzieć ile miesięcy w roku

będziemy pracować. Gdzie leży granica

opłacalności pomiędzy czasem pracy

agregatu a potrzebą dokupowania

gazu ziemnego do kotłów.

Czy układ kogeneracyjny jest podłączony do sieci?

Żeby móc włączyć układ do sieci mu-

simy operatorowi przedstawić koncesję.

Mamy promesę na udzielenie koncesji

i złożony wniosek. Jednocześnie wymóg

URE w zakresie składników dokumen-

tacji do uzyskania koncesji obejmuje

protokół włączenia i przyjęcia. Nasz

układ pomiarowy energii brutto na

zaciskach generatora został odebrany

i zaplombowany 4 lipca br. przez Tauron

Dystrybucja. A więc od tego momentu

mamy możliwość sprzedawania energii

do sieci dystrybucyjnej. Oczywiście

od energii, której nie skonsumujemy

a oddamy do sieci, będziemy musieli

zapłacić akcyzę.

Marek Lejko

Urządzenie jak dotychczas pracuje bezawaryjnie – mam nadzieję że tak będzie dalej. Od 1 września mamy koncesję na produkcję energii elek-trycznej co nam troszkę “skompliko-wało życie” – akcyzę musimy płacić od całej zakupionej energii elektrycznej (prawie 70 układów pomiarowych). W najbliższych dniach wystąpimy o “zielone” certyfi katy za okres rozruchu technologicznego. Będziemy też wy-stępować pod koniec roku o certyfi katy 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.

Aktualizacja do rozmowy (wrzesień br.)

Widok silnika z generatorem

Agregat

Budynek siłowni

Rachunek efektywności inwestycji CHP/QUAD dla przedsiębiorstwa produkcji napojów bezalkoholowych

24 e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl3 / 20 12


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

cen energii elektrycznej i cieplnej. Pod-

wyżki te będą wynikiem planowanego

wprowadzenia dodatkowych opłat za

uprawnienia do emisji dwutlenku węgla

(CO2) i innych gazów cieplarnianych,

obarczających producentów energii.

Z drugiej strony rodzi się nadzieja na

posiadanie własnych złóż gazu łupkowego

i generalnie na poprawę dostępności

do gazu ziemnego. Gaz ziemny jako

paliwo energetyczne jest nisko-emisyjny.

Technologie energetyczne ze szczególnym

zastosowaniem rozproszonej kogeneracji

wykorzystujące gaz ziemny mogą być anti-

dotum na zaprezentowane wyżej wyzwania.

Mając na uwadze powyższe fakty,

przedsiębiorstwo potrzebujące mediów

takich jak energia elektryczna, cieplna,

chłód technologiczny czy dwutlenek

węgla do realizacji swoich celów produk-

cyjnych, powinno rozważyć wprowadzenie

własnej technologii produkcji mediów

energetycznych opartej o technologię

kogeneracji- CHP/QUAD. Jest to skoja-

rzony układu produkcji energii elektrycznej

oraz cieplnej [6] . Podczas produkcji

energii elektrycznej odpadowe ciepło

wytwarzane w procesie spalania jest

wykorzystywane dalej w przedsiębior-

stwie, może być również zamieniane na

chłód technologiczny przy zastosowaniu

technologii chłodnictwa absorpcyjnego.

Dwutlenek węgla (CO2) powstający

w wyniku procesów spalania jest oczysz-

czony (spełniając wymagania przemysłu

spożywczego) i dalej wykorzystywany

w procesach produkcyjnych. Jest to

nowatorska technologia, implementowana

z powodzeniem w produkcji napojów

bezalkoholowych [8]. Ma również szansę

być zastosowana w innych gałęziach

przemysłu spożywczego.

Decyzja o inwestycji we własne źródło

produkcji mediów energetycznych jest

decyzją strategiczną. Ze względu na duże

zaangażowanie środków finansowych

i organizacyjnych inwestycja tego typu

powinna być poprzedzona analizą fi nan-

sowa. Wyniki takiej analizy pomogą podjąć

stosowną decyzję, która może mieć wpływ

na konkurencyjność przedsiębiorstwa

w niedalekiej przyszłości.

Celem artykułu jest wprowadzenie czy-

telnika w zagadnienia modelu fi nansowego

inwestycji kogeneracji opartej o technologię

CHP/QUAD, przedstawionego z płaszczy-

zny operacyjnej przedsiębiorstwa produkcji

napojów bezalkoholowych typu CSD

(Carbonated Soft Drinks) i NCSD (Non

Carbonated Soft Drinks). Ze względu na

szansę jaką daje technologia CHP/QUAD

zostaną przedstawione wnioski wynikające

z zastosowania takiego modelu. Zostanie

zaprezentowana również analiza wrażli-

wości modelu. Artykuł jest szczególnie

kierowany do sektora produkcji spożyw-

czej, który w obecnej chwili zmaga się

z presją nieustannego obniżania marży ze

sprzedaży produkowanych dóbr. Własne

źródło produkcji mediów energetycznych

daje właśnie szansą poprawy rentowności

dla sektora produkcji spożywczej.

Sposoby finansowanie projektów inwestycyjnych związanych z CHP/QUAD

Na początku należy poddać analizie

źródła fi nansowania inwestycji budowy

własnego źródła wytwarzania mediów

energetycznych. Znając potrzeby własne

konsumpcji mediów energetycznych

należy dokonać wybory technologii oraz

wielkości instalacji [5]. W zależności od

mocy oraz konfi guracji instalacji budżet

inwestycyjny może kształtować się na

poziome kilkudziesięciu milionów PLN. Bu-

Lech Maryniak

technik a i ekonomia


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

Finansowanie kapitałem własnym

wydaje się być najprostszą formą finanso-

wania. Metoda ta polega na finansowaniu

całej inwestycje przez przedsiębiorstwo

z funduszy własnych. Inną formą może być

pozyskanie kapitału od spółki matki lub od

istniejących akcjonariuszy czy też od no-

wych inwestorów, także giełdowych. Środki

finansowe od istniejących akcjonariuszy są

zależne od ich możliwości finansowych

i priorytetów inwestycyjnych. Pozyskanie

kapitału giełdowego jest łatwiejsze gdy

akcje danego przedsiębiorstwa są już na

giełdzie. Należy podkreślić ze szczególną

uwagą, że wykorzystanie kapitału wła-

snego powinno podlegać badaniu jego

efektywności wykorzystania, co ma

szczególne znaczenie dla właścicieli akcji

przedsiębiorstwa i dla analityków giełdo-

wych. Mając inwestycje już wykonaną

należy ją wpisać na listę środków trwałych,

której efektywność wykorzystania musi być

pod stałym nadzorem.

Finansowanie kapitałem

zewnętrznym

Inwestycje potrzebujące dużych

nakładów w odniesieniu do istniejącej

skali działalności wymaga finansowania

projektowego (project finance). Taka forma

jest właściwa w celu ograniczenia ryzyka

ponoszonego przez sponsora projektu.

Finansowanie projektowe opiera się na

założeniach, że zostanie ono spłacone

całkowicie ze środków wygenerowanych

przez projekt. Taką formę finansowania

stosowano już w Polsce przy finansowaniu

farm wiatrowych.

Ponadto w przypadku finansowania

projektu zarówno inwestor, jak i banki

muszą przeprowadzić analizę wiarygod-

ności wykonania projektu (due dilligence)

zarówno finansową jak i techniczną.

Mając pozytywny wynik tych analiz, banki

komercyjne mogą być źródłem finansowani

projektów z zakresu inwestycji we własne

źródło produkcji mediów energetycznych

w przedsiębiorstwie. W takim przypadku

przedsiębiorstwo może pozyskiwać środki

z rodzimego rynku finansowego jak

również od międzynarodowych instytucji

finansowych. Finansowanie kapitałem

zewnętrznym możemy zidentyfikować jako:

• Pożyczka inwestycyjna to forma

finansowania inwestycji przez banki

lub instytucje finansowe. W tym

przypadku przedsiębiorstwo jest

inwestorem za pożyczone pieniądze.

Przedsiębiorstwo musi samodzielnie

dokonać całego procesu inwestycji

dotyczącego budowy instalacji CHP/

QUAD. Dla przedsiębiorstwa takie

przedsięwzięcie jest niezwykle trudne

ze względu na częsty brak doświad-

czeń w realizacji takich inwestycji. Po

wykonaniu inwestycji przedsiębiorstwo

musi samodzielnie zarządzać instalacją

oraz utrzymywać ją w ruchu.

• Leasing finansowy to forma finanso-

wania, inaczej zwana kapitałowym lub

inwestycyjnym. Leasing finansowy jest

w swojej formie zbliżony do sprzedaży

ratalnej, mianowicie finansujący (bank

lub firma leasingowa) przekazuje

przedmiot leasingu przedsiębiorstwu

produkującemu własne media ener-

getyczne. W chwili podpisania umowy

leasingowej przedsiębiorstwo produ-

kujące własne media energetyczne

otrzymuje prawo do wprowadzenia

przedmiotu do ewidencji własnych

środków trwałych, a co za tym idzie

– może go amortyzować, zgodnie

z zasadami rachunkowości.

• Leasing operacyjny, zwany również

eksploatacyjnym, to forma finansowania

najbardziej zbliżona w swej postaci do

najmu lub dzierżawy, gdzie przedmiot

leasingu, czyli własne źródło produkcji



mediów energetycznych jest w pełni

własnością strony fi nansującej (leasin-

godawcy: banku lub fi rmy leasingowej)

i jest przez niego amortyzowany. Przed-

siębiorstwo produkujące własne media

energetyczne (zwany leasingobiorcą) ma

prawo używać ten przedmiot płacąc za to

tzw. czynsz leasingowy.

• BOO (Build Own and Operate), jest to

system zwany: „zbuduj, bądź właści-

cielem i operatorem”. W tym przypadku

przedsiębiorstwo jest jedynie odbiorcą

mediów energetycznych od przedsię-

biorstwa usług energetycznych ESCO

(Energy Service COmpany). Często

nazywa się takie przedsięwzięcie spółką

specjalnego przeznaczenia SPE (Special

Purpose Entity), lub wehikułem transak-

cyjnym SPV (Special Purpose Vehicle).

Przedsiębiorstwo usług energetycznych

jest związane umową o świadczeniu

usług energetycznych dla przedsiębior-

stwa zużywającego te media.

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

System ten charakteryzuje się następują-

cymi krokami: „zbuduj, bądź operatorem

i właścicielem, na końcu transferuj”.

Zawiera on w sobie główne założenia

systemu BOO, ale na końcu środki trwałe

są przekazywane do przedsiębiorstwa

zużywającego media energetyczne.

Przekazanie środków trwałych powinno

odbywać się po zapłaceniu wartości

końcowej instalacji (po okresie eksplo-

atacji) przez przedsiębiorstwo zużywające

media energetyczne. W dobie dużego

ryzyka inwestycyjnego taka metoda

fi nansowania wydaje się być najbardziej

uzasadniona i bezpieczna. Przedsiębior-

stwo zużywające media energetyczne

może koncentrować się na swojej głównej

działalności a nie na innych zadaniach, na

których nie musi się znać.

Finansowanie kapitałem

mieszanym

W zależności od ilości posiadanego

kapitału własnego (wewnętrznego) jest

możliwość fi nansowania inwestycji pro-

dukcji własnych mediów energetycznych

typu CHP/QUAD również kapitałem

zewnętrznym. Taka forma fi nansowana

inwestycji jest realizowana przez kapitał

mieszany.

W celu wykonania inwestycji produkcji

własnych mediów energetycznych typu

CHP/QUAP przedsiębiorstwo zuży-

wające te media musi dokonać analizy

finansowej tego przedsięwzięcia. Musi

również przeanalizować możliwości

operacyjne, czyli kto będzie zarządzał

inwestycją, ale też kto będzie zarządzał

środkami trwałymi i ich wykorzystaniem.

W obecnym czasie ścisłej specja-

lizacji przedsiębiorstw koncentrowa-

nie s ię na wiodących zadaniach

(core bussiness) jest pr iory tetem.

W zawiązku z powyższym, najbardziej

korzystne wydaje się być zastosowanie

opisanego wyżej systemu BOO, lub BOOT.

Rachunek efektywności inwestycji CHP/QUAD – etapy procesu

Równolegle z podejmowaniem decyzji

o sposobie finansowania inwestycji

produkcji własnych mediów energe-

tycznych należy wykonać rachunek jej

efektywności [12].

Proces ten jest dosyć złożony i cha-

rakteryzuje się następującymi etapami:

Etap 1. Przygotowanie danych fi-

nansowych- obliczenie korzyści

W tym etapie ważne jest przygotowa-

nie wpływów oraz wydatków pieniężnych

towarzyszących projektowi CHP/QUAD

Użyte akronimy

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

BOOT Build Operate Own Transfer, zbuduj, bądź operatorem i właścicielem na końcu transferuj.

CFI Cash Flow In, wpływy pieniężne.

CFO Cash Flow Out, wydatki pieniężne.

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

DCF Discounted Cash Flow, zdyskontowany przepływ pieniężny netto.

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.

MWh Megawatogodzina, jednostka energii.

NCF Net Cash Flow, przepływ pieniężny netto.

NPV Net Present Value, wartość bieżąca netto.

O&M Operating & Maintenance, produkcja i utrzymanie ruchu.

SPE Special Purpose Entity, spółka specjalnego przeznaczenia.

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

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



w horyzoncie czasowym jego życia

finansowego. Na wpływy pieniężne CFI

(Cash Flow In), wynikające z posiadania

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.

• Przychody ze sprzedaży świadectw

pochodzenia energii-„żółtych certyfi-

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 f inansowe polegające

na braku zatrzymań produkcj i

w przedsiębiorstwie, czego przyczyną

stają się coraz częstsze przerwy

w dostawach energii elektrycznej.

Oprócz korzyści są również wydatki

CFO (Cash Flow Out), takie jak:

• Inwestycje, na które składają się zakup

oraz instalacja CHP/QUAD wraz z pod-

łączeniami mediów energetycznych

i towarzyszącymi modernizacjami

w przedsiębiorstwie.

• Zakup brakujących mediów energe-

tycznych, w przypadku zwiększenia

potrzeb przedsiębiorstwa czy ograni-

czenia produkcji energii elektrycznej

przez CHP/QUAD (np. w przypadku

remontów instalacji).

• Opłacenie podatków dochodowych.

Na tym etapie kluczowe jest oszaco-

wanie korzyści wynikających z posiadania

technologii CHP/QUAD w przedsiębior-

stwie przez porównanie wpływów pie-

niężnych CFI i wydatków CFO. Wynikiem

odejmowania tych dwóch składników jest

przychód dla przedsiębiorstwa. Rysunek 1

przedstawia ilustrację graficzną tego etapu.

Etap 2. Przygotowanie modelu

obliczeniowego- metodą DCF

Bardzo często ocenę opłacalności

finansowej inwestycji dokonuje się przez

ocenę wyniku ilorazu wartości pieniężnej

inwestycji oraz szacowanych zysków

rocznych, które przynosi owa inwestycja.

Jest to prosta metoda oceny inwestycji.

Do zupełnie wstępnej oceny finansowej

inwestycji metody proste mogą być

użyte. Jednak do głębszej oceny in-

westycji rozłożonej na lata amortyzacji,

gdzie wartości pieniądza ulegają zmianie

w czasie, taka prosta ocena jest mało

wiarygodna. Metody z uwzględnieniem

zdyskontowanych przepływów pieniężnych

DCF (Discounted Cash Flow) [3] wydają się

być najbardziej wiarygodne. Szczególnie

istotnymi parametrami oceny inwestycji są:

• NPV- wartość bieżąca netto (Net

Present Value), wyrażna w wartościach

pieniężnych,

• IRR- wewnętrzna stopa zwrotu

(Internal Rate of Return), wyrażona

w procentach,

• DPBP- zdyskontowany okres zwrotu

z inwestycji (Discounted Pay Back

Period), wyrażony w latach.

Metoda wartości bieżącej netto NPV

(Net Present Value) wyrażona matema-

tycznie jest sumą wszystkich przepływów

pieniężnych netto generowanych przez

inwestycje w całym ekonomicznym cyklu

jej życia. Przepływy te przed zsumowanie

są dyskontowane, czyli sprowadzone do

obecnego czasu w celu ujednolicenia ich

wartości pieniężnej . Wartość NPV dla

inwestycji została wyznaczona przez:

• oszacowanie wartości przepływów

pieniężnych netto NCF (Net Cash

Flow) w całym ekonomicznym cyklu

życiu inwestycji,

• oszacowanie wartości zdyskonto-

wanych przepływów pieniężnych

DCF (Discounted Cash Flow) dla

przedstawionych wyżej przepływów

pieniężnych netto,

• zsumowanie zdyskontowanych prze-

pływów netto.

Wynik sumowania zdyskontowanych

przepływów netto jest wartość bieżąca

netto NPV przedstawiona poniższym

wzorem:

Poszczególne składniki wzoru są definio-

wane jako:

NCF – wartości przepływów pieniężnych

netto w czasie oceny inwestycji,

k – stopa dyskontowa, wyrażona w procen-

tach, w praktyce odpowiada średnio

ważonemu kosztowi kapitału WACC (We-

ighted Average Cost of Capital), uwzględ-

niającemu udział kapitałów obcych oraz

własnych, z nadaniem odpowiednich

wag w finansowaniu przedsięwzięcia [13],

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

Wewnętrzna stopa zwrotu IRR (Internal

Rate of Return) jest to wartość stopy dyskonto-

wej dla której wartość bieżąca netto (NPV) jest

Zysk operacyjny

+

Żółte certyfikaty

+

Zysk ze energii

sprzedaży

+

Redukcja utraconych z powodu

braku energii

kosztów

Inwestycja

+

Zakup energii

+

Podatek

- = Przychód

Rys. 1.

Ilustracja graficzna modelu obliczeniowego przychodów z tytułu posiadania technologii CHP/QUAD w przedsiębior-stwie

Źródło: Opracowanie własne



Tab. 2.

Zestawienie budżetowe poszczególnych składników inwestycji CHP/QUAD


Tab. 1.

Informacje techniczne instalacji CHP/QUAD

Źródło: Opracowanie własne na podstawie [1], [2], [14]

równa zero. IRR można obliczyć na podstawie

przedstawionego poniżej równania.

Poszczególne składniki równania

defi niuje się jako:

NCF – wartości przepływów pieniężnych

netto w czasie oceny inwestycji,

IRR – wewnętrzna stopa zwrotu IRR

(Internal Rate of Return),

t – czas oceny inwestycji od roku 0 do

roku n.

Zdyskontowany okres zwrotu z inwe-

stycji DPBP (Discounted Pay Back Period)

wyraża czas kiedy zdyskontowane prze-

pływy (zyski) pokryją wartość inwestycji.

W przypadku inwestycji energetycznych

okresy zwrotu są długie. W zależności

od sposobów fi nansowania akceptowane

okresy zwrotu z inwestycje mogą sięgać

nawet kilkunastu lat.

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

[13] , [4] jeżeli:

• NPV > 0 , inwestycja jest opłacalna

i można ją zaakceptować,

• NPV = 0 , inwestycja jest neutralna

i również można ją zaakceptować,

• NPV < 0 , inwestycja jest nieopłacalna

i nie można jej zaakceptować.

Ocenę ogólną kryterium decyzyjnego

można przedstawić porównując wewnętrz-

ną stopę zwrotu z graniczną stopą zwrotu

k w następujący sposób [13] , [4] :

• IRR > k, inwestycja jest opłacalna

i można ją zaakceptować,

• IRR = k, inwestycja jest neutralna

i również można ją zaakceptować,

• IRR < k, inwestycja jest nieopłacalna

i nie można jej zaakceptować.

W przypadku inwestycji energetycznych

okresy zwrotu DPBP (Discounted Pay Back

Period) są długie. W zależności od konfi guracji

i doboru urządzeń CHP/QUAD akceptowane

okresy zwrotu z inwestycje mogą sięgać

nawet kilkunastu lat. W tym momencie należy

podkreślić, że tego typu inwestycje powinny

być dokonywane przez przedsiębiorstwa

z długim horyzontem wizji biznesu.

Rachunek efektywności inwestycji CHP/QUAD – wyniki obliczeń

Rachunek efektywności inwestycji został

dokonany na przykładzie instalacji CHP/

QUAD, którego głównym źródłem produkcji

energii elektrycznej oraz cieplnej były dwie

jednostki GEJ JM 620 JENBACHER opalane

gazem ziemnym. Źródłem produkcji chłodu

użytkowego były dwie jednostki 16LJ53

CARRIER. Za produkcję dwutlenku węgla

odpowiadała jednostka dostarczona przez

UNION. Szczegóły techniczne głównych

składników instalacji CHP/QUAD zostały

przedstawione w tabeli 1.

Budżet inwestycji CHP/QUAD kształ-

tował się na poziomie 60 milionów PLN.

Szczegóły budżetowe inwestycji zostały

przedstawione w tabeli 2.

Do oceny efektywności inwestycji

wykorzystano klasyczną metodę opartą

na korzyściach (przychodach) netto NCF,

następnie zdyskontowanych. Okres oceny

inwestycji został określony na piętnaście

lat. Główne założenia dotyczące wpływów

pieniężnych CFI (Cash Flow In) to:

• Zysk operacyjny, który był różnicą

pomiędzy kosztami operacyjnymi

w tradycyjnym modelu produkcji me-

diów energetycznych (bez posiadania

technologii CHP/QUAD) a kosztami

operacyjnymi w nowym modelem

posiadania technologii CHP/QUAD.

Do obliczeń kosztów operacyjnych

w tradycyjnym modelu przyjęto dane

zużycia mediów energetycznych

w bazowym roku 2009, dla zakładu

produkcji napojów bezalkoholowych

o wolumenie rocznej produkcji 5 milio-

nów hektolitrów. Koszty w następnych

Nazwa urządzenia Producent Rodzaj medium Ilość

Energia elektryczna

2

Energia cieplna 2

Jednostka chłodnictwa absorpcyjnego CARRIER

Chłód technologiczny 2

Jednostka produkcji dwutlenku węgla UNION

Dwutlenek węgla

3,04

1,25

1,00

[MW]

[MW]

[MW]

1,50 [T/h] 1

Wydajność

Jednostka napędowa: silnik tłokowy spalający

ziemny, sprzężony z generatorem prądu przemiennego

gaz

Symbol

16LJ53

GEJ JM620

GE

Moc całkowita

6,08

2,50

2,00

1,50

[MW]

[MW]

[MW]

[T/h]

Moc użytkowa

5,80

1,40

1,50

1,50

[MW]

[MW]

[MW]

[T/h]

Obiekty budowlane oraz instalacje towarzyszące

Inwestycje: PLN x 1000

27 001,0

59 644,0 Razem

%

2x jednostka kogeneracji 8 060,0 14%

1x jednostka produkcji CO2 15 314,0 26%

2 x jednostka produkcji chłodu procesowego 1 209,0 2%4x jednostka transformatorowa 806,0 1%

45%

Wydatki projektowe 3 224,0 5%

Wydatki modernizacji istniejącej infrastruktury 2 821,0 5%

Opłaty administracyjne 403,0 1%

Wydatki na rozruch 403,0 1%

Wydatki nieprzewidziane 403,0 1%

100%



Tab. 3.

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


latach były funkcją wzrostu wolumenu

produkcyjnego oraz wzrostu cen

mediów energetycznych. Wzrosty cen

mediów energetycznych przyjęto na

poziomie 10% (energia elektryczna

i gaz ziemny) w skali rocznej. Czynnik

inflacji został również uwzględniony.

Koszty operacyjne w nowym modelu

z wprowadzoną technologią CHP/

QUAD obliczane zostały na podstawie

bazowego roku 2009 oraz wzrostu cen

gazu jak i wolumenu produkcyjnego.

Istotnym elementem mającym wpływ na

zyskowność przedsięwzięcia w nowym

modelu było brak opłat przesyłowych

energii elektrycznej, jako że była ona

produkowana na miejscu [6]. Koszty

operacyjne w obu modelach zawierały

koszty utrzymania ruchu instalacji jak

i koszty wynagrodzeń personelu obsługi.

• Zysk ze sprzedaży żółtych certyfikatów

przyjęto na poziomie 127 PLN/MWh

[10].

• Zysk ze sprzedaży nadwyżek wy-

produkowanej energii założona na

poziomie 327 tysięcy PLN na rok.

• Brak strat z powodu przerw w dosta-

wach energii przyjęto na poziomie 200

tysięcy PLN w skali rocznej

Natomiast założenia dotyczące wydat-

ków CFO (Cash Flow Out) to:

• Wspomniane wcześniej wydatki

inwestycyjne na poziomie 60 milionów

PLN.

• Podatek dochodowy w wysokości

19%, liczony od wpływów pienięż-

nych.

• Zakupy brakującej części energii

elektrycznej w przypadku przeglądów

remontowych instalacji CHP/QUAD

wraz z innymi kosztami założona na

poziomie 1100 tysięcy PLN w skali

rocznej.

Stopę dyskontową przyjęta do modelu

obliczeniowego na poziomie WACC = 9.9 %.

Tabela 3 pokazuje zestawienie wpły-

wów oraz wydatków pieniężnych jak

i rozkład wartości bieżącej netto NPV

w funkcji czasu.

Wynikiem rachunku efektywności

inwestycji CHP/QUAD na przestrzeni

piętnastu lat (oceny inwestycji) były wspo-

mniane już wyżej parametry finansowe

takie jak:

• NPV- wartość bieżąca netto (Net

Present Value), wynosząca około

112 milionów PLN.

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

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 70694,4

C Zysk ze sprzedaży żółtych certyfikatów PLN x 1000 5666,6 5666,6 5949,9 5949,9 5949,9 5949,9 5949,9 6247,4 6247,4 6247,4 6247,4 6247,4 6247,4 6247,4 6247,4

D Zysk ze sprzedaży energii PLN x 1000 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6 327,6

E Brak strat z powodu przerw w dostawach energii PLN x 1000 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

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 0,910 0,828 0,753 0,686 0,624 0,568 0,516 0,470 0,428 0,389 0,354 0,322 0,293 0,267 0,243

NPV = Ʃ DCF PLN x 1000 -53946,9 -46190,2 -37525,0 -28169,2 -18164,5 -7549,0 3653,9 15523,6 27905,9 40773,9 54102,9 67870,7 82057,1 96643,9 111614,4

DCF = NCFxH PLN x 1000 -59644,0 5697,1 7756,8 8665,2 9355,8 10004,7 10615,5 11202,9 11869,7 12382,3 12868,0 13329,0 13767,8 14186,4 14586,7 14970,5



• IRR- wewnętrzna stopa zwrotu

(Internal Rate of Return), wynosząca

14,5%.

• DPBP- zdyskontowany okres zwrotu

z inwestycji (Discounted Pay Back

Period), wynoszący 6,7 lat.

Wartość bieżąca netto NPV miała

wartość dodatnią. Wynik obliczeń we-

wnętrznej stopy zwrotu IRR był większy

od stopy dyskontowej (wynoszącej

9,9 %). Zdyskontowany okres zwrotu

z inwestycji był na dobrym poziomie 6,7

lat. Wartości obliczonych parametrów

finansowych skłaniają do akceptacji

tak przedstawionej inwestycji własnego

źródła produkcji mediów energetycz-

nych w technologii CHP/QUAD. Tabela

4 przedstawia podsumowanie i ocenę

rachunku efektywności inwestycji CHP/

QUAD.

Rachunek efektywności inwestycji CHP/QUAD – analiza wrażliwości

Przedstawione wyżej obliczenia

są teoretyczne i wykonane przy przed-

stawionych wyżej założeniach. Ocenę

ryzyka inwestycji należałoby dokonać na

płaszczyznach jakościowej i ilościowej.

Ze względu na przedstawiony rachunek

efektywności inwestycji CHP/QUAD

autor pragnie pokazać najważniejsze

elementy ryzyka ilościowego opisane

analizę wrażliwości dla podstawo-

wych zmiennych niezależnych. Do

analizy wrażliwości modelu efektywności

inwestycji zostały zaproponowane

scenariusze zmian:

• cen gazu ziemnego, jako głównego

parametru opłacalności inwestycji,

• w systemie wspomagania inwestycji

w postaci „żółtych certyfi katów”,

• kosztu kapitału.

Analizę wrażliwości przedstawiono

w oparciu o analizę scenariuszy dla po-

szczególnych zmiennych niezależnych [12].

Zmiany cen gazu

Podwyżki cen gazu zasilającego

technologię CHP/QUAD są istotnym

czynnikiem oceny ryzyka ilościowego. W

przypadku znacznych podwyżek cen gazu

media energetyczne i dwutlenek węgla

produkowane w technologii CHP/QUAD

mogą okazać się być mało konkurencyjne

w stosunku do tradycyjne kupowanej

energii elektrycznej i pozostałych mediów.

Symulacja została przeprowadzona dla

scenariusza:

• bazowego, zakładającego podwyżki

cen gazu o 10% w skali rocznej,

• realistycznego, zakładającego pod-

wyżki cen gazu o 15% w skali rocznej,

• pesymistycznego, zakładającego

podwyżki cen gazu o 20% w skali

rocznej.

We wszystkich trzech scenariuszach

ceny energii elektrycznej rosły o 10%

w skali rocznej.

Przy tak zaprezentowanych zało-

żeniach podwyżek gazu wszystkie trzy

scenariusze wydają się być do zaakcep-

towania.

Wspomaganie operacyjne

inwestycji w postaci „żółtych

certyfikatów”

Pozyskiwanie „żółtych certyfi katów”

jako wsparcie operacyjne inwestycji

produkcji energii przyjaznej środowisku

jest dodatkowym ale bardzo istotnym

przychodem. W tym przypadku symulacja

została przeprowadzona dla następujących

scenariuszy:

• bazowego, zakładającego istnienie

„żółtych certyfikatów” przez cały

okres operacyjny inwestycji CHP/

QUAD, czyli przez 15lat,

• realistycznego, zakładającego istnie-

nie „żółtych certyfi katów” przez okres

pierwszych pięciu lat,

• pesymistycznego, braku wsparcia

„żółtych certyfi katów” przez cały okres

operacyjny inwestycji CHP/QUAD.

Ostatni scenariusz pokazuje, że IRR

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

inwestycji nie należy akceptować. Należy

wnioskować, że wsparcie w postaci

„żółtych certyfikatów” jest niezbędnym

czynnikiem ekonomicznego istnienia

inwestycji CHP/QUAD.

Zmienny koszt kapitału inwe-

stycyjnego WACC

Koszt kapitału inwestycyjnego jest klu-

czowym czynnikiem analizy opłacalności

inwestycji CHP/QUAD. Dla tego parametru

symulacja została przeprowadzona rów-

nież dla trzech scenariuszy:

• bazowego, gdzie koszt kapitału

WACC= 9,9%,

• realistycznego, gdzie koszt kapitału

WACC= 12%,

• pesymistycznego, gdzie koszt kapi-

tału WACC= 14%.

Dla scenariusza realistycznego inwe-

stycja CHP/QUAD zaczyna być neutralne.

Scenariusz pesymistyczny natomiast nie

powinien być realizowany, IRR < WACC.

W tabeli 5 pokazano zestawienie

wyników przedstawionej wyżej analizy

scenariuszy.

Wynik obliczeń Ocena

NPVPLN

x1000 111614,4 NPV > 0 PLN

IRR % 14,5 IRR > 9,9 %

DPBP lat 6,7 Akceptowalny okres zwrotu

Parametry

Tab.4.

Ocena rachunku efektywności inwestycji CHP/QUAD.




Warto zapamiętaćWprowadzenie technologii własnej

produkcji mediów energetycznych CHP/

QUAD jest ważnym działaniem w kierunku

promowania odpowiedzialności przedsię-

biorstw i niemal wszystkich pracowników

za realizację celów poprawy zużycia

mediów energetycznych w przedsiębior-

stwie. Jest to jednak technologia zarówno

dla dojrzałych poziomem zarządzania

przedsiębiorstw ale, też i dla tych, którym

wyczerpały się możliwości redukcji

kosztów lub mają problemy techniczne

z zakupem energii na danym terenie.

W obecnym czasie ścisłej specjalizacji

przedsiębiorstw, koncentrowanie się na

wiodących zadaniach (core bussiness)

jest priorytetem. Najbardziej korzystne

wydaje się być zastosowanie opisanego

wyżej systemu finansowania inwestycje

typu BOO lub BOOT.

Dokonana ocena rachunku efektyw-

ności 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-

metrem decyzyjnym o prowadzeniu

powyższej inwestycji.

• rosnące koszty gazu ziemnego mogą

ograniczyć zyskowność powyższej

inwestycji.

Przedstawione wyniki modelu obli-

czeniowego są teoretyczne. W dalszym

kroku powinna być przeprowadzona

retrospektywna ocena opłacalności

takiego przedsięwzięcia inwestycyjnego

(ex post).

Ze względu na ciągłe obniżanie zy-

skowności branży produkcji spożywczej,

misją autora było podzielenie się wynikami

własnych badań, w celu wsparcia krajo-

wych przedsiębiorstw w poszukiwaniu no-

wych rozwiązań operacyjno-finansowych.

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 in-westycji energetycznych, Wokół Energetyki, październik 2007r., link: http:/ www.ryzyko--w-obrocie-energia.cire.pl/pliki/2/ocena.pdf,

z dnia 30 lipca 2012r.

[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 dofinanso-wania do inwestycji kogeneracyjnych w ramach Mechanizmu Finansowego Europejskiego Obszaru Gospodarczego (Mechanizm Finan-sowy 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

Parametry

NPV PLN x1000

IRR %

DPBP lat

NPV PLN x1000

IRR %

DPBP lat

NPV PLN x1000

IRR %

DPBP lat

Parametry

Scenariusz bazowy:10% podwyżka roczna

cen gazu

111614,4

14,5

6,7

111614,4

14,5

6,7

111614,4

14,5

6,7

Scenariusz bazowy: kontynuacja programu

żóltych certyfikatów przez 15 lat

Scenariusz bazowy: WACC = 9,9%

Scenariusz realistyczny: 15% podwyżka roczna

cen gazu

98467,2

13,5

6,9

92397,2

12,8

7,2

85306,1

12,3

7,1

Scenariusz realistyczny: kontynuacja programu

żóltych certyfikatów przez 5 lat

Scenariusz realistyczny: WACC = 12%

20% podwyżka roczna cen gazu

78798,2

12,0

7,1

74479,9

9,4

9,0

65072,8

10,4

7,6

Scenariusz pesymistyczny:

żóltych certyfikatów

Scenariusz pesymistycznybrak wsparcia programu

WACC = 14%Scenariusz pesymistyczny:

Tab. 5.

Rachunku efektyw-ności inwestycji dla zmiennych nie-zależnych takich jak: ceny „żółtych certyfikatów”, ceny gazu oraz zmiany WACC, na podstawie analizy wrażliwości przedstawionej jako scenariusze: bazowy, realistycz-ny i pesymistyczny.




Gazowe układy kogeneracyjne małej mocy

Przeprowadzono ocenę wpływu wybranych parametrów technicznych, eksploata cyjnych 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 eksploatacyj nego wskaźnika skojarzenia na podstawowe składniki kosztów i przychodów z eksploatacji układu.

W ostatn ich dwóch dekadach

obserwuje się na świecie niezwykle

dynamiczny przyrost liczby i mocy

układów energetyki gazowej, a zwłaszcza

układów kogeneracyjnych. Coraz bardziej

znaczący w tej grupie staje się udział

układów CHP małej mocy wpisujących

się w obszar energetyki rozproszonej

[1], [2].

Za stosowaniem zasilanych paliwami

gazowymi układów CHP przemawia

wiele przesłanek, wśród których do

najważniejszych można zaliczyć:

• wysokie sprawności energetyczne

urządzeń i bardzo małe wskaźniki

emisji,

• optymalne dopasowanie układu do

potrzeb odbiorcy,

• możliwość spalania gazów od-

padowych (np. biogazów, gazów

kopalnianych itp.),

• możliwość lokalizacji układu blisko

odbiorców.

Wszystkie wymienione przesłanki

przemawiają za rozwojem kogeneracji

gazowej małych mocy. Należy jednak

podkreślić, że o podjęciu ostatecznej

decyzji inwestycyjnej i o wyborze konkret-

nej konfi guracji układu musi zdecydować

rachunek ekonomiczny.

Czynniki WPŁYWAJĄCE NA EFEKTYWNOŚĆ ekonomiczną układów kogeneracyjnych

Efektywność ekonomiczna budowy

układu CHP (wyrażona np. wartością bieżą-

cą projektu NPV) zależy od wielu czynników,

spośród których najważniejsze to:

• przebieg zmienności zapotrzebowa-

nia na ciepło i energię elektryczną,

• cena paliwa, ciepła i energii elektrycz-

nej, świadectw pochodzenia energii

elektrycznej,

• konfi guracja i tryb pracy układu CHP.

Najkorzystniejsze efekty są uzyskiwa-

ne, gdy układ dobrano optymalnie

dla danych warunków technicznych

i ekonomicznych.

Ostateczny efekt ekonomiczny budo-

wy układu kogeneracyjnego zależy od

wielu czynników, które można podzielić

na dwie zasadnicze grupy:

• czynniki techniczno-eksploatacyjne

(mikroekonomiczne),

• czynniki makroekonomiczne.

Pomiędzy parametrami technicz-

nymi i eksploatacyjnymi a czynnikami

makroekonomicz nymi istnieją zależności,

których znajomość pozwala skuteczniej

przeprowadzać dobór struktury układu

energetycznego na poziomie studiów

możliwości czy wykonalności. Wnioski

z takich analiz mogą być też pomocne

w procesie techniczno-ekonomicznej

optymalizacji doboru układu i warunków

jego eksploatacji.

Jako miarę opłacalności projektu

inwestycyjnego można przyjąć podsta-

wowy wskaźnik dyskontowy jakim jest

wskaźnik NPV:

ĺ= +

=N

tt

t

r0 )1(

CFNPV

gdzie:

CFt – przepływy pieniężne (dla obliczeń

NPV)w kolejnym roku t (rok zerowy

uwzględnia poniesione nakłady inwe-

stycyjne), r – stopa dyskonta dla danego

projektu, N – założona liczba lat eksplo-

atacji układu. Podstawowym warunkiem

opłacalności projektu jest uzyskanie

w czasie okresu N lat eksploatacji wartości

NPV większej od zera (NPV>0). Oznacza

to, że wartość przepływów fi nansowych

CFt musi być większa od zera:

0CFt >

W skład przepływów finansowych

wchodzą następujące podstawowe

składniki: )(CFt AFKSpKSPKS -----=--@

gdzie:

S – suma rocznych przychodów;

K – suma rocznych kosztów;


Janusz Skorek

Profesor zwyczajny w Zakładzie Termodynamiki, Gospodarki Energetycznej i ChłodnictwaPolitechniki Śląskiej

333 / 20 12e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl 333 / 20 12e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl

A – roczny odpis amortyzacyjny;

P – podatek dochodowy;

p – stopa podatku dochodowego

(np. p = 19%);

F – koszty fi nansowe.

Ze struktury przepływów fi nansowych

wynika (i z faktu, że podatek dochodowy

jest zawsze mniejszy od różnicy S – K ),

że warunek CFt>0 może być spełniony

tylko wtedy, gdy przychody S są większe

od kosztów K:

max 1 lub 0 K-S Ţ>=>-=D -

K

SKSKS z

W skład strumieni przychodów

i kosztów wchodzi znaczna l iczba

składników, ale w praktyce dla układów

energetycznych są to przede wszystkim:

1) Przychody S:

• sprzedaż energii elektrycznej (lub

uniknięty zakup) Sel

• sprzedaż ciepła SQ

• sprzedaż świadectw pochodzenia Sśp

2) Koszty K:

• koszt zakupu paliwa dla modułu

kogeneracyjnego Kf

• koszt zakupu świadectw pocho-

dzenia Kś

• odpisy amortyzacyjne Kam

• podatek akcyzowy od sprzedaży

energii elektrycznej Kakc

.

W przypadku układów CHP zasi-

lanych gazem ziemnym kluczowe dla

efektywności ekonomicznej są cztery

składniki: Sel, S

Q, S

śp oraz K

f .

Przychody ze sprzedaży energii

elektrycznej Sel określa zależność:

elelsel cES =

gdzie:

Eels

to ilość energii elektrycznej a cel to

jednoskładnikowa (uśredniona) cena

energii elektrycznej.

Przychody ze sprzedaży ciepła Sel

określa zależność:

QQ QcS =

gdzie:

Q to ilość ciepła a to jednoskładnikowa

(uśredniona) cena ciepła.

Relację pomiędzy ilością energii

elektrycznej Eels a ilością ciepła użytecz-

nego Q określa eksploatacyjny wskaźnik

skojarzenia σ:

Q

Eels=s

Stąd: Q

elsQ c

ES

s=

Przychody ze sprzedaży świadectw

pochodzenia Sśp

wynikają z zależności:

spelCHPsp cES =

gdzie:

[MWh] ,CHPelE – ilość energii elektrycz-

nej wytworzonej w wysokosprawnej

kogeneracji.

W warunkach polskich [3], [4] ilość

energii wytworzonej w wysokosprawnej

kogeneracji określa zależność:

elelCHP EE b=

gdzie:

Eel oznacza całkowitą (brutto) ilość energii

elektrycznej wytworzonej w module CHP.

Wartość parametru b może się zmieniać

od 0 do 1 i zależy przede wszystkim od

tzw. sprawności ogólnej układu CHP

oraz wskaźnika oszczędności energii

chemicznej paliwa PES. Uzyskanie

odpowiedniej wartości wskaźnika PES

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

koniecznym do uzyskania świadectw

pochodzenia z wysokosprawnej kogene-

racji. W przypadku uzyskania wymaganej

wartości wskaźnika PES o wartości

parametru b decyduje przede wszystkim

wartość sprawności ogólnej CHPh :

chf

elel

chf

elCHP

E

EE

E

QE sh

/+=

+=

gdzie:

chfE – ilość energii chemicznej paliwa

zużytego w układzie CHP

Q – ilość ciepła użytkowego wytworzo-

nego w kogeneracji.

Podstawowym składnikiem kosztu

eksploatacji układu CHP jest głównie

koszt zakupu paliwa Kf:

chfchfchf cEK =

gdzie chfc cena jednostki energii che-

micznej 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:

chf

elel

E

E=h

Analizując strukturę zależności

określających war tości wybranych

składników przepływów finansowych

można wydzielić te parametry, które

mają najistotniejszy wpływ na wskaźniki

opłacalności gazowego układu kogene-

racyjnego:

a) Parametr techniczny:

• sprawność elektryczna modułu

CHP elh

b) Parametr eksploatacyjny:

wskaźnik skojarzenia s

c) Cena:

• zakupu energii chemicznej paliwa cchf

,

• - energii elektrycznej cel,

• - świadectw pochodzenia cśp

.

Ustalenie nawet szacunkowych ale

ogólnych relacji określających wpływ

tych parametrów na wskaźniki opłacal-

ności jest złożone i wymagałoby zebrania

i opracowania bardzo dużej liczby da-

nych statystycznych. Dla węższych

grup projektów jest to jednak możliwe,

przynajmniej w wymiarze jakościowym.

33



Tab. 1.

Charakterystyka techniczna analizo-wanych modułów kogeneracyjnych

Rys. 1. Uproszczony schemat układu CHP z turbiną gazową

Analiza przykładowego projektu BUDOWY gazowego układu kogene-racyjnego

Szacunkową ocenę wpływu naj-

istotniejszych parametrów technicznych,

eksploatacyjnych cenowych na opła-

calność inwestycji przeprowadzono na

przykładzie układu CHP małej mocy

(około 6 MW cieplnych) z silnikiem

gazowym (Rys. 2) lub turbiną gazową

(Rys. 1). Urządzenia te różnią się przede

wszystkim sprawnością elektryczną.

Układ produkuje energię elektryczną

dla odbiorcy końcowego (poprzez wydzie-

loną linię kablową) oraz ciepło grzewcze

w postaci gorącej wody sprzedawanej do

lokalnej sieci ciepłowniczej. Ciepło to po-

krywa zapotrzebowania na moc zgodnie

z wykresem uporządkowanym przedsta-

wionym na Rys. 3. Układ jest wyposażony

w gazowy kocioł rezerwowo-szczytowy.

Maksymalne zapotrzebowanie na moc

cieplną wynosi około 9,5 MWTh. Przyjęto,

że moduł CHP (silnik tłokowy lub turbina

gazowa) pokrywa zapotrzebowanie

na moc cieplną na poziomie 6 MWTh

(wyższe moce cieplne są pokrywane

z udziałem kotła gazowego).

Do analizy przyjęto także, że układy

CHP mogą być zasilane dwoma paliwami

różniącymi się przede wszystkim ceną

zakupu:

• gazem ziemnym wysokometano-

w ym (cena jednosk ładnikowa

cchf = 40 zł/GJ),

• metanow ym gazem kopa ln ia-

nym (cena jednosk ładn ikowa

cchf = 5 zł/GJ),

W celu zapewnienia w miarę wiary-

godnej płaszczyzny porównania efek-

tywności ekonomicznej układów CHP

przyjęto, że ich parametry techniczne

wynikać będą z dopasowania po stronie

mocy cieplnej. Ze wstępnej analizy prze-

biegu zapotrzebowania na moc cieplną

(Rys. 3) oraz oferty rynkowej silników

tłokowych i turbin gazowych określono

nominalną moc cieplną modułów CHP

na poziomie 6 – 7 MWTh.

Podstawowe parametry techniczne

i eksploatacyjne analizowanych modułów

CHP przedstawia tabela 1.

Z analizy nominalnych parametrów

technicznych wynika, że przy porów-

nywalnej mocy cieplnej gazowe silniki

tłokowe charakteryzują się zdecydowania

wyższą sprawnością elektryczną i wskaź-

nikiem skojarzenia.

W oparc iu o dane techniczne

urządzeń i przebieg zapotrzebowania

na moc cieplną wyznaczono roczne

eksploatacyjne wielkości techniczne

charakteryzujące pracę analizowanych

układów CHP (Tabela 2). Przyjęto roczny

czas pracy modułów CHP wynoszący

8500 godzin.

Z porównania wyników analizy

technicznej wynikają następujące pod-

stawowe wnioski:

• układ z turbiną gazową charaktery-

zuje się znacznie mniejszym nominal-

nym i eksploatacyjnym wskaźnikiem

skojarzenia co jest głownie wynikiem

małej sprawności elektrycznej turbiny

gazowej,

• sprawność ogólna modułu CHP

z silnikiem tłokowym jest o około

20% wyższa aniżeli dla modułu

z turbina gazową (przy podobnym

wykorzystaniu mocy cieplnej silnik

tłokowy produkuje znacznie więcej

energii elektrycznej),

Wskaźnik oszczędności energii

chemicznej paliwa PES w przypadku

modułu z turbiną gazową wynosi 8,3%

(a więc jest niższy od granicznej wartości

PESgr = 10%). Oznacza to, że pomimo

dość wysokiej sprawności ogólnej

układu nie będzie możliwe pozyskanie

świadectw pochodzenia z wytworzenia

energii elektrycznej z wysokosprawnej

kogeneracji),

W oparciu o wskaźniki technicz-

ne przeprowadzono wstępną analizę

opłacalności budowy układu CHP dla

4 wariantów techniczno-eksploatacyj-

nych (silniki tłokowe, turbina gazowa,

gaz ziemny gaz kopalniany) w celu

Silnik gazowy(2 sztuki)

Turbina gazowa

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

Spalinowy podgrzewacz wody

Odbiorniki ciepła

Kocioł gazowy

Woda 90 o C

Woda 50 o C

Spaliny z TG np. 550 o C

Turbina gazowa

G T

N TG

Gaz ziemny

Powietrze

S


353 / 20 12e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl 353 / 20 12e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl

Rys. 2.

Uproszczony schemat układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym

Tab. 2.

Podstawowe parametry eksplo-atacyjne układu CHP (wielkości roczne)

wyznaczenia podstawowych wskaźników

opłacalności (NPV, NPVR, IRR DPB). Do

analizy opłacalności przyjęto następujące

założenia i dane fi nansowe (ceny bez

podatku VAT, tzn. netto):

• stopa dyskonta dla projektu: 8,9%

• czas eksploatacji układu CHP: 12 lat

• cena zakupu gazu ziemnego (średnia

jednoskładnikowa): 40 zł/GJ

• cena zakupu gazu kopalnianego: 5 zł/GJ

• cena sprzedaży energii elektrycznej

odbiorcy końcowemu (średnia jedno-

składnikowa): 295 zł/MWh

• cena sprzedaży ciepła: 35 zł/GJ

• cena sprzedaży świadectw pocho-

dzenia „żółtych”: 128 zł/MWh

• cena sprzedaży świadectw pocho-

dzenia „fi oletowych”: 55 zł/MWh.

Wartości wyznaczonych wskaźni-

ków opłacalności przedstawia Tabela 3.

W Tabeli 4 zestawiono udziały procen-

towe najważniejszych strumieni przy-

chodów i kosztów dla poszczególnych

wariantów. Dla uproszczenia odpisy

amortyzacyjne rozłożono równomiernie

na wszystkie 12 lat eksploatacji (nieza-

leżnie od rodzaju środka trwałego).

Z danych zawartych w Tabelach 3

i 4 wynika, że w przypadku stosowania

drogiego paliwa (gaz ziemny) wskaźniki

opłacalności są w miarę pozytywne

tylko w przypadku układu z silnikami

tłokowymi. Układ z turbiną gazową jest

zupełnie nieopłacalny. Jest to wynik

przede wszystkim małej sprawno-

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

80%!). Nawet jednak w przypadku

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),

co sprawia, że wskaźniki opłacalności

są bardzo wrażliwe na niewielkie nawet

zmiany podstawowych parametrów

cenowych i eksploatacyjny

Opłacalność projektu radykalnie

się poprawia w przypadku stosowania

znacznie tańszego paliwa jakim jest

gaz kopalniany. Koszt zakupu spada

kilkukrotnie, co sprawia też, ze udział tego

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 przy-

padku układu z turbiną gazową uzyskuje

Spalinowy podgrzewacz wody

Spaliny z silnika

Odbiorniki ciepła

Spaliny do otoczenia

Kocioł gazowy

Woda 90 o C

Woda 50 o C

Chłodnica wentylatorowa

Mieszanka paliwowa

G N

SG

Silnik gazowy

Q NT

Układ Silnik gazowy

(2 sztuki)Turbina gazowa

Moc w paliwie do modułu CHP MW 14,94 12,62

Nominalny wskaźnik skojarzenia snom 1,10 0,52

Zużycie energii chemicznej paliwa w module CHP GJ 457 160 386 065

Zużycie energii chemicznej paliwa w kotłach GJ 4 488 3 176

Energia elektryczna wyprodukowana brutto MWh 57 018 29 920

Energia elektryczna wyprodukowana netto MWh 55 307 29 022

Energia elektryczna z wysokosprawnej kogeneracji MWh 45 861 0 (18412)

Sprawność ogólna CHP [3] % 69,11 57,1

Wskaźnik PES [3] % 19,80 8,30

Ciepło użytkowe z modułu CHP GJ 110 830 111 899

Ciepło użytkowe z kotła GJ 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

36 3 / 20 12


36 3 / 20 12 e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl36 3 / 20 12

się niezwykle korzystne (jak na układy

energetyczne) wskaźniki opłacalności.

Ze struktury przychodów ze sprze-

daży wynika, że w każdym wariancie

układu CHP podstawową pozycję

za jmuje tu energ ia e lek tr yczna.

Sprzedaż prądu oraz świadectw

pochodzenia z wysokosprawnej

kogeneracji stanowi od 68 aż do 85%

całości przychodów!

WnioskiZ przeprowadzonych analiz wynikają

następujące wnioski:

• Podstawowym parametrem tech-

nicznym mającym wpływ na wskaź-

niki opłacalności układu CHP jest

sprawność elektryczna modułu CHP elh a podstawowym parametrem

eksploatacyjnym jest rzeczywisty

wskaźnik skojarzenia s ;

• Podstawowymi parametrami ceno-

wymi mającymi wpływ na wskaźniki

opłacalności układu CHP jest cena

zakupu energii chemicznej paliwa

cchf, cena energii elek trycznej cel oraz

cena świadectw pochodzenia cśp

;

• Dla układów CHP zasilanych drogim

paliwem (np. gazem ziemnym syste-

mowym) najbardziej celowa jest tu

budowa układów produkujących prąd

na potrzeby wydzielonych odbiorców

końcowych lub pokrywających po-

trzeby własne (wysoka cena prądu);

• Dla układów CHP zasilanych tanim pa-

liwem (np. metanowy gaz kopalniany

a zwłaszcza biogazy fermentacyjne)

korzystne wskaźniki opłacalności

można uzyskać dla nawet stosunkowo

niskich sprawności elektrycznych

modułu CHP i niezbyt wysokich rze-

czywistych wskaźnikach skojarzenia.

Literatura[1] Skorek J.: Ocena efektywności energe-

tycznej i ekonomicznej gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy. Wydawnic-two 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.

Gaz ziemny Gaz kopalniany

Silnik tłokowy

Turbina gazowa

Silnik tłokowy

Turbina gazowa

Nakład inwestycyjny mln. zł 19,2 14,0 19,2 14,0NPV mln. zł 8,300 -53,8 74,7 39,7

NPVR=NPV/CNI zł/zł 0,432 -3,9 3,679 2,845DPB lata 8 - 1,8 2,2IRR % 16,3 - 61,7 51,3

Gaz ziemny Gaz kopalniany

Silnik tłokowy

Turbina gazowa

Silnik tłokowy

Turbina gazowa

Przychody (rocznie, netto)

Sprzedaż energii elektrycznej do odbiorcy końcowego 62,3% 70,3% 76,3% 68,0%Sprzedaż ciepła 15,3% 29,7% 18,8% 32,0%Sprzedaż świadectw pochodzenia „żółtych” (gaz ziemny) lub „fi oletowych” (gaz kopalniany) 22,4% 0,0% 4,9% 0,0%

Razem 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%Koszty (rocznie, netto)

Koszty zakupu paliwa dla modułu CHP 76,8% 81,6% 29,3% 36,5%Koszty zakup gazu ziemnego dla kotła rezerwowo-szczytowego 0,8% 0,8% 0,3% 0,4%Koszt zakupu świadectw „zielonych” 6,1% 4,1% 18,8% 14,6%Roczny odpis amortyzacyjny 6,7% 5,3% 20,3% 19,1%Podatek akcyzowy od energii elektrycznej 4,6% 3,0% 14,0% 10,9%Roczne odpisy na remonty kapitalne i bieżące, serwis, materiały eksploatacyjne itp. 1,4% 1,1% 4,3% 4,0%Koszty płac 1,2% 1,5% 3,7% 5,4%Koszt zakupu świadectw pochodzenia „czerwonych”, „żółtych” i „fi oletowych”) 2,2% 1,5% 6,7% 5,2%Koszty emisji do atmosfery (bez kosztu zakupu uprawnień do emisji CO2

) 0,2% 0,3% 0,6% 1,0%Razem 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Stosunek Sprzedaż/Koszty 1,18 0,65 2,72 2,36

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000 9 000

10 000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Mo

c c

iep

lna

, k

W

Czas, h

Nominalna moc cieplna

CHP z turbiną gazową

Nominalna moc cieplna CHP z gazowym

silnikiem tłokowym

Zapotrzebowanie na moc

cieplną u odbiorców

Rys. 3.

Uporządkowany wykres zapotrze-bowania na moc cieplną

Tab. 3.

Podstawowe wskaźniki opłacalności układu CHP

Tab. 4.

Udziały podsta-wowych strumieni fi nansowych przychodów i kosztów


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

wiedzieć, że łatwo odebrać z modułu

kogeneracyjnego ciepło o różnych

parametrach: nie tylko najczęściej wyko-

rzystywane, w temperaturze ok. 85-90oC,

lecz także ciepło wysokotemperaturowe

(ok. 400oC) oraz, niestety najrzadziej

wykorzystywane, ciepło o temperatu-

rze ok. 40oC. Różnorodność otwiera

nowe możliwości. Oprócz tradycyjnych

zastosowań kogeneracyjnego ciepła do

produkcji ciepłej wody użytkowej i dla

celów grzewczych, osobno odebrane

ciepło wysokotemperaturowe może

być skierowane do wytwornicy pary

i wykorzystane w niej do produkcji pary.

Znane są też rozwiązania przemysłowe,

gdzie gorące spaliny wykorzystywane

są bezpośrednio jako medium grzewcze

o wysokiej temperaturze.

Rozwinięciem zagadnienia wykorzy-

stania ciepła jest... produkcja chłodu.

Umożliwiają to chillery absorpcyjne,

które wykorzystując ciepło dostarczają

wodę lodową o temperaturze ok. 7oC,

która może być wykorzystywana np.

w klimatyzacji. Skojarzone układy pro-

dukujące oprócz energii elektrycznej

i ciepła chłód nazywane są trigene-

racyjnymi, zaś gdy produkowana jest

Dorota Szczepanik

Centrum Elektroniki Stosowanej CES Sp. z o.o.




PoligeneracjaZagadnienie 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 fi rmy 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.

Moduł kogeneracyjny w zakładach MWS Tymbark

Agregat kogeneracyjny

większa różnorodność

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

w swoich ciągach techno-

logicznych 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, nowocze-

sny zakład MWS Tymbark, znany producent soków i napojów.

Wiosną bieżącego roku fi rma Centrum Elektroniki Stosowanej

CES z Krakowa zakończyła tam prace związane z wdrożeniem

takiego rozwiązania. Sercem układu jest moduł kogeneracyjny

fi rmy 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 absorpcyj-

nego, 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.

e - w y d a n i e d o p o b r a n i a n a : www.apbiznes.pl 39

Instalacja technologiczna układu poligeneracyjnego

Tab. 1. Podczyszczalnia w liczbach

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 wytwa-rzania energii dla całej

fabryki – powiedział Marcin Szymański, dyrektor fabryki

w Baninie

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 zwięk-szone 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.

Wydajność instalacji:

do 240 m3/dobę

Liczba etapów oczyszczania: 5

Ilość produkowanego biogazu (prognoza):

500-900 m3/dobę

Redukcja zanieczyszczeń: -97%

Powierzchnia oczyszczalni: 400 m2

Struktura oczyszczalni:

hala technolo-

gicznaoraz

4 zbiorniki o

wysokości 7-11m

Unilever inwestuje w środowisko

Janusz ZakrętaAGROindustry

Wszyscy znają lody Algida i Ma-gnum. Niewielu jednak wie, że produ-kowane są pod Gdańskiem, w Baninie, w supernowoczesnej fabryce nale-żącej do Unilever. Jeszcze mniejsza grupa zdaje sobie sprawę, że tutejsze lody powstają w zakładzie, gdzie ogromną wagę przykłada się do spraw środowiskowych. Również

dlatego, że inwestycje w infrastrukturę obniżają koszty funkcjonowania. Oraz oczywiście z myślą o przyszłych pokoleniach.

Nowa podczyszczalnia ścieków7 września w fabryce lodów fi rmy Unilever w Bani-

nie k. Gdańska została uroczyście otwarta nowoczesna biologiczno-chemiczna podczyszczalnia ścieków. Warta 2 mln € inwestycja jest kolejnym etapem reali-zacji planu „Życie w sposób zrównoważony” fi rmy Unilever, który zakłada znaczne ograniczenie wpływu fi rmy na środowisko naturalne.

Nowa podczyszczalnia pozwoli także zneutrali-zować odpady organiczne powstałe przy produkcji lodów. Głównym zadaniem podczyszczani jest obniżenie poziomu zanieczyszczeń odprowadzanych w ściekach z zakładu. Jako wskaźnik służący do po-miaru 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 m3 ścieków na dobę.

Wytwornica pary w zakładach MWS Tymbark

W zależności od aktywności danej

kopalni, wyróżnia się następujące rodzaje

metanu kopalnianego:

• metan uwalniany podczas bieżącej

eksploatacji pokładów węgla (ang.

coalgas methane, CGM), który dzieli

się na metan odzyskiwany z pokładów

węgla (ang. coal mine methane, CMM)

oraz metan zawarty w powietrzu

wentylacyjnym, usuwanym z kopalni za

pomocą szybów wentylacyjnych (ang.

ventilation air methane, VAM),

• metan wydobywany z kopalń, w których

zaprzestano wydobycia węgla (ang.

abandoned mines methane, AMM)

• metan z pokładów dziewiczych węgla

(ang. coal bed methane, CBM).

W tabeli nr 1 przedstawiono typowy

skład gazu kopalnianego w zależności od

źródła pochodzenia.

W Polsce określenie CMM - Coal Mine

Methane - stosowane bywa jako ogólnie

związane z odzyskiwaniem metanu z kopal-

ni czynnych i odstawionych, z podziałem na

odsysany w kopalniach czynnych (Methane

from Acticve Mines), odsysany z powietrza

wentylacyjnego - VAM Ventilation Air

Methane oraz metan z kopalni porzuconych

(tj. AMM).

W praktyce w Europie metan pozyski-

wany jest głównie w czynnych kopalniach

węgla charakteryzujących się wysoką

zawartością metanu, oraz w kopalniach

wyłączonych z eksploatacji. W Europie

nie praktykuje się ani wydobywania gazu

kopalnianego z dziewiczych pokładów

węgla ( jest to natomiast prowadzone

na przykład w USA i Australii), ani też

zagospodarowania metanu z powietrza

wentylacyjnego (jest on wykorzystywany

tylko w Australii).

Metan jest gazem łatwopalnym, który w

stężeniu od 5 do 15% tworzy z powietrzem

mieszaninę wybuchową. W związku z

powyższym, ze względów bezpieczeństwa,

zawartość metanu w powietrzu nie powinna

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

bezpieczeństwa pracy górników, ale

również na obniżenie szkodliwego wpływu

wydobycia węgla na zwiększenie efektu

cieplarnianego.

Metan przyczynia się do efektu

cieplarnianego, ponieważ nie ulega

szybkiemu rozproszeniu i ma tendencję

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%

CO 0% 0,1-0,4% 0%

O2

0% 7-17% 0%

N2

1-8% 4-40% 5-32 %

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.

Doświadczenia fi rmy Caterpillar

Wykorzystanie gazu z odmetanowania kopalń do produkcji energii elektrycznej

GrzegorzKotte

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



Rys. 1. Uproszczony schemat układu CHP z turbiną gazową


Do roku 2009 na świecie zrealizowano

ponad 240 projektów wykorzystania gazu

kopalnianego. Na rysunku nr 1 przedsta-

wiono podział projektów ze względu na

rodzaj zastosowanej technologii.

Ponad połowa spośród wszystkich

zrealizowanych projektów (125 aplikacji)

obejmuje wykorzystywanie metanu do

produkcji energii elektrycznej gazowych

silnikach tłokowych. Łączna moc zain-

stalowana silników opalanych gazem

kopalnianym z kopalń eksploatowanych

(CMM) i porzuconych (AMM) to 1 263

MWe.

Kolejne grupy to oczyszczenie gazu i

wykorzystanie jako gazu sieciowego (37

projektów), spalanie w kotłowni (28 projek-

tów) i wykorzystanie na cele przemysłowe

(12 projektów).

Jak widać z powyższego zesta-

wienia, najpopularniejszym sposobem

wykorzystywania metanu jest odzyskiwanie

uwalnianych w procesie wydobycia gazów

kopalnianych, oczyszczenie i użycie go jako

paliwa do napędzania silników tłokowych

w zespołach prądotwórczych. Metoda ta

bardzo skutecznie minimalizuje negatywny

wpływ gazów na środowisko, przy jedno-

czesnej wysokiej wydajności w produkcji

prądu. Zapewnie też wiele innych korzyści,

gdyż oprócz ogólnej poprawy jakości

powietrza i bezpieczeństwa w kopalniach,

metoda ta umożliwia wytwarzanie energii

elektrycznej i ciepła w miejscu wydobycia.

Wyprodukowany prąd i ciepło może być

wykorzystane na potrzeby własne w

kopalni, lub sprzedane na zewnątrz.

Dobór odpowiedniej elektrciepłowni wykorzy-stującejgaz z odmetanowa-nia kopalń

Czynnikami niezbędnymi do prawidło-

wego doboru elektrociepłowni opalanej

gazem kopalnianym są: czas niezbędny

do osiągnięcia pełnej funkcjonalności,

skład gazu, który będzie wyłapywany,

oraz dostępność odpowiedniego sprzętu

i wsparcia.

Do realizacji projektu budowy elektro-

ciepłowni zazwyczaj mija – w zależności

od stopnia przygotowania projektu przez

inwestora – od 12 do 18 miesięcy. Czas

ten obejmuje fazę projektowania, realizacji

inwestycji, uruchomienie, rozruch i ruch

regulacyjny niezbędny do osiągnięcia

pełnej funkcjonalności. Czas ten zależy

w znacznym stopniu od dostępności do

do gromadzenia się w ograniczonym

obszarze. Metan uwolniony w wy-

niku wydobycia węgla pozostaje w

atmosferze przez 15 lat. Obok Stanów

Zjednoczonych i Chin, najwięcej me-

tanu emitują Ukraina, Australia, Rosja,

Indie i Polska. Metan jest uważany za

bardziej szkodliwy od innych gazów

cieplarnianych, ponieważ jego potencjał

tworzenia efektu cieplarnianego jest –

wg klasyfi kacji IPPC – 21 razy większy

niż dwutlenku węgla.

Metan stanowi 14% światowej emisji

gazów cieplarnianych do atmosfery, zaś

górnictwo węglowe odpowiada za 6% jego

emisji. W roku 2010 odpowiada to rocznej

emisji w ilości około 400 milionów ton ekwi-

walentnego dwutlenku węgla (MtCO2e).

Przewiduje się, że ilość ta wzrośnie do roku

2020 osiągając wielkość – w zależności

od źródła danych – do wielkości od 450

do 793 MtCO2e.

Wg danych Wyższego Urzędu Gór-

niczego, w latach 1996 – 2006 ilość

wyemitowanego do atmosfery metanu

towarzyszącego pokładom węgla wzrosła,

mimo spadku wydobycia węgla z 136 mln

Mg do 97,4 mln Mg i zmniejszenia liczby

pracujących kopalń z 63 do 33.

produkcja energii elektrycznej

wykorzystanie jako gaz sieciowy

spalanie w kotłowni

cele przemysłowe

pozostałe

Zagospodarowanie gazu kopalnianego, 2009


miejsca wydobycia oraz od złożoności

technologicznej samej elektrociepłowni.

W celu zwiększenia mobilności i ułatwienia

budowy, istnieje możliwość leasingu lub

wypożyczenia wstępnie skonfi gurowanych

i umieszczonych w kontenerach kogenera-

cyjnych zestawów prądotwórczych.

Przed wybraniem systemu prądo-

twórczego 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

obróbki paliwa celem dopasowania jego

parametrów do konkretnego systemu prą-

dotwórczego. Gaz kopalniany, zwłaszcza

z nieeksploatowanych pokładów węgla

(CBM) może być bardzo wysokiej czystości

i często nie wymaga dodatkowego oczysz-

czenia i osuszenia. Z drugiej strony, gaz

z odmetanowania eksploatowanej węgla

(CMM) czy metan zawarty w powietrzu

wentylacyjnym (VAM) może zawierać

znaczne ilości CO2 i innych zanieczyszczeń,

co pociąga za sobą konieczność stosowa-

nia specjalnych instalacji.

Istotnym elementem mającym wpływ

na dobór jednostki prądotwórczej jest

fl uktuacja składu gazu. Niektórzy produ-

cenci oferują układy sterownicze, które

automatycznie dostosowują proces do

zmian składu gazu, nanosząc odpowiednie

poprawki do mieszanek powietrze/paliwo i

regulując zapłon. Kogeneracyjny agregat

prądotwórczy może również być chroniony

przed wpływem fl uktuacji składu gazu po-

przez układ zawierający zbiornik buforowy,

którego zadaniem jest stabilizacja jego

składu przed podaniem go na silnik.

Niezwykle istotne dla wyboru technologii

produkcji energii elektrycznej i ciepła w sko-

jarzeniu jest też doświadczenie producenta

agregatów prądotwórczych, a także posia-

danie lokalnego wysoko wykwalifi kowanego

serwisu umożliwiającego sprawną realizację

prac serwisowych oraz bieżący dostęp do

magazynu części zamiennych.

Jak działa elektrownia na metan ze złóż węgla

Układy prądotwórcze na metan ze złóż

węgla różnią się między sobą znacznie, w

zależności od rodzaju dostępnego gazu.

Na przykład, gazy wentylacyjne (VAM)

zawierają jedynie 0,3-1,5% metanu. Z

powodu tak niskiej zawartości metanu,

gazy te trudno wykorzystywać w celach

energetycznych.

Inaczej jest w przypadku metanu z

pokładów węgla (CBM). Stosowane są

tutaj układy odgazowujące, powszechnie

znane jako układy osuszania gazu.

W złożu wykonywane są pionowe lub

poziome odwierty, z których metan jest

pozyskiwany próżniowo. Pozyskany w

ten sposób gaz zawiera zwykle powyżej

85% metanu i charakteryzuje się bardzo

wysoką jakością w porównaniu do metanu

wentylacyjnego (VAM). Gaz o najwyższej

jakości pozyskuje się z odwiertów pio-

nowych wykonanych z dala od obszaru

aktualnego wydobycia.

Gaz pozyskiwany z odwiertów pozio-

mych, wykonanych w obszarze aktualnego

wydobycia (CMM) zawiera zwykle więcej

powietrza. Jego skład to 25-60% metanu,

tlen i azot. Zawartość metanu waha się

w zależności od bliskości działalności

wydobywczej i jej nasilenia.

Wydobyty metan CMM może być

magazynowany w dużych zbiornikach

do czasu obróbki przed podaniem

go na silniki tłokowe. Przy wielkich

przedsięwzięciach, jak np. tych prowa-

dzonych w Chinach, zbiorniki te mieszczą

około 30 000 m3 gazu CMM. Obróbka

gazu obejmuje odpylanie przez fi ltry o

średnicy oczek 10 i 1 µm, osuszanie

gazu do wartości poniżej 80% wilgotności

względnej, a następnie przesyłanie go

przez instalację przesyłową, w której

ciśnienie jest regulowane w granicach

od 5 do 35 kPa.

Po tej obróbce wstępnej CMM jest

podawany do zespołu generatorów w

pobliżu miejsca wydobycia. Rozdzielnica

zapewnia synchronizację, monitorowanie

napięcia, regulację pracy silników oraz

ogólnie zabezpiecza układ.

Typowy plan zespołu prądotwórczego

zasilanego metanem CMM przedstawia

Rys. 2.

Rys. 2. Plan zespołu prądotwórczego zasilanego gazem CMM.




Największa na świecie elektrowni na metan ze złóż kopalnianych

Caterpillar posiada udokumentowaną

historię osiągnięć w zakresie zaopatrywania

w układy prądotwórcze działające na

metan CSM. Najpierw przeprowadzamy

analizę składu i stabilności gazu, które to

parametry wykorzystuje się przy doborze

silnika. Doświadczenie firmy Caterpillar

przy pracy z tego typu źródłem energii

zaowocowało sukcesami na całym świecie,

m.in. w Chinach, gdzie rozwijająca się

ekonomia stawia wymagania stosowania

rozwiązań zaopatrywania w energię

świadomych środowiskowo.

W 2006 r., przy wsparciu ze strony

Amerykańskiej Agencji Ochrony Środowi-

ska i kilku innych partnerów federalnych,

firma Caterpillar otrzymała zlecenie z Chin

na dostarczenie układów generatorowych

do kopalni Sihe, na której terenie działa

największa na świecie elektrownia CSM.

Projekt ten, zakończony w 2009 r., był

efektem wspólnych wysiłków sektora

publicznego i prywatnego, realizowanych

w ramach Global Methane Initiative,

inicjatywy kierowanej przez USA, która

skupia obecnie 37 krajów partnerskich, w

tym Chiny oraz kraje Komisji Europejskiej.

W kopalni Sihe, działające na niskoener-

getyczne paliwo agregaty prądotwórcze

firmy Caterpillar typu G3520C produkują

108 MWe energii elektrycznej z metanu

CBM i CMM. Dodatkowo, ciepło z gazów

odlotowych jest odzyskiwane i wykorzy-

stywane do napędzania turbin parowych,

które produkują kolejne 12 MWe. Ponadto,

zastosowano proces odzyskiwania ciepła

na płaszczu wodnym, który stanowi źródło

wody gorącej wykorzystywanej do pokrycia

potrzeb grzewczych i przygotowania ciepłej

wody użytkowej na terenie kopalni.

Standardowo silnik typu G3520C

opalany gazem z odmetanowania kopalń

i pracujący w trybie ciągłym posiada moc

znamionową równą 1966 kWe. Otwarta ko-

mora spalania umożliwia pracę na paliwie o

ciśnieniu w zakresie od 5 do 35 kPa. Obniża

to koszty instalacji o układy dodatkowego

sprężania, zwykle wymagane w systemach

na paliwo niskoenergetyczne.

Proces sekwestrowania metanu z

kopalni Sihe i konwersja go na użyteczną

energię pozwoli na uniknięcie emisji 40 mln

ton CO2 w ciągu 20 lat.

Globalne źródło energiiProjekt kopalni Sihe to tylko jeden

owocny przykład tego, jak metan ze złóż

jest stosowany jako realne źródło energii

przyjaznej środowisku. Kopalnie Appin

i Tower w Australii stanowią być może

największy projekt energetyczny świata

wykorzystujący CSM. Działa tam jedna z

największych na świecie instalacji generato-

rów z silnikiem tłokowym. Dziewięćdziesiąt

cztery silniki tłokowe Cat G3516 zużywają

dziennie 600 000 m3 metanu, który w razie

potrzeby jest uzupełniany gazem ziemnym.

System ten produkuje w trybie ciągłym 94

MW prądu, który jest przesyłany do sieci.

Zgodnie z danymi Global Methane

Initiative, projekty pozyskiwania energii

z CSM są obecnie realizowane w 16

krajach, w tym w Australii, Chinach,

Czechach, Niemczech, Polsce, Wielkiej

Brytanii i USA, gdzie prowadzi się je

przy działających kopalniach. Wiele

projektów w Niemczech, na Ukrainie,

w Wielkiej Brytanii i USA realizuje się

także przy kopalniach opuszczonych.

W Nowej Zelandii, Indiach i RPA prace

są w fazie początkowej. W tych trzech

krajach w działających kopalniach poza

wentylacją stosuje się także osuszanie

metanu. Włochy są obecnie w fazie oceny

możliwości osuszania gazu w pewnej

opuszczonej kopalni. Wszystkie te kraje

cechuje wysoki potencjał odzyskiwania


fot. blueenergy.com.au

i wykorzystywania osuszanego gazu

w przyszłości, a tym samym zmniej-

szenia emisji gazów cieplarnianych do

atmosfery.

Regulacje dotyczące emisji stają się

na całym świecie coraz bardziej restryk-

cyjne, a lokalne rządy wprowadzają nowe

wytyczne związane z ochroną środowi-

ska. W tej sytuacji, zmniejszenie emisji

metanu ze złóż poprzez wykorzystanie

go w generatorach prądotwórczych

oferuje właścicielom kopalni sposobność

osiągnięcia dodatkowych zysków przy

jednoczesnej redukcji negatywnego

wpływu na środowisko. Ta dojrzała

technologicznie i sprawdzona metoda

wytwarzania prądu może dać znaczące

pozytywne wyniki, włączając w to zmniej-

szenie emisji z kopalni węgla i poprawie-

nie bezpieczeństwa oraz jakości życia

w społecznościach górniczych na

świecie.

Warto zapamiętaćProdukcja energi i e lek tr ycznej

i ciepła z zespołów prądotwórczych

wykorzystujących paliwo, jakim jest

metan z odmetanowania kopalń, może

w znacznym stopniu pokryć zapotrze-

bowanie kopalni na media energetyczne

i uniezależnić ją od dostaw z zewnętrz.

Oprócz efektów z tytułu produkcji

tańszej energii czynnej, prądotwórcze

agregaty kogeneracyjne mają znaczący

udział w poprawie bilansu energii biernej,

co przynosi wymierne korzyści ekono-

miczne obniżenia opłat za ponadnorma-

tywny pobór mocy biernej.

Niemniej jednak, układy zasilane gazem

kopalnianym nie mogą stanowić awaryj-

nego źródła zasilania dla kopalni, gdyż

w przypadku braku zasilania zewnętrznego

następuje wyłączenie z eksploatacji stacji

odmetanowania, a co za tym idzie – odcię-

cie dostawy paliwa do silników.

Ponadto, całkowity zanik zasilania

uniemożliwia dodatkowo uruchomienie

urządzeń pomocniczych niezbędnych

do uruchomienia agregatu.

Podsumowując, produkcja ciepła

i energii elektrycznej w gazowych agrega-

tach kogeneracyjnych wykorzystujących

gaz z odmetanowania kopalń ma istotne

znaczenie dla:

• poprawy bezpieczeństwa prowadze-

nie robot górniczych w kopalniach,

• uniezależnienia energetycznego

zakładu,

• uzyskania pozytywnych efektów

ekonomicznych,

• ograniczenia skutków ekologicznych

związanych z emisją metanu do

atmosfery.

Bibliografi a: • Economic Commission For Europe,

Methane to Markets Partnership, Best Practice Guidance for Eff ective 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 effi cient 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 wyko-rzystania metanu z pokładów węgla w niemieckich i polskich kopalniach. Praca wykonana w ramach Sieci Współpracy Polsko-Niemieckiej INCREASE

Odmetanowanie kopalń ma istotne znaczenie

dla poprawy bezpieczeństwa prowadzenia robót górniczych

w kopalniach




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

W produkcji przemysłowej istnieje nieustanna potrzeba chłodzenia procesów cieplnych. Czy chodzi o elektrownie cieplne lub jądrowe, stalownie, rafi nerie czy o produkcję chemiczną i petrochemiczną, cukrow-nie, mokre chłodzenie jest najczęściej wykorzystywanym typem chłodzenia w aplikacjach przemysłowych. Przy mokrym chłodzeniu ciepła woda wstępuje do chłodni kominowej, gdzie jest chłodzona do niższej tempe-ratury niż suchy termometr, jeżeli powietrze jest relatywnie suche. Ponieważ otaczające powietrze jest napę-dzane 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

istnieją dwa podstawowe rodzaje chłodni:

chłodnie kominowe z ciągiem naturalnym

i chłodnie wentylatorowe z ciągiem

wymuszonym (indukowanym). Chłodnie

kominowe z ciągiem naturalnym (ozna-

czane także jako typ Iterson), dla których

typowy jest specyfi czny hiperboliczny

kształt i wysokość, są instalowane przede

wszystkim w elektrowniach jądrowych

lub w większych elektrowniach cieplnych

(z mocą około 300 MW). W przeciwień-

stwie do tego, chłodnie wentylatorowe

z ciągiem indukowanym, do których

wstępuje powietrze chłodzące i jest na-

pędzane w górę jednostką wentylatorową

umiejscowioną w górnej części chłodni,

używane są do chłodzenia w całym

pozostałym przemyśle.

W dziedzinie przemysłu jednak nie-

zbyt dobre jest nazywanie czegokolwiek

bieżącym lub zwyczajowym. W praktyce

przemysłowej znacząco się różni region

od regionu, rynek od rynku czy klient

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

Pavel Broža


od klienta. Na przykład w większych

elektrowniach cieplnych czasami in-

westor 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 elek-

trowniach cieplnych o mocy 660 MW

zapewnia woda z wielokomórkowych

chłodni wentylatorowych z ciągiem

wymuszonym. Powody preferowania

chłodni wentylatorowych z ciągiem

wymuszonym są różne. Ogólnie znanym

czynnikiem, który inwestorzy biorą pod

uwagę jest wyraźnie niższa waga chłodni

wentylatorowych z ciągiem wymuszonym

w porównaniu z chłodniami z ciągiem

naturalnym. Niższe koszty inwestycyjne,

dobre jakościowo wykonanie i szybka

instalacja są kolejnymi korzyściami,

z powodu których inwestorzy preferują

chłodnie wentylatorowe z ciągiem wy-

muszonym.

Głównymi czynnikami, które powinny

być wzięte pod uwagę przy ofercie chłodni

kominowych to ogólnie: objętość ciepła,

które ma zostać odebrane, wymagany

stopień wychłodzenia, okoliczne środo-

wisko, własności wody przepływającej

wewnątrz obiegu chłodniczego, lokalne

wymagania dot. ochrony środowiska

naturalnego i techniczne wykonanie

budowy.

Czasem przy podejmowaniu decyzji,

typ konstrukcji chłodni wentylatorowych

uważany jest jako czynnik wtórny,

w szczególności gdy bierze się pod

uwagę wpływ na moc chłodzącą.

Konstrukcje chłodni rozwi janych

i wykorzystywanych w przeszłości były

bądź drewniane, stalowe czy tworzone

na podstawie konstrukcji betonowego

szkieletu lub struktury monolitycznej

i włókien szklanych wykonanych w tech-

nologii pultruzji. Inwestorzy w większości

biorą pod uwagę głównie wymagania

lokalnego rynku lub doradztwo swoich

konsultantów i wynajętych inżynie-

rów. W tych przypadkach inwestorzy

mają ograniczoną szansę rozpoznać

i zrozumieć różnice między poszczegól-

nymi typami chłodni i ocenić korzyści

różnych rodzajów konstrukcji. Dlatego ci

inwestorzy pozostają relatywnie konser-

watywni i mają tendencje do budowania

w sposób, jaki jest zwyczajowo przyjęty

na lokalnym rynku.

Jeżeli chodzi o Polskę, inwestorzy

jeszcze stale, w wielu przypadkach,

preferują betonowe chłodnie wentyla-

torowe aniżeli inne typy, w odróżnieniu

od krajów zachodnioeuropejskich, gdzie

inwestorzy jednoznacznie preferują kon-

strukcje stalowe chłodni wentylatorowych

w energetyce i przemyśle.

Jednakże te rodzaje konstrukcji

stalowych chłodni wentylatorowych są

bardzo korzystne dla większości branż

przemysłowych i mają liczne korzyści,

które należy podkreślić.

Są to w szczególności:

• Elastyczne rozwiązanie konstrukcyjne

• Długa żywotność

• Prosta i ekstremalnie szybka budowa

w lokalizacji, także przy niekorzyst-

nych warunkach pogodowych

• Łatwy przewóz standardowymi

kontenerami

• Odporność przeciwko wpływom

sejsmicznym

• Niska masa

• Niskie koszty utrzymania

• Prosty demontaż po zakończeniu

żywotności

• Kompletny recycling, niska miara

obciążenia środowiska naturalnego

Wyżej wymienione korzyści są

doceniane przez klientów, którzy wyma-

gają perfekcyjnego i szybkiego serwisu.

Stalowe konstrukcje są proponowane

i kompleksowo wyrabiane w zakładzie

produkcyjnym przez maszyny, które

zwykle nie są dostępne na miejscu

realizacji. W zakładzie produkcyjnym

przebiega także testowanie i kontrola

jakości – dla klienta oznacza to, że zwykle

nie ma potrzeby wykonywania tych

czynności na budowie: tzn. na miejscu


inwest ycje w energet yce i pr zemyśle

Budowa chłodni wentylatorowej w Slovnaft, Słowacja


nie przebiega żadne cięcie, spawanie ani

wiercenie. Aby skompletować konstrukcję

potrzebne jest tylko proste skręcenie

poszczególnych wyprodukowanych na

miarę elementów. Aktywność na budowie

jest bardzo szybka i ekonomiczna. Ekipa

montażowa spędzi na budowie bardzo

krótki czas. Obudowa chłodni kominowej

jest wyprodukowana z okładzin, z płyt

metalowych, PCV lub kompozytowych a

wnętrza są standaryzowane.

Spółka FANS, a.s. jest dostawcą

chłodni wentylatorowych posiadającym

spore doświadczenie w dziedzinie

designu, produkcji i dostaw stalowych

chłodni wentylatorowych. FANS, a.s. to

firma założona w Republice Czeskiej,

która na rynku chłodzenia przemysło-

wego jest aktywna od roku 1992. Firma

FANS, a.s. nieustannie rozwija swoje

kompetencje projektowe, inżynieryjne

i produkcyjne i w ciągu dwudziestu

lat stała się wiarygodnym partnerem

w dziedzinie dostaw chłodni stalowych

i betonowych dla swoich klientów nie

tylko w wielu krajach europejskich

i postsowieckich, ale także w Turcji,

Pakistanie, Sudanie, Wenezueli i in-

nych. FANS zyskał reputację wśród

swoich k l ientów dzięk i swojemu

profesjonalnemu i indywidualnemu

podejściu, wiarygodności i wysokim

standardom dostarczanych chłodni.

FANS ma długoletnie ambicje obsługi-

wania zagranicznych klientów i profiluje

się jako spółka wyraźnie ukierunkowana

na eksport.

Spó łka FANS podczas swoje j

dwudziestoletniej historii skompleto-

wała liczne projekty stalowych chłodni

wentylatorowych, betonowych chłodni

wentylatorowych i realizowała się jako

kontraktor EPC przy kompletowaniu

obiegów chłodniczych pompowni, che-

micznych oczyszczalni wód, rur, części

elektrycznych i innych.

Wchodząc na niektóre rynki zagra-

niczne spółka FANS zwróciła uwagę, że

wielu klientów na tych rynkach restryk-

cyjnie przestrzega konserwatywnego

podejścia do chłodzenia i dla swoich

aplikacji przemysłowych w większości

przypadków wybiera betonowe chłodnie

wentylatorowa. Ale pomimo to niektórzy

z nich dopuszczają możliwość użycia

konstrukcji stalowych i starają się zrozu-

mieć jakie korzyści może im przynieść

ten rodzaj chłodni. Wahający się klienci

nie mają przede wszystkim pewności

w obszarze jakości wykończenia

zewnętrznego i obawiają się koro-

zji konstrukcji, sposobu konserwacji

i niedostatecznej żywotności. Niektórzy

z nich uważają także konstrukcję stalową

za droższą niż konstrukcja z prefabryko-

wanego betonu.

W rzeczywistości nie trzeba się wcale

obawiać o jakość konstrukcji stalowych

lub o ich konserwację.

Chłodnia wentylatorowa w Slovnaft, Słowacja


Stalowe konstrukcje są zakonserwo-

wane metodą ocynkowania ogniowego

wg standardów EN ISO 1461, dzięki

czemu są bardzo dobrze chronione

przeciwko korozji i innym uszkodzeniom.

Na przykład stal o grubości 6 mm jest

ocynkowana średnią warstwą 85 µmof,

na stal o grubości 3-6 mm aplikuje

się średnio 70µm cynku, co zapewnia

konstrukcji bezpieczną żywotność na

ponad 30 lat. Jako średnia objętość

warstwy wierzchniej rozumiana jest

średnia wartość warstwy wierzchniej

determinowana bądź użyciem próbki

kontrolnej pobranej wg normy EN ISO

1460 lub konwersją średniej grubości

materiału powierzchniowego. Jeżeli

pH wody jest utrzymywane w stopniu

7 i więcej, powierzchnia chłodni pozo-

stanie nietknięta w ciągu całej swojej

żywotności. Materiał łączący także jest

zabezpieczony wykończeniem zewnętrz-

nym – ocynkowaniem ogniowym lub

zgodnie z życzeniem klienta może być

wyprodukowany ze stali nierdzewnej.

Kosztów inwestycyjnych budowy

stalowych chłodni wentylatorowyh, które

bywają przedmiotem obaw inwestorów,

nie można w prosty sposób komplek-

sowo ocenić porównując z betonowymi

chłodniami wentylatorowymi. Porówny-

wanie cen, przede wszystkim zależy od

cen surowców, które są zakupywane

lokalnie (cement, piasek, paliwa, pręty

zbrojone, stal, dostawy, wykopanie

gruntu...), następnie istotne są także

koszty wynajmu, koszty siły roboczej

i ceny energii budowlanych. W każdym

razie, jakkolwiek stalowa konstrukcja, na

pierwszy rzut oka może wydać się kosz-

towną alternatywą, to jeżeli do całkowitej

kalkulacji dodamy ekstremalnie szybką

i prostą budowę, dojdziemy do wniosku,

że konstrukcje stalowe w porównaniu

z betonowymi są porównywalne cenowo

a nawet tańsze.

Spółce FANS udało się zainsta-

lować stalową chłodnię wentylatoro-

wą o parametrach: 8 000 m³/godz.

w ciągu 30 dni. Ta chłodnia wentylato-

rowa jest zlokalizowana w Kazachsta-

nie, wartość wilgotnego termometru

wynosiła 19,5°C, temperatura wody

gorącej wynosiła 42°C a temperatura

zimnej wody na wyjściu osiągała 27°C.

Ogólna moc chłodząca chłodni wynosiła

140 MW. Od położenia fundamentów

pierwszej części stalowej konstrukcji na

budowie, poprzez instalację wyposażenia

wewnętrznego i okładzin, połączenie rur

i części elektrycznych nie upłynęło więcej

niż miesiąc do czasu uruchomienia.

Jest to podstawowa charakterystyka

i wartość dodana stalowych chłodni wen-

tylatorowych z ciągiem wymuszonym.

Ta charakterystyka zasadniczo wpływa

na cash-fl ow inwestora, który zamówi

wieżę, szczególnie w późniejszych

stadiach realizacji swojej inwestycji.

Benefi ty fi nansowe stalowych chłodni

wentylatorowach wciąż jeszcze rosną.

Spółka FANS rozwinęła modułowe

rozwiązanie budowania stalowych chłod-

ni wentylatorowych, przy którym korzysta

Chłodnia wentylatorowa w Slovnaft, Słowacja


inwest ycje w energet yce i pr zemyśle

się z jednolitego designu i komponentów

i dlatego zamawianie materiałów i produk-

cja samej chłodni może być rozpoczęta

bezpośrednio po otrzymaniu zamówienia

od inwestora lub od kontraktora EPC.

Modułowa chłodnia wentylatorowa jest

nawet tańsza a cały projekt chłodni

jest nawet jeszcze szybszy niż jego

implementacja.

Podczas swoich działań na różnych

rynkach, FANS dostarczył chłodnie

wentylatorowe łącznie z setkami celek

chłodzących. Przykładem aktualnego

projektu może być: design, dostawa,

budowa i uruchomienie centrum chło-

dzenia zakładów petrochemicznych

na Słowacji, które składa się z 3 sztuk

stalowych chłodni wentylatorowych

z wymuszonym ciągiem o parametrach

13 500m³/godzinę. Każda chłodnia

ma rozmiary 20m x 20m a średnica

wentylatora wynosi 12,4 metra. FANS

przyjął odpowiedzialność za EPC za cały

projekt obiegu chłodniczego, włącznie

z chłodniami wentylatorowymi i pompow-

nią (włączając wszelkie rurociągi, armatu-

ry, chemiczne uzdatnianie wody i fi ltracje,

części elektro, pomiary i regulacje).

Stalowe chłonie wentylatorowe mają

dziś liczną grupę swoich zadowolonych

klientów. Istnieje jednak wielu inwestorów,

którzy nie mają jeszcze pełnych informacji

o tym, jak może być realizowane chło-

dzenie ich przemysłowego projektu. Ten

artykuł może być małą wskazówką, uży-

teczną w podstawowym zrozumieniu tego,

jak działają stalowe chłodnie wenylatorowe

z ciągiem wymuszonym i jakie płyną z tego

korzyści. Wierzymy, że ten artykuł będzie

inspiracją a spółka FANS jest gotowa

przekazać potencjalnym zainteresowanym

stalowymi chłodniami wentylatorowymi

więcej fachowych informacji.


POWER industry 2012/3

Documents

Transcript of POWER industry 2012/3