Bilans ciepła: obliczanie teoretycznej sprawności silnika spalinowego

Spis treści

1. WSTĘP
   • 1.1. Dotychczasowy stan wiedzy dotyczący emisji gazów cieplarnianych
     oraz środków zmierzających do ich ograniczenia
   • 1.2. Charakterystyka skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w gazowych zespołach Combined Heat and Power (CHP)
   • 1.3. Krajowi i zagraniczni producenci gazowych zespołów kogeneracyjnych
2. CEL I ZAKRES PRACY
3. OPIS BADANEGO SILNIKA
   • 3.1. Parametry silnika HL493 CNG–K
   • 3.2. Opis zastosowanego układu kogeneracyjnego
4. ANALIZA TEORETYCZNA BILANSU CIEPLNEGO SILNIKA BADAWCZEGO
5. POTENCJAŁ CIEPŁA W SPALINACH SILNIKA TŁOKOWEGO
   • 5.1. Obliczania ciepła zawartego w spalinach silnika badawczego
6. POMIAR PARAMETRÓW BADANEGO UKŁADU KOGENERACYJNEGO ORAZ SPRAWNOŚCI WYMIENNIKÓW CIEPŁA
   • 6.1. Wyniki przeprowadzonych pomiarów składu spalin silnika badawczego
   • 6.2. Analiza sprawności gazowego zespołu kogeneracyjnego z silnikiem HL493CNG–K
7. CHARAKTERYSTYKA ZASTOSOWANEGO PALIWA ORAZ KOSZTY EKSPLOATACJI
8. CHARAKTERYSTYKA KRAJOWEGO SYSTEMU WSPARCIA PRODUCENTÓW
   • 8.1. Aktualności dotyczące nośnika energii
   • 8.2. Ogólne zasady rozliczania odbiorców za dostarczanie paliwa gazowego w ramach umowy kompleksowej
   • 8.3. Koszty eksploatacji zespołu kogeneracyjnego
9. CHARAKTERYSTYKA KRAJOWEGO SYSTEMU WSPARCIA PRODUCENTÓW
10. ASPEKTY EKONOMICZNE EKSPLOATACJI GAZOWEGO ZESPOŁU KOGENERACYJNEGO
11. PODSUMOWANIE
12. LITERATURA
13. STRESZCZENIE

1. WSTĘP

Jeszcze do niedawna większość producentów sektora energetycznego była ukierunkowana na produkcję ciepła lub energii elektrycznej. Tak więc elektrownie zawodowe produkowały energię elektryczną, a ciepłownie wykorzystywane były do produkcji ciepła. Uwarunkowania polityczne zmuszają nas do podjęcia działań mających na celu zwiększenie wykorzystania energii zawartej w paliwie. Jednym z takich środków jest zastosowanie silników spalinowych napędzanych gazem ziemnym do produkcji energii elektrycznej i ciepła jednocześnie.

Aspekt historyczny

Kogeneracja (Combined Heat and Power, CHP) była stosowana już na początku okresu industrializacji, zaczęto ją wykorzystywać w USA oraz w Europie w latach osiemdziesiątych XIX wieku. Wkrótce zakłady przemysłowe już powszechnie wyposażano w opalane węglem kotły, z których para zasilała turbiny parowe oraz zapewniała możliwość przeprowadzania różnych procesów przemysłowych. Z czasem jednak, w miarę jak rozwijała się sieć energetyczna, koszty energii zaczęły spadać i coraz więcej zakładów przemysłowych zaopatrywało się w energię z sieci publicznej, rezygnując z produkcji własnej energii elektrycznej i cieplnej. Z tego powodu udział energii uzyskiwanej w procesie kogeneracji w jej całkowitej produkcji energii stopniowo malał, osiągając minimum w latach siedemdziesiątych ubiegłego wieku. Wówczas jednak sytuacja kolejny raz uległa wyraźnej zmianie ciepła do atmosfery [1]. Sytuacja lubi się powtarzać i znowu w grę wchodzi ekonomia i pieniądze jako najistotniejszy motor napędowy rozwoju. W chwili obecnej oprócz ekonomii dużą rolę odgrywa polityka i ochrona środowiska. Stworzono wiele instrumentów i zachęt do racjonalnego wykorzystania energii zawartej w paliwach, takich jak dopłaty do nowych inwestycji oraz świadectwa uzyskania energii. Poza tym istotną rolę odgrywają również bodźce ekonomiczne, jakimi są kary za emisję gazów cieplarnianych.
 

1.1. DOTYCHCZASOWY STAN WIEDZY DOTYCZĄCY EMISJI GAZÓW CIEPLARNIANYCH ORAZ ŚRODKÓW ZMIERZAJĄCYCH DO ICH OGRANICZENIA

Stale zwiększająca się emisja gazów cieplarnianych i związane z tym podniesienie średniej globalnej temperatury ziemi skłoniła polityków i naukowców do zwrócenia bacznej uwagi na sposoby efektywniejszego wykorzystania energii zawartej w paliwie. Protokół z Kioto w sprawie zmian klimatu oraz umowy międzynarodowe zmuszają coraz większą liczbę państw do ograniczenia szkodliwych dla otoczenia i środowiska emisji gazów cieplarnianych. Jednym ze sposobów na osiągnięcie tego celu jest CHP. Protokół z Kioto zajmuje się emisjami sześciu gazów cieplarnianych:

• dwutlenku węgla (CO2),

• metanu (CH4),

• tlenku azotu (N2O),

• fluorowęglowodorów (HFCs),

• perfluorowęglowodorów (PFCs),

• sześciofluorku siarki (SF6) [2].

W ramach protokołu z Kioto przyznano odpowiednie poziomy emisji Unii i państwom członkowskim w odniesieniu do ton równoważnika dwutlenku węgla w pierwszym okresie ilościowo określonych zobowiązań do ograniczenia i redukcji emisji. Przykładowy poziom przyznanych emisji dwutlenku węgla lub jego równoważnika w tonach:

Polska 2.648.181.038,

Niemcy 4.868.096.694,

Włochy 2.416.277.898,

Wielka Brytania 3.396.475.254,

Szwecja 375.188.561.

Limity te zostały uzgodnione dla celów wspólnej realizacji zobowiązań podjętych na mocy art. 3 ust. 1 Protokołu z Kioto zgodnie z przepisami jego art. 4, na mocy decyzji 2002/358/WE i mając zastosowanie do państw członkowskich wymienionych w załączniku II do tej decyzji. [3]
Przywódcy państw uzgodnili, że emisja dwutlenku węgla zostanie ograniczona o co najmniej 40 % do 2030 roku względem roku 1990.
Mniej zamożne kraje Unii Europejskiej, w tym Polska, mają być mniej obciążone kosztami ambitnej polityki klimatycznej. W Polsce opozycja jest podzielona w ocenie ustaleń szczytu – z jednej strony padają słowa o sukcesie, z drugiej o porażce polskiego rządu.
Według Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, ustalenia z Brukseli pozwolą polskiej gospodarce na zachowanie konkurencyjnej pozycji oraz racjonalizację kosztów związanych z przejściem na niskoemisyjną gospodarkę [4]. Niezależnie od poglądów, ograniczenie emisji wyżej wymienionych substancji jest konieczne i nie jest możliwe obejście raz już zawartych porozumień
 

1.2. CHARAKTERYSTYKA SKOJARZONEGO WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ I CIEPŁA W GAZOWYCH ZESPOŁACH COMBINED HEAT AND POWER (CHP)

Kogeneracja to równoczesna produkcja energii elektrycznej i ciepła w miejscu jej zużywania. Mikrokogeneracja oznacza produkcję energii elektrycznej w skali mikro – o mocy urządzenia do 50 kWel w niektórych źródłach do 40 kWel. Urządzenia mogą być zasilane praktycznie każdym paliwem, najkorzystniejsze jest jednak zasilanie gazem ziemnym lub gazem płynnym. Idealnym rozwiązaniem jest jednak zasilanie gazem pochodzącym z odmetanowywania kopalń lub biogazem uzyskanym z fermentacji beztlenowej pochodzenia rolniczego lub z oczyszczalni ścieków [5].
Energia elektryczna wytwarzana jest przez prądnicę agregatową, napędzaną silnikiem spalinowym, ciepło zaś jest produktem ubocznym odzyskiwanym w wymiennikach ciepła z układu chłodzenia silnika i ze spalin. Poprzez system wymienników ciepła jest ono przekazywane gorącej wodzie, która staje się jego nośnikiem. Woda ta nominalnie o temperaturach: 70°C na wlocie do układu i 90°C na wylocie z układu odbioru ciepła może być dalej wykorzystana w procesach technologicznych. Może być również źródłem ciepła w układzie centralnego ogrzewania oraz w różnego rodzaju innych procesach technologicznych. Największą zaletą układów kogeneracyjnych w porównaniu z agregatami prądotwórczymi bez odzysku ciepła jest uzyskanie dodatkowego produktu w postaci dużej ilości ciepła przy identycznym zużyciu paliwa.
W innych rozwiązaniach ciepło oddawane jest po prostu do otoczenia CO2 niż ze spalania paliw konwencjonalnych oraz utylizujemy szkodliwy dla atmosfery gaz jakim jest metan. Przykładowo: dostarczając 100 MJ energii pierwotnej w paliwie gazowym otrzymujemy 37 MJ energii elektrycznej oraz około 52 MJ ciepła. Aby uzyskać tę samą ilość energii w układzie rozdzielonym należy zużyć znacznie więcej paliwa. Do otrzymania 37 MJ energii elektrycznej trzeba dostarczyć do elektrowni 115 MJ energii w paliwie natomiast aby uzyskać 52 MJ ciepła należy dostarczyć do ciepłowni około 61 MJ energii w paliwie. Suma energii dostarczonej to 115 MJ + 61 MJ = 176 MJ [6].
Poza tym układy kogeneracyjne, zwłaszcza z silnikami spalinowymi, zapewniają dużą elastyczność pracy, tzn. układy takie mogą pracować przy zmiennym obciążeniu w granicach od 60–100%, przy spadku sprawności elektrycznej tylko rzędu 2–3% [7].
Innymi słowy, tradycyjne rozwiązania wykorzystują tylko część energii zawartej w paliwie. Reszta ciepła jest poprzez chłodnicę i spaliny oddawana do otoczenia. Układy kogeneracyjne pozwalają odzyskać wytworzone ciepło oraz wykorzystać je, nie powodując zwiększenia zużycia paliwa. W takim układzie ciepło prawie nic nie kosztuje.
W celu realizacji postanowień dyrektywy 2004/8/WE w Polsce wprowadzono świadectwa pochodzenia z kogeneracji. Są to dokumenty poświadczające, że energia elektryczna została wyprodukowana w wysokosprawnej kogeneracji, czyli takiej, która pozwoli zaoszczędzić minimum 10% energii pierwotnej w porównaniu z gospodarką rozdzieloną.
Warunek oszczędności energii na poziomie minimum 10% nie musi być spełniony w układach kogeneracyjnych o mocy elektrycznej poniżej 1 MW [8].
 

1.3. KRAJOWI I ZAGRANICZNI PRODUCENCI GAZOWYCH ZESPOŁÓW KOGENERACYJNYCH

Na rynku krajowym oraz międzynarodowym pojawiło się wielu producentów systemów kogeneracyjnych. Urządzenia kogeneracyjne są bardzo zróżnicowane. Począwszy od urządzeń mikro, którymi się tutaj zajmujemy do prawdziwych gigantów zasilających w energię elektryczną i ciepło całe miasta. Również jednostki napędowe mogą być zasilane różnego rodzaju paliwem. Same jednostki napędowe to cała gama silników spalinowych tłokowych, silniki Sterlinga, turbiny gazowe oraz tradycyjne ciepłownie produkujące ciepło i prąd elektryczny.
W prezentowanej pracy zajmujemy się jednak stosunkowo wąską grupą producentów. Producenci małych układów kogeneracyjnych to najczęściej dotychczasowi wytwórcy agregatów prądotwórczych, które po adaptacji (w wymienniki ciepła) oferują minikogeneracje.
Na polskim rynku pojawiło się też kilku producentów systemów kogeneracyjnych, niemniej większość z nich zainteresowana jest wytwarzaniem większych jednostek kogeneracyjnych. Firmy, które budują małe systemy kogeneracyjne to:

- Elmeko,

do niedawna znaczący producent systemów kogeneracyjnych. Obecnie zajmuje się głównie sprzedażą agregatów prądotwórczych, ponieważ, z uwagi na niewielkie zainteresowanie, zarówno produkcja agregatów kogeneracyjnych, jak i ich sprzedaż została przez firmę zarzucona [9].

- Horus Energia,

oferuje zespoły kogeneracyjne o mocy od 30 kWel i 50 kWth do 2,5 MWel i 2,5 MWth. Firma zajmuje się nie tylko sprzedażą systemów kogeneracyjnych, ale także ich wynajmem. Systemy kogeneracyjne budowane przez tę firmę mogą się składać z wielu segmentów. Kompletne systemy mogą liczyć nawet 32 jednostki kogeneracyjne, które są w stanie zasilać jedną sieć elektryczną oraz jeden kolektor wodny. Urządzenia kogeneracyjne budowane przez opisywaną firmę charakteryzują się wysoką sprawnością i elastycznością w szerokim zakresie obciążenia. Dzięki zastosowaniu wysokosprawnych silników spalinowych osiągnięto dużą niezawodność i długi czas eksploatacji, który wynosi 120.000 godzin [10].

- Mielec DiselGaz,

budowane przez Mielec Diesel Gaz agregaty gazowe osiągają moc od 44KWel do 660 kWel. Urządzenia te są przeznaczone do pracy ciągłej. Istnieje możliwość zwiększenia mocy we wszystkich wersjach: Z udostępnianych przez firmę informacji wynika, że najmniejszym gazowym agregatem kogeneracyjnym jest YGM–43 G/MA/P/H, czyli wersja obudowana, oparta na silniku firmy MAN z prądnicą synchroniczną. Przedsiębiorstwo świadczy pełen zakres usług serwisowych, a produkcja oraz próby i testy odbywają się na terenie zakładu [11]. W tabeli 1 przedstawiono dane techniczne agregatu kogeneracyjnego produkcji MielecDiselGaz ZGM-43 D/MA/P/H, zasilanego gazem ziemnym w wersji zabudowanej. Podane osiągi oferowanego urządzenia dotyczą eksploatacji przy λ = 1,0 [12].
 

- Autogas Projekt,

producent gazowych agregatów kogeneracyjnych. Firma działa na rynku od 20 lat. Początkowo modyfikowano w niej silniki wysokoprężne wózków widłowych na paliwo gazowe. Obecnie w asortymencie firmy znajdują się urządzenia kogeneracyjne budowane na zamówienia. Firma samodzielnie buduje jednostki napędowe, posługując się podzespołami znanych i sprawdzonych firm. Elementy jednostek napędowych pochodzą z firm: MWM, Deutz, MAN, JENBACHER. Poza tym opisywana firma stosuje wiele własnych rozwiązań technicznych. Jednostki napędowe posiadają w większości moc powyżej 100 kWel. W celach doświadczalnych wykonane zostały dwie jednostki o mocy 16 kWel, niestety, według opinii producenta, produkcja tak małych zespołów kogeneracyjnych jest opłacalna jedynie gdy paliwo jest produktem ubocznym, np.: w biogazowi [14].

Od 1995 roku firma Autogas Projekt działa nieprzerwanie w branży silników stacjonarnych i trakcyjnych zasilanych gazem. Bazując na wieloletnim doświadczeniu, Autogas Projekt konstruuje silniki gazowe z wykorzystaniem elementów pochodzących z silników „diesla" oraz elementów własnej produkcji [16].

W gazowym zespole kogeneracyjnym, produkowanym przez Autogas Projekt, jednostka napędowa - silnik SW680 został przystosowany do spalania gazu. Agregaty tego typu pracują z powodzeniem w kilkunastu oczyszczalniach ścieków od lat dziewięćdziesiątych o dnia dzisiejszego [18].

- Tedom,

czeska firma produkująca instalacje mikrokogeneracyjne dla domów rodzinnych. Polski oddział firmy - Tedom Poland Sp.z.o.o. przedstawiła w swojej ofercie dwa agregaty w interesującym nas przedziale 0,3 kW do 20 kW mocy elektrycznej [19]. Są to:

• TEDOM T30 AP

• TEDOM T7 AP

Agregat Micro T30 AP, zasilany gazem ziemnym, z uwagi na swoje parametry techniczne doskonale nadaje się do porównania z urządzeniem kogeneracyjnym omawianym w tej pracy, a którym jest zespół kogeneracyjny skonstruowany na bazie silnika HL493CNG–K. W tabeli 2 porównano parametry agregatu TEDOM T30–AP oraz układu kogeneracyjnego zbudowanego na bazie silnika HL493CNG–K [22, 23].

 

Agregaty kogeneracyjne serii Micro to instalacje produkujące w skojarzeniu ciepło oraz energię elektryczną, wykorzystując do tego gaz ziemny. Głównymi właściwościami tych agregatów są: wysoka sprawność, zwarta budowa, długie okresy między wymianami oleju oraz serwisami. Agregaty tego typu są używane jako nowoczesne źródło energii dla niewielkich budynków. Dzięki wyposażeniu w kondensator pary wodnej agregat osiąga sprawność porównywalną z piecem gazowym wewnętrznego spalania wraz z układem kondensacyjnym [24].

Cena urządzenia

TEDOM T7 AP

wynosi 92.000 zł + 23% VAT. W pakiecie znajdują się: moduł silnika, moduł cieplny (wymiennik ciepła), tłumik spalin, szafa rozdzielcza, system Plug and Play, katalizator, rozruch próbny (bez podania paliwa na agregat), pierwsze napełnienie, (olej, glikol, woda), szkolenie obsługi. Liczba producentów instalacji kogeneracyjnych ulega ciągłym zmianom. Już w trakcie, gdy powstawała niniejsza praca, okazało się, że konkurencja w tym obszarze jest bardzo duża. Niejednokrotnie dochodziło do tego, że po niektórych firmach pozostały tylko informacje o upadłości lub o zmianie właściciela i adresu. Jedynie największe firmy są w stanie sprostać konkurencji. Podane w pracy ceny agregatów są najczęściej cenami netto, często nie zawierającymi ceny osprzętu i montażu. Jednym z największych rynków urządzeń kogeneracyjnych są Niemcy.
Większość poniżej przedstawionych instalacji jest dostępna na rynku niemieckim, na którym, w przeciwieństwie do polskiego rynku, inwestor może otrzymać dotacje do zakupionego urządzenia kogeneracyjnego.
Dotacja ta jest uzależniona od zastosowania dodatkowego osprzętu oraz zbiornika na gorącą wodę tzw. (bufor), który traktowany jest jako magazyn ciepła.
Dla najmniejszych instalacji od 1 kWth do 4 kWth wymagany jest zbiornik o pojemności 300 l, dla większych mocy potrzebne są odpowiednio większe zbiorniki na ciepłą wodę. Warunek ten dotyczy tylko instalacji o mocy do 20 kWel. W dalszej części pracy przytoczone zostaną przykłady kompleksowych rozwiązań. Jedną z charakterystycznych cech opisywanego rynku jest trwałość urządzeń kogeneracyjnych oraz długie okresy między przeglądami, co jest okupione wysokimi cenami jednostkowymi tych produktów.
Liczba producentów i produktów w każdym przedziale mocy elektrycznej i cieplnej jest tak duża, że trudno ten rynek pominąć milczeniem.
 

Poczynając od firmySenerTec: Dachs Mini – BHKW

poprzez wielu innych wytwórców, należy wskazać na imponujące przebiegi produkowanych przez nie urządzeń oraz ich wysoką trwałość przy jednoczesnym spełnieniu norm emisyjnych. Firma SenerTec jest jednym z czołowych producentów na rynku niemieckim, która produktem Dachs podbiła rynek minikogeneracji. Dachs to pierwsza serynie produkowana instalacja mikrokogeneracyjna. Historia tego produktu sięga 1970 roku. Początkowo urządzenie miało być zasilane olejem napędowym, ale z uwagi na eksplozję cenową nośnika energii zmieniono koncepcję. W roku 1979, po przystosowaniu silnika do spalania gazu, zastosowano silnik do napędu pompy ciepła. W roku 1986 zastosowano ten silnik, który okazał się bardzo żywotny, do napędu generatora o małej mocy w prototypie mini CHP. Próby trwały do 1989 roku.
Na przełomie lat 1989–1990 wyprodukowano pierwsze prototypy, które poddano próbie na terenie ich przyszłych zastosowań. Wraz z rozpoczęciem seryjnej produkcji w 1996 roku wyodrębniono w firmie SenerTec zakład technologiczny, produkujący system kogeneracyjny o nazwie Dachs. Corocznie produkuje się około 3000 minikogeneracji o tej nazwie. Do kwietna 2013 roku zainstalowano 32000 urządzeń Dachs firmy SenerTec. Firma SenerTec jest po Hondzie drugim, największym producentem takich urządzeń na świecie.

Dla modelu HKA G 5,5 można otrzymać dotację w wysokości 2423 Euro. Dotacje przyznawane są jedynie dla instalacji kogeneracyjnych o mocy elektrycznej do 20 kWel i pod warunkiem wyposażenia ich w akumulator energii cieplnej, w tym wypadku izolowany termicznie zbiornik wody o pojemności 750 l (bufor).

W Dachs pracuje jednocylindrowy czterosuwowy gazowy silnik z zapłonem iskrowym o pojemności około 580cm3, który jest obliczony na pracę do 80 tys. godzin. Jest on chłodzony wodą i wyposażony w asynchroniczny generator, który jest na stałe skręcony z silnikiem i w którym napęd jest przekazywany poprzez przekładnie jednostopniową.

 

Rysunek 9 obrazuje, w jaki sposób można rozbudować instalację kogeneracyjną, zwiększając jej efektywność W wersji podstawowej znajduje się sam agregat (Dachs G/F). W celu optymalnego wykorzystania ciepła potrzebny jest jednak magazyn ciepła. Takim magazynem jest (bufor) magazyn ciepłej wody. Nawet w ciągu jednego dnia zapotrzebowanie na ciepło może ulegać znacznym wahaniom i właśnie ten izolowany termicznie zbiornik pozwala w miarę potrzeb magazynować lub oddawać ciepło. Aby odzyskać ciepło ze spalin w optymalnym stopniu zastosowano też kondensator. Wyposażona w dodatkowy osprzęt instalacja kogeneracyjna wykazuje się dużą sprawnością, co jednak wiąże się ze znacznym wzrostem kosztów instalacji.

Według stanu na kwiecień 2013 roku, liderem światowego rynku kogeneracji jest Honda, natomiast na rynku europejskim przodującym wytwórcą jest SenerTec [32]. Honda zainstalowała na świecie ponad 100 tys. małych instalacji kogeneracyjnych. Odbiorcami produktów byli najczęściej: Kanada, USA oraz Japonia. SenerTec ma silną konkurencję na niemieckim rynku. Głównym konkurentem jest firma Viessmann, która produkuje zespoły kogeneracyjne o niemal identycznych osiągach. Przykładem może być prezentowany niżej VITOBLOC 200 Typ EM –5/13. W instalacji tej miniblok elektrociepłowniczy współpracuje z kotłem grzewczym (tzw. szczytowym). Agregat kogeneracyjny jest przeznaczony dla małych domów mieszkalnych i obiektów przemysłowych. Może pracować jako agregat prądotwórczy, ale dobrze też sprawuje się do zasilania wyspowego wybranych urządzeń. Instalacja kogeneracyjna VITOBLOC 200 Typ EM – 5/13 przeznaczona do spalania gazu ziemnego. Dane techniczne urządzenia są bardzo podobne do wcześniej prezentowanego urządzenia Dachs. Firma Viessmann reklamuje swój wyrób jako bardzo cichobieżne urządzenie, ponieważ trzycylindrowy sinik Toyota 1 KS zapewnia cichobieżną pracę, a dodatkowe wyciszenie sprawia, że głośność urządzenia spada do 39 dB. Warto też wspomnieć, że w porównaniu z konkurencyjnym Dachs, w opisywanej instalacji wydłużono okresy miedzy obsługami. Na niekorzyść produktu Viessmann przemawia niestety jego cena, wyższa od ceny Dachs o 2000 Euro. W tabeli 5 przedstawiono podstawowe dane techniczne instalacji kogeneracyjnej VITOBLOC 200 Typ EM–5/13.

Przedstawiony VITOBLOC 200 Typ EM – 5/13 został już zainstalowany w 700 obiektach. Jego praca jest sprawdzana przez automatyczny system regulacji. Ponadto w instalacji możliwe jest też zdalne sterowanie układem, a oferta serwisowa jest bardzo szeroka i całodobowa (24 h).

 

Wykorzystanie urządzeń kogeneracyjnych do produkcji ciepła i energii elektrycznej w sektorze prywatnym jest kamieniem milowym w dążeniu do ochrony naszego klimatu, ponieważ systemy kogeneracyjne pozwalają na obniżenie emisji CO2. W Niemczech rząd przyczynia się do promocji zdecentralizowanej kogeneracji, czego przykładem jest dyrektywa CHP, wprowadzona w życie 01.01.2009 roku. Zamiarem rządu niemieckiego jest zwiększenie udziału wytworzonej energii elektrycznej przez kogenerację z 12 do 25% w roku 2020 [37]. Rząd Niemiec wspiera zakup instalacji kogeneracyjnych przez dotację inwestycyjną. Ponadto cała ilość energii elektrycznej wygenerowanej poprzez 10 lat nagradzana jest premią CHP. Wsparcie polega także na zwolnieniu na czas nieokreślony z podatku od energii elektrycznej. Cała ilość gazu zużytego do produkcji w kogeneracji również jest z podatku zwolniona [38]. Kolejnym producentem instalacji kogeneracyjnych jest Wolf GmbH, firma z tradycjami sięgającym 1963 roku, kiedy to zaczęła produkować suszarki do chmielu. Dziś zatrudnia 1600 pracowników i produkuje systemy solarne, pompy ciepła oraz systemy mikrokogeneracyjne dla budynków jednorodzinnych i dwurodzinnych, próbując zdobyć rynek właścicieli budynków prywatnych. Firma Volf GmbH produkuje system kogeneracyjny o nazwie Wolf Mikro – BHKW GTK–4. Jest to mała jednostka napędowa przedstawiona na rys. 13.

Dwucylindrowy silnik V o pojemność 480 cm2 to jedyna jednostka napędowa chłodzona powietrzem zastosowana do pracy w instalacji kogeneracyjnej. Na tym polu firma Wolf GmbH ma tylko jednego konkurenta, którym jest firma Kirsch HomeEnergy. Kirsch HomeEnergy na bazie tego samego silnika produkuje dwa systemy kogeneracyjne, mianowicie Kirsch Nano oraz Kirsch Micro. Tak więc silnik V, dwucylindrowy, chłodzony powietrzem, produkcji Briggs & Stratton Vanguard, znalazł zastosowanie u dwóch konkurujących ze sobą producentów systemów kogeneracyjnych. Dwucylindrowy silnik chłodzony powietrzem o pojemności 480 cm3 ma moc 16 kW i moment obrotowy równy 30,6 Nm przy 2600 obr/min. Silnik wykorzystywany przez firmę Wolf Mikro w agregacie kogeneracyjnym BHKW GTK–4 pracuje z niższą prędkością obrotową. Prędkość obrotowa wynosi 1900 obr/min, co znacząco wpływa na trwałość urządzenia. Silnik ma trzy stopnie obciążenia przy stałej prędkości obrotowej. Moc silnika jest regulowana nie prędkością obrotową, lecz składem mieszanki, co oczywiście obniża moment obrotowy. Dzięki takiemu rozwiązaniu agregat kogeneracyjny produkuje prąd i ciepło nawet przy małych obciążeniach. Poza tym, dzięki zastosowaniu własnych patentów i korekcji współczynnika mocy, układ kogeneracyjny osiąga 95 % sprawności. Zależnie od wybranego obciążenia silnik produkuje 2, 3, 4 kWel, ponieważ posiada trzy stopnie obciążenia. Oczywiście odpowiednio wzrasta też moc cieplna 8,5, 10, 12 kWth, głośność silnika też zależy od obciążenia i wynosi odpowiednio 49/50/55 dB (A). Wymiana świec zapłonowych co 2,5 tys. godzin pracy, konserwacja co 5 tys. godzin i przegląd po 20 tys. godzinach pracy. Zużycie paliwa (gaz ziemny) około 1,7 m3/h przy pełnym obciążeniu [41].

W tabeli 6 przedstawiono przykłady instalacji kogeneracyjnych małej mocy. Większość instalacji jest przeznaczona na rynek niemiecki, gdzie, jak już wspomniano wcześniej, nabywca może otrzymać dotację, lecz jest ona uzależniona od zastosowania zbiornika na gorącą wodę, czyli tzw. buforu. Warunek ten dotyczy instalacji o mocy do 20 kWel.

EC Power: XRGI 6 zużycie paliwa: 21,4 kW , hałas: 49 dB, 3 cylindry, pojemność: 1000 cm3, prędkość obrotowa: 1500 obr/min., moc: 2,5–6,0 kWel, 8,0–13,5 kWth, przegląd: co 10.000 godz. Jest to zmodyfikowany trzycylindrowy gazowy silnik Toyoty. Produkowane są dwa warianty różniące się mocą i oczywiście zużyciem paliwa. Do dnia dzisiejszego sprzedano ponad 4 tys. sztuk do ponad 20 krajów. Cena mniejszego silnika bez instalacji wynosi 18750 € natomiast większego 21 750 € netto. W przeliczeniu cena 1 kWel wynosi 22 ct/kWh, koszt inwestycji 26.000 €. EC Power: XRGI 9 zużycie paliwa: 31 kW ,. Hałas: 49 dB, 3 cylindry, pojemność: 1000 cm3, prędkość obrotowa: 1500 obr/min, moc: 4,0–9,0 kWel, 14,0–6,0 kWth, przegląd co 10.000 godz.

 

 

 

 

 

Pozostałe produkty tej firmy to: NeoTower 7.2 [53] NeoTower 11.0 NeoTower 16.0 Zużycie paliwa w zależności od modelu wynosi: 19,0, 27,4, 38,0, 49,0 kW , hałas: 51 dB, dwa pierwsze modele Neo Tower 5.0 oraz 7.2 mają trzy cylindry, pozostałe modele są czterocylindrowe. Pojemności dwóch mniejszych modeli: 1000 cm3, pozostałych: 2200 cm3, prędkość obrotowa w mniejszych modelach: 1550 obr/min., a w większych 1530 obr/ min . Moc elektryczna w dwóch mniejszych modelach. Można modulować w zakresie 2,9 – 5,0 oraz 3,9 – 7,2 kWel. W pozostałych modelach NeoTower 11.0 oraz NeoTower 16.0 modelowanie mocy zawiera się w granicach: 7,5 – 11,0 oraz 9,5 – 16,0 kWel. Moc cieplna odpowiednio dla wszystkich czterech modeli wynosi: 12,5, 18,0, 24,0, 30,0 kWth, Serwis co 5 tys. lub co 8,5 tys. godzin. Wszystkie moduły wyposażone są w katalizatory. Firma zrezygnowała z silników Kubota na rzecz Toyota, co wpłynęło na okresy przeglądów, które uległy przedłużeniu z 4,5 tys. do 8,5 tys. godz. Ponadto zmienił się stosunek udziału produkowanej energii elektrycznej do produkcji ciepła z 0,39 do 0,45. Roczne koszty przeglądów wynoszą dla najmniejszej jednostki 450 €. Moduły wyposażone są w internetowy portal, co umożliwia kontrolę pracy w każdym momencie. 

w Japonii ponad 6 tys. jednostek o mocy 5–35 kW. Zastosowano tutaj silnik Millera o opóźnionym zamknięciu zaworu dolotowego. Konserwacja co 10 tys. godzin. Przewidywana, ale nie gwarantowana żywność to 60 tys. godzin pracy. W układzie kogeneracyjnym zastosowano zewnętrzny falownik KP40G von Omron, który umożliwia dostosowanie napięcia i częstotliwości do parametrów sieci zasilania. Ważący 23 kg falownik umożliwia bezproblemowe podłączenie do sieci przesyłowej. Urządzenie to jest stosowane powszechnie w systemach fotowoltaicznych.

 

2. CEL I ZAKRES PRACY

Celem pracy jest analiza energetyczna działania gazowego agregatu prądotwórczego o małej mocy 15,1 kWel z odzyskiem ciepła.
W ramach pracy przeprowadzona będzie teoretyczna analiza bilansu cieplnego silnika badawczego, napędzającego agregat kogeneracyjny. Zostaną zaprezentowane pomiary eksperymentalne na stanowisku badawczym, pozwalające na określenie możliwości wykorzystania energii zawartej w paliwie gazowym zasilającym tłokowy silnik spalinowy. W sposób teoretyczny i doświadczalny wyznaczona zostanie sprawność zintegrowanego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w układzie kogeneracyjnym o małej mocy.
Ponadto w pracy porównane będą wyniki badań eksperymentalnych z wynikami analizy teoretycznej.
Dodatkowym celem pracy jest analiza stanu dzisiejszego małej kogeneracji w Polsce oraz znalezienie odpowiedzi na pytanie o możliwości jej rozwoju w przyszłości.
 

3. OPIS BADANEGO SILNIKA

Zastosowany w urządzeniu kogeneracyjnym silnik HL493CNG–K jest przystosowaną do spalania gazu wersją silnika wysokoprężnego Isuzu 4JB1.
Zbudowany na bazie silnika wysokoprężnego silnik badawczy HL493CNG–K został zastosowany w małym układzie kogeneracyjny, którego głównym zadaniem jest produkcja energii elektrycznej.
Badania układu kogneracyjnego miały na celu zbadanie trwałości konstrukcji silnika oraz zmierzenie ilości ciepła odpadowego z myślą o wykorzystaniu tej bezpowrotnie traconej energii cieplnej. Oryginalny silnik wysokoprężny Isuzu 4JB1 został fabrycznie przebudowany. Bazowy silnik został odciążony poprzez zmniejszenie stopnia sprężania z 17 do 12. Zastosowano tak wysoki stopień sprężania (12), unikając jednak spalania stukowego.
Zastosowano zapłon świecami zapłonowymi, a silnik wyposażono w specjalny system wytwarzania mieszanki paliwowej. Sterowanie składem mieszaniny odbywa się z użyciem mieszalnika, w którym przepustnica sterowana jest za pomocą silnika krokowego w pełni elektronicznie.
Typowy silnik samochodowy po dokonanej adaptacji na zasilanie paliwem gazowym zachował w normie wszystkie dopuszczalne emisje spalin, a ponadto zmiana paliwa nie wpłynęła negatywnie na zużycie silnika i skrócenie czasu jego eksploatacji.
Zastosowany elektroniczny system sterowania składem mieszanki firmy Simens ma funkcję, która umożliwia dostosowanie dawkowania paliwa do chwilowego zapotrzebowania w sposób szybszy niż tradycyjne mechaniczne urządzenia.
Układ zasilania jest wyposażony w zawór umożliwiający odcięcie dopływu gazu w przypadku awarii układu kogeneracyjnego. W skład układu zasilającego wchodzą: filtry, zawory, stabilizator ciśnienia, reduktory. Schemat tego układu zamieszczono na rys. 34.
 

3.1. PARAMETRY SILNIKA HL493 CNG–K

Silnik badawczy HL493CNG–K został wyprodukowany w Weifang Hualing Power CO.LTD.
Weifang to miasto przemysłowo-uniwersyteckie znajdujące się we wschodnich Chinach w prowincji Szantung. W liczącym ponad 400 tys. mieszkańców mieście dominuje przemysł maszynowy i elektrotechniczny. Firma Weifang Hualing Power CO.LTD skupia się na badaniach, projektowaniu i marketingu w celu produkcji urządzeń wytwarzających moc mechaniczną i elektryczną.
Dzięki tak skoordynowanym działaniom oraz dbałości o ochronę środowiska produkuje wyroby, które są energooszczędne i przyjazne środowisku. Działalność firmy została doceniona i uhonorowana ośmioma certyfikatami OEM (producent oryginalnego wyposażenia) w dziedzinie produkcji silników spalinowych.
Firma uzyskała również certyfikat ISO 9001 (System Zarządzania Jakością), a także chińskie certyfikaty wyrobów energooszczędnych.
Weifang Hualing Power CO.LTD zainwestował 2,6 miliarda RMB (RMB = 0,163 USA $) [60] w linię produkcyjną silników diesla oraz silników gazowych.
Obecnie produkcja nowoczesnych silników również tych z wtryskiem wielopunktowym sterownym elektronicznie stała się głównym produktem tej firmy. Firma produkuje bardzo szeroką gamę silników, które są przydatne we wszystkich gałęziach przemysłu.
Prezentowany w pracy model silnika nosi nazwę HL 493 CNG–K. Jest to silnik czterosuwowy, czterocylindrowy, chłodzony cieczą, zasilany paliwem gazowym CNG oraz gazem w postaci ciekłej LPG.
Silnik jest wersją silnika wysokoprężnego, w którym zmniejszono stopień sprężania z 17 do 12. Oprócz tego zastosowano wielopunktowy wtrysk sterowany sekwencyjnie. Silnik posiada suche ściany typu cienki cylinder chromowany.
Moc silnika jest zmienna i wynosi 20–68 kW, a zależna jest od rodzaju paliwa, składu mieszanki paliwowej oraz prędkości obrotowej. Średnica cylindra to 93 mm, a skok to 103 mm. W przedstawionych w ramach pracy badaniach silnik uległ dalszej modyfikacji, polegającej na przystosowaniu go do spalania gazu ziemnego wysokometanowego (E). Wcześniejsze modyfikacje umożliwiały zasilanie silnika gazem LPG.

Na rys. 33 przedstawiono silnik badawczy HL493 CNG–K na stanowisku pomiarowym.

 

Zastosowana w eksperymencie jednostka napędowa HL493 CNG-K jest wyposażona w specjalnie skonstruowany system zasilania paliwem gazowym.Zamieszczony poniżej rys. 34 przedstawia schemat instalacji wraz z urządzeniami kontroli i sterowania silnikiem badawczym.

Silnik HL493CNG–K napędza generator, który został w trakcie prób obciążony grzejnikiem trójfazowym o możliwości skokowej zmiany mocy grzejnej od 0 poprzez 11kW, 15,1 do 22 kW. Prędkość obrotowa silnika wynosiła 1500 obr/min. W prowadzonych badaniach zastosowano obciążenie 15,1 kW. Z uwagi na taką wartość obciążenia 15,1 kW silnik badawczy pracował niedociążony [66]. Średnie zużycie gazu w trakcie trwania badań wyniosło 6,3 m³/h. Odpowiednio zużycie powietrza wyniosło 61,08 m³/h.
 

3.2. OPIS ZASTOSOWANEGO UKŁADU KOGENERACYJNEGO

Jednostka kogeneracyjna została poddana szeregowi modyfikacji, których celem było dostosowanie jej do pracy na gazie ziemnym wysokometanowym (E).
Fabrycznie wykonana instalacja, zasilana gazem, została zmodyfikowana, ponieważ oryginalna instalacja była przystosowana do zasilania gazem propan – butan, co uniemożliwiało pracę układu w pełnym zakresie obciążeń na gazie ziemnym wysokometanowym (E).
Modyfikacje polegały głównie na zastosowaniu innych reduktorów gazu oraz zmianie średnic przewodów doprowadzających paliwo oraz pominięciu niektórych elementów instalacji gazowej i zastąpieniu ich przez inne rozwiązania. Oprócz tego zmieniono dostarczoną wraz z silnikiem chłodnicę na inną o większej zdolności wymiany ciepła.
W trakcie badań zamontowano do silnika termostat, którego w wyposażeniu fabrycznym opisywanego silnika nie było. Obieg chłodzenia sterowany termostatem spowodował podniesienie temperatury cieczy chłodzącej oraz niepożądane podniesienie temperatury oleju smarującego. Podniesienie temperatury oleju i, co za tym idzie, obniżenie jego lepkości powodowało z kolei częste uruchamianie mechanizmu awaryjnego wyłączania silnika. W celu uniknięcia samoistnych wyłączeń, spowodowanych spadkiem ciśnieniu oleju, ulepszono układ chłodzenia (wymieniono chłodnicę), co zaowocowało zwiększonym odbiorem ciepła w układzie wymiany ciecz chłodząca – powietrze oraz zwiększono cyrkulację powietrza w pomieszczeniu maszynowni.
W celu odbioru ciepła z układu wydechowego spalin skonstruowano we własnym zakresie wymiennik ciepła spaliny – woda.
Typ wymiennika to kocioł opłomkowy z rurami wodnymi, w którym rury omywane są spalinami silnikowymi. Wymiennik wykonany został ze stali nierdzewnej z umieszczonym wewnątrz wkładem rur ze stali nierdzewnej karbowanej o długości 25 m. W trakcie eksperymentu zastosowano ulepszone rozwiązanie wymiennika ciepła: wymieniono chłodnicę na większą, w porównaniu do oryginału zwiększono powierzchnię wymiany ciepła z 2,7 m2 do 3,2 m2. Po tej modyfikacji, dzięki zwiększeniu powierzchni wymiany ciepła, zdecydowanie wzrosła sprawność tego urządzenia. Łączny odbiór ciepła po dokonaniu wszystkich modyfikacji uległ znacznej poprawie.

Na rys. 35-37 przedstawiono silnik HL493CNG–K wraz z układem kogeneracyjnym w czasie wykonywania pomiarów.
 

 

4. ANALIZA TEORETYCZNA BILANSU CIEPLNEGO SILNIKA BADAWCZEGO

Z całkowitej ilości ciepła dostarczonego do silnika tylko część jest zamieniana na pracę użyteczną.
Bilans cieplny, określający rozdział ciepła doprowadzonego w paliwie do silnika, wyznacza się na podstawie badań laboratoryjnych silnika.
Można go też określić orientacyjnie na podstawie obliczeń teoretycznych [67, 68, 69].
Ciepło zawarte w paliwie dostarczonym do silnika podczas pracy w danych warunkach rozdziela się na następujące główne części:

1) ciepło zamienione na pracę indykowaną Qi, które można dalej rozdzielić na:
a) ciepło zamienione na pracę użyteczną, czyli ciepło użyteczne Qe,
b) ciepło zużyte na pracę tarcia i napęd mechanizmów pomocniczych, czyli straty oporów ruchu Qr.
2) ciepło odprowadzone w spalinach, czyli straty wydechu Qw,
3) ciepło tracone w wyniku niepełnego spalania wywołanego niedomiarem powietrza (przy λ<1), czyli strata niezupełnego spalania Qn,
4) ciepło odprowadzone z wodą chłodzącą, czyli strata chłodzenia Qch.

W wyniku obliczeń otrzymujemy, przedstawiony w tabeli 8, rozdział ciepła w bilansie energetycznym silnika badawczego napędzającego zespół kogeneracyjny. Na rys. 38 pokazano graficzną postać bilansu silnika.
 

 

5. POTENCJAŁ CIEPŁA W SPALINACH SILNIKA TŁOKOWEGO

Jest rzeczą powszechnie znaną, że spalając paliwo w silnikach cieplnych, w naszym wypadku w tłokowym silniku spalinowym, wykorzystujemy jedynie pewną część energii zawartej w paliwie na potrzebną nam energię mechaniczną lub elektryczną.
Do niedawna energią zawartą w spalinach silnika tłokowego praktycznie nikt się nie interesował i nie była ona wykorzystywana gospodarczo.
Ostatnio się to zmienia i nawet znane światowe koncerny samochodowe próbują wykorzystać to ciepło do napędu urządzeń osprzętu silników samochodowych [71]. W kogeneracji jest to znacznie prostsze, wystarczy jedynie wymiennik ciepła i odzyskaną energię cieplną można już wykorzystać według indywidualnych potrzeb. Idąc dalej w kierunku maksymalnego odzyskania ciepła ze spalin, można pokusić się o schłodzenie spalin poniżej temperatury kondensacji pary wodnej. Tak skonstruowane wymienniki, nazywane urządzeniami kondensacyjnymi, potrafią odbierać ciepło poniżej temperatury wrzenia wody. Produkują one ciepło niskotemperaturowe. Rozbudowana w ten sposób instalacja jest zdolna do łącznego wykorzystania energii zawartej w spalinach w ponad 90 %. Zbliża to te urządzenia do najbardziej wydajnych gazowych kotłów kondensacyjnych z zamkniętą komorą spalania, które jednak nie potrafią produkować energii elektrycznej. Mankamentem tak daleko posuniętego odbioru energii cieplnej jest trudność z wykorzystaniem niskotemperaturowego ciepła, zwłaszcza w okresie letnim oraz brak zapotrzebowania na tego typu energię cieplną.
 

5.1. OBLICZANIA CIEPŁA ZAWARTEGO W SPALINACH SILNIKA BADAWCZEGO

W poprzednim rozdziale przeprowadzono teoretyczną analizę bilansu energetycznego silnika badawczego, w wyniku której obliczono między innymi ilość ciepła zawartą w spalinach, przypadającą na straty wydechu. Wartość ta była równa 47,5 MJ/h (13,19 kW).
Spróbujmy wyliczyć teoretyczny skład spalin silnika badawczego, pracującego z nadmiarem powietrza λ = 1,2 oraz ilość ciepła zawartą w tych spalinach, jeżeli temperatura spalin była równa 475°C.
Układ kogeneracyjny pracował w okresie przeprowadzonej próby właśnie z nadmiarem powietrza równym λ = 1,2 możemy więc obliczyć za pomocą znanego nam już z rozdziału 4 wzoru ilość kmol produktów spalania (spalin) z jednego kmol paliwa.
Ilość kmol produktów spalania z jednego kmol paliwa wynosi (jest to suma kmol azotu, kmol tlenu i kmol spalonego metanu w spalinach):

    
Podsumowując, w wyniku obliczeń uzyskano:

– teoretyczny skład spalin silnika badawczego pracującego na mieszance metanu z powietrzem o
– λ = 1,2: CO2 = 8,1%, H2O = 16,1%, O2 = 3,2%, N2 = 72,6%,
– teoretyczny wydatek masowy spalin: Mm = 86,635 kg/h,
– teoretyczną ilość energii możliwej do odzyskania w wymienniku ciepła ze spalin: Qspal = 454,965 kJ/kg,
– teoretyczną moc możliwą do odzyskania w wymienniku ciepła ze spalin: Ntmw = 10,96 kW.

Energię spalin można również wyznaczyć na podstawie gotowych tablic cieplnych zamieszczonych w specjalistycznej literaturze, w których znajdują się wartości entalpii właściwych różnych gazów w wybranych temperaturach.
Odczytując entalpię poszczególnych składników spalin i znając ich udział procentowy, możemy obliczyć energię zawartą w spalinach dla wybranej różnicy temperatur.
W tabeli 9 przedstawiono obliczenia entalpii spalin na podstawie literatury [75] i wyznaczonych powyżej udziałów poszczególnych składników w spalinach.

 

6. POMIAR PARAMETRÓW BADANEGO UKŁADU KOGENERACYJNEGO ORAZ SPRAWNOŚCI WYMIENNIKÓW CIEPŁA

W okresie rozruchowym oraz w czasie dalszej eksploatacji układ kogeneracyjny został poddany różnym badaniom i pomiarom.
Do urządzenia dołączono szereg instrumentów pomiarowych, za pomocą których dokonano pomiarów zużycia powietrza, paliwa oraz jakości oleju, w tym jego lepkości kinematycznej w temperaturze 40°C i 100 °C, stopnia utlenienia, liczby kwasowej AN, liczby zasadowej BN, a także zmian następujących w nim w trakcie pracy. Mierzono również przepływ cieczy chłodzącej oraz temperaturę i skład spalin.
Układ kogeneracyjny został obciążony odbiornikami energii elektrycznej o mocy 11 kW, a w okresie późniejszym 15,1 kW. Przeprowadzono także próby bez obciążenia.
 

6.1. WYNIKI PRZEPROWADZONYCH POMIARÓW SKŁADU SPALIN SILNIKA BADAWCZEGO

W czasie przeprowadzania badania silnika dokonano pomiarów toksyczności spalin dla różnych wartości obciążenia i składu mieszanki palnej. Wartości obciążenia wynosiły 0 kW, 7,5 kW, 11 kW, 15 kW, skład mieszanki paliwowej wahał się w granicach λ = 1,02 do λ = 2,85. Układ pomiarowy był wyposażony w gazomierze COMMON CGR-01 do pomiaru zużycia powietrza. Pomiar toksyczności spalin przeprowadzono analizatorem BACHARCH 450 [76]. W tabeli 10 przedstawiono wyniki pomiarów stężenia poszczególnych skladników spalin dla analizowanych wartości składu mieszanki palnej i przy różnym obciążeniu.
 

W tabeli 11 przedstawiono wyniki pomiarów zawartości poszczególnych składników spalin dla wybranego obciążenia 15,1 kW i wstępnie ustabilizowanego składu mieszanki palnej.

 

Przy obciążeniu mocą 15 kW silnik pracował stabilnie w zakresie mieszanek λ = 1,0 do λ = 1,5. Obniżenie współczynnika nadmiaru powietrza poniżej λ > 1 powoduje zmniejszenie emisji NOx oraz CO. Jako najwłaściwszy dla pracy silnika uznano nadmiar powietrza λ = 1,2 i z takim współczynnikiem przeprowadzano próbę, podczas której eksploatowano silnik agregatu przez 450 godzin z mocą 15,1 kW. Próba ta stanowi bazę do dalszych obliczeń i porównań. W czasie tej próby na podstawie badań substancji zużyciowych w oleju silnikowym, w tym pomiaru lepkości w różnych temperaturach, liczby kwasowej i zasadowej oleju nie stwierdzono nadmiernego zużycia silnika. Pomiarom poddano również zawartość wody, glikolu, krzemu w oleju silnikowym [77].

Podsumowując, na podstawie przeprowadzonych badań ustalono, że optymalnym współczynnikiem nadmiaru powietrza dla silnika HL493CNG–K pracującego w układzie kogeneracyjnym przy obciążeniu o mocy 15,1 kWel, jest λ = 1,2.
 

6.2. ANALIZA SPRAWNOŚCI GAZOWEGO ZESPOŁU KOGENERACYJNEGO Z SILNIKIEM HL493CNG–K

Zespół kogeneracyjny, który powstał na bazie agregatu prądotwórczego napędzanego silnikiem HL493CNG–K w celu wykorzystania energii ciepła odpadowego, został wyposażony w dwa wymienniki ciepła. Pierwszy wymiennik spaliny – woda umożliwiał odzyskanie ciepła ze spalin silnika, drugi wymiennik płytowy woda – woda umożliwiał odzyskanie ciepła cieczy chłodzącej silnik. Na podstawie przeprowadzonych pomiarów temperatury spalin oraz strumieni ciepła (licznik ciepła LQM III ) wyznaczono rzeczywiste ciepło uzyskane z wymiennika spaliny-woda, które było równe 8,6 kW. Na podstawie pomiarów eksperymentalnych poszczególnych składników spalin silnika badawczego przy pomocy analizatora oraz pomiaru temperatury spalin na wejściu i wyjściu z wymiennika została wyznaczona maksymalna, rzeczywista, możliwa do uzyskania moc wymiennika w zakresie temperatur od 475 do 100 °C, wyniosła ona 10,8 kW.
Mając skład (tabela 12) i temperaturę spalin, przy pomocy programu Engineering Equation Solver (EES) [74] określono entalpię poszczególnych składników spalin, potrzebną do wyznaczenia entalpii spalin na wejściu i wyjściu z wymiennika. Różnica entalpii posłużyła następnie do wyznaczenia wartości teoretycznej mocy wymiennika ciepła spaliny–woda (tabela 13). Program Engineering Equation Solver (EES) powala na szybkie obliczenie entalpii każdego z reagentów reakcji chemicznej w zadanej temperaturze i ciśnieniu, jest pomocny w szybkim przeliczaniu uzyskanych wyników w jednostkach SI oraz w innych jednostkach, zależnie od potrzeb. Teoretyczna maksymalna moc, możliwa do odzyskania w wymienniku ciepła ze spalin, obliczona w punkcie 5.1. tej pracy wyniosła 10,96 kW.

Jak można zauważyć, podane w tabeli 12 wartości wskazują na niską zawartość tlenków azotu, węgla oraz niespalonych węglowodorów. Wyraźnie też widać, że znaczącą część stanowi woda, co jest charakterystyczne dla spalania metanu. Pod względem energetycznym składniki z poz. 5–7: tlenki azotu, tlenek węgla i niespalony metan, ze względu na niskie stężenie, można pominąć w dalszych obliczeniach.

 

Wymiennik ciepła spaliny – woda odbierał ciepło ze spalin (jak już wyliczono powyżej) na poziomie 8,6 kWth/h jego sprawność wyniosła 78%. Wymiennik ciepła spaliny –woda został zmodyfikowany i po zwiększeniu powierzchni wymiennika odebrał ciepło ze spalin na poziomie 9,6 kWth. Jego sprawność wzrosła do 88%. Drugi z wymienników zespołu kogeneracyjnego to wymiennik woda – woda służący do odbioru ciepła z układu chłodzenia silnika. Wymiennik ten jest typowym wymiennikiem płytowym, podłączonym do silnika pod króćce zasilające chłodnicę agregatu. Moc z układu chłodzenia obliczono na podstawie mocy traconej w chłodnicy silnika. Chłodnica zamontowana fabrycznie w silniku odbierała ciepło z układu chłodzenia silnika na poziomie około 18,2 kW. W celu zwiększenia ilości ciepła odbieranego z silnika, chłodnicę fabryczną zastąpiono dwuwentylatorową chłodnicą od samochodu Tarpan-Honker. Dzięki temu ilość ciepła odbieranego z układu chłodzenia silnika wzrosła do 25,1 kW. Całkowita sprawność kogeneracji przy zastosowaniu zmodyfikowanego wymiennika spaliny – woda i zamianie odbiornika ciepła z układu chłodzenia silnika (chłodnica fabryczna zastąpiona chłodnicą od sam. Tarpan – Honker wzrosła w sposób znaczny. Bez zastosowania kogeneracji ten silnik oddawał jedynie 15,1 kWel/h mocy. Stosując kogenerację, uzyskujemy za pomocą zmodyfikowanego wymiennika odzysk ciepła ze spalin 9,6 kWth oraz 25,1 kWth z cieczy chłodzącej silnika, czyli z chłodnicy, która w normalnych warunkach rozprasza ciepło w atmosferze. Ta ilość cieplnej energii jest bez kogeneracji wyrzucana i bezpowrotnie tracona. Łączna moc odzyskanego ciepła (odpadowego w innych rozwiązaniach) wyniosła 34,6 kWth, co, po zsumowaniu z uzyskaną przez generator mocą elektryczną 15,1 kWel, stanowi łączną moc kogeneracji 49,8 kW [79]. Biorąc pod uwagę wartość energii dostarczonej do silnika badawczego w paliwie równą 60,2 kW, można oszacować sprawność badanego zespołu kogeneracyjnego. Zespół prądotwórczy przed modyfikacją, bez wymienników ciepła, przy obciążeniu go 15,1 kW, charakteryzował się sprawnością na poziomie 25%. Po wyposażeniu go w wymienniki do odbioru ciepła ze spalin i z układu chłodzenia, odzyskiwana moc wzrosła do wartości 49,8 kW, a sprawność kogeneracji do 83%. Moc i sprawność kogeneracji po zsumowaniu energii elektrycznej i cieplnej zobrazowują zamieszczone poniżej tabela nr 14 i 15.

Wyznaczone sprawności otrzymano przy założeniu, że ilość energii dostarczonej do silnika w paliwie obliczona została na podstawie jego wartości opałowej, którą dla metanu przyjęto na poziomie 34,4 MJ/m3. W tym przypadku energia ta wynosi 60,2 kW, a sprawność kogeneracji 83%. Jeżeli jednak do obliczenia energii paliwa przyjmiemy ciepło spalania metanu równe 39,5 MJ/m3, wówczas odpowiednie wartości będą wynosić 69,1 kW i 72%. Należy zauważyć, że porównywanie do ciepła spalania jest rzadko stosowane. Najczęstszym wyliczeniem sprawności jest odniesienie do wartości opałowej, co pozwala producentom tak układów kogeneracyjnych, jak i pieców gazowych na pochwalenie się ponad stuprocentową sprawnością produkowanych przez nich urządzeń.
 

7. PORÓWNANIE WYNIKÓW ANALIZY TEORETYCZNEJ I POMIARÓW EKSPERYMENTALNYCH

Ilość energii ze spalin i z układu chłodzenia silnika podczas badań eksperymentalnych wyznaczono dla różnicy temperatury spalin od 475 do 100°C. Potencjał ciepła w spalinach silnika tłokowego, wyznaczony w rozdziale 5 tej pracy, również liczony był dla tej różnicy temperatur. Porównanie wyników obliczeń teoretycznych bilansu cieplnego silnika, z rozdziału 4 tej pracy, z wyżej wymienionymi sposobami nastręcza pewne problemy, ponieważ w bilansie różnica temperatur spalin była większa i wynosiła od 474 do 29°C. W analizie teoretycznej bilansu silnika temperatura spalin w końcu procesu spalania może być traktowana jako temperatura na wejściu do wymiennika spaliny – woda, a temperatura otoczenia odpowiadająca temperaturze spalin schłodzonych jako temperatura na wyjściu z tego wymiennika. W celu porównania wyników obliczeń teoretycznych z wynikami eksperymentu i obliczeń z rozdziału 5 przeliczono bilans cieplny silnika (na podstawie rozdziału 4) dla temperatur odpowiadających badaniom eksperymentalnym, równych odpowiednio 475 °C (spaliny w końcu procesu spalania) i 100 °C (spaliny schłodzone). Wyniki tych obliczeń zamieszczono w tabeli 16.

Moc użyteczna silnika wyliczona teoretycznie z jego bilansu na podstawie rozdziału 4 niniejszej pracy, równa 24,12 kWel, nie została w praktyce ani zmierzona, ani wykorzystana, ponieważ wystąpiły problemy w płynnej zmianie obciążenia badanego agregatu, a skokowe przejście z obciążenia 15,1 kWel na wyższe obciążenie powodowało zadziałanie bezpieczników chroniących agregat przed przeciążeniami. Niemniej moc 25 kWel, według producenta, jest możliwa do osiągnięcia. Niestety z uwagi na wymienione trudności nie zostało to sprawdzone.
W warunkach badań silnik zespołu kogeneracyjnego pracował niedociążony z mocą 15,1 kWel.
W tabeli 17 przedstawiono porównanie wyników obliczeń teoretycznych przeprowadzonych w rozdziale 4 i 5 tej pracy z wynikami badań eksperymentalnych, uzyskanych podczas pracy układu kogeneracyjnego.
Z tabeli wynika, że ilość energii możliwej do uzyskania ze spalin silnika, wyznaczona teoretycznie, jest zbliżona do wartości energii wynikającej z pomiarów rzeczywistych.
Wartości teoretyczne to 11,28 i 10,96 kW natomiast wartości energii spalin, według badań, wyniosły 10,8 oraz 9,6 kW. Ilość ciepła, którą można pozyskać z układu chłodzenia silnika, wyznaczona z analizy teoretycznej, była równa 20,98 kW.
Energia z układu chłodzenia, zmierzona na stanowisku badawczym, wyniosła 18 kW dla seryjnej chłodnicy i 25 kW dla nowej, wysokosprawnej chłodnicy od samochodu Tarpan – Hooker.
 

 

Z analizy teoretycznej wynika, że maksymalna ilość energii możliwej do zagospodarowania podczas pracy zespołu kogeneracyjnego napędzanego silnikiem badawczym HL493CNG–K wynosi 56,38 kW. Jest to 93,65 % całkowitej energii doprowadzonej do silnika w paliwie gazowym.
Niewykorzystana ilość energii wynika ze strat ciepła spowodowanych oporami ruchu elementów mechanicznych silnika.
Z przeprowadzonych badań eksperymentalnych wynika natomiast, że ilość energii wykorzystanej w zespole kogeneracyjny jest mniejsza i wynosi 49,8 kW, to jest 82,72 % całkowitej energii doprowadzonej do silnika w paliwie gazowym. Różnica w odzyskanej energii wynika z faktu, że rzeczywisty silnik badawczy pracował niedociążony w warunkach odbiegających od optymalnych.
W tabeli 18 przedstawiono porównanie innych, wybranych parametrów pracy zespołu kogeneracyjnego, wyznaczonych teoretycznie i eksperymentalnie na potrzeby określenia ciepła ze spalin i z układu chłodzenia. Wyznaczone wartości entalpii spalin, a także wydatku objętościowego i masowego spalin są do siebie zbliżone.
 

 

Obliczenia teoretyczne są z całą pewnością przydatne.
Jednak niemożliwe jest pełne, teoretyczne obliczenie przebiegu spalania w silniku oraz dokonanie bilansu jego pracy.
Jedynie połączenie wiedzy i doświadczenia oraz eksperymentalne sprawdzenie obliczeń daje możliwość uzyskania wyników odpowiadających rzeczywistości.
W naszym przypadku obliczenia były czysto teoretyczne, należy więc być zadowolonym z uzyskanych wyników, które mogą służyć jako ilustracja dla obliczeń innych silników po uwzględnieniu specyfiki typowej dla danego typu silnika. Należy jednak pamiętać, że słuszność obliczeń należy konfrontować z wynikami eksperymentalnymi.
Każdy silnik ma inną charakterystykę, oprócz tego mamy olbrzymią ilość rozwiązań technicznych komory spalania, stopnia sprężania, paliwa, składu mieszanki palnej oraz wiele innych czynników wpływających na pracę silnika.
 

8. PORÓWNANIE WYNIKÓW ANALIZY TEORETYCZNEJ I POMIARÓW EKSPERYMENTALNYCH

Paliwem zastosowanym do napędu silnika HL 493 CNG–K był gaz ziemny wysokometanowy typu E (dawniej GZ–50) dostępny w gazowej sieci miejskiej miasta Częstochowa.
Gaz ziemny jest jednym z najtańszych paliw nadających się do spalania w silnikach spalinowych, dostępnych na rynku. Tańszym paliwem może być jedynie gaz uzyskiwany jako produkt uboczny fermentacji beztlenowej lub powstały w wyniku odmetanowania pokładów węgla w kopalniach.
Skład gazu oraz jego wartość opałowa została przyjęta jako wartość średnia i wyniosła 34,4 MJ/m3 (w rozliczeniach z dystrybutorem od 1 stycznia tego roku nie stosuje się przelicznika w m3 ani wartości opałowej). Średnie zużycie gazu podczas eksploatacji układu kogeneracyjnego wynosiło 6,3 m3/h.
Ta ilość gazu wysokometanowego po przeliczeniu według dzisiejszego przelicznika odpowiada 69,125 kW energii zawartej w paliwie. Tutaj uwaga:
w przeliczeniu zastosowano wartość ciepła spalania, a nie wartość opałową, co ma istotny wpływ na skalę porównawczą tak sprawności silnika, jak i innych paliw, ponieważ w większości przypadków stosowana jest wartość opałowa, która jest znacznie niższa i dla tej samej ilości paliwa 6,3 m3/h energia paliwa wynosi 60,2 kW. Jeżeli porównujemy parametry użytkowe i sprawności maszyn cieplnych, zasilanych paliwami węglowodorowymi, trzeba pamiętać o własnościach energetycznych stosowanego paliwa i jego definicji.
W obliczeniach zastosowanych w tej pracy stosowana jest wartość opałowa.
Koszty związane z eksploatacją silnika spalającego gaz ziemny (E):
Wprawdzie gaz ziemny jest jednym z najtańszych paliw silnikowych, ale cena zastosowanego paliwa do produkcji energii elektrycznej i ciepła w mikrokogeneracji jest obarczona wszystkimi opłatami, w tym podatkiem VAT, co w znacznym stopniu wpływa na zwiększenie kosztów produkcji i obniża konkurencyjność w stosunku do dużych potentatów energetycznych, którzy takie samo paliwo otrzymują po cenach hurtowych lub korzystają z tańszych nośników energii, takich jak węgiel kamienny lub brunatny, których cena i dostępność są mocno konkurencyjne.
Mówiąc o kosztach produkcji i cenie paliwa, nie należy zapominać o tym, że monopoliści są bardzo uprzywilejowani, gdyż między innymi korzystają z cen hurtowych oraz innych udogodnień, czego przykładem mogą być informacje zawarte na stronie „gramwzielone”.
Na przykładzie biogazu rolniczego pokazano tam brak równouprawnienia pomiędzy małymi a dużymi przedsiębiorstwami, małe jednostki otrzymują 100 zł, a monopoliści 300 zł za 1 MW/h energii elektrycznej w formie opłaty zastępczej [83].
 

8.1. AKTUALNOŚCI DOTYCZĄCE NOŚNIKA ENERGII

 

W Polsce, w dniu 17 grudnia 2014 decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr DRG–412–48(17)/2014/23213/|/PD zatwierdzona została Taryfa PGNiG Obrót Detaliczny Taryfa została opublikowana w Biuletynie branżowym URE – Paliwa nr 115/2014 z dnia 17 grudnia 2014. Termin wejścia w życie Taryfy został ustalony na dzień 1 stycznia 2015 roku.
Taryfa będzie obowiązywała do dnia 31 grudnia 2015 roku. Zgodnie z tą decyzją obecnie na terenie Polski wprowadzono nowy system rozliczania zużycia gazu. Polega on na tym, że odbiorca płaci za ilość dostarczonej energii przeliczonej na kWh, a oprócz tego uiszcza stałe opłaty. Modyfikacja ta została wprowadzona w celu wyrównania ceny gazów o różnym składzie chemicznym, a poza tym ten sposób rozliczania jest już standardem na terenie Europy [84].
Ciepło spalania gazu ziemnego w sieci miejskiej nie może być niższe niż 38 MJ, standardowo jest utrzymywane na poziomie 39,5 MJ.
W tej pracy przyjęto wartość 39,5 MJ. W przypadku sprzedaży paliwa o niższym cieple spalania naliczane są kary umowne. Wartość opałowa gazu ziemnego zgodnie z cytowanym tutaj rozporządzeniem nie może być niższa niż 31 MJ, w tej pracy przyjęto wartość opałową na poziomie 34,4 MJ.

Charakterystyka gazu ziemnego dostępnego w sieci: wartość opałowa – nie mniejsza niż 31 MJ/m3
– przykładowy skład gazu:
– metan (CH4) – około 97,8 %,
– etan, propan, butan – około 1%,
– azot (N2) – około 1%,
– dwutlenek węgla (CO2) i reszta składników – 0,2 % [30].
 

8.2. OGÓLNE ZASADY ROZLICZANIA ODBIORCÓW ZA DOSTARCZANIE PALIWA GAZOWEGO W RAMACH UMOWY KOMPLEKSOWEJ

Ceny paliw gazowych ustalone w Taryfie PGNiG Obrót Detaliczny sp z.o.o w zakresie obrotu paliwami gazowymi bazują na kilowatogodzinach (kWh). Paliwo gazowe powinno odpowiadać następującym parametrom jakościowym:
a) zawartość siarkowodoru nie powinna przekraczać 7,0 mg/m3,
b) zawartość siarki całkowitej nie powinna przekraczać 40.0 mg/ m3,
c) zawartość siarki merkaptanowej nie powinna przekraczać 16,0 mg/m3,
d) zawartość par rtęci nie powinna przekraczać 30,0 μg/m3,
e) temperatura punktu rosy wody przy ciśnieniu 5,5 MPa powinna wynosić:
– od dnia 1 kwietnia do dna 30 września nie więcej niż +3,7°C,
– od dnia 1 października do dnia 31 marca nie więcej niż –5°C,
f) intensywność zapachu gazu powinna być wyczuwalna w powietrzu po osiągnięciu stężenia:
– 1,0% (V/V) — dla gazu wysokometanowego grupy E,
– 1,2%{V/V) — dla gazu zaazotowanego podgrupy Lw,
– 1,3 %{V/V) — dla gazu zaazotowanego podgrupy Ls.

Taryfy dla celów prowadzenia rozliczeń przyjmują następujące wartości ciepła spalania:

a) gaz ziemny wysokometanowy (grupy E) — 39,5 MJ/m3
b) gaz ziemny zaazotowany (podgrupy Ls) — 28,5 MJ/m3
c) gaz ziemny zaazotowany {podgrupy Lw) — 32,8 MJ/m3
d) gaz propan – butan – rozprężony (grupy B/P) — 115,0MJ/m3

Powyższe parametry jakościowe określone są dla następujących warunków odniesienia:
ciśnienie - 101,325 kPa, temperatura - 298,15 K (25 °C) dla procesu spalania,
ciśnienie - 101,325 kPa, temperatura - 273,15 K (0 °C) dla pomiaru objętości.
Powyższe parametry jakościowe dotyczące intensywności zapachu gazu nie dotyczą odbiorców pobierających paliwo gazowe z sieci przesyłowej. Sprzedawca dokonuje rozliczeń za dostarczanie paliwa gazowego na podstawie iloczynu wielkości zużycia paliwa gazowego ustalonego w m3 (na podstawie wskazań układu pomiarowego) [85].
 

 

Jak można zauważyć w tabeli 20, przedstawionej poniżej, po doliczeniu dodatkowych opłat cena wyjściowa ulega bardzo istotnej zmianie. Cena gazu zależy od wielu czynników, dla urządzeń kogeneracyjnych obowiązuje cena gazu taka, jak dla celów opałowych. Niemniej cena dla odbiorców indywidualnych różni się od tych podanych w tabeli 18. Tabela 18 podaje rzeczywistą cenę gazu. Do tej ceny należy doliczyć koszty przesyłu, podatek VAT i po tej korekcie otrzymujemy to, co przedstawia tabela 19. Koszty przesyłu to 5,555 gr/kWh. W tabeli 20 przedstawiono rzeczywiste ceny gazu dla odbiorców indywidualnych.
 

 

8.3. KOSZTY EKSPLOATACJI ZESPOŁU KOGENERACYJNEGO

Spróbujmy wyznaczyć koszt eksploatacji naszego zespołu kogeneracyjnego, uwzględniając koszty zakupu paliwa gazowego napędzającego silnik badawczy przez okres 450 godzin jego pracy. Jednostką energii będącą podstawą rozliczeń (na podstawie Taryfa PGNiG Obrót Detaliczny sp z.o.o w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr1) jest kilowatogodzina [kWh]. Ponadto uwzględnia się tzw. normalny metr sześcienny [Nm3] definiowany w warunkach normalnych – jest to ilość suchego gazu zawarta w objętości 1m3 przy ciśnieniu 101,325 kPa i temperaturze 273,15 K (0°C). Nm3 stanowi podstawę do ustalenia zużycia paliwa gazowego w jednostkach energii [kW]).
 

Współczynnik konwersji to po prostu mnożnik, dzięki któremu można zamienić jednostki objętości [m3] na jednostki energii [kWh], (W tym celu – zgodnie z § 38 Rozporządzenia Ministra Gospodarki – rozliczenia za pobrane paliwa gazowe lub wykonane usługi związanej z ich dostarczaniem będą dokonywane na podstawie iloczynu wielkości zużycia paliw, wyrażonej w jednostkach objętości oraz tzw. współczynnika konwersji, stanowiącego iloraz ciepła spalania 1 m3 paliw gazowych i liczby 3,6). [89] Współczynnik konwersji ustalany będzie: - dla odbiorców pobierających paliwa gazowe w ilości nie większej niż 110 (kWh/h) – np. odbiorców domowych – na podstawie średniej arytmetycznej z ostatnio opublikowanych wartości ciepła spalania i liczby miesięcy odpowiadającej liczbie miesięcy okresu rozliczeniowego,
- dla odbiorców posiadających urządzenie umożliwiające określenie ciepła spalania w okresie rozliczeniowym – na podstawie średniej ważonej wskazanego przez urządzenie ciepła spalania, - dla pozostałych odbiorców – na podstawie wartości ciepła spalania ustalonej dla okresu rozliczeniowego
 

 

9. CHARAKTERYSTYKA KRAJOWEGO SYSTEMU WSPARCIA PRODUCENTÓW

Kogeneracja a przepisy unijne

W 2004 roku Parlament Europejski wydał dyrektywę w sprawie wspierania kogeneracji. W jej wstępie napisano, że potencjał kogeneracji jako metody oszczędzania energii nie jest w państwach UE wykorzystywany w wystarczającym stopniu, co należy zmienić, promując tę technologię na różne sposoby. W związku z postanowieniami dyrektywy, jako jeden z mechanizmów wspierania przedsiębiorców inwestujących w kogenerację w Polsce, wprowadzono system tzw. czerwonych fioletowych oraz żółtych (kogeneracja gazowa) certyfikatów wydawanych przez Urząd Regulacji Energetyki. Są to świadectwa pochodzenia energii z kogeneracji, które można sprzedawać na towarowej giełdzie energii. Na początku 2010 roku URE wydał tysięczny certyfikat, licząc od lipca 2007, gdy system certyfikatów zaczął obowiązywać [92].
Należy tutaj zaznaczyć, że żółte certyfikaty mogą otrzymać producenci o mocach do 1 MW, a czerwone producenci o większych mocach, natomiast fioletowe przyznawane są producentom energii oznaczanej symbolem Ozm (spalanie biogazu lub metanu uzyskanego w kopalniach podczas odmetanowania pokładów węgla). Wartość certyfikatów fioletowych przyznawanych producentom energii w jednostkach kogeneracyjnych opalanych metanem, pozyskiwanym w kopalniach lub biogazem, w 2016 roku wyniesie 63,00 zł/MWh, co stanowi 38,51% średniej ceny energii na rynku konkurencyjnym.
Urząd Regulacji Energetyki podał wartość opłaty zastępczej oznaczonej symbolem Ozg kształtującej cenę certyfikatu żółtego, który jest przyznawany wytwórcom w instalacjach kogeneracyjnych o mocy do 1 MWel produkujących w skojarzeniu energię elektryczną oraz cieplną, w 2016 roku wyniesie ona 125,00 zł/MWel/h, co odpowiada 76,42% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym.
Wartość opłaty zastępczej oznaczanej symbolem Ozk, związanej z czerwonymi certyfikatami otrzymywanymi za wyprodukowanie 1 MWel/h energii w instalacjach kogeneracyjnej o mocy większej niż 1 MWel, wyniesie w 2016 roku 11,00 zł/MWel/h, czyli 6,72% średniej ceny energii na rynku konkurencyjnym. Z całej kolorowej palety świadectw uzyskania energii w przypadku mikrokogeneracji, z zastosowaniem spalania gazu ziemnego (E) w kogeneracji interesuje nas kolor żółty [93].

Świadectwa wydaje Prezes Urzędu Regulacji Energetyki na podstawie ustawy Prawo Energetyczne. Otrzymane świadectwa pochodzenia można sprzedawać na Towarowej Giełdzie Energii.
Uzyskanie świadectwa pochodzenia energetycznego

Szczegółowe zasady, jakim podlegają przedsiębiorstwa energetyczne wytwarzające energię w kogeneracji, określone są w Ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne. Aby otrzymać żółty certyfikat, producent energii z wysokosprawnej kogeneracji musi złożyć w URE odpowiedni wniosek (wnioski składa się w okresach kwartalnych, określają one ilość wyprodukowanej w tym czasie energii elektrycznej. Producenci energii umieszczani są również w tzw. Rejestrze Świadectw Pochodzenia (RŚP), w którym otrzymują swoje konto. Dzięki temu możliwy jest obrót żółtymi świadectwami (jako papierami wartościowymi) na Towarowej Giełdzie Energii. Podmioty ubiegające się o przyznanie żółtych certyfikatów muszą jednakże uprzednio uzyskać koncesję na wytwarzanie energii w kogeneracji. Dopiero po jej przyznaniu energia wytwarzana w skojarzeniu jest premiowana systemem certyfikatów.

Przedsiębiorstwa energetyczne produkujące energię w kogeneracji mogą korzystać

również z następujących przywilejów:  prawa żądania odbioru wyprodukowanej energii,  prawa do pierwszeństwa w przesyłaniu i dystrybucji wyprodukowanej energii elektrycznej przez operatora sieci [94]. „Żółte certyfikaty” pochodzenia energetycznego

Żółtymi certyfikatami mogą być wynagradzani operatorzy jednostek kogeneracji o łącznej mocy nieprzekraczającej 1 MWe. Wartość opłaty zastępczej odpowiadającej żółtemu certyfikatowi jest bezpośrednio skorelowana z ceną energii i musi mieścić się w przedziale 15–110% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej z roku poprzedzającego ustalenie jego wartości, zatem wraz ze wzrostem cen energii elektrycznej można prognozować wzrost wartości żółtych certyfikatów.
Dopłaty za 2015 rok będą niższe, ponieważ zanotowano obniżkę cen paliw.
W 2012 roku cena opłaty zastępczej dla kogeneracji w jednostkach o mocy poniżej 1 MWe wyniosła 128,8 zł/MWh, co stanowi 65,94% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej [95].

A jak wygląda rzeczywistość?

Spełnienie wymagań, uzyskanie licencji jest tak kosztowne i czasochłonne, że dla jednostek produkujących mniej niż 100 kW energii elektrycznej, nawet w przypadku uzyskania żółtych świadectw kogeneracji, cała inwestycja jest nieopłacalna. Aby ubiegać się o żółte świadectwo kogeneracji należ wcześniej uzyskać koncesję. Koncesję może uzyskać jedynie firma. Tak więc osoba fizyczna może wprawdzie urządzenie kogeneracyjne kupić i użytkować, ale dotacji nie otrzyma.
Kogeneracja gazowa nie jest zaliczana do Odnawialnych Źródeł Energii (OZE). Rozwiązanie polegające na wydawaniu świadectw kogeneracji dla producentów energii elektrycznej w skojarzeniu z produkcją ciepła uzyskaną z gazu ziemnego jest krytykowane przez Komisję Europejską i przyszłość tego rozwiązania nie jest pewna. Cena, jaką płaci Polska za gaz jest wysoka, tylko Macedonia płaci więcej [96]. Jak na ironię, najmniejsza jednostka, jaką jest producent energii cieplnej i elektrycznej w minikogeneracji płaci za paliwo najwyższą cenę obejmującą wszystkie składniki ceny detalicznej.
Jeszcze innym problemem jest niedocenianie tego kierunku kogeneracji przez polityków zarówno na poziomie regionalnym, jak i ogólnokrajowym.
Dla przykładu można tu wymienić Częstochowę, czyli miasto, które wprawdzie opracowało wielostronicowe ( 500 stron) „Założenia do planu zaopatrzenia w ciepło energię elektryczną i paliwa gazowe dla miasta Częstochowa”, lecz na temat kogeneracji spalającej gaz metanowy pochodzący z sieci miejskiej brak jest informacji [97].
Jeszcze większym nieporozumieniem jest tak zwana regionalizacja, która wiąże się z tym, że takie same jednostki kogeneracyjne są inaczej traktowane w każdym województwie, brak jest więc jednolitego programu dla całego kraju.
W celu wyjaśnienia przyszłości mikrokogeneracji w Polsce zwróciłem się z prośbą do Ministerstwa Gospodarki o informację na ten temat. Po dłuższym czasie otrzymałem od Ministerstwa Gospodarki następującą odpowiedź:

Dzień Dobry,

W odpowiedzi na Pana pismo przesyłam następujące informacje. W Polsce system wsparcia CHP (Combined Heat and Power) w postaci certyfikatów obowiązywał w latach 2007-2012. Producenci energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji (oszczędność energii pierwotnej powyżej 10 %, zgodnie z dyrektywą 2004/8/WE), otrzymywali wsparcie finansowe za każdą wyprodukowaną MWh. Po uzyskaniu potwierdzenia wyprodukowanej energii w postaci certyfikatów, przedsiębiorstwa wytwarzające sprzedawały przyznane im prawa majątkowe na giełdzie po cenach rynkowych lub poprzez transakcję pozasesyjne. Drugą stroną zakupu były głównie spółki obrotu energią. W kwietniu 2014 r. system wsparcia został wznowiony i będzie obowiązywał do końca 2018 r. Jeśli chodzi o system wsparcia po roku 2018 to prace nad nim się rozpoczęły w Ministerstwie Gospodarki, lecz na tą chwilę nie mogę udzielić więcej informacji, ponieważ pracę są w toku i nie zostały przesądzone jeszcze kluczowe kwestie. Dodatkowo tak jak wspomniałem trwa notyfikacja w Komisji obecnie obowiązującego systemu wsparcia. Jeśli chodzi o mikrokogenerację, to jest ona zdefiniowana w §2 ust. 2 rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 10 grudnia 2014 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. poz. 1940). Co do Pana pytania odnośnie kolorów świadectw pochodzenia to nazwy te zostały przyjęte potocznie, lecz nie występują one w polskim prawodawstwie. O tym, jakie kryteria należy spełnić, aby otrzymać dane świadectwo pochodzenia może Pan przeczytać w art. 9l ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz.U. z 2012 r. poz. 1059 t.j. ze zm.). Dla ułatwienia zrobiłem poniżej dla Pana krótki opis dla gazu lub dla źródeł do 1 MW przysługują tzw. żółte certyfikaty, dla metanu tzw. fioletowe certyfikaty, oraz innych paliw np. węgiel, biomasa tzw. czerwone certyfikaty [98]. Zebrane tu informacje można jeszcze uzupełnic o bardzo istotny sczczegół. Ponieważ spalanie metanu nie należy do OZE wyprodukowana w ten sposób energia elektryczna może ale nie musi być zakupiona przez włascicieli sieci przesyłowej. Właściciel sieci przesyłowej nie ma obowiązku jej odkupić, może to jednak zrobić o ile miejscowy Tauron Dystrybucja uzna to za stosowne i potrzebne. Cena jaką może uzyskać producent energii to cena hurtowa pomniejszona o kwotę zależną od dokonanej przez dystrybutora wyceny .

Informacja uzyskana bezpośrednio z sekretariatu Ministerstwa Gospodarki dnia 23.07.2015. Informacja uzyskana bezpośrednio z Sekretariat Serwis TAURON Sprzedaż sp. z o.o .dnia 28.07.2015
 

10. ASPEKTY EKONOMICZNE EKSPLOATACJI GAZOWEGO ZESPOŁU KOGENERACYJNEGO

Eksploatacja gazowego zespołu kogeneracyjnego jest opłacalna w warunkach polskich jedynie w wypadku uzyskania gazu jako produktu ubocznego z fermentacji lub odgazowania metanowego kopalni węgla.
Efekty ekonomiczne, jakie osiągnięto podczas pracy agregatu.

Podczas 450-godzinnej pracy silnik HL493CNG–K spalił 2835 m3 metanu. Po przeliczeniu tej ilości gazu na kW energii otrzymujemy 31106,25 kW.
Należność, jaką należy uregulować, wyliczyliśmy już wcześniej ze wzoru (w punkcie 8.3) i jest to kwota 5979,36 zł. Znając godzinową produkcję mocy elektrycznej, możemy obliczyć ilość energii elektrycznej wyprodukowanej przez cały okres badania silnika.



Cena za 1kW wynosząca 0,88 zł to cena spalonego paliwa na uzyskanie 1 kWel energii elektrycznej. W cenie tej nie jest uwzględniony zakup urządzenia i jego konserwacja, serwis i amortyzacja.
Będąc entuzjastami kogeneracji, w celu zwiększenia opłacalności występujemy do ministerstwa o przydział koncesji i spełniamy wszystkie wymagane warunki, w efekcie czego możemy uzyskać żółte świadectwo kogeneracji. Przeliczając średnią cenę energii elektrycznej w roku 2012, która wynosiła 195,32 zł za 1 MWel, wyliczymy wartość, jaką uzyskamy podczas sprzedaży naszego świadectwa kogeneracyjnego.
Średnia uzyskana cena to 128,8 zł za 1 MWel. Tak więc za 6,795 MWel uzyskamy 875,20 zł, obniża nam to koszt uzyskania wyłącznie energii elektrycznej do 0,75 zł.
Jest to niemal czterokrotnie wyższa cena za jednostkę energii elektrycznej uzyskanej tą drogą niż cena hurtowa energii elektrycznej uzyskanej w sposób konwencjonalny, czyli z sieci dystrybucyjnej.
Cena netto samej energii elektrycznej bez podatku VAT, kosztów przesyłu oraz innych składowych na dzień dzisiejszy, w taryfie G1, wynosi 0,25680 zł [99].
Gdybyśmy doliczyli wszystkie składowe ceny energii elektrycznej to osiągnęlibyśmy cenę w granicach 0,6-0,7 zł za 1 kWel energii elektrycznej. Oczywiście cena za 195,32 MW to cena samej energii bez kosztów jej przesyłu, bez opłat jakościowych oraz pozostałych składników ceny.
Jednak nawet po doliczeniu wszystkich składników ceny energii elektrycznej, my, jako odbiorca, nie zapłacimy więcej niż 600–700 zł za MW (0,6–0,7 zł za kWel).
Pojawia się pytanie, jak to możliwe, że stosunkowo sprawny agregat prądotwórczy produkuje tak drogą energię elektryczną? (sprawność elektrowni zawodowych też nie jest wyższa niż 30 – 39%).
W wyniku pracy agregatu uzyskaliśmy też ciepło.
Ilość możliwego do odzyskania ciepła obliczamy, sumując ciepło odebrane przez wymiennik ciepła woda - powietrze spaliny - woda: Wymiennik woda - powietrze odbierał 25,1 kWth, wymiennik spaliny- woda odebrał 9,6 kWth, łączna moc odebranego ciepła wyniosła 34,6 kWth.



Ciepło ma oczywiście również swoją cenę i wpłynie na poprawę opłacalności urządzenia kogeneracyjnego. Cena jednego GJ ciepła składa się, zależnie od taryfy i sprzedawcy lub pośrednika, z kilku elementów lub jest jednoczłonowa. Tutaj spróbujemy obliczyć wartość ciepła w czystej formie, zapominając o kosztach towarzyszących.
Według „Taryfy dla ciepła” [100] cena netto jednego GJ wynosi 29,74 zł. Po przeliczaniu 15570 kWth na GJ otrzymujemy 56 GJth, co daje nam wartość 1666,98 zł. Wyprodukowana energia elektryczna w ilości 6795 kWel liczona po cenie netto 0,25680 zł jest warta 1744,96 zł. Do tego dochodzi żółte świadectwo kogeneracji, o ile je otrzymamy, za 6,795 MWel uzyskamy 875,20 zł (średnia cena to 128,8 zł za 1 MWel). Pozostaje nam jedynie zsumować wyniki naszych obliczeń, aby ocenić korzyści materialne płynące z kogeneracji. Po zsumowaniu wszystkich uzyskanych przychodów otrzymujemy kwotę 4287,14 zł. Przypomnijmy, że za paliwo zapłaciliśmy 5979,36 zł. Powstaje wiec dyferencja 1692,22 zł.
Oczywiście można ten sam rachunek przeprowadzić bardziej optymistycznie i tak policzmy tę samą ilość energii elektrycznej po cenie płaconej przez odbiorcę indywidualnego w taryfie G1, która wynosi przykładowo 0,6623 zł za 1 kW energii elektrycznej. Uzyskujemy w ten sposób 4500.33 zł. Cena ciepła w taryfie C1C (ciepłownia Fortum) wynosi 78 zł za jeden GJth. Tak skalkulowana cena pozwala dopisać do rachunku 4368 zł. Oczywiście zostało jeszcze 875,20 zł za świadectwo kogeneracji. W ten sposób uzyskujemy 9743,53 zł. Po odliczeniu kosztów paliwa pozostaje nam w kieszeni 3764,17 zł. Zakładając, że układ kogeneracyjny będzie pracować 5400 godzin w roku, powinniśmy uzyskać 45170 zł. W tak skonstruowanym rachunku pojawia się nadzieja na zyski, zależy to jednak od czasu bezawaryjnej pracy układu i kosztów jego zakupu i konserwacji. Cena energii cieplnej została obliczona na podstawie cenników obowiązujących w Częstochowie, które różnią się nieznacznie od Informacji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (nr 13/2015) [101].
Należy tu jeszcze wspomnieć o problemie zagospodarowania wyprodukowanego ciepła. Co zrobić z taką ilością ciepłej wody? Przypomnijmy, że produkcja ciepła wynosi 34,6 kWth/h. Na podstawie własnych doświadczeń stwierdziłem, że ogrzewanie mieszkania o powierzchni 60 m2 w okresie marzec – kwiecień przez nowe ogrzewanie gazowe (piec gazowy, zamknięta komora spalania EOLO STAR 24 3E) [102] pochłania średnio 6–7 m3 gazu dziennie Tak więc średnie dzienne zużycie gazu odpowiada mniej więcej godzinowemu zużyciu gazu przez agregat HL493CNG–K, które wyniosło 6,3 m3. Według producenta, sprawność pieca gazowego EOLO STAR 24 3E wynosi od 90,2 do 93,4 %. Tak dobry wynik można osiągnąć jedynie gdy wydajność pieca obliczymy, biorąc do obliczeń wartość opałową równą 34,4 MJ/m3.

 

Porównanie pieca gazowego i silnika spalinowego jako źródła ciepła wypada niekorzystnie dla silnika spalinowego. Piec gazowy poprzez zastosowaną elektronikę samoczynnie uruchamia spalanie i tym samym podgrzewanie wody w układzie centralnego ogrzewania w zależności od potrzeb. Układ centralnego ogrzewania nie potrzebuje dodatkowych zbiorników do magazynowania ciepła. Silnik spalinowy jest obliczony na pracę ciągłą i jest praktycznie niemożliwe dostosowanie produkcji ciepła do potrzeb odbiorcy w zależności od pory dnia i roku. Częste uruchamianie i zatrzymywanie silnika spalinowego wpływa negatywnie na jego żywotność. Ponadto produkcja energii elektrycznej powinna być stabilna, w innym wypadku można rozchwiać stabilność zasilania, co z kolei może odbić się niekorzystnie na innych odbiorcach prądu.
Pomimo że gaz ziemny jest tańszy niż paliwa ciekłe oraz gaz płynny (propan-butan) to spalanie gazu ziemnego w celu uzyskania energii elektrycznej jest nieopłacalne. Poniesione nakłady inwestycyjne oraz konieczność serwisowania urządzenia w miejscu eksploatacji podnoszą jeszcze i tak wysokie koszty paliwa, którego cena jest w Polsce bardzo wysoka.
Dodatkowym mankamentem jest niepewność dotacji, sposób dotowania - żółte i czerwone świadectwa kogeneracji- jest mocno krytykowany przez Unię Europejską.
Brak jest przejrzystej koncepcji rozwoju tego segmentu energetyki i ciepłownictwa. Z przeprowadzonych rozmów z wytwórcami oraz inwestorami wynika, że im mniejsza instalacja tym mniej jest opłacalna.
Odpłatność za odsprzedaną do sieci energię eklektyczną to szacunkowo 1/3 ceny zakupu tego samego produktu u dystrybutora energii elektrycznej. Tak więc jedynie wówczas gdy wytwórca jest w stanie sam skonsumować wyprodukowaną energię elektryczną i ciepło, inwestycję tę można nazwać opłacalną i celową. Tutaj należy zaznaczyć, że w miesiącach letnich brak jest odbiorców na ciepło, stąd też kogeneracja w okresie letnim, czyli w czerwcu, lipcu i sierpniu, nie ma ekonomicznego sensu. Obiekty, w których można z powodzeniem zastosować kogenerację z silnikiem tłokowym, spalającym gaz (E) to: szpitale, hotele, pływalnie oraz małe zakłady produkcyjne. Zainteresowanie rynku tego rodzaju instalacjami jest znikome. Pracownik „Tauronu”, z którym przeprowadziłem rozmowę, stwierdził, że w przeciągu dziesięciu lat swojej pracy w tej firmie nie spotkał nikogo, kto, tak jak ja, interesowałby się i zajmowałby tematem kogeneracji opartej na spalaniu gazu wysokometanowego (E).
 

11. PODSUMOWANIE

 

Rynek producentów systemów kogeneracyjnych zdominowali wytwórcy agregatów prądotwórczych, napędzanych konwencjonalnymi paliwami. Wykorzystywane dotychczas jedynie jako awaryjne źródło energii agregaty po modyfikacji pozwalają odbierać ciepło dotychczas odpadowe i stają się elementem wytwarzania energii w systemie rozproszonym, produkując energię elektryczną oraz ciepło. Z racji stosunkowo niskiej ceny dość często do napędu tych agregatów stosuje się gaz ziemny, który jest tańszy od paliw ciekłych. Pomimo oczywistych zalet tego rozwiązania, charakteryzującego się około 90 – 95% wykorzystaniem energii zawartej w paliwie, jest ono związane ze znacznymi kosztami inwestycyjnymi.
W ramach pracy przeprowadzono analizę energetyczną działania gazowego agregatu prądotwórczego o małej mocy 15,1 kWel z odzyskiem ciepła. W pierwszej części pracy przeprowadzono teoretyczną analizę bilansu cieplnego silnika badawczego HL493CNG–K napędzającego agregat kogeneracyjny. W dalszej części zaprezentowano wyniki pomiarów eksperymentalnych na stanowisku badawczym, określenie możliwości wykorzystania energii zawartej w paliwie gazowym, zasilającym tłokowy silnik spalinowy.
Wyznaczono teoretycznie i doświadczalnie sprawność zintegrowanego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w układzie kogeneracyjnym o małej mocy.
Z analizy teoretycznej wynika, że maksymalna ilość energii możliwej do zagospodarowania podczas pracy zespołu kogeneracyjnego napędzanego silnikiem badawczym HL493CNG–K wynosi 56,38 kW. Jest to 93,65 % całkowitej energii doprowadzonej do silnika w paliwie gazowym. Niewykorzystana ilość energii wynika ze strat ciepła spowodowanych oporami ruchu elementów mechanicznych silnika.
Z przeprowadzonych badań eksperymentalnych wynika natomiast, że ilość energii wykorzystanej w zespole kogeneracyjny jest mniejsza i wynosi 49,8 kW, to jest 82,72 % całkowitej energii doprowadzonej do silnika w paliwie gazowym. Różnica w odzyskanej energii wynika z faktu, że rzeczywisty silnik badawczy pracował niedociążony w warunkach odbiegających od optymalnych (silnik spalinowy osiąga największą sprawność podczas pracy na pełnym obciążeniu).
Zespół kogeneracyjny napędzany silnikiem spalinowym nie może być traktowany wyłącznie jako urządzenie do produkcji energii cieplnej. Dysponując tym samym nośnikiem energii, jakim jest gaz ziemny (E), można uzyskać energię cieplną na kilka sposobów. Przykładowo, spalając ten gaz w piecu z zamkniętą komorą spalania, którego sprawność wynosi 89 – 92% lub w instalacji kogeneracyjnej o podobnej łącznej sprawności elektrycznej i cieplnej. Różnica w cenie jest jednak olbrzymia.
Piec gazowy o mocy 12 – 28 kW z zamkniętą komorą spalania kosztuje w granicach od 3 do 7 tys. zł, wraz z kondensacją spalin. Urządzenie kogeneracyjne o tej samej łącznej mocy cieplnej kosztuje 10 – 15 razy więcej. Urządzenie kogeneracyjne wymaga konserwacji oraz przeglądów, wymiany niektórych elementów, co generuje dalsze koszty. Tak więc atuty leżą po stronie tradycyjnych pieców gazowych, którym wystarcza jeden roczny przegląd.
Analizując również produkcję samej energii elektrycznej w zespole kogeneracyjnym małej mocy z silnikiem spalinowym, także znajdujemy pewne wady. W tym przypadku największym problemem wydaje się być cena uzyskiwana ze sprzedaży energii elektrycznej, która jest zbyt niska w stosunku do poniesionych kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych.
Istnieją oczywiście także zalety stosowania zespołu kogeneracyjnego napędzanego silnikiem spalinowym. Jedną z głównych zalet jest możliwość pracy i wytwarzania energii cieplnej i elektrycznej w miejscach pozbawionych sieci przesyłowej, ponieważ urządzenia kogeneracyjne są często budowane jako mobilne źródła energii. Silniki spalinowe służące do napędu tych systemów są łatwe do sterowania i mogą pracować przy zmiennym obciążeniu.
Możliwość jednoczesnego, skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej, efektywność energetyczna systemu skojarzonego jest nawet o 30 % wyższa niż w przypadku oddzielnego wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni kondensacyjnej i ciepła w kotłowni.
Silniki gazowe wykorzystywane w kogeneracji dają możliwość wykorzystania odnawialnych źródeł energii, takich jak gaz pofermentacyjny, biogaz powstały ze zgazowania biomasy i odpadów. Zastosowane do spalania tych gazów silniki zmniejszają zanieczyszczenie środowiska metanem, produkując przy okazji ciepło i prąd oraz zmieniając metan na dwutlenek węgla i parę wodną.
Zespoły kogeneracyjne są jednym ze skutecznych sposobów utylizacji czy też neutralizacji odpadów pochodzenia roślinnego i zagospodarowania odpadów komunalnych. Odpady poddane przeróbce termicznej (np.: zgazowaniu czy pirolizie) są źródłem gazu generatorowego o wysokiej zawartości metanu, który spalany w silniku tłokowym agregatu przyczynia się do produkcji energii.
Gazowe silniki spalinowe zespołów kogeneracyjnych zasilane paliwami alternatywnymi (biogazem, gazem generatorowym) ograniczają zużycie tradycyjnych paliw kopalnych (ropy naftowej czy gazu ziemnego), a tym samym chronią środowisko naturalne człowieka i przyczyniają się do zmniejszenia emisji toksycznych i szkodliwych składników spalin do atmosfery.
Mogą być instalowane praktycznie wszędzie, począwszy od gospodarstw domowych poprzez małe i średnie przedsiębiorstwa, a na prawdziwych elektrociepłowniach zasilających całe miasta kończąc. Jest tutaj miejsce także dla dużych dystrybutorów energii elektrycznej (monopolistów), którzy sami mogą uzyskać korzyści wynikające z poprawienia jakości przesyłanej energii, wykorzystując małe jednostki kogeneracyjne rozsiane po całym kraju. Biorąc pod uwagę możliwość zdalnego sterowania małymi jednostkami kogeneracyjnymi, można w bezinwestycyjny dla sieci przesyłowej sposób uzyskać korzyści wynikające zarówno z poprawy jakości, jak i zminimalizowania strat przesyłowych. Można przypuszczać, że najbardziej racjonalne wykorzystanie jednostek kogeneracyjnych będzie miało miejsce w godzinach szczytowego zapotrzebowania na energię tak cieplną, jak i elektryczną. Łącząc to z odpowiednią polityką cenową, można wyliczyć obustronne korzyści tak monopolistów, jak i producentów energii w mikrokogeneracji.

12. LITERATURA

 

[1] Jaworowska Monika, http://automatykab2b.pl/tematmiesiaca/3254-kogeneracja-technologi-dla-p…, [Dostęp: 2015.07.23].
[2] http://europa.eu/legislation_summaries/environment/tackling_climate_cha… /l28060_pl.htm, [Dostęp: 04.04.2011].
[3] http://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/ALL/?uri=CELEX:32010D0778, [Dostęp: 16.12.2010].
[4]http://www.money.pl/gospodarka/unia-europejska/wiadomosci/artykul/polit…, [Dostęp: 24.10.2014].
[5] Frankowski Arkadiusz, //www.gaspol.pl/produkty/dlabiznesu/kogeneracja/mikrokogeneracja-mchp, [Dostęp: 2015.07.23].
[6] http://horus- energia.pl/portal/hed/form/r173/, [Dostęp: 2014].
[7] http://horus- energia.pl/portal/hed/form/r173/, [Dostęp: 2014].
[8] Szałas Marek, http://www.tge.pl/files/04-2010/30-04-2010/tge_certyfikaty.pdf, [Dostęp: 2015.07.15].
[9] http://www.agregaty-elmeco.pl/index.php?p=oferta&id=7, [Dostęp: 2015.01.07].
[10] http://www.horus-energia.pl/hed/oferta/gaz-ziemny/6795,Gaz-ziemny.html, [Dostęp: 2014.10.10].
[11] http://www.agregaty-mielec.pl/, [Dostęp: 2015.01.07].
[12]Lechowicz Andrzej, Oferta Mielec Disel Gaz nr 8 2015, https://mail.google.com/ mail/u/0/?tab=wm#search/mielec+diesel/14ac385a4d9b2d02, [Dostęp:07 01 2015].
[13] https://mail.google.com/mail/u/0/?tab=wm#search/mielec+diesel/ 14ac385a4d9b2d02?projector=1, PDF Oferta Mielec Disel Gaz nr 8 2015, [Dostęp: 2015.01.07].
[14] http://www.silniki-gazowe.com/o-firmie.html, [Dostęp: 2015.06.26].
[15] http://www.silniki-gazowe.com/o-firmie.html, [Dostęp: 2015.06.27].
[16] http://www.silniki-gazowe.com/o-firmie.html, [Dostęp: 2015.06.28].
[17] http://www.silniki-gazowe.com/o-firmie.html, [Dostęp: 2015.07.29].
[18] http://www.silniki-gazowe.com/o-firmie.html, [Dostęp: 2015.07.30].
[19] http://ghp-poland.pl/files/Kogeneracja_MCHP_GHPPoland.pdf, [Dostęp: 2015.01.10].
[20] http://kogeneracja.tedom.com/, [Dostęp: 2015.01.10].
[21] www.wfhlpower.com, [Dostęp: 2015.02.12].
[22] Peterek Martin, www.tedom.com.,[Dostęp: 2015.01.10].
[23] www.wfhlpower.com., [Dostęp:2015.01.10].
[24] https://mail.google.com/mail/u/0/?tab=wm#inbox/14adfccdd9595586?project…, [Dostęp: 2015.02.10].
[25] http://kogeneracja.tedom.com/, [Dostęp: 2015.01.10].
[26] http://www.bhkw-prinz.de/senertec-dachs-mini-bhkw/108, [Dostęp: 2015.07.26].
[27] http://www.bhkw-prinz.de/senertec-dachs-mini-bhkw/108, [Dostęp: 2015.07.26].
[28] https://mail.google.com/mail/u/0/?tab=wm#search/sener/14e90eecd3eebe87, [Dostęp: 2015.07.26].
[29] https://mail.google.com/mail/u/0/?tab=wm#search/sener/14e90eecd3eebe87, [Dostęp: 2015.07.26].
[30] http://www.bhkw-prinz.de/senertec-dachs-mini-bhkw/108, [Dostęp: 2015.07.26].
[31] http://www.bhkw-prinz.de/senertec-dachs-mini-bhkw/108, [Dostęp: 2015.07.26].
[32] http://www.bhkw-prinz.de/senertec-dachs-mini-bhkw/108, [Dostęp: 2015.07.26].
[33] http://www.bhkw-prinz.de/viessmann-vitobloc-200-em-5-mini-bhkw/3596, [Dostęp: 2015.07.26].
[34] http://www.bhkw-prinz.de/viessmann-vitobloc-200-em-5-mini-bhkw/3596, [Dostęp: 2015.07.26].
[35] http://www.bhkw-prinz.de/viessmann-vitobloc-200-em-5-mini-bhkw/3596. [Dostęp] [2015.07.26].
[36] http://www.bhkw-prinz.de/viessmann-vitobloc-200-em-5-mini-bhkw/3596, [Dostęp: 2015.07.26].
[37] Pehnt, Craig Morris i Martin, Inicjatywa Fundacji im. Heinricha Bölla,
http://energytransition.de/wp-content/themes/boell/pdf/pl/German-Energy…, [Dostęp: 28.01.2014].
[38] http://www.kmh24.pl/kmh24_newsWiecej_6000/Zadba_o_cieplo.html#afterAd-1. [Dostęp: 2015.07.26].
[39] http://www.bhkw-prinz.de/wolf-mikro-bhkw-gtk-4/3924, [Dostęp: 2015.05.26].
[40] http://www.bhkw-prinz.de/wolf-mikro-bhkw-gtk-4/3924, [Dostęp: 2015.06.27].
[41] http://www.bhkw-prinz.de/wolf-mikro-bhkw-gtk-4/3924, [Dostęp: 2015.07.28].
[42] http://www.bhkw-prinz.de/category/bhkw-technologien/ottomotor-4-takt-bh…], [Dostęp: 2015.07.26].
[43] http://www.bhkw-prinz.de/ec-power-xrgi-6-und-xrgi-9-mini-bhkw/3208, [Dostęp: 2015.07.26].
[44] http://www.bhkw-prinz.de/viessmann-vitobloc-200-em-5-mini-bhkw/3596, [Dostęp: 2015.07.26].
[45] http://www.bhkw-prinz.de/mp-energietechnik-mandel-gas-bhkw-s-7-5/2935, [Dostęp: 2015.07.26].
[46] http://www.bhkw-prinz.de/kirsch-homeenergy-kirsch-nano-kirsch-micro-bhk…, [Dostęp: 2015.07.26].
[47] http://www.bhkw-prinz.de/senergie-gmbh-senergino-klaergas-und-biogas-bh…, [Dostęp: 2015.07.26].
[48] http://www.bhkw-prinz.de/senertec-dachs-pro-20-mini-bhkw/3090, [Dostęp: 2015.07.26].
[49] http://www.bhkw-prinz.de/vaillant-ecopower-20-0-mini-bhkw/3097, [Dostęp: 2015.07.26].
[50] http://www.bhkw-prinz.de/comuna-metall-mini-bhkw-standard-baureihe-2726…. [Dostęp] [2015.07.26].
[51] http://www.bhkw-prinz.de/hoefler-blockheizkraftwerke-baureihe-micro/3462, [Dostęp: 2015.07.26].
[52] http://www.bhkw-prinz.de/ec-power-xrgi-15-und-xrgi-20-mini-bhkw/1046. [Dostęp] [2015.07.26].
[53] http://www.bhkw-prinz.de/rmbenergie-gmbh-neotower-mini-bhkw/2428, [Dostęp: 2015.07.26].
[54] http://www.bhkw-prinz.de/yanmar-energy-system-cp5wg-mini-bhkw/3706, [Dostęp: 21 07 2015].
[55] http://www.bhkw-prinz.de/yanmar-energy-system-cp5wg-mini-bhkw/3706, [Dostęp: 21 06 2015].
[56] http://www.bhkw-prinz.de/de-dietrich-remeha-gmbh-remeha-elw-20-48-und-e…,
[Dostęp: 21 07 2015].
[57] http://www.bhkw-prinz.de/energiewerkstatt-asv-1432-asv-1534-asv-2043-un…. [Dostęp: 21 07 2015].
[58] http://www.bhkw-prinz.de/energiewerkstatt-asv-1432-asv-1534-asv-2043-un…. [Dostęp] [2015.07.26] .
[59] www.wfhlpower.com, [Dostęp: 2015.04.28].
[60] http://www.transazja.pl/pl22/kurs_waluty/CNY/chinski_yuan, [Dostęp: 21 07 2015].
[61] www.wfhlpower.com, [Dostęp: 2015.04.28].
[62] Zdjęcie własne autora, [2014.05].
[63] Zdjęcie własne autora, [2014.05].
[64] Zdjęcie własne autora, [2014.05].
[65] Zdjęcie własne autora, [2014.05].
[66] WEIFANG HUALING POWER CO.LTD Quotations for Generating Sets Technical characteristics of engine,
[Dostęp: 2014.10.10].
[67] Bołtinski W., Silniki Traktorowe i Samochodowe, Państwowe Wydawnictwo Rolnicze i Leśne, Warszawa 1957.
[68] Wajand J. A., Tłokowe Silniki Spalinowe Wydawnictwo Naukowo- Techniczne, Warszawa 2000.
[69] Ambrozik A., Podstawy Teorii Tłokowych Silników Spalinowych, Politechnika Warszawska ISBN 83-89703-88-2.
[70] Bołtinski W. Silniki Traktorowe i Samochodowe, Państwowe Wydawnictwo Rolnicze i Leśne, Warszawa 1957.
[71] http://www.wnp.pl/wiadomosci/nowe-technologie-bosch-do-pojazdow-uzytkow…, [Dostęp: 2015.03.02].
[72] Szwaja S., Kociszewski A., Pyrc M., Grab-Rogaliński K., Raport z badań, Uruchomienie i badania agregatu prądotwórczego zasilanego gazem ziemnym, Etap II, Instytut Maszyn Cieplnych, Politechnika Czestochowska, Czestochowa 2014.
[73] Szwaja S., Kociszewski A., Pyrc M., Grab-Rogaliński K., Raport z badań, Uruchomienie i badania agregatu prądotwórczego zasilanego gazem ziemnym, Etap II, Instytut Maszyn Cieplnych, Politechnika Czestochowska, Czestochowa 2014.
[74] Academic Commercia. Engineering Equation Solver. 1992-2014 S.A.Klein : Academic Commercial V9.728(08/29/14) Expiration: 9/1/2015. #2874: For use only by Students and Faculty in Engines and Control Engineering Czestochowa University of Technology.
[75] Rażnjević K., Tablice cieplne z wykresami, Dane liczbowe w układzie technicznym i międzynarodowym. WNT, Warszawa, 1964.
[76] Szwaja S., Kociszewski A., Pyrc M., Grab-Rogaliński K., Raport z I etapu badań agregatu prądotwórczego, gazowego o mocy 15 kW, Instytut Maszyn Cieplnych, Politechnika Czestochowska, Czestochowa 2014.
[77] Szwaja S., Kociszewski A., Pyrc M., Grab-Rogaliński K., Raport z I etapu badań agregatu prądotwórczego, gazowego o mocy 15 kW, Instytut Maszyn Cieplnych, Politechnika Czestochowska, Czestochowa 2014.
[78] Szwaja S., Kociszewski A., Pyrc M., Grab-Rogaliński K., Raport z I etapu badań agregatu prądotwórczego, gazowego o mocy 15 kW, Instytut Maszyn Cieplnych, Politechnika Czestochowska, Czestochowa 2014.
[79] Szwaja S., Kociszewski A., Pyrc M., Grab-Rogaliński K., Raport z badań, Uruchomienie i badania agregatu prądotwórczego zasilanego gazem ziemnym, Etap II, Instytut Maszyn Cieplnych, Politechnika Czestochowska, Czestochowa 2014.
[80] Szwaja S., Kociszewski A., Pyrc M., Grab-Rogaliński K., Raport z badań, Uruchomienie i badania agregatu prądotwórczego zasilanego gazem ziemnym, Etap II, Instytut Maszyn Cieplnych, Politechnika Czestochowska, Czestochowa 2014.
[81] Szwaja S., Kociszewski A., Pyrc M., Grab-Rogaliński K., Raport z badań, Uruchomienie i badania agregatu prądotwórczego zasilanego gazem ziemnym, Etap II, Instytut Maszyn Cieplnych, Politechnika Czestochowska, Czestochowa 2014.
[82] Szwaja S., Kociszewski A., Pyrc M., Grab-Rogaliński K., Raport z badań, Uruchomienie i badania agregatu prądotwórczego zasilanego gazem ziemnym, Etap II, Instytut Maszyn Cieplnych, Politechnika Czestochowska, Czestochowa 2014.
[83] http://gramwzielone.pl. http://gramwzielone.pl/bioenergia/17076/gdyby-biogazownie-dostawaly-za-…, [Dostęp: 2015.07.19].
[84]http://oferta.pgnig.pl/aktualnosci/-/news-list/changeYear/2015?_newslis… WAR_newslistportlet_urlTitle=nowe&newslistportlet_WAR_newslistportlet_newsGroupId=19067 &_newslistportlet_WAR_newslistportlet_action=newsDetails&_newslistportlet_WAR_newslistp, [Dostęp: 2015.01.10].
[85]http://oferta.pgnig.pl/documents/19067/980563/Taryfa_PGNiG_Obrot_Detali… sp._z_o.o._w_zakresie_obrotu_paliwami_gazowymi_Nr_1.pdf/b86ce0a5-c9dc-4b36-9344-720b7c0fa735, [Dostęp: 2015.01.10].
[86]http://oferta.pgnig.pl/documents/19067/980563/Taryfa_PGNiG_Obrot_ Detaliczny_sp._z_o.o._w_zakresie_obrotu_paliwami_gazowymi_Nr_1.pdf/b86ce0a5-c9dc-4b36-9344-720b7c0fa735,
[Dostęp: 2015.01.10].
[87] Aktualne ceny dla odbiorców indywidualnych cennik odebrany osobiście w PGNiG, [Dostęp: 2015.03.20].
[88]http://oferta.pgnig.pl/aktualnosci/-/news-list/changeYear/2015?_newslis… WAR_newslistportlet_urlTitle=nowe &_newslistportlet_WAR_newslistportlet_newsGroupId=19067 &_newslistportlet_WAR_newslistportlet_action=newsDetails &_newslistportlet_WAR_newslistp, [Dostęp:2015.06.10].
[89] http://legislacja.rcl.gov.pl/docs//503/27078/27107/dokument78581.pdf, [Dostęp: 23 07 2015].
[90]http://oferta.pgnig.pl/aktualnosci/-/news-list/changeYear/2015?_newslis… WAR_newslistportlet_urlTitle=nowe &_newslistportlet_WAR_newslistportlet_newsGroupId=19067 &_newslistportlet_WAR_newslistportlet_action=newsDetails &_newslistportlet_WAR_newslistp, [Dostęp: 2014.11.20].
[91]http://oferta.pgnig.pl/aktualnosci/-/news-list/changeYear/2015?_newslis… WAR_newslistportlet_urlTitle=nowe &_newslistportlet_WAR_newslistportlet_newsGroupId=19067 &_newslistportlet_WAR_newslistportlet_action=newsDetails &_newslistportlet_WAR_newslistp, [Dostęp: 2015.06.10].
[92]https://www.google.pl/?gfe_rd=cr&ei=-_mcVeffA4jf8geC5oCICw&gws_rd=ssl#q= Na+pocz%C4%85tku+2010+roku+URE+wyda%C5%82+tysi%C4%99czny+certyfikat%2C+licz%
C4%85c+od+lipca+2007%2C+gdy+system+certyfikat%C3%B3w+zacz%C4%85%C5%82+obowi%
C4%85zywa%C4%87, [Dostęp: 2015.01.24].
[93] http://gramwzielone.pl. http://gramwzielone.pl/bioenergia/16466/ure-podal-wartosc-oplat-zastepc…, [Dostęp: 2015.07.19].
[94] http://www.ekocde.pl/ekologia/32/zolte-certyfikaty/, [Dostęp: 2015.06.10].
[95] http://www.ekocde.pl/ekologia/32/zolte-certyfikaty/, [Dostęp: 2015.06.10].
[96] http://biznes.onet.pl/wiadomosci/energetyka/kto-placil-wiecej-od-polski…, [Dostęp: 2015.03.16].
[97] Rada miasta Częstochowy, http://www.google.pl/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s &source=web &cd=6 &ved=0CDwQFjAF &url=http%3A%2F%2Fbip.czestochowa.pl%2Fattachments%2Fdownload%2F51718 &ei=ts9RVcmKF4fpUq6lgLgJ &usg=AFQjCNEPrGKhwIEAIQthE6KJyB3IAaAxoA &sig2=Edgil4XjrakOYymVtt0ZqA &bvm=bv.92885102,d.d,
[Dostęp: 2015.03.05].
[98] https://mail.google.com/mail/u/0/#inbox/14d57d87ebc6333b, [Dostęp: 2015].
[99] Tauron Poska Energia. Faktura VAT nr U/81/8519128/0115RW, Częstohowa 2015.
[100] Fortum. Taryfa dla ciepła Fortum Power and Heat Polska. Informator.Częstochowa
[101] http://www.ure.gov.pl/pl/stanowiska/6101,Informacja-nr-132015.html,
[Dostęp: 2015.07.22].
[102] Instrukcja EOLO STAR 24 3E Immergas S.p.A 42041 Brescello (RE) – Italy.
 

12. STRESZCZENIE

Analiza pracy gazowego generatora o mocy 15 kW z odzyskiem ciepła

Opracowanie zawiera wyniki pracy systemu kogeneracji małej mocy, napędzanego tłokowym silnikiem spalinowym HL 493CNG–K zasilanym gazem ziemnym. Układ kogeneracyjny został zbudowany na bazie zespołu prądotwórczego, dzięki wyposażeniu go w wymienniki ciepła służące do odzysku energii ze spalin i układu chłodzenia silnika. Otrzymane rezultaty badań porównano z wynikami teoretycznej analizy bilansu energetycznego silnika HL 493CNG–K o mocy 15 kWel. Wyznaczono teoretycznie doświadczalnie sprawność zintegrowanego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w układzie kogeneracyjnym o małej mocy. Ponadto w ramach pracy dokonano przeglądu producentów i ich systemów kogeneracyjnych oraz omówiono uwarunkowania polityczne i gospodarcze możliwości stosowania mikrokogeneracji w Polsce.

Źródło: https://kogeneracja.de/