The European power industry based on fossil fuels in the XXI century has to operate under very severe environmental and macroeconomic conditions. The strict approach of European Union to climate change, introduced legal acts regulations which impose on the hard coal, lignite, oil, petrol and gas propelled production units, additional fees for operation possibility. Traditional power production units have to tackle with many requirements deployed to the national law. Beyond tightened norms for exhaust fumes purification, introduced additional cost obligations. The main objective of described policy is to reduce the emission of harmful gases emitted to the atmosphere, responsible for greenhouse effect, mainly carbon dioxide (CO₂). Due to the coal, combustion is responsible for great part of the world CO₂ emission, the mine business and coal powered production units are mostly affected. Undertaken way to implement the policy is by the mitigation of heat and electricity coal generation profitability, as well to create competitive market for the cleaner and renewable energy technologies. To encourage investment in the new and less pollutant technologies, mentioned approach is required in the European countries, which are:
• rich in natural coal resources and energy independent,
• coal powered technologies are more profitable than renewable resources. The coal price on the global markets during last years has been changing on very attractive levels, so that cost of production heat and electricity in coal-fired boilers remained more competitive comparing to renewable resources technologies.
Such situation does not enhance business to transform into less environmentally harmful, but significantly more expensive technologies. To reduce economic attractiveness, regulations and financial instruments were developed which make the production of heat and electricity from fossil fuels less competitive. In 2003 the European Union, based on the signed Kyoto protocol in 1997 by associated countries, introduced ETS - Emission Trade System. The main assumption of the ETS, is every combustible unit has to calculate the emission of CO₂ level accordingly to set rules and pay for every tone of CO₂ emitted to the atmosphere. New regulation was deployed to energy law and setup CO₂ emission allowances as a financial instrument with initial price 30 EUR per ton. The new system covered not only power plants, but also industry branches such as refractory, steel, cement and other which were using fossil fuels for production. The Polish power industry was affected significantly, especially, due to the fact the vital percentage of energy is produced in hard coal and lignite coal fired units. To reduce the impact of newly deployed requirements in coal-based countries, derogation periods with free CO₂ allocations were introduced.
The derogation was defined for each year and each industry branch separately, to give time for transformation and perform needed investments. Unfortunately, after a few years of operation, free allocation of allowances revealed the system weakness. Due to the too high availability of CO₂ allowance on the energy markets, price dropped down significantly from 30 EUR/t to 4-7 EUR/t and was settled at this level for many years, till 2018. Since the 2017 the EU has been being undertake efforts to reduce the CO₂ allowance availability on the European energy markets. The effect was noticed in the 2018 and price increase to the average level of about 25 EUR/t.
Jarosław Król: Energy and economic analysis of a hybrid Combined Heat and Power plant
Occurred situation has tremendous effect on the power plants economic efficiency, due to the fact, that CO₂ emission rate from coal is the highest. The negative effect on cost of production is especially strengthened in smaller and old units, with low energy conversion effectiveness. The scale of the influence is shown in the following thesis. Due to the significant drop of price for CO₂ allowances, another activity has been taken by the EU to reinforce development of cleaner and more efficient technologies. The subsidies system for the energy production in renewable resources as well high efficiency fossil fuels units e.g. CHP (Combined Heat and Power) was deployed. The idea of a new financial instruments is an extra subsidy to energy produced, to encourage investments in the new technology projects. Aforementioned financial instruments are dedicated for a project which increase energy efficiency, reduce CO₂ and harmful gases emission to atmosphere. As well renewable energy resources, which are not economically profitable on the current energy market. As an example, is cited in the thesis “yellow certificate system” operated in Poland, dedicated for the energy produced in CHP units, powered natural gas. The detailed analysis is performed on the real operated energy system in the following thesis. Above issues are the base for the elaboration titled “Energy and economic analysis of a hybrid Combined Heat and Power plant”. Carried out examination, based on the real operated energy CHP system, consist of steam boilers, water boilers, gas engines and extraction condensing turbine. Detailed analysis is performed, and answer is given to the question, how the new regulations are affecting existing production installations. Introduced to the energy market additional fees and taxes, strongly influence economic balance of power industry. Described scenarios are escalated especially when market prices of energy are located at low and stable values, in contrary to costs increase trend. Such situation forces the system operators to create the tools, which enable them continuously and precisely track the costs of production versus energy market price. The scope of the work is to develop
Jarosław Król: Energy and economic analysis of a hybrid Combined Heat and Power plant the dedicated mathematical algorithm for the existing production CHP power plant. The mathematical model calculates energy and economic balance for every hour of operation, with heat power demand as an input. The model is built based on the real equipment parameters, historical data and information provided by installation operator. Since installation was not fully measured, the missing parameters were calculated based on the available data and mass and energy balance. After mathematical model development, carried out test and validation phase, which enable tune algorithm to real operation parameters. Described mathematical model of power plant, brings to the installation operator measurable benefits. It is relevant for complex systems, powered by various energy carriers and consisted of many different production technologies and units. The essential added value is the visible information about the energy flows in separated production equipment and the visualization of the weakest points. As a result, the inefficiency or generated loss of individual units or combined modes of the system, can be traced. Improvement the energy model with the economic algorithm, creates the complex tool for the forecast and production planning accordingly to market change. The mathematical model is versatile for different units by minor adaptation. If needed, the model can be modified for various purposes, to be used for example in emission calculation, fuel consumption or eventually future investment projects economic analysis. Based on the calculated energy-economical balance, system operator is able wisely and consciously make decisions about the most remunerative and energy efficient mode of the system operation or individual unit operation. It has to be mentioned, that having such complex energy system regulations, characterized by many subsidies and additional fees, power units can be operated less energy efficiently, but with better economical yield generated. The strict approach to cost tracking in very exacting energy market is essential for fossil fuels powered installations, to keep competitiveness. Online analysis improves reaction time to dynamic variations on the energy stock exchange, to be one step ahead of the competition. It is vital in terms of strong pressure on the energy effectiveness improvement and having in the background dynamically growing alternative sources of energy, e.g. renewable technologies, ORC and others. Building a business advantage for descend technologies in Europe is very important in coal rich countries, to keep them in profitable operation for coming years and provide energy independence and stability. Without old technologies and needed time for power industry transformation into renewable resources, the price of energy could reach ridiculous levels. The following PhD thesis aims to propose a capex less solution, to maintain existing coalbased power industry more energy efficient and profitable. Provides the solution, on how without major capital expenditures reduce the fossil fuels consumption and improve the chemical energy conversion into useful energy. Improves overall production system efficiency with no equipment modernization. The leading idea of the proposed approach is to use existing resources consciously with high pressure on the efficiency and cost tracking. Presented mathematical model is versatile for every power system and can be used for different scopes of analysis.
Energetyka dwudziestego pierwszego wieku ma przed sobą wiele wyzwań, aby w przyszłości zapewnić bezpieczeństwo energetyczne i stabilność systemu energetycznego. W dobie rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną, rosnących cen paliw kopalnych, zobowiązań dotyczących wykorzystania odnawialnych źródeł energii, efektywności energetycznej oraz wymagających norm środowiskowych, konwencjonalna energetyka ustępuje miejsca nowym, bez emisyjnym technologiom. W celu ograniczenia negatywnych wpływów obecnej polityki energetycznej, jak również czynników makroekonomicznych, jednostki wytwórcze bazujące na węglu muszą nieustannie podejmować działania podnoszące efektywność energetyczno-ekonomiczną, aby utrzymać konkurencyjność. Rynek technologii energetycznych oferuje wiele rozwiązań umożliwiających zwiększenie sprawności wytwarzania. Jednak większość z nich opiera się na założeniach inwestycyjnych, mających na celu modernizacje podnoszące efektywność energetyczną, dywersyfikację źródeł produkcji lub ograniczające emisję szkodliwych związków do środowiska. W przedstawionej pracy skoncentrowano się na podejściu bezinwestycyjnym, które ma na celu zoptymalizowanie pracy istniejących urządzeń i osiągnięcie maksimum efektywności energetyczno-ekonomicznej dostępnych zasobów. Optymalizacji poddano hybrydową elektrociepłownię, w której produkowana jest energia elektryczna i ciepło w trzech niezależnych źródłach. Jednostki wytwórcze wymienionej instalacji to kotły parowe połączone z turbiną upustowo-kondensacyjną, kotły wodne oraz silniki gazowe. Konfiguracja trzech niezależnych źródeł wytwórczych, daje duże możliwości optymalizacji reżimu pracy poszczególnych jednostek w zależności od zapotrzebowania na energię cieplną i aktualnej sytuacji na rynku energetycznym. Praca doktorska ma na celu zaproponowanie rozwiązania niewymagającego nakładów inwestycyjnych, w celu utrzymania istniejącego przemysłu energetycznego opartego na węglu w sposób bardziej efektywny energetycznie i zyskowny. Zasadniczą ideą proponowanego podejścia, jest świadome korzystanie z istniejących zasobów przy dużym nacisku na efektywność i śledzenie kosztów. W związku z tym opracowano model matematyczny hybrydowej elektrociepłowni, który umożliwia obliczenia ekonomiczne uwzględniające koszty emisji CO₂ i ich wpływ na rentowność elektrociepłowni. Zaprezentowany model matematyczny jest uniwersalny dla podobnych systemów energetycznych i może być wykorzystywany w różnych zakresach analiz.
Dla lepszego zrozumienia, praca jest podzielona na główne tematy, opisane w poszczególnych rozdziałach. W rozdziale pierwszym (Wstępie) przedstawiono sytuację energetyczną Polski w kontekście rosnących kosztów emisji CO₂, rosnących cen kopalnych nośników energetycznych, niestabilnych cen energii elektrycznej oraz zmiennego prawa energetycznego i środowiskowego. Zauważono, że przy wzroście cen emisji tony CO₂ z 7 €/t do 25 €/t stare jednostki produkcyjne, oparte na kotłach parowych opalanych węglem, sprzęgniętych z turbiną upustowo-kondensacyjną, w szczególności wyłącznie z turbiną kondensacyjną, mogą być nieopłacalne. Jedną z możliwych alternatyw produkcji w skojarzeniu ciepła i energii elektrycznej może być produkcja w kotłach wodnych jako jednostkach szczytowych i silnikach gazowych, w ramach hybrydowego źródła ciepła. Rozdział drugi przedstawia rozeznanie literaturowe, w którym omówiono ostatnie prace związane z modelowaniem elektrociepłowni, hybrydowych źródeł ciepła oraz problematyką emisji CO₂. W rozdziale trzecim przedstawiono zakres, tezę i cel pracy, którym jest opracowanie matematycznego modelu energetyczno-ekonomicznego hybrydowej elektrociepłowni. Algorytm oblicza kompletny bilans energetyczny oraz wynik finansowy aktywowanego modułu produkcyjnego, w funkcji przyjętego zapotrzebowania na moc grzewczą. W efekcie operator instalacji może świadomie podejmować decyzję o najbardziej ekonomicznie optymalnej konfiguracji pracy hybrydowej elektrociepłowni. Model ten został wdrożony, przetestowany i użytkowany w jednej z istniejących elektrociepłowni w Polsce. Zakres pracy obejmuje opracowaniu matematycznego algorytmu do optymalizacji pracy hybrydowej elektrociepłowni, wyposażonej w kotły parowe połączone z turbiną upustowo-kondensacyjną, kotły wodne oraz silniki gazowe. W celu odzwierciedlenia rzeczywistych warunków pracy instalacji, uwzględniono wszystkie istotne aspekty technologiczne, prawne i rynkowe. Teza pracy została sformułowana następująco: stworzenie przedstawionego algorytmu obliczeniowego, jest odpowiedzią na zapotrzebowanie jednostek produkcyjnych o złożonej strukturze wytwórczej dla tego typu analiz. Zastosowanie algorytmu pozwala na bieżąco śledzić koszty i przychody z produkcji energii elektrycznej i ciepła. Jest narzędziem wspierającym podejmowanie decyzji dla najbardziej opłacalnej konfiguracji pracy elektrociepłowni hybrydowej.
Rozdział czwarty opisuje hybrydową elektrociepłownię. Badana instalacja składa się z trzech niezależnych jednostek wytwórczych. System energetyczny 1 to trzy kotły parowe o wydajności 50 t/h pary świeżej, połączone z turbiną upustowo-kondensacyjną o nominalnej mocy elektrycznej 20 MWe. System energetyczny 2 to dwa kotły wodne o nominalnej mocy termicznej 25 MW. System energetyczny 3 to z kolei dwa silniki gazowe o mocy sumarycznej 7,2 MWt oraz 8,4 MWe. Elektrociepłownia dla której opracowano model matematyczny, jest jednostką średniej wielkości, ale posiada ciekawą strukturę wytwórczą. Trzy niezależne systemy są podłączone do miejskiej sieci ciepłowniczej i mogą pracować równolegle lub oddzielnie, w zależności od zapotrzebowania na energię cieplną. Ideą optymalizacji jest znalezienie najbardziej opłacalnej konfiguracji pracy elektrociepłowni dla przewidywanego zapotrzebowania na moc grzewczą. Dodatkową zaletą jest możliwość ciągłego śledzenia kosztów produkcji, w opozycji do aktualnych cen sprzedaży energii elektrycznej i ciepła. W celu zbadania niekorzystnego wpływu pracy urządzeń kotłowych w zakresie niskich obciążeń, do analizy przyjęto zapotrzebowanie na ciepło z okresów przejściowych zima/wiosna, jesień/zima. Sezon przejściowy charakteryzuje się niskim zapotrzebowaniem na ciepło, a zarazem wysoką amplitudą, co wymusza na urządzeniach pracę w minimach technologicznych. Skutkuje to obniżoną sprawnością i zwiększonymi kosztami produkcji.
W rozdziale piątym przedstawiono model matematyczny hybrydowej elektrociepłowni w podziale na poszczególne systemy energetyczne: kotły parowe, kotły wodne oraz silniki gazowe. Podano również sposób w jaki wykonywane są obliczenia ekonomiczne.
W rozdziale szóstym przedstawiono dokładną analizę pracy elektrociepłowni wykorzystującej kotły parowe i kotły wodne. W tym rozdziale została wykonana szczegółowa analiza porównawcza funkcjonowania dwóch systemów energetycznych zasilanych węglem: systemu kogeneracyjnego opartego na kotłach parowych połączonych z turbiną upustowo-kondensacyjną oraz kotłów wodnych. Analiza systemu dowiodła mniejszej opłacalności układu kogeneracji z zastosowaniem turbiny upustowo-kondensacyjnej pracującej na niskich parametrach pary świeżej. W obecnie występujących trudnych warunkach rynkowych dla instalacji węglowych, badana technologia kogeneracyjna w porównaniu z tradycyjną technologią opartą na kotłach wodnych starego typu, generuję niższe zyski. Dodatkowo przeprowadzono analizę symulującą wzrost cen uprawnień do emisji CO₂ z 7 €/t do 15 €/t i 30 €/t, co znacznie zwiększyło skalę strat generowanych w układzie kogeneracyjnym. Dowiodło to większej wrażliwości systemu CHP na wahania cen praw do emisji CO₂.
W rozdziale siódmym omówiono dokładną analizę porównawczą energetyczno-ekonomiczną systemów wymienionych w rozdziale szóstym, z tą różnicą, że wyposażono je dodatkowo w dwa kogeneracyjne silniki gazowe. Zakres analizy został rozszerzony i skupiono się w nim na porównaniu opłacalności układów pracujących oddzielnie jak również współpracujących ze sobą. Mianowicie analizie poddano produkcję energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu z wykorzystaniem kotłów parowych oraz samego ciepła w kotłach wodnych. Dodatkowo zbadano współpracę wymienionych systemów z dwoma silnikami gazowymi, pracującymi w podstawie obciążenia zapotrzebowania na ciepło. Przeprowadzona analiza analogicznie uwzględniała wpływ kosztów emisji CO₂, jak również dodatkowo zbadano wpływ „żółtych certyfikatów" na rentowność kogeneracji napędzanej gazem ziemnym. Wykazano, że silniki gazowe z uwagi na subsydiowanie produkcji energii elektrycznej prawami majątkowymi tzw. „żółtymi certyfikatami”, znacząco podwyższają rentowność elektrociepłowni gazowych.
W rozdziale ósmym, który jest główną częścią pracy, przeprowadzono szczegółową analizę produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu w oparciu o model hybrydowej elektrociepłowni opisany w rozdziale siódmym. Analizy dokonano przy użyciu opracowanego modelu matematycznego instalacji, dla dwóch konfiguracji produkcji:
- Dwa silniki gazowe pracujące w podstawie obciążenia cieplnego w połączeniu z kotłem parowym i turbiną upustowo-kondensacyjną,
- Dwa silniki gazowe pracujące w podstawie obciążenia cieplnego w połączeniu z kotłem wodnym. W rozdziale przeanalizowano pięć różnych kondensacyjnej turbiny jest ujemna w ciągu 24 h pracy. Jeśli cena emisji CO₂ i węgla wzrasta, a ceny energii pozostają niezmienne, strata drastycznie się pogłębia i znacząco obniża całkowity zysk ekonomiczny instalacji. Rozwiązaniem niskiej efektywności ekonomicznej, może być modernizacja turbiny w system przeciwprężny, w którym sekcja kondensacyjna wykorzystywana jest jako odrębna jednostka produkcyjna, eksploatowana tylko w ekonomicznie uzasadnionych warunkach. Przykładowe kotły wodne to przestarzała technologia produkcji ciepła, jednak w porównaniu z badanym systemem węglowej kogeneracji, wyposażonym w turbinę upustowo-kondensacyjną, generuje wyższe zyski. Dodatkową zaletą kotłów wodnych jest mniejsza podatność na zmiany cen na rynku energii i zdecydowanie większa elastyczność działania. Analizowana instalacja dwóch silników gazowych produkujących w skojarzeniu energię elektryczną i ciepło, generuje najwyższe przychody dla operatora instalacji. Wynika to głównie z subsydiowania produkcji energii elektrycznej w kogeneracji gazowej, jak również niższą emisyjnością CO₂ (niemal dwukrotną), co znacznie zmniejsza wrażliwość instalacji na zmiany cen uprawnień do emisji. Z punktu widzenia aktualnej polityki energetycznej Unii Europejskiej produkcja ciepła i energii elektrycznej w jednostkach kogeneracyjnych zasilanych gazem ziemnym to przyszłość. Przy założeniu, że podaż uprawnień do emisji będzie ograniczana, w efekcie doprowadzi do znacznego wzrostu cen, co w efekcie przełoży się na dalszy rozwój elektrociepłowni gazowych. Alternatywą dla rozwoju tradycyjnych jednostek wytwórczych, bazujących na paliwach kopalnych, jest rozwój odnawialnych źródeł energii wyposażonych w jednostki magazynowania energii. Elektrownia hybrydowa wyposażona w jednostki napędzane gazem ziemnym i odnawialne źródła energii, znacznie zmniejsza zależność od emisji CO₂ i zmiany cen nośników energii. Model matematyczny elektrociepłowni został zweryfikowany na podstawie rzeczywistych danych z pięciu dni pracy elektrociepłowni. Różnice pomiędzy rzeczywistym zapotrzebowaniem na energię elektryczną wynoszą do 20%, jednak skumulowana energia wytworzona przez model różni się o mniej niż 0,7% od rzeczywistych danych. W związku z tym model ten może być z powodzeniem wykorzystywany do przewidywania wydajności ekonomicznej elektrociepłowni w dłuższym okresie czasu. Wykazano że modelowanie matematyczne hybrydowych elektrociepłowni jest ważnym narzędziem wspierającym produkcję energii elektrycznej i cieplnej. Pomimo faktu, że nie odzwierciedla ono idealnie końcowych parametrów produkcji, szczególnie w odniesieniu do wytwarzanej energii elektrycznej, dostarcza jednak ważnych informacji z perspektywy zarządzania operacyjnego. W rozdziale 11 podano literaturę wykorzystaną w pracy doktorskiej.
