Projekt okładki i stron tytułowych

Przemysław Spiechowski

Fotografia na okładce

Thossaphol Somsri/123RF

Wydawca

Adam Filutowski

Koordynator ds. redakcji

Adam Kowalski

Redaktor

Maria Kasperska

Produkcja

Mariola Grzywacka

Recenzenci

dr hab. inż. Marcin Szega,

profesor Politechniki Śląskiej

Skład wersji elektronicznej na zlecenie Wydawnictwa Naukowego PWN

Monika Lipiec / Woblink

Książka, którą nabyłeś, jest dziełem twórcy i wydawcy. Prosimy, abyś przestrzegał praw, jakie im przysługują. Jej zawartość możesz udostępnić nieodpłatnie osobom bliskim lub osobiście znanym. Ale nie publikuj jej w internecie. Jeśli cytujesz jej fragmenty, nie zmieniaj ich treści i koniecznie zaznacz, czyje to dzieło. A kopiując jej część, rób to jedynie na użytek osobisty.

Szanujmy cudzą własność i prawo.

Więcej na www.legalnakultura.pl

Polska Izba Książki

Copyright © by Wydawnictwo Naukowe PWN SA

Warszawa 2019

ISBN 978-83-01-20585-0

eBook został przygotowany na podstawie wydania papierowego z 2019 r., (wyd. I)

Warszawa 2019

Wydawnictwo Naukowe PWN SA

02-460 Warszawa, ul. Gottlieba Daimlera 2

tel. 22 69 54 321, faks 22 69 54 288

infolinia 801 33 33 88

e-mail: pwn@pwn.com.pl; reklama@pwn.pl

www.pwn.pl

Spis treści

Podstawowe oznaczenia

1. Wprowadzenie

1.1. Układ szeregowy czy równoległy?

2. Problematyka doboru turbiny gazowej do modernizowanych elektrowni i elektrociepłowni węglowych do układów szeregowego i równoległego

2.1. Problematyka doboru turbiny gazowej do układu szeregowego

2.2. Problematyka doboru turbiny gazowej do układu równoległego

3. Metodyka z czasem ciągłym analizy opłacalności techniczno-ekonomicznej układów gazowo-parowych dwupaliwowych

3.1. Funkcjonał celu z czasem ciągłym przy poszukiwaniu optymalnej strategii inwestycyjnej w energetyce

4. Modele matematyczne z czasem ciągłym analizy efektywności techniczno-ekonomicznej nowo budowanych bloków gazowo-parowych dwupaliwowych

4.1. Modele dla elektrowni

4.1.1. Bilans energii elektrowni gazowo-parowej dwupaliwowej w układzie szeregowym

4.2.1. Bilans energii elektrowni gazowo-parowej dwupaliwowej w układzie równoległym

4.2. Modele dla elektrociepłowni

4.2.1. Bilanse energii elektrociepłowni gazowo-parowej dwupaliwowej w układzie szeregowym

4.2.1.1. Układ z turbiną parową upustowo-kondensacyjną

4.2.1.2. Układ z turbiną parową upustowo-przeciwprężną

4.2.2. Bilanse energii elektrociepłowni gazowo-parowej dwupaliwowej w układzie równoległym

4.2.2.1. Układ z turbiną parową upustowo-kondensacyjną

4.2.2.2. Układ z turbiną upustowo-przeciwprężną

5. Modele matematyczne z czasem ciągłym doboru optymalnej mocy turbozespołu gazowego do nowo budowanych elektrowni i elektrociepłowni gazowo-parowych dwupaliwowych w układach równoległych

5.1. Dobór optymalnej mocy turbozespołu gazowego do nowo budowanej elektrowni gazowo-parowej dwupaliwowej w układzie równoległym

5.1.1. Dyskusja i analiza wyników obliczeń

5.1.2. Podsumowanie

5.2. Dobór optymalnej mocy turbozespołu gazowego do nowo budowanej elektrociepłowni gazowo-parowej dwupaliwowej w układzie równoległym z turbiną upustowo-przeciwprężną

5.2.1. Dyskusja i analiza wyników obliczeń

5.3. Dobór optymalnej mocy turbozespołu gazowego do nowo budowanej elektrociepłowni gazowo-parowej dwupaliwowej w układzie równoległym z turbiną upustowo-kondensacyjną

5.3.1. Dyskusja i analiza wyników obliczeń

5.4. Podsumowanie

6. Metodyka i modele matematyczne z czasem ciągłym analizy efektywności techniczno-ekonomicznej modernizacji istniejących bloków węglowych do układów gazowo-parowych dwupaliwowych

6.1. Metodyka z czasem ciągłym analizy techniczno-ekonomicznej modernizacji elektrowni i elektrociepłowni węglowych do układów gazowo-parowych dwupaliwowych

6.2. Modele matematyczne z czasem ciągłym analizy techniczno-ekonomicznej modernizacji elektrowni i elektrociepłowni węglowych do układów gazowo-parowych dwupaliwowych

6.2.1. Dyskusja i analiza wyników obliczeń

7. Dobór struktury kotła odzyskowego do układu gazowo-parowego

7.1. Wprowadzenie

7.2. Parametry projektowe i eksploatacyjne kotła odzyskowego

7.3. Dopalanie paliwa w kotle odzyskowym

7.3.1. Przypadki stosowania dopalania w kotle odzyskowym

7.3.2. Maksymalna wartość dopalania w kotle odzyskowym

7.4. Analiza termodynamiczna i ekonomiczna doboru rozmieszczenia powierzchni ogrzewanych w kotle odzyskowym

7.4.1. Wyniki przykładowych obliczeń termodynamicznych

7.4.1.1. Porównanie strat egzergii w kotłach odzyskowych jedno-, dwu- i trójciśnieniowym

7.4.1.2. Analiza termodynamiczna kotła odzyskowego trójciśnieniowego dla różnych struktur powierzchni ogrzewanych

7.4.2. Warunek ekonomicznej opłacalności stosowania kotłów odzyskowych wielociśnieniowych

7.5. Podsumowanie

8. Wpływ mechanizmu derogacji na opłacalność ekonomiczną modernizacji istniejących bloków węglowych do układów gazowo-parowych dwupaliwowych

8.1. Dyskusja i analiza wyników obliczeń

8.1.1. Podsumowanie i wnioski końcowe

9. Modernizacja istniejącego bloku węglowego do układu gazowo-parowego dwupaliwowego

9.1. Model matematyczny bloku energetycznego o znamionowej mocy elektrycznej 370 MW nadbudowanego turbozespołem gazowym i kotłem odzyskowym

9.1.1. Równania bilansów masy i energii

9.1.1.1. Kocioł parowy

9.1.1.2. Turbozespół parowy

9.1.1.3. Skraplacz

9.1.1.4. Wymienniki regeneracji niskoprężnej oraz chłodnica pary z uszczelnień turbiny

9.1.1.5. Zbiornik wody zasilającej, odgazowywacz, główna pompa zasilająca, skraplacz turbiny pomocniczej

9.1.1.6. Wymienniki regeneracji wysokoprężnej

9.1.1.7. Turbozespół gazowy i kocioł odzyskowy

9.1.2. Statyczne charakterystyki energetyczne podstawowych urządzeń bloku 370 MW opisujące ich pracę

9.1.2.1. Kocioł parowy

9.1.2.2. Turbozespół parowy

9.1.2.3. Regeneracja nisko- i wysokoprężna

9.1.2.4. Rurociągi zasilające turbinę pomocniczą i odgazowywacz

9.1.2.5. Główna pompa wody zasilającej

9.1.2.6 Skraplacze turbiny głównej i pomocniczej

9.1.2.7. Turbozespół gazowy

9.2. Analiza termodynamiczna pracy zmodernizowanego bloku

9.2.1. Podsumowanie

9.3. Analiza ekonomiczna pracy zmodernizowanego bloku

9.3.1. Podsumowanie

Bibliografia

Podstawowe oznaczenia

A – rata amortyzacji,

b – okres trwania budowy,

– strumień egzergii,

– strumień pojemności cieplnej spalin wylotowych z turbiny gazowej,

CF – przepływ pieniężny (ang. Cash Flow),

DPBP – zdyskontowany okres zwrotu nakładów inwestycyjnych (ang. Discounted Pay Back Period),

ec, eel, eg, ewęg, eCO^2 – jednostkowa cena ciepła, energii elektrycznej, gazu ziemnego, węgla oraz zakupu pozwoleń na emisję CO_2,

Eel, R – roczna produkcja netto energii elektrycznej w elektrociepłowni lub elektrowni,

Ech, R – roczne zużycie energii chemicznej paliwa w elektrowni, elektrociepłowni lub ciepłowni,

F − odsetki (koszty finansowe) od środków inwestycyjnych,

IRR – wewnętrzna stopa zwrotu (ang. Internal Rate of Return),

i – entalpia właściwa,

i – jednostkowe (na jednostkę mocy) nakłady inwestycyjne,

J – nakłady inwestycyjne,

kc – jednostkowy koszt produkcji ciepła w elektrociepłowni,

kel – jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej w elektrowni,

Ke – roczne koszty eksploatacji elektrowni lub elektrociepłowni,

– strumień masy,

N – kalkulacyjny okres eksploatacji urządzenia,

Nel – elektryczna moc brutto turbozespołu gazowego lub parowego,

NPV – wartość zaktualizowana netto (ang. Net Present Value),

p – opłata za emisję szkodliwych produktów spalania do otoczenia,

p – stopa podatku dochodowego od zysku brutto,

P – podatek dochodowy od zysku brutto,

– strumień masy paliwa,

QR – roczna produkcja netto ciepła w elektrociepłowni,

R – rata spłaty kredytu,

r – stopa dyskonta,

SR – roczne przychody z eksploatacji elektrociepłowni lub elektrowni,

t – czas,

t – temperatura,

z – współczynnik zamrożenia kapitału inwestycyjnego,

ZR – średni roczny zysk brutto osiągany z eksploatacji elektrowni lub elektrociepłowni,

δrem – stopa kosztów stałych zależnych od nakładów inwestycyjnych (koszty konserwacji, remontów urządzeń),

εel − wskaźnik elektrycznych potrzeb własnych elektrowni lub elektrociepłowni,

η – sprawność,

ρ – emisja szkodliwych produktów spalania do otoczenia,

ρ – stopa amortyzacji oprocentowanej,

σR – roczny wskaźnik skojarzenia.

1
Wprowadzenie

Niepodobna znać rzeczy tego świata,

jeśli się nie zna ich matematycznie

For the things of this world cannot be made

known without a knowledge of mathematics

(Roger Bacon, 1214–1294)

Zasoby węgla na świecie, również w Polsce, są duże i można spodziewać się, że będzie on jeszcze długo wykorzystywany w energetyce. By robić to racjonalnie technologicznie, należy spalać go, korzystając z tzw. czystych technologii węglowych. Jedną z nich jest technologia gazowo-parowa dwupaliwowa, polegająca na sprzężeniu obiegu Joule’a turbiny gazowej z obiegiem Clausiusa-Rankine’a turbiny parowej [1, 2, 3].

Spośród możliwych standardowych układów gazowo-parowych dwupaliwowych, węglowo-gazowych, można wyróżnić dwie podstawowe ich konfiguracje [1, 2, 3]:

- • układy szeregowe, tzw. układy Hot Windbox (rys. 1.1a), w których sprzężenie odbywa się za pomocą spalin wylotowych z turbiny gazowej (spaliny te są kierowane jako utleniacz do komory spalania kotła węglowego; w układzie nie ma, co istotne, kotła odzyskowego, który jest podstawowym urządzeniem układów sprzężonych równolegle);

- • układy równoległe (rys. 1.1b, 1.4, 1.5), w których sprzężenie odbywa się poprzez układ para-woda w kotle odzyskowym, w którym jest wykorzystywana niskotemperaturowa entalpia spalin wylotowych z turbiny gazowej (sprzężenie polega np. na produkcji w kotle odzyskowym pary zasilającej turbinę parową, i(lub) przegrzewaniu np. pary międzystopniowej w kotle odzyskowym, i(lub) podgrzewie wody zasilającej w wymiennikach ciepła spaliny-woda zabudowanych w kotle odzyskowym, a tym samym na eliminowaniu z obiegu parowego częściowo lub całkowicie regeneracyjnych wymienników ciepła; w przypadku modernizacji istniejących układów węglowych do układów dwupaliwowych kocioł odzyskowy zasilany spalinami wylotowymi z turbiny gazowej zastępuje wówczas w elektrowni lub elektrociepłowni – przynajmniej częściowo – wymagające najczęściej remontów i modernizacji istniejące kotły węglowe).

Rys. 1.1. Układ dwupaliwowy: a) szeregowy, b) równoległy; ITG – instalacja turbiny gazowej, KO – kocioł odzyskowy, KP – kocioł parowy, TP – turbina parowa, UR – układ regeneracji, IOS – instalacja oczyszczania spalin, ITP – instalacja turbiny parowej, GP – generacja pary, PP – przegrzew pary, URN, URW – regeneracja niskoprężna i wysokoprężna, NelTG, NelTP– moce instalacji turbiny gazowej i parowej 1, 2, 3 – strumienie ciepła przekazywane przez spaliny wylotowe z turbiny gazowej wodzie i parze

Należy zaznaczyć, że układy gazowo-parowe dwupaliwowe nie są tzw. układami hierarchicznymi (rys. 1.2), jakimi są układy gazowo-parowe jednopaliwowe [1]. W układach dwupaliwowych bowiem do każdego z obiegów jest dostarczane paliwo, natomiast w układzie hierarchicznym paliwo jest doprowadzane wyłącznie do obiegu pracującego w najwyższych zakresach temperatury. Do każdego z kolejnych obiegów w układzie hierarchicznym, pracujących w coraz to niższych zakresach temperatury, doprowadzone do nich ciepło napędowe jest ciepłem wyprowadzonym z obiegów znajdujących się w hierarchii zaraz powyżej nich. Jak do tej pory technicznie możliwe i budowane są tylko układy hierarchiczne dwuobiegowe ( j = 2) – rys. 1.2, 1.3 [1, 2].

Hierarchiczne układy gazowo-parowe jednopaliwowe cechują się obecnie najwyższymi sprawnościami wytwarzania energii elektrycznej, ich sprawność netto przekracza już nawet 60%. Tak wysoka sprawność jest wynikiem bardzo znacznego, ok. trzykrotnego zwiększenia temperaturowego zakresu pracy bloku dzięki sprzęgnięciu w nim za pomocą kotła odzyskowego dwóch obiegów w układzie hierarchicznym: wysokotemperaturowego obiegu Joule’a turbiny gazowej z niskotemperaturowym obiegiem parowym Clausiusa-Rankine’a turbiny parowej. Warto przy tym zaznaczyć, że ciśnienie pary w hierarchicznych obiegach gazowo-parowych wynosi zaledwie ok. 10 MPa, a nie na przykład 28 MPa jak w blokach na parametry nadkrytyczne pary [1], w których jest realizowany wyłącznie obieg Clausiusa-Rankine’a. Sprawność dla tych nadkrytycznych obiegów Clausiusa-Rankine’a wynosi ok. 50%. Jeśli natomiast chodzi o sprawność układów gazowo-parowych dwupaliwowych, to może ona przekraczać

Rys. 1.2. Schemat hierarchicznego j-obiegowego silnika cieplnego; j – liczba obiegów (silników), Ėch – strumień energii chemicznej paliwa, Ni – moc i-tego silnika (i = 1, 2,…, j), di , wi – strumień ciepła doprowadzonego i wyprowadzonego z i-tego obiegu (silnika), ot – strumień ciepła wyprowadzonego do otoczenia, Tot– absolutna temperatura otoczenia, Tg – absolutna temperatura spalania paliwa

Rys. 1.3. Obieg porównawczy (teoretyczny) hierarchicznego układu gazowo-parowego (TG – obieg Joule’a turbiny gazowej, TP – obieg Clausiusa-Rankine’a turbiny parowej, Ech – energia chemiczna paliwa doprowadzona do TG, Isp – entalpia spalin wylotowych z turbiny gazowej doprowadzona do TP za pomocą kotła odzyskowego; linie kreskowe przedstawiają obieg Carnota dla skrajnych temperatur Tg, Tot)

nawet 50% dla pracy części parowej z podkrytycznymi parametrami pary świeżej. Wartość tej sprawności zależy od zastosowanej w układzie mocy turbiny gazowej (p. 5.1.1).

1.1. Układ szeregowy czy równoległy?

Układy gazowo-parowe dwupaliwowe, zwłaszcza układ równoległy, są wskazane przy budowie nowych bloków energetycznych, ale mogą być również stosowane w przypadku modernizacji już istniejących elektrociepłowni i elektrowni węglowych [1, 2, 3]. Układy dwupaliwowe mogą bowiem powstawać w wyniku nadbudowy już istniejących cieplnych struktur węglowych turbiną gazową. Należy w tym miejscu zaznaczyć, że w porównaniu z układem ze sprzężeniem równoległym, który dzięki kotłowi odzyskowemu umożliwia dużą swobodę w doborze mocy turbiny gazowej do modernizowanego bloku, układ Hot Windbox ma istotnie mniejszą opłacalność ekonomiczną i duże ograniczenia techniczne. Ograniczenia techniczne są konsekwencją braku kotła odzyskowego w układzie, w wyniku czego znacznej przebudowie musi ulec istniejący kocioł węglowy. Nakłady inwestycyjne na tę przebudowę są dużo większe od nakładów na kocioł odzyskowy w układzie równoległym. Konieczność tej przebudowy wynika z wysokiej temperatury spalin wylotowych z turbiny gazowej doprowadzanych do palników węglowych jako utleniacz paliwa oraz, co szczególnie istotne, ze znacznie większej wartości strumienia masowego tych spalin w stosunku do zastąpionego strumienia powietrza do spalania węgla w kotle. Dobór mocy turbiny gazowej w układzie Hot Windbox do określonego kotła parowego w elektrowni węglowej polega na dopasowaniu strumienia tlenu niesionego w spalinach wylotowych z turbiny do zapotrzebowania na tlen kotła (podrozdz. 2.1). Udział masowy tlenu w tych spalinach gO_2 wynosi ok. 13–16% (w powietrzu natomiast udział ten wynosi gO_2 = 23). Aby zatem całkowicie zastąpić powietrze do spalania w kotle spalinami z turbiny, strumień tych spalin powinien być większy od strumienia powietrza o ok. 44–77% [1].

Związany z tym wzrost prędkości spalin, nawet przy obniżonym jednocześnie zużyciu węgla, stwarza duże zagrożenie erozyjne dla powierzchni ogrzewanych. Dlatego w układzie Hot Windbox należałoby dobierać turbinę gazową o relatywnie małej mocy (w praktyce stosunek NelTG/ NelTP musiałby być mniejszy od 0,6) i niedobór tlenu wówczas uzupełniać powietrzem atmosferycznym za pomocą istniejących wentylatorów podmuchowych. Skutkowałoby to jednak mniejszym przyrostem sprawności energetycznej tak zmodernizowanego bloku [1]. Innym rozwiązaniem mogłoby być zmniejszenie obciążenia kotła, tj. zmniejszenie produkowanego w nim strumienia pary.

Ze zmianą prędkości spalin zmianie ulegają również bilanse energii dla poszczególnych powierzchni ogrzewanych, niepotrzebny jest także w kotle podgrzewacz powietrza do spalania, co powoduje, że istniejący kocioł węglowy musi ulec głębokiej rekonstrukcji. W jego konstrukcji nośnej muszą być zabudowane nowe powierzchnie ogrzewane. W praktyce ponadto brakuje najczęściej wolnej przestrzeni na usytuowanie turbozespołu gazowego z układem wlotowym (do niego) powietrza i wylotowym (z niego) spalin w pobliżu kotła. Układ Hot Windbox wymaga przy tym długotrwałego, kilkunastomiesięcznego przestoju bloku na czas jego budowy.

Problemów takich nie stwarza sprzężenie równoległe, które daje, jak już zaznaczono, możliwość swobodnego doboru mocy turbiny gazowej i większą możliwość wykorzystania entalpii wylotowych z niej spalin (podrozdz. 2.2). Co więcej, przy sprzężeniu równoległym istotnie większe są możliwości zmniejszenia zużycia węgla w kotle parowym modernizowanego bloku aniżeli w układzie szeregowym, a zatem wystąpią, co bardzo istotne, mniejsze straty egzergii w układzie. Najsłabszym bowiem ogniwem w elektrowni i elektrociepłowni, z punktu widzenia wytwarzania w nich energii elektrycznej, jest, pomimo jego wysokiej sprawności energetycznej, opalany węglem kocioł parowy. Kocioł stanowi bowiem „ściankę wymiennika” pomiędzy spalinami a wodą (będącą pośrednim nośnikiem energii w łańcuchu przemian termodynamicznych wytwarzania w elektrowni i elektrociepłowni energii elektrycznej) generującą na skutek nieodwracalności przepływu ciepła największe straty egzergii (energii elektrycznej) w elektrowni i elektrociepłowni. Powodem tak dużych strat jest wynosząca ponad tysiąc stopni różnica pomiędzy temperaturą spalania węgla w kotle a temperaturą produkowanej w nim pary. Efektywność energetyczna modernizacji elektrowni i elektrociepłowni będzie zatem tym większa, w im większym stopniu zmaleją straty egzergii w kotle. W im większym więc stopniu zmaleje ilość spalanego w nim węgla, tym lepiej. Termodynamicznym kryterium poszukiwania optymalnego rozwiązania nadbudowy elektrowni i elektrociepłowni turbiną gazową powinna być zatem minimalizacja sumy strat egzergii (rozdz. 7.) w istniejącym kotle węglowym oraz w dobudowanym kotle odzyskowym (w układzie szeregowym, jak już zaznaczono, kocioł odzyskowy nie występuje), z uwzględnieniem takich ograniczeń jak technicznie dopuszczalne zmniejszenie obciążenia kotła węglowego oraz maksymalne możliwe przeciążenie turbiny parowej i sprzęgniętego z nią generatora elektrycznego [14]. W praktyce minimum techniczne kotła wynosi 45–50% obciążenia nominalnego, natomiast przeciążenie generatora może dochodzić do ok. 10%.

Sprawność bloku zmodernizowanego do układu równoległego będzie zatem znacząco większa niż w zmodernizowanym układzie szeregowym [1, 2]. Mało tego, potrzeby przebudowy układu parowo-wodnego istniejącej części węglowej, a tym samym środków finansowych na ten cel, są również istotnie mniejsze. Konieczne nakłady inwestycyjne na modernizację ponoszone będą tylko na nowo powstający układ gazowy i połączenie go z układem istniejącym. Budowa układu gazowego odbywać się będzie przy tym w czasie, gdy układ węglowy „pracuje”. Nie wystąpią zatem straty ekonomiczne związane z jego postojem. Ponadto połączenie części gazowej z częścią węglową może trwać zaledwie kilka, kilkanaście dni. Tym samym układ równoległy jest w praktyce efektywniejszym energetycznie i ekonomicznie sposobem modernizacji bloków węglowych. I właśnie dlatego dla takiego układu opracowano model matematyczny bloku 370-megawatowego i przedstawiono go w rozdziale 9. Należy zwrócić przy tym uwagę na fakt, że moc elektrowni dla takiego sposobu modernizacji może ulec nawet podwojeniu, co wykluczy konieczność budowy całkowicie nowych mocy wytwórczych. Odpadną zatem, co również bardzo istotne, duże problemy społeczne, ekonomiczne, ekologiczne, technologiczne oraz techniczne związane z ich lokalizacją i budową. Bardzo istotnie zmniejszony zostanie także wskaźnik emisji zanieczyszczeń do środowiska naturalnego na jednostkę wyprodukowanej w nich energii elektrycznej w wyniku zmniejszonego zużycia węgla i spalania ekologicznego gazu ziemnego. Emisja dwutlenku węgla na 1 MWh wyprodukowanej energii elektrycznej zmaleje nawet o połowę do wartości ok. (p. 5.1.1).

Na rysunkach 1.4 i 1.5 pokazano przykładowe schematy cieplne bloków gazowo-parowych dwupaliwowych w układzie równoległym. Możliwych jest oczywiście wiele innych rozwiązań technicznych układu para-woda w kotłach odzyskowych sprzęgających część gazową bloków (turbozespoły gazowe) z obiegami parowymi (kotłami opalanymi węglem i turbinami parowymi). Ogólny schemat układów równoległych obrazujący wszystkie możliwości sprzęgnięcia obiegów Joule’a i Clausiusa-Rankine’a przedstawiono na rys. 1.1b.

Rys. 1.4. Przykładowy schemat ideowy elektrowni gazowo-parowej dwupaliwowej w układzie równoległym

Gdy spalanie węgla w układach gazowo-parowych dwupaliwowych będzie odbywało się z jednoczesną produkcją elektryczności i ciepła użytkowego, na przykład na komunalne potrzeby grzewcze, wówczas dodatkowo doprowadzi to do istotnego zmniejszenia globalnego zużycia węgla i tym samym zmniejszenia emisji szkodliwych produktów spalania do otoczenia. Koniecznością jest zatem opracowanie i przedstawienie modeli matematycznych oraz przeprowadzenie analiz techniczno-ekonomicznych nie tylko dla elektrowni gazowo-parowych dwupaliwowych (podrozdz. 5.1), ale także dla elektrociepłowni, by ustalić warunki konieczne opłacalności ekonomicznej ich stosowania. W monografii poddano więc także analizie nowo budowaną elektrociepłownię w układzie równoległym (podrozdz. 5.2, 5.3). Należy przy tym ponownie zaznaczyć, że układ równoległy jest także racjonalnym sposobem modernizacji już istniejących elektrociepłowni i elektrowni węglowych do układów dwupaliwowych, gdy tymczasem układ szeregowy (Hot Windbox) jest układem uzasadnionym ekonomicznie wyłącznie dla nowo budowanych elektrociepłowni i elektrowni. Modernizacja bowiem istniejącej elektrociepłowni i elektrowni do układu szeregowego (należy przypomnieć, że w układzie szeregowym nie występuje kocioł odzyskowy) wymagałaby całkowicie nowego, takiego samego jak dla elektrociepłowni i elektrowni nowo budowanych, bardzo drogiego inwestycyjnie kotła węglowego, gdy tymczasem modernizacja do układu równoległego wymaga taniego kotła odzyskowego [1, 2, 3]. Kocioł węglowy jest najdroższym urządzeniem w blokach energetycznych, zarówno jedno-, jak i dwupaliwowych. Jest wielokrotnie droższy od turbozespołu gazowego, gdy tymczasem kocioł odzyskowy jest ok. 2,5-krotnie tańszy od turbozespołu gazowego.

Rys. 1.5. Przykładowy schemat ideowy elektrociepłowni gazowo-parowej dwupaliwowej w układzie równoległym z turbiną parową upustowo-kondensacyjną

Aby stosowanie układów gazowo-parowych było ekonomicznie opłacalne, cena energii elektrycznej musi być odpowiednio wysoka w stosunku do ceny gazu ziemnego spalanego w turbinie gazowej [1]. Obecna relacja ceny energii elektrycznej do ceny bardzo drogiego rosyjskiego gazu jest zbyt niska i układy gazowo-parowe są najczęściej ekonomicznie nieopłacalne. Opłacalność tę można zwiększyć przez wzrost tej relacji, co już następuje dzięki dywersyfikacji źródeł dostaw gazu i nowym kontraktom na jego sprowadzanie do Polski spoza Rosji. Cena gazu z tych nowych kierunków jest niższa nawet o 30% od ceny gazu rosyjskiego, co w zasadniczym stopniu zwiększy efektywność ekonomiczną układów gazowo-parowych, jedno- i dwupaliwowych [1, 3, 14]. Opłacalność układów dwupaliwowych można także zwiększyć przez zmniejszenie z nich emisji CO_2, dzięki spalaniu w nich w większym stopniu gazu w wyniku zwiększenia mocy turbiny gazowej i tym samym zmniejszenia zużycia węgla. Emisja CO_2 ze spalania gazu ziemnego jest ok. 2 razy mniejsza na jednostkę energii chemicznej spalanego paliwa od emisji ze spalania węgla (dla węgla kamiennego emisja CO_2 wynosi , dla gazu ziemnego ). Opłacalność stosowania układów gazowo-parowych, hierarchicznych i dwupaliwowych, sztucznie zwiększa również podwyższanie ceny zakupu pozwoleń na emisję CO_2, co mocno forsują kraje „starej piętnastki” Unii Europejskiej, zwłaszcza Francja chcąca sprzedawać swoje technologie jądrowe. Należy jednak bardzo mocno zaznaczyć, że to podwyższanie ceny zakupu pozwoleń na emisję CO_2 „zabije” w Polsce finansowo (i nie tylko, bo również na całym świecie) bazującą na węglu (i słusznie, bowiem jego zasoby są duże) energetykę i przemysł. Węgiel jest bogactwem naturalnym Polski i gwarantuje, co szalenie ważne, bezpieczeństwo i niezależność energetyczną Polski. Na przykład bogactwem Norwegii są doskonałe warunki hydrogeologiczne i dlatego norweska energetyka jest w 100% oparta na elektrowniach wodnych. Podwyższanie ceny zakupu pozwoleń na emisję CO_2 powoduje jednak zmniejszanie opłacalności elektrowni i elektrociepłowni, w których jest spalany wyłącznie relatywnie tani węgiel (w Polsce ok. 3 razy tańszy na jednostkę energii od gazu ziemnego). Koszt zakupu pozwoleń na emisję CO_2 przy spalaniu (współspalaniu) gazu w elektrowni i elektrociepłowni przy tej samej ilości wyprodukowanej energii elektrycznej i ciepła będzie zatem mniejszy. W jak dużym stopniu? Zależy to od ceny zakupu tych pozwoleń. Istnieje więc graniczna wartość tej ceny, powyżej której przy danych cenach energii elektrycznej, ciepła i paliw zmniejszenie emisji CO_2 spowoduje opłacalność stosowania układów gazowo-parowych.

Opracowane i przedstawione w monografii modele matematyczne, co istotne, z czasem ciągłym [6] umożliwiają kompleksową analizę relacji cenowych pomiędzy cenami paliw, ceną energii elektrycznej, ciepła oraz ceną pozwoleń na emisję CO_2, dla których opłacalne jest stosowanie układów gazowo-parowych dwupaliwowych. Mało tego, umożliwiają – co jest szalenie ważne, jest bowiem fundamentem i istotą tych układów – dobór do nich optymalnej mocy turbozespołu gazowego, tj. mocy gwarantującej najmniejsze koszty produkcji energii elektrycznej i ciepła.