savez energetičara srbije i grejanje novog sada.pdfgodišnji bilans kogeneracionog postrojenja: 8...
TRANSCRIPT
-
1
-
3
-
TO Zapad:Kapacitet kotlova za grejanje Qgr= 256 MWt;Osnovni energent je prirodni gas;
TPV: Kapacitet kotlova za TPV3 vrelovodna kotla (K1, K2 i K3), ukupnog nominalnog kapaciteta Qtpv=3x9,3=27,9 MWt.Prosečna starost kotlova K1÷K3 je 33,7 godina.
Proizvodnja toplotne energije za TPV: Etpv 142.000 MWh/god (24/7/365)90/70C, ≤90C=const.250≤Vtpv≤650 m3/h
Projekat CHP Zapad: kfW – faza IV (kredit) CHP ≤ 10 MWe tender dec. 2014. realizacija 2015. 4
-
5
-
Uredba o merama podsticaja za povlašćene proizvođače električne energije (Feed-In Tariffs) "Službeni glasnik RS", br. 8/2013 od 25.1.2013, član 13, tačka 10:
r.br.Vrsta elektrane
povlašćenog proizvođača
Instalisana snaga
(MWe)
Podsticajna otkupna cena
(c€/kWhe)
10.Elektrane sa kombinovanom
proizvodnjom na prirodni gasdo 10 MW 8,89
6
Korekcija otkupne cene za elektrane sa kombinovanom proizvodnjom na prirodni gas:
C=C0∙ 0,36+0,64G
35,59=9,61 c€/kWhe
C - nova otkupna cena električne energije
Co - referentna otkupna cena C0 = 8,89 c€/kWh
G (din/Sm3) - nova cena prirodnog JP „Srbijagas” G = 40,08 din/Sm3
-
Granični uslovi za izbor CHP postrojenja:
− maksimalna električna snaga na 20 kV ≤ 9,984 MWe− visoko pogonsko vreme > 8000 h/god
− raspoloživost kogeneracionog postrojenja ≥ 95%
− emisija produkata sagorevanja NOx< 250 mg/Nm3
− ukupni stepen energetske efikasnosti > 85%
Analizirana su 3 kogeneraciona gasna modula JMS 620 GS-N.L sledećih energetskih karakteristika:
7
Tehničke karakteristike JMS 620 GS-N.LBroj kogeneracionih modula - 3Električna snaga (20kV) kWe 3326Toplotni kapacitet (90/70C) kWt 3289Električna efikasnost % 44,0%Toplotna efikasnost % 43,1%Potrošnja prirodnog gasa Nm3/h 803Raspoloživost modula % 95%Nivo buke u postrojenju dB
-
Kogeneraciono postrojenje će u pogonu biti vođeno mogućim plasmanom toplotne energije za potrebe grejanja sanitarne TPV.
Godišnji bilans kogeneracionog postrojenja:
8
Bazni dijagram Rad CHP postrojenja
Toplotnikapacitet
kWt
Satirada
h/god
Brojmodulau radu
Srednjaraspoloživost
Opterećenjemodula
%
ToplotnasnagakWt
ElektričnasnagakWe
SnagagasakW
ToplotnaenergijaMWht /
god
ElektričnaenergijaMWhe /
god
Energijagasa
MWh / god
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
5 x 62 x 4 x 5 x
6/10002 x 4 x 5 x
7/10002 x 4 x 5 x
8/1000
9.867 7.595 3 98,2% 100% 9.867 9.978 22.677 73.557 74.384 169.055
6.578 547 2 99,6% 100% 6.578 6.652 15.118 3.584 3.625 8.238
3.289 602 1 100% 100% 3.289 3.326 7.559 1.980 2.002 4.550
UKUPNO: 79.121 80.011 181.842
Ukupna efikasnost CHP postrojenja (min 85%) 87,5%
-
9
Rad kogeneracionog (CHP) postrojenja
Potrošnja gasa u CHP postrojenju 19.658.243 Sm3
Trenutna cena prirodnog gasa (40,08 din/Sm3) 0,337 €/Sm3
Vrednost gasa koji potroši CHP 6.631.092 €
Cena električne energije (Feed-In 2013 + korekcija) 9,61 c€/kWhe
Neto električna energija koju proizvede CHP 80.011 MWhe
Vrednost električne energije koju proizvede CHP 7.687.257 €
Rad kotlovskog postrojenja
Toplotna moć prirodnog gasa (34.200 kJ/Sm3) 9,5 kWh/Sm3
Stepen iskorišćenja kotlova (K1÷K3) za TPV 93 %
Neto toplotna energija koju proizvede CHP 79.121 MWht
Umanjena potrošnja gasa na kotlovima 8.955.354 Sm3
Vrednost umanjene potrošnje gasa na kotlovima 3.020.808 €
-
10
Troškovi održavanja
Održavanje, rezervni delovi i servis CHP modula0–16000 h (časovi rada)
14,6 €/h/unit
Održavanje, rezervni delovi i servis CHP modula16000–60000 h
19,5 €/h/unit
Raspoloživost CHP modula 95%
Troškovi zamene ulja 5.000 €/unit
Časovi rada jednog modula 8.170 h
Broj CHP modula 3
Ukupni prosečni (7 god.) godišnji troškovi održavanja 458.631 €
Amortizacija
Investicija (650 €/kWe) 6.500.000 €
Amortizaciona stopa 10 %
Godišnji troškovi amortizacije 650.000 €
-
11
Rashodi
Vrednost gasa koji potroši CHP 6.631.092 €
Troškovi održavanja 458.631 €
Amortizacija 650.000 €
Ukupni godišnji troškovi 7.739.723 €
Prihodi
Vrednost električne energije koju proizvede CHP 7.687.257 €
Vrednost umanjene potrošnje gasa na kotlovima 3.020.808 €
Godišnji prihodi 10.708.065 €
Rekapitulacija
Godišnji prihod 10.708.065 €
Godišnji troškovi 7.739.723 €
Godišnja neto dobit 2.968.342 €
Period povrata investicionih ulaganja 2,2 god
-
Sprovedenom analizom pokazano je da bi se eksploatacijom CHP postrojenja na TO Zapad proizvodilo preko 80.000 MWhe/god, koju bi Novosadska toplana plasirala u ED mrežu po stimulisanoj ceni kao povlašćeni proizvođač električne energije, a istovremeno bi se dobilo preko 79.000 MWht/god toplotne energije za pripremu TPV, čime bi se supstituisala potrošnja preko 8.900.000 Sm3/god prirodnog gasa u postojećim kotlovima.
Period isplativosti planirane investicije (procena 6.500.000 €) pri sadašnjim uslovima i paritetima iznosi približno 2,2 godine, nakon čega bi investitor ostvarivao neto dobit od ovog postrojenja preko 2.900.000€/god.
12
-
Sprovodi se usvojena Strategija integracije CHP postrojenja u postojeći sistem i transformacija u moderan i održiv sistem daljinske energetike;
Povećava se raspoloživi kapacitet u proizvodnji toplotne energije za pripremu TPV, odnosno u budućnosti energije za hlađenje i klimatizaciju poslovnih objekata na konzumnom području TO Zapad;
Novosadska toplana stekla bi status povlašćenog proizvođača električne energije (uvođenjem novog strateškog proizvoda);
Jeftinija, efikasnija i pouzdanija proizvodnja toplotne energije;
Smanjenje emisije CO2 i mogućnost izlaska na međunarodno tržište trgovine CER sertifikatima;
Izgradnjom modernih CHP postrojenja povećava se sigurnost i pouzdanost elektroenergetskog sistema;
Mogućnost definisanja pariteta sa postojećom TE-TO "Novi Sad";
Mogućnost apliciranja kod razvojnih fondova EU za dalje investiranje u kogeneraciju.
13
-
DCCHP
CHP DC
SP
SP
CHP DC
CHP DC
CHP DC
SP
CHP DC
GRS
TE-TO Novi Sad
E Zapad
E Jug
E Sever
E Istok
E Petrovaradin
Područje sever
Područje istok
Područje jug
Područje zapadPodručje
Petrovaradin
Legenda:
DC
CHP
SP
Distribuirana kogeneracija
Daljinsko hlađenje
Solarni paneli
TE-TO
Energana
Spalionica
otpada
Područje Mišeluk
CHP DC
SP
TP
TP
TPToplotna pumpa na
kanalizaciji
CHP DC
CHP DC
SP
SP
Područje dudara
E Sremski
Karlovci
14
- mailto:[email protected]:[email protected]