Straipsnis Šilumos akumuliacinės talpos parinkimo ekonominis vertinimas, esant skirtingai mažos galios kogeneracinės jėgainės veikimo strategijai

Realaus laiko rinka

Šiuo atveju nagrinėjama kogeneracinės jėgainės įrengimo alternatyva, kai pagaminta šiluma suvartojama savo poreikiams, o visa elektra parduodama Lietuvos elektros biržoje, kurioje 2010 m. sausį–rugsėjį elektros kaina buvo 0,00–350,01 Lt/MWh, vidurkis – 157,92 Lt/MWh. Analizėje naudoti prekybos Lietuvos elektros biržoje BaltPool duomenys Žr. BaltPool elektros rinkos operatorius. . Šios biržos elektros kainų kitimo pobūdis vieną savaitę skirtingais mėnesiais parodytas 8 pav. Jame matyti, kad didžiausi kainų pikai įvyksta dieną, kai turimas didžiausias elektros poreikis, o anksti rytą ir naktį kainos ženkliai mažėja.

Tyrimo metu nustatyta, kad vartotojui, norinčiam įrengti mažos galios dujinę kogeneracinę jėgainę ir nesant papildomo rėmimo, tokios sistemos įrengimas nėra ekonomiškai patrauklus, nes GDV gaunama neigiama, pvz., 320 kWe kogeneratoriaus su 20 m3 akumuliacine talpa GDV sudaro 0,712 mln. Lt. Praktikoje realaus laiko rinkos sąlygomis veikiančių kogeneracinių jėgainių šilumos akumuliacinių talpų tūriai paprastai būna apie 50 m3/1 000 MWh patiektos metinės šilumos Žr. IEA District Heating and Cooling 2005, Annex VII: Twostep Decision and Optimisation Model for Centralised or Decentralised Thermal Storage in DH & C Systems, Report 8DHC-05.02. .

Naujų mažos galios kogeneracinių jėgainių plėtrą ir ekonominį patrauklumą laisvosios rinkos sąlygomis gali paskatinti premijos, taikomos elektrai, pagamintai kogeneracinėse jėgainėse, mokesčių lengvatos, lengvatinės paskolos ir kt. Pavyzdžiui, Vokietijoje iš dalies subsidijuojamos šilumos tinklų investicijos, elektros tinklų operatoriai įpareigoti prijungti kogeneracinę jėgainę prie tinklų, taikoma premijų sistema (premijos priklauso nuo jėgainės galingumo), taip pat visai į tinklą tiekiamai elektrai tinklo operatorius turi gamintojui grąžinti išvengto tinklo naudojimo mokestį (praktikoje jis yra 0,1–2,5 Euro cento / kWh), nes mažiau elektros naudojama iš aukštos įtampos tinklų Žr. Adi Golbach, “The New German CHP Law – Criteria and Expectations,” 2010. .

 

Jautrumo analizė

Jautrumo analizės metu tikrinama diskonto normos, investicijų kainos, gamtinių dujų, perkamos ir parduodamos elektros įtaka optimalių sprendimų ekonominiam priimtinumui. Reali diskonto norma buvo keičiama 4–7 %. Šių skaičiavimų metu gauta, kad diskonto normai padidėjus nuo 4 iki 7 %, visų skaičiuotų atvejų GDV sumažėjo vidutiniškai 27 %.

Nagrinėjant kitus ekonominius veiksnius, gauta, kad esant galimybei parduoti elektrą optimaliam sprendiniui didžiausią įtaką turi perkamos elektros kaina. Palyginus su pirmine kaina, perkamos elektros kainai pakilus 10 %, sistemos GDV padidėja 24,9 %. Toliau pagal svarbą sektų – perkamų gamtinių dujų kaina, jai pakilus 10 %, GDV sumažėja 13,8 %. Gamtinių dujų ir perkamos elektros kainai kintant kartu 10 %, GDV padidėtų apie 11,0 %, nes perkamos elektros kainos pokytis turi didesnę įtaką nei gamtinių dujų kainos. Parduodamos elektros pokyčiai turi nedidelę įtaką, nes daugiausia pagamintos elektros suvartojama savo reikmėms. Taip pat santykinai nedidelę įtaką turi reikiamų investicijų į kogeneratorių ir akumuliacinę talpą kainos pokytis, šių investicijų kainai pakilus 10 %, GDV sumažėja tik apie 2,2 %.

Kai elektrą parduoti nėra galimybės, gauta, kad sistemos GDV taip pat labiausiai veikiama perkamos elektros kainos, jai pakilus 10 %, GDV padidėjo 23,0 %. Toliau pagal svarbą sektų perkamų gamtinių dujų ir perkamos elektros kainos kitimas tuo pačiu metu. Šiuo atveju perkamos elektros kainos įtaka didelė, nes kai nėra galimybės parduoti elektrą, vartotojas turi daugiau jos pirkti. Nedidelę įtaką taip pat turi investicijų kainos pokytis, šiai kainai pakilus 10 %, sistemos GDV sumažėja 2,4 %.

 

Išvados

1. Analizuojant šilumos akumuliacinės talpos veikimą mažos galios kogeneracinėje jėgainėje (iki 1 Mwe) gauta, kad talpos dydis itin priklauso nuo vartotojo elektros ir buitinio karšto vandens poreikių reikšmių ir išsidėstymo laike bei jėgainės veikimo strategijos, kuriai įtaką turi esama elektros tarifų sistema bei teisinės ir ekonominės sąlygos.

2. Tiek per didelis, tiek per mažas parinktas akumuliacinės talpos dydis gali turėti neigiamą įtaką ekonominiam ar režiminiam visos jėgainės veikimui. Tuo atveju, kai sistemoje parinktas talpos tūris per didelis, jis gali būti ne visada panaudojamas arba kogeneratoriaus gamyba perkeliama laike, jei jėgainės veikimo strategijoje numatyta, kad talpa būtų įkraunama iki didžiausios šiluminės galios.

3. Kai vartotojas pagamintą elektrą vartoja ir savo reikmėms, ir dalį parduoda, gaunama didesnė ekonominė nauda, negu nesant galimybės parduoti elektrą, nes kogeneratorius gali ilgiau veikti bei pagaminti daugiau elektros ir šilumos.

4. Kai kogeneratorius turi veikimo prioritetą dieninio tarifo metu ir yra galimybė parduoti elektrą, apskaičiuotas optimalus akumuliacinės talpos tūris kinta 41–48 m3/1 000 MWh metinės šilumos gamybos kogeneratoriuje. Kai nėra galimybės parduoti elektrą, talpos tūris gerokai sumažėja iki 6–21 m3/1 000 MWh metinės šilumos gamybos kogeneratoriuje.

5. Nesant papildomos rėmimo tvarkos mažos galios dujinės kogeneracinės jėgainės įrengimas, kai visa pagaminta elektra parduodama realaus laiko rinkoje, elektros gamintojui ekonomiškai nenaudingas. Norint padidinti tokių jėgainių ekonominį patrauklumą, reikėtų skatinimo mechanizmo, pvz., mokestinės lengvatos, premijos ir kt.

6. Jautrumo analizė parodė, kad optimalių sprendimų priimtinumui didelę įtaką turi reali diskonto norma, kuriai padidėjus 3,0 % sistemų GDV sumažėja vidutiniškai 27,0 %. Tuo atveju, jei daugiausia pagamintos elektros suvartojama savo reikmėms, kitas pagal svarbą ekonominiam patrauklumui rodiklis yra perkamos elektros kaina, jai didėjant sistemos GDV taip pat auga. Toliau sektų gamtinių dujų kaina.

 

Žymėjimai

  • \( c_p \) – savitoji izobarinė šiluma J/(kg ・ K);
  • \( GDV \) – grynoji dabartinė vertė mln. Lt;
  • \( N_i \) i įrenginių įsijungimų skaičius per pasirinktą laikotarpį;
  • \( m \) – masė kg;
  • \( Q_d \) atskirų laikotarpių (i) sunaudotos šilumos kiekis kWh;
  • \( Q_\max \) – didžiausias akumuliuojamos šilumos kiekis kWh;
  • \( Q_p \) – atskirų laikotarpių (i) pagamintos šilumos kiekis kWh;
  • \( \dot{Q}^{+} \) – momentinis šilumos perteklius W;
  • \( \dot{Q}^{-} \) – momentinis šilumos trūkumas W;
  • \( T \) – temperatūra K;
  • \( V \) – talpos tūris m3.

Literatūra

  • Andersen, Anders N., Description of Markets, Optimising Tools and Cost-effective IT Solutions for the Balancing System, DESIRE project, Deliverable 4.1–4.4, 2007.
  • ASHRAE Handbook-HVAC Applications, 2007.
  • BaltPool elektros rinkos operatorius.
  • Blarke, Morten Boje; Henrik Lund, “The Effectiveness of Storage and Relocation Options in Renewable Energy Systems,” Renewable Energy, 2008, vol. 33, no. 7, pp. 1499–1507.
  • Castell, Albert; Marc Medrano, Cristian Solé, Luisa F. Cabeza, “Dimensionless Numbers Used to Characterize Stratification in Water Tanks for Discharging at Low Flow Rates,” Renewable Energy, 2010, vol. 35, no. 10, p. 2192–2199.
  • Dincer, Ibrahim; Marc A. Rosen, Thermal Energy Storage: Systems and Applications, London: John Wiley & Sons, 2002.
  • EMD International A/S, energyPRO.
  • Fabrizio, Enrico; Vincenzo Corrado, Marco Filippi, “A Model to Design and Optimize Multi-energy Systems in Buildings at the Design Concept Stage,” Renewable Energy, 2010, vol. 35, no. 3, pp. 644–655.
  • Fragaki, Aikaterini; Anders N. Andersen, David Toke, “Exploration of Economical Sizing of Gas Engine ant Thermal Store for Combined Heat and Power Plants in the UK,” Energy, 2008, vol. 33, no. 11, pp. 1659–1670.
  • Golbach, Adi, “The New German CHP Law – Criteria and Expectations” / Annual Conference of COGEN Spain, 15th Apr 2010.
  • Han, Yanmin; Ruzhu Wang, Yanjun Dai, “Thermal Stratification within the Water Tank,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2009, vol. 13, no. 5, pp. 1014–1026.
  • IEA District Heating and Cooling 2005, Annex VII: Twostep Decision and Optimisation Model for Centralised or Decentralised Thermal Storage in DH & C Systems, Report 8DHC-05.02.
  • Kostowski, Wojciech; Janusz Skorek, “Thermodynamic and Economic Analysis of Heat Storage Application in Co-generation Systems,” International Journal of Energy Research, 2005, vol. 29, no. 2, pp. 177–188.
  • LR ūkio ministro įsakymas nr. 4–301, Šilumos vartotojų įrenginių atjungimo nuo šilumos tiekimo sistemų ekonominio įvertinimo metodika, Valstybės žinios, 2003, nr. 81 (1)-3716.
  • Lund, Henrik; Anders N. Andersen, “Optimal Design of Small CHP Plants in a Market with Fluctuating Electricity Prices,” Energy Conversion and Management, 2005, vol. 46, no. 6, pp. 893–904.
  • Martinaitis, Vytautas; Giedrius Šiupšinskas, Bronislavas Narbutis, „Nedidelės galios kogeneracinių jėgainių šilumos akumuliatorių dydžių paieška“, Energetika, 2004, nr. 2, p. 47–53.
  • National Greenhouse Gas Emission Inventory Report 2008 of the Republic of Lithuania, Annual report under the UN Framework Convention on Climate Change.
  • Noor, Khairul Baharein Mohd, “Case Study: A Strategic Research Methodology,” American Journal of Applied Sciences, 2008, vol. 5, no. 11, pp. 1602–1604.
  • Peacock, Andrew S.; Marcus Newborough, “Controlling Micro-CHP Systems to Modulate Electrical Load Profiles,” Energy, 2007, vol. 32, no. 7, p. 1093–1103.
  • Rosen, Marc A.; Ibrahim Dincer, “Exergy Methods for Assessing and Comparing Thermal Storage Systems,” International Journal of Energy Research, 2003, vol. 27, no. 4, pp. 415–430.
  • Soy, Susan K., “The Case Study as a Research Method,” unpublished paper, University of Texas at Austin, 1997.
  • Sorensen, Bent, Renewable Energy: Its Physics, Engineering, Use, Environmental Impacts, Economy and Planning Aspects, third edition, Amsterdam, Boston: Elsevier Academic Press, 2004.
  • Streckienė, Giedrė; Vytautas Martinaitis, Anders N. Andersen, Jonas Katz, “Feasibility of CHP-plants with Thermal Stores in the German Spot Market,” Applied Energy, 2009, vol. 86, no. 11, pp. 2308–2316.
  • Šateikis, Ignas, „Šilumos akumuliavimas šildymo sistemų vandens rezervuaruose“ / 4-osios tarptautinės konferencijos „Energija pastatams“ moksliniai pranešimai, Vilnius, 2000 m. rugsėjo 21–22 d., Vilnius, 2000, p. 343–350.
  • Tupenaitė, Laura; Edmundas Kazimieras Zavadskas, Artūras Kaklauskas, Zenonas Turskis, Mark Seniut, “Multiple Criteria Assessment of Alternatives for Built and Human Environment Renovation,” Journal of Civil Engineering and Management, 2010, vol. 16, no. 2, pp. 257–266.
  • VĮ Energetikos agentūra.
  • Wiedén, Joakim; Magdalena Lundh, Iana Vassileva, Erik Dahlquist, Kajsa Ellegård, Ewa Wäckelgård, “Constructing Load Profiles for Household Electricity and Hot Water from Time-use Data – Modelling Approach and Validation,” Energy and Buildings, 2009, vol. 41, no. 7, pp. 753–768.
  • Žukauskas, Gerardas; Feliksas Zinevičius, „Mažos galios kogeneracinės jėgainės Lietuvoje“, Energetika, 2007, t. 3, nr. 2, p. 43–47.
 

Economic Assessment of Heat Storage Selection under Different Operation Strategies of a Small-Scale CHP Plant

  • Bibliographic Description: Giedrė Streckienė, Vytautas Martinaitis, Giedrius Šiupšinskas, „Šilumos akumuliacinės talpos parinkimo ekonominis vertinimas, esant skirtingai mažos galios kogeneracinės jėgainės veikimo strategijai“, @eitis (lt), 2016, t. 745, ISSN 2424-421X.
  • Previous Edition: Giedrė Streckienė, Vytautas Martinaitis, Giedrius Šiupšinskas, „Šilumos akumuliacinės talpos parinkimo ekonominis vertinimas, esant skirtingai mažos galios kogeneracinės jėgainės veikimo strategijai“, Energetika, 2011, t. 57, nr. 1, p. 1–10, ISSN 0235-7208.
  • Institutional Affiliation: Vilniaus Gedimino technikos universiteto Pastatų energetikos katedra.
Summary: The operation of heat storage and the selection of its size according to the economic indicators of a small-scale CHP plant at various electricity tariffs are analyzed. Using the energyPRO simulation tool, analyzed are also the operation modes of different heat storages. The analysis shows that the storage size and operation mainly depend on a consumer’s electricity and domestic hot water demand and on the CHP plant operation strategy which is influenced by economic conditions.

Keywords: cogeneration, heat storage, operation mode, electricity tariffs, net present value.