" PODRŠKA DEVELOPERIMA - PRIMJERI NAJBOLJE PRAKSE ZA ...

" PODRŠKA DEVELOPERIMA - PRIMJERI NAJBOLJE PRAKSE ZA KOGENERACIJU NA DRVNU BIOMASU"

Projekt: Obnovljivi izvori energije

Darovnica: GEF/IBRD TF054973

Ugovor br: TF054973/OIE-CTT-5/2008

Support to the developers - Best practices in biomass combined heat and power (CHP) in wood industry and forest sector

Renewable Energy Resources Project

GEF/IBRD Grant – TF054973, Project No. P071464

Zagreb, veljača 2009.

CTT HBOR

Darovnica: GEF/IBRD TF054973, Projekt: Obnovljivi izvori energije Kogeneracija na biomasu – primjeri najbolje prakse

2

CENTAR ZA TRANSFER TEHNOLOGIJE - CTT

Ivana Lučića 5, HR-10000 Zagreb

HRVATSKA BANKA ZA OBNOVU I RAZVITAK

Strossmayerov trg 9, HR-10000 Zagreb,

Projekt: Obnovljivi izvori energije

Darovnica: GEF/IBRD TF054973

Ugovor br: TF054973/OIE-CTT-5/2008

" PODRŠKA DEVELOPERIMA - PRIMJERI NAJBOLJE PRAKSE ZA KOGENERACIJU NA DRVNU BIOMASU"

Autori: Dr.sc. Dražen Lončar, dipl. ing.

Goran Krajačić, dipl. ing

Milan Vujanović, dipl. ing

Direktor CTT - a

Prof. dr. Ivan Juraga

Zagreb, veljača 2009.

CTT HBOR


3

SADRŽAJ

1. UVOD 8

2. KOGENERACIJA 10

2.1 Definicija i prednosti 10

2.2. Kogeneracijski koncepti 11

3. TEHNOLOGIJE KORIŠTENJA BIOMASE 15

3.1. Izgaranje 15

3.2. Rasplinjavanje 20

3.3 Tehnološki procesi 22

3.3.1 Postrojenje parne turbine 23

3.3.2. Parni motor 26

3.3.3. Organski Rankineov ciklus (ORC) 27

3.3.4. Plinski motor 28

3.3.5. Plinska turbina s indirektnim zagrijavanjem 31

3.4. Preliminarna usporedba tehno-ekonomskih pokazatelja 32

3.4.1 Metodologija 32

3.4.2 Rezultati proračuna 33

3.4.3 Rasprava rezultata proračuna isplativosti 37

4. DIMENZIONIRANJE KOGENERACIJSKOG POSTROJENJA 43

4.1 Izbor optimalne veličine postrojenja 43

4.2 Analiza toplinske potrošnje 44

4.3. Tehnički parametri postrojenja 47

4.4. Karakteristične konfiguracije postrojenja 49

4.4.1. Postrojenje koje pokriva toplinske potrebe lokacije 49

4.4.2. Postrojenje koje proizvodi viškove toplinske energije 51

4.5 Procjena investicijskih troškova 53

4.6. Profitabilnost 54

CTT HBOR


4

4.7. Analiza osjetljivosti 55

4.7.1 Veličina postrojenja 55

4.7.2. Utjecaj specifičnog investicijskog troška 56

5. OSTALI ELEMENTI STUDIJE IZVODLJIVOSTI 57

5.1. Izbor lokacije 57

5.2. Raspoloživost biomase 58

5.2.1 Nabavka potrebne količina sječke 59

5.2.2 Radijus ekonomičnog transporta drvne biomase 62

5.3. Utjecaj na okoliš 64

5.3.1. Emisije štetnih tvari 64

5.3.2 Izvadak iz uredbe o graničnim vrijednostima emisija 70

5.3.3. Smanjenje emisija 72

5.4. Određivanje ogrjevne vrijednosti 72

5.5. Prihvatljivost projekta za lokalnu zajednicu 77

6. PRIMJERI PRELIMINARNE ANALIZE 79

Prilog A: Tvrtka za proizvodnju parketa i piljene građe 80

Prilog B: Kogeneracija na biomasu u proizvodnji furnira i parketa 97

Prilog C: Kogeneracija na šumsku sječku u sustavu područnog grijanja manjeg naselja. 109

Prilog D. Kogeneracijsko postrojenje s rasplinjavanjem drvne sječke i plinskim motorom – preliminarna analiza opravdanosti izgradnje u tvrtki drvne industrije 122

7. KORIŠTENJE RETSCREEN ALATA - ISKUSTVA 139

8. LITERATURA 144

CTT HBOR


5

POPIS SLIKA

Slika 2.1. Usporedba gubitaka u odvojenoj i kogeneracijskoj proizvodnji električne i toplinske energije 10

Slika 2.2. Kogeneracijsko postrojenje s protutlačnom turbinom 12

Slika 2.3. Kogeneracijsko postrojenje s kondenzacijskom turbinom s reguliranim oduzimanjem 12

Slika 2.4. Kogeneracijsko postrojenje s plinskom turbinom 13

Slika 3.1. Shematski prikaz procesa izgaranja na nagnutoj rešetki [12] 16

Slika 3.2. Nagnuta, vodom hlađena, vibrirajuća rešetka za izgaranje biomase [13] 17

Slika 3.3. Suvremeni kotao na biomasu s izgaranjem na nagnutoj rešetki [14] 17

Slika 3.4. Rotirajuća konična rešetka s donjim dovodom goriva [15] 18

Slika 3.5. Presjek ložišta s izgaranjem u fluidiziranom sloju: mjehurićasti (lijevo) i cirkulirajući (desno) [16] 19

Slika 3.6. Shema protustrujnog reaktora i faze procesa rasplinjavanja u nepokretnom sloju [17] 20

Slika 3.7. Shema protustrujnog-uzlaznog (updraft) i istostrujnog – silaznog (downdraft) reaktora [19]21

Slika 3.8. Tržišni status i raspon primjene različitih tehnologija korištenja biomase u kogeneraciji [20]22

Slika 3.9. Kogeneracijsko postrojenje na biomasu s protutlačnom parnom turbinom i kotlom za izgaranje na rešetki [15] 24

Slika 3.10. Kogeneracijsko postrojenje na biomasu snage 20 MWe s kotlom za izgaranje u fluidiziranom sloju, kondenzacijskom parnom turbinom s reguliranim oduzimanjima i regenerativnim zagrijavanjem napojne vode [22] 25

Slika 3.11. Kogeneracijsko postrojenje na biomasu s parnim motorom i pomoćnim kondenzatorom [23] 26

Slika 3.12. Shema ORC kogeneracijskog postrojenja na biomasu [24,25] 28

Slika 3.13. Shema kogeneracijskog postrojenja s rasplinjačem biomase i plinskim motorom [26] 29

Slika 3.14. Shema kogeneracijskog postrojenja s briketiranjem suhe drvne sječke, rasplinjačem i plinskim motorom [29] 30

Slika 3.15. Shema kogeneracijskog postrojenja s plinskom turbinom i indirektnim zagrijavanjem zraka [31] 31

Slika 3.16. Specifični trošak proizvodnje električne energije za različite cijene šumske sječke, 4000 h/a, ekonomski vijek 12 g, kamata 6 %, cijena isporučene topline 20 €/MWh 34

Slika 3.17. Specifični trošak proizvodnje električne energije za različite cijene toplinske energije, 4000 h/a, ekonomski vijek 12 g, kamata 6 %, cijena sječke 15 €/MWh 35

Slika 3.18. Specifični trošak proizvodnje električne energije u kogeneracijskom postrojenju u u sustavu područnog grijanja, za različito trajanje ekvivalentnog pogona na nazivnoj snazi, ekonomski vijek 12 g, kamata 6 %, cijena sječke 15 €/MWh, cijena isporučene topline 20 €/MWh 36

Slika 3.19. Specifični trošak proizvodnje električne energije u kogeneracijskom postrojenju u drvnoj industriji, za različito trajanje ekvivalentnog pogona na nazivnoj snazi, ekonomski vijek 12 g, kamata 6 %, trošak nabavke sječke 0 €/MWh, naknada za isporučenu toplinu 0 €/MWh. 37

Slika 3.20. Specifični investicijski trošak za kogeneracijska postrojenja područnog grijanja ložena biomasom u SR Njemačkoj [35] 41

Slika 3.21. Specifični investicijski trošak termoelektrane ložene biomasom [41] 41

Slika 4.1. Toplinsko opterećenje grijanja pogona i sušara, II. tjedan veljače 2005. 45

Slika 4.2. Satne vrijednosti vanjske temperature i toplinskih opterećenja u 2005. godini 45

Slika 4.3. Krivulje trajanja toplinskih opterećenja 46

Slika 4.4. Teoretski i praktični potencijal sustava područnog grijanja 47

CTT HBOR


6

Slika 4.5. Satno i mjesečno toplinsko opterećenje 48

Slika 4.6. Krivulje trajanja toplinskog opterećenja i proizvodnje električne i toplinske energije, kogeneracija i vršni kotao 49

Slika 4.7. Krivulje trajanja toplinskog opterećenja, postrojenja s parnim motorom 50

Slika 4.8. Krivulje trajanja toplinskog opterećenja, postrojenje s rashladnim kondenzatorom 52

Slika 4.9. Struktura investicijskog troška za postrojenje s izgaranjem krute biomase na rešetki i parnom turbinom snage 5 MW [41] 53

Slika 4.10 Ovisnost IRR o snazi postrojenja (kWt), Pel/Q=0.15 55

Slika 4.11. Ovisnost IRR o specifičnom investicijskom trošku (EUR/kWe), Pel/Q=0.15 56

Slika 5.1. Utjecaj izdašnosti područja DB, iskoristivosti i specifičnog investicijskog troška na specifični trošak proizvodnj električne energije u postrojenjima različite snage 63

Slika 5.2. Raspodjela primarnog i sekundarnog zraka za izgaranje u ložištu kotla s izgaranjem biomase na rešetki [57] 65

Slika 5.3 Recirkulacija dimnih plinova u ložištu kotla s izgaranjem biomase na rešetki [57] 65

Slika 5.4. Ciklonski odvajač čestica i pepela [58] 67

Slika 5.5. Multiciklonski odvajač čestica [59] 67

Slika 5.6. Elektrostatski taložnik - suhi [60] 68

Slika 5.7. Vrećasti filtar [60, 61] 68

Slika 5.8. Ovisnost donje ogrjevne vrijednosti o vlažnosti biomase 76

Slika 5.9. Ovisnost gustoće i ogrjevne vrijednosti drveta (izraženo u MJ/m3, MWh/m3 i MWh/t) o vlažnosti 76

CTT HBOR


7

POPIS TABLICA

Tablica 3.1. Tehnoekonomske značajke kogener. postrojenja snage 580 – 2.700 kWe [35] 34

Tablica 3.2. Struktura investicijskih troškova - kogeneracijska postrojenja 2004. [37] 39

Tablica 3.3. Struktura investicijskih troškova – kogeneracijska postrojenja 2008. [38] 40

Tablica 3.4. Usporedba investicijskih troškova u kogeneracijsko i kondenzacijsko postrojenje različitog kapaciteta s izgaranjem biomase na rešetki 42

Tablica 4.1. Tehnički parametri kogeneracijskog postrojenja 47

Tablica 4.2. Rezultati simulacije postrojenja s parnim motorom (Q = [750 ... 1.600] kWt, Pel/Q = 0,15; minimalno opterećenje 20 %) 50

Tablica 4.3. Rezultati simulacije ORC kogeneracije (Q = [750 ... 1.600] kWt, Pel/Q = 0,20; minimalno opterećenje 10 %) 51

Tablica 4.4. Rezultati simulacije postrojenja s rashladnim kondenzatorom 52

Tablica 4.5. Indikatori profitabilnosti 55

Tablica 5.1 Potencijal proizvodnje šumske sječke u 2008. godini, Šumska biomasa, d.o.o i Hrvatske šume, d.o.o. [46] 60

Tablica 5.2. Tehničke značajke opreme za uklanjanje čestica i pepela iz dimnih plinova [60-61] 68

Tablica 5.3 Svojstva krutih biogoriva [63] 73

Tablica 5.4.Elementarna analiza drvne sječke, kore, slame i otpadnog drveta [64] 73

Tablica 5.5. Gustoća i donja ogrjevna vrijednost različitih vrsta suhog drveta [65, 66] 75

CTT HBOR


8

1. UVOD Strateške odrednice hrvatske energetske politike usmjerene su k povećanju udjela obnovljivih izvora energije u neposrednoj potrošnji, pri čemu se najveće povećanje očekuje u korištenju biomase u energetske svrhe. Potencijal biomase u RH razmjerno je velik i obuhvaća šumski i drvno-industrijski ostatak, ogrjevno drvo, ostatak iz poljoprivrede, te biomasu prikupljenu pri održavanju cesta i infrastrukturnih objekata. U sljedećem desetljeću predviđa se udvostručenje korištenja biomase u energetskim pretvorbama kako zbog primjene poticajnih mjera, tako i zbog razvoja domaće drvoprerađivačke industrije [1]. Izgradnjom i pogonom kogeneracijskih postrojenja na drvnu biomasu povećat će se udjel i omogućiti učinkovito korištenje obnovljivih izvora energije, te na taj način višestruko doprinijeti ispunjavanju ciljeva energetske politike RH. Uspostavom poticajnog zakonodavnog okvira za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora energije i kogeneracije aktualizirane su aktivnosti planiranja i realizacije projekata izgradnje novih i revitalizacije starih energetskih postrojenja za iskorištavanje drvnog ostatka u drvnoj industriji. Trenutno je u različitim fazama razvoja više projekata kogeneracijskih postrojenja u tvrtkama koje raspolažu s relativno velikim količinama drvnog ostatka [2]. Zanimanje za izgradnju postrojenja manjeg kapaciteta postoji praktički u svim drvoprerađivačkim tvrtkama, a energetska postrojenja koja kao gorivo koriste drvnu biomasu zauzimaju središnje mjesto i u brojnim planovima toplifikacije naselja. Prilikom donošenja investicijske odluke u prvi plan se stavlja pitanje izbora tehnologije i veličine kogeneracijskog postrojenja koje će tijekom eksploatacijskog razdoblja omogućiti siguran, tehnički i ekonomski optimalan, te ekološki prihvatljiv pogon. Kod određivanja optimalne veličine postrojenja uobičajeno se razmatra mogućnost nabavke dodatnih količina drvnog ostatka, ponajprije šumske sječke [3], pa se u skoroj budućnosti može očekivati rast potražnje za ovim, u domaćim okvirima još nedovoljno iskorištenim, energentom. Izvjesno je da će na tržištu šumske biomase vlasnicima energetskih postrojenja konkurirati proizvođači iverice, peleta, industrija papira, kao i kupci koji već danas otkupljuju viškove drvne biomase i izvoze ih u susjedne zemlje. Realno je pretpostaviti da će se za energetske pretvorbe povremeno morati koristiti i biomasa lošije kvalitete što će se neminovno odraziti na pogonske značajke kogeneracijskog postrojenja. Očekivani porast potražnje za šumskom sječkom inicirao je osnivanje specijalizirane tvrtke za prikupljanje, iveranje i dopremanje šumske biomase [4]. Prilikom izbora tipa, veličine i konfiguracije kogeneracijskog postrojenja u okvirima zadane toplinske potrošnje potrebno je analizirati niz tehničkih i financijskih

CTT HBOR


9

parametara kao što su: iskoristivost (ukupna i električna), raspoloživost, pouzdanost, složenost održavanja, značajke pogona na nižim opterećenjima, vlastita potrošnja električne energije, razina automatizacije, visina investicije... Pri analizi u obzir treba uzeti ne samo podatke koje deklariraju proizvođači opreme nego i podatke o sličnim postrojenjima koja su u pogonu. U nedostatku novijih domaćih iskustava (pogon posljednjih kogeneracija loženih drvnim ostatkom u RH obustavljen je devedesetih godina prošlog stoljeća) potrebno je objektivno i nepristrano analizirati podatke o aktualnom stanju tehnologija kao i podatke o pogonu kogeneracijskih postrojenja loženih drvnom biomasom [5]. Elaborat je pored uvodnog organiziran u još četiri poglavlja. U drugom poglavlju istaknute su prednosti kogeneracijske proizvodnje električne i toplinske energije kao i najčešće primjenjivi koncepti kogeneracijskih postrojenja koja kao gorivo koriste biomasu. Najznačajnije tehnologije pretvorbe krute biomase, izgaranje i rasplinjavanje, opisane su u trećem poglavlju zajedno s prikazom tehnoloških procesa u kojima se proizvodi električna i toplinska energija. U četvrtom poglavlju razmotrena je problematika određivanja veličine i konfiguracije kogeneracijskog postrojenja te razrađen model ekonomske analize. U petom poglavlju definirani su elementi studije izvodljivosti koji utječu na mogućnost uklapanja postrojenja u specifično okruženje odabrane lokacije. Zaključno su predstavljeni rezultati preliminarne tehno-ekonomske analize opravdanosti izgradnje kogeneracijskih postrojenja na nekoliko karakterističnih lokacija.

CTT HBOR


10

2. KOGENERACIJA

2.1 Definicija i prednosti U današnje vrijeme svjesni smo činjenice da racionalno gospodarenje energijom predstavlja ključnu pretpostavku održivog razvoja. Društvo se usmjerava na korištenje efikasnijih tehnologija, koje će omogućiti maksimalno iskorištenje primarne energije u svim energetskim procesima, te pored ekonomskih ostvariti i ekološke uštede, doprinoseći tako smanjivanju štetnog utjecaja na okoliš. Kogeneracija je tehnologija istovremene proizvodnje električne i korisne toplinske energije. Potencijalna mjesta za primjenu kogeneracije nalaze se svugdje gdje postoji istovremena potreba za električnom i toplinskom energijom. Osim energana u različitim industrijama, kogeneracija je pogodna za sustave daljinskog grijanja, za hotele, bolnice, zračne luke, trgovačke centre, sportske dvorane ili bazene. Prednosti kogeneracijskih sustava, u odnosu na sustave odvojene opskrbe vidljive su pri usporedbi gubitaka koji nastaju proizvodnjom električne i toplinske energije. Za istu količinu primarne energije (fosilnog goriva, vodika, biomase, industrijskog ili poljoprivrednog otpada) kogeneracijsko postrojenje isporučit će u nekim slučajevima i do 40 % više električne i toplinske energije nego sustav s odvojenom opskrbom. Ilustracija usporedbe gubitaka odvojene i kogeneracijske proizvodnje prikazana je slici 2.1.

Slika 2.1. Usporedba gubitaka u odvojenoj i kogeneracijskoj proizvodnji električne i toplinske energije

Veličina kogeneracijskog postrojenja kreće se u rasponu od nekoliko kilowatta do više stotina megawatta. Postrojenja čija snaga ne prelazi 1 MWe nazivaju se male kogeneracije dok se postrojenja snage do 50 kWe nazivaju mikrokogeneracije.

CTT HBOR


11

Potencijalna mjesta za primjenu kogeneracije nalaze se svugdje gdje postoji istovremena potreba za električnom i toplinskom energijom. Kao minimalni preduvjet isplativosti kogeneracije najčešće se definira postojanje kontinuirane potrebe za toplinskom energijom u trajanju od najmanje 4.500 sati godišnje. Kogeneracijsko postrojenje projektira se i vodi s ciljem pokrivanja toplinskih potreba procesa ili objekta. Promicanje i razvoj visokoučinkovite kogeneracije toplinske i električne energije koja se temelji na ekonomski opravdanim potrebama za toplinskom i rashladnom energijom s ciljem štednje primarne energije i smanjenja emisija ugljičnog dioksida prioritet je EU i predmet Direktive 2004/8/EZ Europskog Parlamenta i Vijeća od 11. veljače 2004. godine koja je transponirana i u hrvatsko zakonodavstvo skupom podzakonskih akata koji uređuju proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora energije i kogeneracije [6-9]. U Direktivi je korisna toplinska energija definirana kao toplinska energija proizvedena za pokrivanje ekonomski opravdane potrošnje. Pri tome ekonomski opravdana potrošnja ne prelazi potrebe za grijanjem ili hlađenjem koje bi se u tržišnim uvjetima mogle zadovoljiti proizvodnim procesima različitim od kogeneracije. Kogeneracija omogućava:

− učinkovitije korištenje energije goriva, − snižavanje troškova proizvodnje električne energije i topline, − smanjenje emisija ugljičnog dioksida po jedinici proizvedene energije, − proizvodnju električne energije na mjestu potrošnje, − izbjegavanje gubitaka u prijenosu i distribuciji, − veću sigurnost i fleksibilnost opskrbe.

2.2. Kogeneracijski koncepti U glavne elemente kogeneracijskog postrojenja ubrajaju se: pogonski stroj, električni generator, sustav za iskorištavanje otpadne topline i sustav vođenja procesa. Klasifikacija kogeneracijskih tehnologija provodi se najčešće prema tipu pogonskog stroja kojim se pogoni električni generator. Najčešće se za pogon električnog generatora koriste parne turbine, plinske turbine, kombinirani proces plinske i parne turbine, te motori s unutarnjim izgaranjem. U novije vrijeme na tržište se vraćaju i stari koncepti (kao što su parni stapni motor ili Stirlingov motor), ali i nove tehnologije koje se nalaze u različitim stadijima komercijalizacije kao što su gorivni članci, mikroturbine, organski Rankine-ov ciklus, parni vijčani motor ili plinske turbine s indirektnim zagrijavanjem radnog medija. U nastavku su ukratko prikazani najznačajniji koncepti koji se primjenjuju u kogeneracijskim postrojenjima koja kao gorivo koriste krutu biomasu.

CTT HBOR


12

U primjeni je najrašireniji koncept kogeneracijskog postrojenja s parnom turbinom. Vodena para proizvedena u generatoru pare (parnom kotlu) se nakon ekspanzije u parnoj turbini koristi za grijanje vode u sustavu područnog grijanja i/ili u industrijskom procesu. Načelno se razlikuju postrojenja s protutlačnom parnom turbinom i postrojenja s kondenzacijskom turbinom s reguliranim oduzimanjem što je i shematski prikazano na slikama 2.2 i 2.3. Kod postrojenja protutlačne turbine proizvodnja električne energije ovisi o promjenjivoj potrošnji toplinske energije te protutlaku pare koji je određen zahtjevima potrošača. Kod postrojenja kondenzacijske turbine s reguliranim oduzimanjem na proizvodnju električne energije osim promjenjive toplinske potrošnje utječe i tlak kondenzacije koji ovisi o temperaturi i raspoloživoj količini rashladnog medija (vode ili zraka).

Slika 2.2. Kogeneracijsko postrojenje s protutlačnom turbinom

Slika 2.3. Kogeneracijsko postrojenje s kondenzacijskom turbinom s reguliranim oduzimanjem

CTT HBOR


13

Kod kogeneracijskih postrojenja s plinskom turbinom koje je shematski prikazano na slici 2.4 plinska turbina koristi se za proizvodnju električne energije (ili za pogon kompresora i pumpi), a vrući ispušni plinovi koriste se za proizvodnju toplinske energije (tople/vrele vode i/ili procesne pare) u kotlu na otpadnu toplinu.

Slika 2.4. Kogeneracijsko postrojenje s plinskom turbinom

Na sličnom konceptu temelje se i kogeneracijska postrojenja s plinskim motorom u kojima se za proizvodnju toplinske energije koristi kotao na ispušne plinove. Kao dodatni "izvor" toplinske energije koriste se hladnjaci rashladne vode i ulja. Za razliku od "konvencionalnih" postrojenja u kojima se kao gorivo najčešće koristi prirodni plin, u postrojenjima na biomasu kao gorivo se koristi reaktorski plin dobiven rasplinjavanjem krutih goriva ili bioplin dobiven procesom anaerobne digestije. U postrojenjima s plinskom turbinom ili s plinskim motorom toplinska energija dimnih plinova može se iskoristi i za proizvodnju pare u kotlu na ispušne plinove, a ekspanzijom pare u parnoj turbini moguće je proizvesti dodatne količine električne energije. Ovaj koncept, poznat još i kao kombinirani proces plinske i parne turbine, omogućava integraciju i nekoliko plinskih turbina (ili plinskih motora) i parnih turbina u jednom postrojenju. Značajnija primjena kombiniranog procesa u postrojenjima koja kao gorivo koriste biomasu očekuje se u budućnosti ponajprije zbog znatno bolje iskoristivosti i mogućnosti proizvodnje većih količina električne energije [10]. Za ilustraciju pogonskih značajki kogeneracijskih postrojenja uobičajeno se koristi omjer električne i toplinske snage (P/Q) u kojem u brojniku P označava snagu na pragu elektrane (snaga na generatoru umanjena za snagu pumpi i ventilatora) a Q korisnu toplinsku snagu postrojenja. Omjer električne i toplinske snage značajno utječe na ekonomičnost pogona kogeneracijskog postrojenja koji se uobičajeno vodi u ritmu potražnje za toplinskom energijom. Postrojenje s višim P/Q omjerom proizvesti će više električne energije.

CTT HBOR


14

Referentni P/Q omjeri za kogeneracijska postrojenja koja koriste fosilna goriva iznose:

− 0,45 za postrojenje s kondenzacijskom turbinom i reguliranim oduzimanjima, − 0,45 za postrojenje s protutlačnom turbinom, − 0,55 za postrojenja s plinskom turbinom i kotlom na otpadnu toplinu, − 0,75 za postrojenja s motorom s unutarnjim izgaranjem, − 0,95 za kombinirani proces plinske i parne turbine.

Povećanje P/Q omjera doprinosi ekonomičnosti pogona (kroz mogućnost proizvodnje veće količine električne energije) i povećava atraktivnost ulaganja u kogeneracijsko postrojenje. Kogeneracijska postrojenja koja kao gorivo koriste biomasu uobičajeno imaju niži P/Q omjer. Za postrojenja do 5 MW omjer se kreće u rasponu 0,15 - 0,30. Za postrojenja snage 5 - 20 MWe vrijednosti omjera su između 0,35 i 0,45 i tek veća postrojenja na biomasu postižu P/Q omjer veći od 0,45.

CTT HBOR


15

3. TEHNOLOGIJE KORIŠTENJA BIOMASE

U kogeneracijskoj proizvodnji električne i toplinske energije iz biomase dominira tehnologija izravnog izgaranja krute biomase u ložištima termoenergetskih postrojenja. Načelno se razlikuju dva tipa izgaranja krute biomase: samostalno, u postrojenjima manje i srednje snage, te suizgaranje (suspaljivanje) s fosilnim gorivima (najčešće ugljenom) u postrojenjima srednje i velike snage. Među tehnologijama čije se značajnije korištenje u proizvodnji električne energije očekuje u budućnosti na prvom mjestu je rasplinjavanje biomase s korištenjem plina za pogon plinskih motora ili plinskih turbina.

3.1. Izgaranje Premda je troškovno najpovoljniji način korištenja biomase u proizvodnji električne energije suspaljivanje u ugljenom loženim termoelektranama [11], poticajno zakonodavno okruženje u mnogim razvijenim zemljama omogućilo je ekspanziju postrojenja koja kao gorivo koriste isključivo biomasu. Kapacitet postrojenja za samostalno izgaranje biomase (na rešetki ili u fluidiziranom sloju) određen je prije svega količinom goriva koje se na ekonomičan način može prikupiti i transportirati na lokaciju elektrane. Ograničena raspoloživost goriva i visoki transportni troškovi uvjetuju izgradnju postrojenja manjeg kapaciteta koja tek u rijetkim slučajevima premašuju 30 MWe. U usporedbi s ugljenom loženim elektranama postrojenja ložena biomasom su skuplja i manje efikasna. Električna iskoristivost postrojenja loženih samo krutom biomasom, određena kao omjer proizvedene električne energije i energije dovedene gorivom, u pravilu je niža od 20 % za postrojenja kapaciteta do 5 MWe, a rijetko kada premašuje 30 % kod većih postrojenja. Tek novija postrojenja kapaciteta većeg od 20 MWe, koja su izgrađena nakon 2000. godine postižu iskoristivost veću od 30 % zahvaljujući primjeni usavršenih tehnologija izgaranja, korištenju suhog goriva i podizanju parametara svježe pare (iznad 100 bar i 500 °C).

U postrojenjima za samostalno izgaranje biomase uglavnom se koriste sljedeće tehnologije izgaranja: izgaranje u nepokretnom sloju u ložištima s rešetkom, izgaranje u mjehurićastom fluidiziranom sloju, te izgaranje u cirkulirajućem fluidiziranom sloju.

Ložišta s izgaranjem na rešetki predstavljaju razvijenu, tržišno zrelu i dugo vremena standardnu tehnologiju izgaranja biomase koja se u različitim izvedbama nalazi u ponudi brojnih proizvođača energetske opreme. Rešetka omogućava izgaranje sječke, piljevine, krupne i komadne biomase. Prikladna je i za izgaranje vlažnih goriva, različite kvalitete, kao i goriva s visokim udjelom pepela. Kvalitetno vođenje procesa izgaranja na rešetki podrazumijeva homogenu distribuciju goriva po čitavoj površini i ravnomjerno dovođenje primarnog zraka koji se upuhuje ispod rešetke. Nehomogenosti u dovodu primarnog zraka mogu izazvati stvaranje šljake,

CTT HBOR


16

povećati količinu letećeg pepela i povećati pretičak zraka potreban za osiguravanje potpunog izgaranja.

S obzirom na način dovođenja goriva u ložište razlikuju se rešetke s donjim i rešetke s gornjim dovodom goriva. Rešetke s donjim dovodom goriva prikladne su za postrojenja manjih snaga i za izgaranje biomase koja sadrži malo pepela kao što su drvna sječka i piljevina. Biomasa koja sadrži veće količine pepela, kao što je kora drveta, slama žitarica ili trava, zahtijeva efikasniji sustav uklanjanja pepela. U ložištima s donjim dovodom goriva sinterirane ili rastaljene čestice pepela prekrivaju gorivi sloj. Kroz pokrov od pepela povremeno izbija mješavina goriva i zraka što može nepovoljno djelovati na stabilnost procesa izgaranja.

Kod većih sustava koristi se gornji dovod goriva na rešetku koja može biti izvedena u različitim varijantama: horizontalna, nagnuta, lančasta, stepenasta, stacionarna, pomična u jednom smjeru, rotirajuća ili vibrirajuća. Na slici 3.1. shematski je prikazan proces izgaranja na nagnutoj rešetki. Proces se odvija u sljedećim fazama: sušenje (smeđi dio gorivog sloja), piroliza i izgaranje hlapivih tvari (žuti dio gorivog sloja), te izgaranje drvenog ugljena (crveni dio). Svaka pojedina čestica goriva prolazi kroz sve tri faze procesa izgaranja.

Slika 3.1. Shematski prikaz procesa izgaranja na nagnutoj rešetki [12] Suvremena rješenja sustava izgaranja uključuju kontinuirano pomičnu i vodom hlađenu rešetku, automatski nadzor i regulaciju visine sloja, te regulaciju brzine vrtnje ventilatora primarnog zraka. Primarni zrak dovodi se ispod rešetke i sekcijski kako bi se osigurala točno određena količina potrebna za pokrivanje potreba za primarnim zrakom u zoni sušenja, zoni rasplinjavanja i zoni izgaranja. Sekcijska regulacija protoka primarnog zraka osigurava stabilan proces izgaranja i na nižim opterećenjima, kao i regulaciju potrebnog omjera primarnog i sekundarnog zraka u cilju minimiziranja produkcije dušikovih oksida. Različite izvedbe nagnutih i vibrirajućih rešetki, s gornjim dovodom goriva koriste se za izgaranje biomase u postrojenjima u relativno širokom rasponu kapaciteta od 5 MWt do 120 MWt. Ilustracija nagnute, vodom hlađene vibrirajuće rešetke prikazana je na slici 3.2

CTT HBOR


17

Slika 3.2. Nagnuta, vodom hlađena, vibrirajuća rešetka za izgaranje biomase [13]

Kod suvremenih izvedbi velikih kotlova za izgaranje biomase na rešetki primjena naprednih tehničkih rješenja omogućava stabilno i efikasno izgaranje, smanjenje emisije ugljičnog monoksida kao i količine neizgorenih čestica u dimnim plinovima. Shema suvremenog kotla s izgaranjem biomase na nagnutoj rešetki prikazana je na slici 3.3.

Slika 3.3. Suvremeni kotao na biomasu s izgaranjem na nagnutoj rešetki [14]

Za postrojenja čiji proizvodni kapacitet ne premašuju 7 MWe i 20 MWt razvijena su i rješenja s rotirajućom konusnom rešetkom s donjim dovodom goriva kao što je

1. međuspremink goriva 2. dobava goriva 3. rešetka 4. ložište 5. pregrijač pare 6. isparivač 7. ekonomajzer 8. zrak za izgaranje 9. vlažno otpepeljavanje 10. odvod dimnih plinova

CTT HBOR


18

ilustrirano na slici 3.4. Sustav je instaliran na više od 100 lokacija toplana ili kogeneracijskih postrojenja u Europi, Kanadi i Rusiji.

Slika 3.4. Rotirajuća konična rešetka s donjim dovodom goriva [15]

Ložišta s izgaranjem u fluidiziranom sloju razvijena su u prvom redu zbog boljeg izgaranja ugljena i s ciljem smanjenja emisija sumpornih i dušikovih oksida. S vremenom je primjena ove tehnologije proširena na biomasu kao i na druga niskoenergetska goriva koja nisu pogodna ili su nepraktična za konvencionalno izgaranje.

Ložišta s izgaranjem u mjehurićastom sloju (engl. bubbling fluidised bed - BFB) prikladna su za postrojenja čija je snaga veća od 10 MWt. Na dnu BFB ložišta nalazi se sloj pijeska ispod kojeg se kroz distribucijsku ploču upuhuje primarni zrak. Promjer zrnaca slikatnog pijeska obično je 1 mm dok brzina zraka fluidizacije varira između 1 i 2,5 m/s. Temperatura sloja održava se u rasponu između 800 i 900 °C posredstvom ugrađenog izmjenjivača topline kroz koji protječe pregrijana vodena para. Sekundarni zrak uvodi se kroz nekoliko ulaza smještenih u gornjem dijelu ložišta. Zrak za izgaranje upuhuje se stupnjevano što omogućuje smanjenje emisija NOx.

Porastom brzine primarnog zraka na 5 do 10 m/s i smanjivanjem promjera zrnaca pijeska na 0,2 do 0,4 nastaju preduvjeti za stvaranje cirkulirajućeg sloja (engl. circulating fluidised bed – CFB). Zrnca pijeska se podižu i zajedno s dimnim plinovima transportiraju do ciklona gdje se odvajaju i vraćaju u sloj. Regulacija temperature sloja osigurana je ili ugradnjom izmjenjivača u sloj ili putem hlađenja cijevnih stijena ložišta. Izražena turbulencija cirkulirajućeg sloja u usporedbi s mjehurićastim omogućava bolji prijelaz topline s dimnih plinova na stijenke ložišta. CFB omogućava bolju raspodjelu zraka i povoljniji razmještaj ogrjevnih površina. Najveći nedostaci CFB tehnologije su razmjerno veliko ložište (što za posljedicu ima povećanje nabavne cijene), relativno velik udjel krutih čestica i pepela u dimnim plinovima (u usporedbi s BFB), veliki gubici inertnog materijala (s pepelom lete i

CTT HBOR


19

zrnca pijeska), te zahtjevniji proces pripreme goriva (mogu izgarati samo čestice ograničene veličine 0,1 do 40 mm.

Tehnologije izgaranja u mjehurićastom ili cirkulirajućem fluidiziranom sloju omogućavaju stvaranje homogenijih uvjeta izgaranja te smanjenje udjela ugljičnog monoksida i dušikovih oksida u dimnim plinovima, te su u tom smislu bolja u usporedbi sa starijim izvedbama ložišta s izgaranjem na rešetki. Presjek ložišta s izgaranjem u fluidiziranom sloju prikazan je na slici 3.5.

Slika 3.5. Presjek ložišta s izgaranjem u fluidiziranom sloju: mjehurićasti (lijevo) i cirkulirajući (desno) [16]

Na izbor tehnologije izgaranja utječu veličina postrojenja, značajke biomase, dopuštena razina emisije štetnih tvari, količina i opseg održavanja koje je investitor/vlasnik spreman prihvatiti. Izbor tehnologije izgaranja nema prevelik utjecaj na specifični potrošak topline u postrojenju. Na specifični potrošak topline vše utječe konfiguracija parno turbinskog procesa.

Suvremena postrojenja s izgaranjem na rešetki uobičajeno su jeftinija od postrojenja s izgaranjem u fluidiziranom sloju. Fluidizacija sloja povećava efikasnost izgaranja ali i zahtijeva dodatnu energiju za pogon ventilatora zraka što povećava vlastitu potrošnju električne energije kogeneracijskog postrojenja.

CTT HBOR


20

3.2. Rasplinjavanje Rasplinjavanje biomase predstavlja alternativu klasičnim procesima izgaranja i proširuje mogućnosti korištenja biomase. Rasplinjavanjem se kruta biomasa transformira u gorivi ili reaktorski plin koji se može koristiti za pogon plinske turbine, plinskog motora ili gorivnih članaka u proizvodnji električne energije, ali i u procesima kemijske sinteze za proizvodnju etanola ili drugih organskih proizvoda. Glavne faze procesa rasplinjavanja:

− sušenje goriva, na temperaturi do približno 200 °C − piroliza (zagrijavanje bez kisika do temperature od približno 500 °C) − oksidacija (na temperaturama sloja do 900 °C) − i redukcija (pri temperaturi do približno 1200 °C)

ilustrirane su na slici 3.6., na shematskom prikazu procesa rasplinjavanja u protustrujnom reaktoru.

Slika 3.6. Shema protustrujnog reaktora i faze procesa rasplinjavanja u

nepokretnom sloju [17]

U procesu rasplinjavanja biomasa se najprije zagrijava i suši. Potrebna toplina osigurana je izgaranjem manje količine sirovine. Tijekom procesa pirolize, koji započinje na temperaturi od približno 200 °C hlapivi sastojci goriva isparavaju. U

BIOMASA

PLIN

SUŠENJE

PIROLIZA

REDUKCIJA

OKSIDACIJA

PARA I ZRAK

PEPEO

CTT HBOR


21

parnoj smjesi nalaze se ugljični monoksid, vodik, metan, ugljični dioksid, hlapivi katran i voda. Kruti ostatak goriva je drveni ugljen koji se transformira u reaktorski plin s pomoću sredstva za rasplinjavanje (najčešće se koriste zrak, kisik, ugljični dioksid ili vodena para). Drveni ugljen reagira s kisikom sadržanim u sredstvu za rasplinjavanje i proizvodi reaktorski plin koji se sastoji od ugljičnog monoksida, vodika i metana. Ako se kao sredstvo za rasplinjavanje koristi zrak, gorivi plinovi zauzimaju približno 40 % ukupnog volumena reaktorskog plina dok ostatak čine dušik i ugljični dioksid. Gorivne komponente reaktorskog plina uključuju ugljični monoksid, vodik, metan, te male količine etana i propana. Reaktorski plin može sadržavati i određene količine ugljičnog dioksida i vodene pare. Točan sastav reaktorskog plina ovisi o temperaturama i tlakovima na kojima se proces odvija kao i o sastavu biomase. Načelno viši tlakovi pospješuju efikasnost pretvorbe ugljika, a proizvodi se i više metana i vodene pare. Više temperature potiču proizvodnju ugljičnog monoksida i vodika. Reaktorski plin na izlazu iz rasplinjača sadrži različite količine štetnih tvari kao što su spojevi dušika i sumpora, ugljikovodike (katran), te čestice pepela, te se prije daljnjeg korištenja u pravilu mora očistiti. Čišćenje nije nužno ukoliko je reaktorski plin predviđen za izravno izgaranje u ložištu [18]. Rasplinjavanje još nema status potpuno komercijalne tehnologije. Postoji relativno velik broj različitih tehnoloških rješenja koja se razlikuju s obzirom na mjesto dodavanja, način zagrijavanja, smjerove strujanja sredstva za rasplinjavanje i goriva (istostrujni, protustrujni, uzlazni, silazni reaktori). Za kogeneracijska postrojenja na biomasu najčešće se koriste istostrujni i protustrujni reaktori s rasplinjavanjem na nepokretnoj rešetki koji su shematski prikazani na slici 3.7. U pogonu je i više demonstracijskih postrojenja s rasplinjavanjem u fluidiziranom sloju.

Slika 3.7. Shema protustrujnog-uzlaznog (updraft) i istostrujnog – silaznog (downdraft) reaktora [19]

sušenje ~ 200°C

piroliza ~ 500°C

rasplinjavanje ~ 900°C

izgaranje ~ 1200°C

sredstvo za rasplinjavanje

pepo/drveni ugljen pepo/drveni ugljen

reaktorski plin

protustrujni /uzlazni reaktor

istostrujni/silazni reaktor

gorivo gorivo

zona sušenja

zona pirolize sredstvo za rasplinjavanje

reaktorski plin zona redukcije

zona oksidacije

CTT HBOR


22

Glavna značajka uzlaznog (updraft) rasplinjača je mogućnost korištenja relativno vlažnih goriva (s masenim udjelom vlage i do 50 %) kao i sječke različite veličine (5 - 100 mm). Pogodni su za primjenu u postrojenjima u rasponu kapaciteta od 10 kWt do 20 MWt. U najavi je i serijska proizvodnja [10].

Kod silaznih ili nizstrujnih (downdraft) rasplinjača produkti pirolize prolaze kroz vruću zonu rasplinjavanja drvenog ugljena što u znatnoj mjeri snižava udio katrana u reaktorskom plinu. Niži udjeli katrana omogućavaju primjenu jednostavnijeg, a time i jeftinijeg sustava čišćenja reaktorskog plina koji je nužan na postrojenjima koja reaktorski plin koriste za pogon motora s unutarnjim izgaranjem. Silazni rasplinjači osjetljiviji su na veličinu čestica (20 -100 mm) i na vlažnost goriva koja je ograničena na 20 %. Postrojenja se mogu izvesti u rasponu kapaciteta 10 kWt do 10 MWt. Glavna prepreka komercijalizaciji je osjetljivost na kvalitetu goriva, jer samo visokokvalitetno gorivo jamči nizak sadržaj katrana u reaktorskom plinu. Kod silaznih rasplinjača uočen je i problem održavanja pogonskih parametara na opterećenjma nižim od nazivnog [19].

3.3 Tehnološki procesi Pored tehnologije primarne pretvorbe biomase (izgaranje ili rasplinjavanje) kogeneracijska postrojenja razlikuju se i prema implementiranom tehnološkom procesu. Trenutni tržišni status različitih tehnologija kao i raspon primjena s obzirom na veličinu kogeneracijskog postrojenja ilustriran je na slici 3.8., dok su odabrani procesi detaljnije opisani u nastavku.

Slika 3.8. Tržišni status i raspon primjene različitih tehnologija korištenja biomase u kogeneraciji [20]

CTT HBOR


23

3.3.1 Postrojenje parne turbine

Većina kogeneracijskih postrojenja loženih biomasom temelji se na Rankineovom kružnom procesu s pregrijanom vodenom parom. Napojna voda zagrijava se i isparava u parnom kotlu (generatoru pare), a zatim pregrijava do stanja koje će osigurati ekspanziju pretežno suhe pare u turbini. Nakon ekspanzije u turbini para kondenzira u izmjenjivaču (koji služi za pokrivanje toplinskih potreba lokacije) i/ili u kondenzatoru. Kondenzat se pumpama kondenzata transportira do napojnog spremnika u kojem se otplinjava, a zatim pumpa natrag u kotao.

S obzirom na oštećenja koje kapljice kondenzata mogu izazvati na turbinskim lopaticama kod projektiranja parametara procesa vlažnost pare u izlaznom turbinskom stupnju uobičajeno se ograničava na 12 %. Na stanje pare na izlazu iz turbine, pored tlaka i temperature svježe pare na ulazu u turbinu, utječe i stanje rashladnog medija odnosno vrsta toplinske potrošnje koju kogeneracijsko postrojenje podmiruje.

Ukoliko postrojenje proizvodi samo električnu energiju para u turbini ekspandira do najnižeg mogućeg tlaka koji je određen temperaturom i raspoloživom količinom rashladnog medija (zraka ili vode). Kod kondenzacijskih postrojenja temperatura rashladne vode na izlazu iz kondenzatora (uobičajeno 20-30 °C) preniska je za ekonomično iskorištavanje topline preuzete kondenzacijom.

Ukoliko je postrojenje predviđeno za pokrivanje toplinskih potreba lokacije ili sustava područnog grijanja para će kondenzirati na višem tlaku koji će ovisiti potrebnoj temperaturi vode na izlazu iz izmjenjivača. U sustavima područnog grijanja polazna temperatura vode kreće se ovisno o namjeni ili godišnjem dobu u rasponu od 80 °C do 130 °C i uobičajeno ovisi i o vanjskoj temperaturi. Ukoliko zahtjevi industrijskog procesa propisuju više parametre ogrjevnog medija tlak i temperatura reguliranog oduzimanja ili tlak i temperatura kondenzacije pare biti će viši. Što su temperatura i tlak (ili protutlak) oduzimanja odnosno kondenzacije viši, to je manji toplinski pad u turbini (ili dijelu turbine), a s time i mogućnost proizvodnje električne energije.

Ukupna iskoristivost kogeneracijskog procesa definirana je kao omjer zbroja proizvedene električne i toplinske energije i energije utrošenog goriva. Premda je ukupna iskoristivost kogeneracijskog procesa viša u usporedbi s kondenzacijskim postrojenjima, kogeneracijska postrojenja imaju nižu iskoristivost proizvodnje električne energije. Analiza pogonskih pogonskih podataka za kogeneracijska postrojenja koja kao gorivo koriste biomasu [21] pokazuje da se u rasponu snage postrojenja od 1-20 MWe električna iskoristivost kreće od 15 do 20 % što je u usporedbi sa kondenzacijskim postrojenjima slične snage za barem 5 % niže.

CTT HBOR


24

Kogeneracijsko postrojenje manje snage (1,3 MWe/8 MWt) s ložištem s izgaranjem na rešetki, parnom turbinom, te ciklonskim i elektrostatskim odvajačem pepela shematski je prikazano na slici 3.9.

Slika 3.9. Kogeneracijsko postrojenje na biomasu s protutlačnom parnom turbinom i kotlom za izgaranje na rešetki [15]

Kod kogeneracijskih postrojenja manje snage (< 5 MWe) pored relativno niske električne iskoristivosti (niža od 20 %) nedostatak predstavljaju i visoki specifični investicijski troškovi koji premašuju 4.000 EUR/kWe. Kod novijih postrojenja srednje snage (zbog ograničene raspoloživosti biomase to su već postrojenja snage 20 MWe) za povećanje električne iskoristivosti (do 35 %) primjenjuju se različite mjere: od podizanja parametara svježe pare i uvođenja međupregrijanja pare, do regenerativnog zagrijavanja napojne vode i sušenja goriva otpadnom toplinom dimnih plinova.

Mjere povećanja iskoristivosti parno-turbinskog procesa temelje se prije svega na povećanju prosječne temperature dovođenja topline. Mogućnost povećanja temperature i tlaka pregrijane pare ograničena je svojstvima materijala od kojih se izrađuju komponente parovoda i parne turbine. Skuplji materijali (visokolegirani čelici) koji omogućavaju pogon do 600 °C primjenjuju se za postrojenja većih snaga. Za manja postrojenja primjenjuju se niskolegirani čelici prikladni za pogon na temperaturama svježe pare do 550 °C.

Koncept međupregrijanja pare temelji se na dodatnom zagrijavanju pare nakon ekspanzije u visokotlačnom dijelu turbine, a prije uvođenja u srednje ili niskotlačni dio turbine. Prednost međupregrijanja ogleda se u povećanju prosječne temperature izmjene topline što doprinosi iskoristivosti ciklusa i omogućava proizvodnju veće količine mehaničke/električne energije za istu količinu goriva. S

CTT HBOR


25

međupregrijanjem se snižava i vlažnost pare koja prolazi kroz niskotlačni dio turbine što smanjuje eroziju lopatica koju uzrokuju kapljice kondenzata. Parno turbinski proces s međupregrijanjem omogućava i povećanje ulaznog tlaka svježe pare i/ili smanjenje tlaka kondenzacije uz zadržavanje vlažnosti niskotlačne pare na niskim vrijednostima.

Regenerativno zagrijavanje (predgrijavanje) napojne vode uobičajeno se realizira u seriji kaskadno povezanih izmjenjivača u kojima je potrebna energija za zagrijavanje napojne vode osigurana kondenzacijom pare koja se na različitim tlakovima odvaja u turbini.

U prošlosti je primjena mjera povećanja iskoristivosti bila ekonomična samo na postrojenjima većih snaga (iznad npr. 50 MWe) dok se u novije vrijeme slijedom izražene potrebe za što efikasnijim iskorištavanjem energije primarnog goriva pokazuje opravdanost primjene i na manjim postrojenjima. Na slici 3.10. prikazana je shema postrojenja na biomasu u izgradnji snage 20 MWe na kojem je primijenjena većina mjera za povećanje iskoristivosti procesa.

Slika 3.10. Kogeneracijsko postrojenje na biomasu snage 20 MWe s kotlom za izgaranje u fluidiziranom sloju, kondenzacijskom parnom turbinom s reguliranim oduzimanjima i regenerativnim zagrijavanjem napojne vode [22]

CTT HBOR


26

3.3.2. Parni motor Parni motori su u upotrebi još od 18. stoljeća u različitim industrijskim postrojenjima. U modernom vremenu ustupili su svoje mjesto parnim turbinama koje omogućavaju efikasniju proizvodnju električne energije. Prostor za povratak parnih motora, ponajprije u industrijske energane, otvorio se povećanjem zanimanja za mala kogeneracijska postrojenja ložena biomasom. Na slici 3.11 prikazana je shema kogeneracijskog postrojenja na biomasu s parnim motorom.

Slika 3.11. Kogeneracijsko postrojenje na biomasu s parnim motorom i pomoćnim kondenzatorom [23]

Proces s parnim motorom načelno se ne razlikuje od procesa s parnom turbinom. Izgaranjem biomase u parnom kotlu proizvodi se pregrijana para koja se koristi za pogon parnog motora odnosno električnog generatora. Nakon ekspanzije u motoru para se koristi kao radni medij u sustavu područnog grijanja ili u industrijskom procesu. Nakon kondenzacije para se vraća u parni kotao. Ukoliko postoje viškovi pare za konendenzaciju se koristi zrakom hlađeni kondenzator.

Kogeneracijska postrojenja s parnim motorom alternativa su parnim turbinama kod postrojenja malih snaga. Relativno niska električna iskoristivost (uobičajeno niža od 10 %) i visoki investicijski troškovi (ubičajeno su veći od 3500 EUR/kWe) ne idu u prilog šire primjene osim u industriji papira i drvnoj industriji u kojima je potreba za parom (toplinskom energijom) kontinuirana tijekom čitave godine.

CTT HBOR


27

U prednosti parnog motora ubrajaju se pouzdanost, niski troškovi održavanja i mogućnost promjene protoka. Dostupni su u rasponu snaga 20 – 1500 kWe. Proizvođači parnih motora usmjereni su na tržišnu nišu parnih ciklusa malih snaga u kojima je iskoristivost parnih turbina niska.

3.3.3. Organski Rankineov ciklus (ORC) Organski Rankineov ciklus (ORC) varijacija je već opisanog Rankineovog ciklusa u kojem se umjesto vode kao radni medij koristi organski fluid (silikonsko ulje, izopentan, izooktan, amonijak). Isti radni mediji mogu se koristiti i u primarnom krugu rashladnih postrojenja i toplinskih pumpi. Zbog relativno niske temperature isparavanja radnog medija ORC je pogodan za iskorištavanje topline na znatno nižim temperaturama. Proces se najviše primjenjuje u geotermalnoj proizvodnji električne energije, te u teškoj industriji gdje se iskorištava otpadna toplina industrijskog procesa. Novije primjene usmjerene su ka korištenju sunčeve energije i energije biomase.

U pogonu je više od 80 kogeneracijskih postrojenja na biomasu s ORC procesom (najviše u Njemačkoj, Austriji i Italiji) [24]. Biomasa izgara u kotlu na pokretnoj ili fiksnoj rešetki s automatiziranom dobavom goriva i odvođenjem pepela. Toplina izgaranja predaje se termičkom ulju koje se koristi kao posrednik (odnosno zamjena za vodu). Temperature ulja održava se u rasponu 250-300 °C. Dimni plinovi hlade se u ekonomajzeru što omogućava povećanje ukupne iskoristivosti do 80 %. U nekim se slučajevima instalira i predgrijač zraka. Organski medij isparava u izmjenjivaču a zatim pare ekspandiraju u turbini koja se vrti s relativno malim brzinama vrtnje što omogućava izravno spajanje na generator kao i smanjivanje mehaničkih gubitaka. Ekspandirani organski medij hladi se u regeneratoru u cilju podizanja iskoristivosti ciklusa. Nakon regeneratora organski medij kondenzira u ogrjevnom kondenzatoru, grijući vodu u sustavu područnog grijanja. Ohlađeno ulje pumpama se vraća u kotao, a kondenzirani radni medij u izmjenjivač.

Glavna razlika ORC procesa u odnosu na klasični vodeno parni Rankineov ciklus ogleda se u termodinamičkim svojstvima radnih fluida među kojima se najčešće koriste silikonsko ulje i izopentan. U usporedbi s vodenom parom izopentan je gušći a ima i negativan nagib krivulje zasićenja suhozasićene pare što omogućava ekspanziju pare u pregrijano područje. Energetske transformacije odvijaju se na nižim temperaturnim razinama (250 – 300 °C). ORC se u postrojenjima na biomasu primjenjuje u rasponu snaga od 200 kWe do više od 2000 kWe uz električnu iskoristivost od 10 do 15 %. Proces se odlikuje relativno visokom iskoristivosti na nižim opterećenjima što predstavlja prednost kod pogona kogeneracijskog postrojenja u režimu koji slijedi toplinsku potrošnju. Korištenjem termičkog ulja umjesto vode kao omogućen je pogon kotla loženog biomasom na nižim tlakovima s čime se, u usporedbi s vodeno parnim procesom, smanjuju naprezanja i produljuje životni vijek kotla. Za pogon na nižim tlakovima nije potrebna dozvola

CTT HBOR


28

inspektora parnih kotlova kao što je slučaj s parnim kotlovima u mnogim zemljama. Proces se može potpuno automatizirati.

U nedostatke ORC procesa ubrajaju se visoki specifični investicijski troškovi (kod manjih postrojenja > 5.000 EUR/kWe), zapaljivost silikonskog ulja na sobnim temperaturama kao i potrebna primjena dodatnih mjere zaštite od propuštanja vrelouljnog kotla. Na slici 3.12 prikazana je shema ORC procesa u postrojenju loženom biomasom.

Slika 3.12. Shema ORC kogeneracijskog postrojenja na biomasu [24,25]

3.3.4. Plinski motor Kogeneracijska postrojenja koja se temelje na rasplinjavanju biomase i izgaranju reaktorskog plina u plinskom motoru, unatoč višoj električnoj iskoristivosti još uvijek ne zauzimaju značajniji tržišni udjel. Razlog ponajprije treba tražiti u svojstvima i sastavu reaktorskog plina koji izrazito ovisi o vrsti biomase i primijenjenoj tehnologiji rasplinjavanja.

Reaktorski plin slabe je kvalitete i ogrjevna vrijednost je na razini 15-20 % ogrjevne vrijednosti prirodnog plina. Smanjenje ogrjevne vrijednosti posljedica je razrjeđivanja plina s dušikom iz zraka koji je potreban za odvijanje procesa. Ukoliko se kao sredstvo za rasplinjavanje koristi kisik ili vodena para ogrjevna vrijednost reaktorskog plina dostiže i 40 % ogrjevne vrijednosti prirodnog plina.

Niža ogrjevna vrijednost reaktorskog plina relativno je malen problem u usporedbi s problemom uklanjanja štetnih tvari koje nastaju procesom rasplinjavanja što

CTT HBOR


29

potvrđuje i izgled tipične konfiguracije postrojenja prikazan na slici 3.13. u kojoj većina komponenti služi pripremi i obradi reaktorskog plina. Reaktorski plinovi dobiveni rasplinjavanjem biomase sadrže različite onečišćivače uključivo i kondenzirajuće ugljikovodike (katrane), čestice, alkalne spojeve i u manjoj mjeri spojeve sumpora i dušika. Ove tvari moraju biti uklonjene prije daljnje eksploatacije reaktorskog plina u svim slučajevima korištenja osim kod izravnog spaljivanja u ložištu kotla (kada se produkti izgaranja zadržavaju dovoljno dugo u ložištu na visokoj temperaturi što omogućava uništavanje štetnih spojeva).

Slika 3.13. Shema kogeneracijskog postrojenja s rasplinjačem biomase i plinskim motorom [26]

Većina procesa rasplinjavanja koji su u pogonu ili se još razvijaju za uklanjanje onečišćujućih tvari koristi niskotemperaturni postupak. Hlađenjem plina kondenziraju katran i alkalni spojevi dok se čestice uklanjaju konvencionalnim vrećastim filtrima ili elektrostatskim taložnicima. Ukoliko je potrebno koriste se i vlažni postupci eliminacije preostalog katrana i čestica. Hladni postupak čišćenja reaktorskog plina ima status komercijalne tehnologije iako u termodinamičkom smislu (zbog hlađenja plina) nije najpovoljniji.

Uklanjanje onečišćujućih tvari bi se u idealnom slučaju odvijalo na temperaturi i tlaku reakcije rasplinjavanja. Vrući postupak omogućio bi čišćenje plinova bez gubitka toplinske energije sadržane u reaktorskom plinu, ali ovaj postupak još nije komercijalno razvijen.

Za pokrivanje toplinskih potreba lokacije toplina se može dobiti hlađenjem ispušnih plinova prije ispuštanja u dimnjak, hlađenjem motora, hlađenjem ulja za podmazivanje, ili izgaranjem plina u namjenskom kotlu. Uobičajeno postrojenje sadrži i vršni kotao koji služi za pokrivanje toplinskih potreba lokacije.

CTT HBOR


30

Rezultati analize pogonskih parametara koju je proveo proizvođač plinskih motora [27] ukazuju na sljedeće probleme:

− kondenzat (katran, voda) u reaktorskom plinu zaostao nakon procesa čišćenja uzrokuje zaprljanje dijelova plinskog motora,

− varijacije ogrjevne vrijednosti reaktorskog plina, koje su posljedica nehomogenosti u biomasi koja se ubacuje u reaktor, nepovoljno utječu na kvalitetu pogona u otočnom režimu,

− sadržaj ugljičnog monoksida u ispušnim plinovima je visok i za više od tri puta premašuje granične vrijednosti (dopuštena razina emisije CO je 650 mg/m3), što zahtijeva dodatnu obradu ispušnih plinova.

Analiza pogonskih parametara novoinstaliranog kogeneracijskog postrojenja snage 1,2 MWe u kojem se rasplinjava suhi drvni otpad raznolikog sastava (palete, namještaj, ...) ukazuje da je glavni razlog niske raspoloživosti (postrojenje je bilo u pogonu manje od 50 % mogućeg vremena) nehomogenost reaktorskog punjenja. Osim metalnih uključevina na proces rasplinjavanja nepovoljno utječu i sitni komadi drveta i piljevina [28]. Za rješenje problema homogenizacije goriva neki proizvođači već u standardnoj konfiguraciji postrojenja predviđaju briketiranje suhe sječke prije ubacivanja u reaktor što je i shematski prikazano na slici 3.14. [29], a sličan koncept predlaže se i u [30].

Slika 3.14. Shema kogeneracijskog postrojenja s briketiranjem suhe drvne sječke, rasplinjačem i plinskim motorom [29]

U Europi je krajem 2008. godine bilo u pogonu pedesetak instalacija s plinskim motorom i različitim vrstama rasplinjača u rasponu snage od 75 kWe do više od 5000 kWe [20].

CTT HBOR


31

3.3.5. Plinska turbina s indirektnim zagrijavanjem Tehnoekonomske značajke procesa plinske (zračne) turbine s indirektnim zagrijavanjem zraka svrstavaju ovaj proces među nove i potencijalno isplative tehnologije iskorištavanja drvnog ostatka. Projektni podaci sugeriraju relativno visoku električnu iskoristivost (veću od 20 %) i znatno niže specifične investicijske troškove (manje od 2000 EUR/kWe) u odnosu na vodeno–parni ili ORC proces [31]

Glavna razlika između plinske turbine s indirektnim zagrijavanjem i obične plinske turbine ogleda se u načinu izgaranja goriva koje se odvija odvojeno od radnog fluida. Komora izgaranja zamijenjena je vanjskim izmjenjivačem topline u kojem se radni medij (zrak, helij, ugljični dioksid) zagrijava produktima izgaranja krute biomase ili reaktorskih plinova na > 800 °C.

Razlikuju se otvoreni i zatvoreni ciklus. Zatvoreni ciklus ima višu ukupnu iskoristivost dok otvoreni ciklus ima višu električnu iskoristivost. Toplina oslobođena izgaranjem prenosi se na radni medij preko izmjenjivača. Nakon ekspanzije u plinskoj turbini radni fluid se može dodatno hladiti u izmjenjivaču područnog grijanja prije nego što se dovede u kompresor. Kod otvorenog ciklusa radni fluid (najčešće zrak) ispušta se u dimnjak ili koristi kao zrak za izgaranje u ložištu. Shematski prikaz procesa zajedno s najvažnijim tehničkim parametrima prikazan je na slici 3.15.

Slika 3.15. Shema kogeneracijskog postrojenja s plinskom turbinom i indirektnim zagrijavanjem zraka [31]

Trenutno je u pogonu nekoliko postrojenja manje snage (100 kWe, 7 kWe, 500 kWe) [20, 32]. Kao najveća barijera široj implementaciji ističe se problem konstrukcije

CTT HBOR


32

izmjenjivača topline u kojem se radni fluid zagrijava vrućim dimnim plinovima. Dijelovi izmjenjivačkih površina izloženi su visokim temperaturama, a zbog relativno lošijih uvjeta prijelaza topline površina izmjenjivača mora biti veća. Navedeni faktori poskupljuju izvedbu.

Noviji rezultati mjerenja električne iskoristivosti u probnom pogonu pilot postrojenja snage 100 kWe niži su od projektnih vrijednosti (izmjerena iskoristivost 17,8 % pri 75 kWe, projektna iskoristivost 22,25 % na 100 kWe) ali su još uvijek u rangu konkurentskih koncepata (parna turbina, ORC). U usporedbi s postrojenjem s rasplinjavanjem koje ima višu električnu iskoristivost plinska turbina s indirektnim zagrijavanjem zraka je jednostavnija i jeftinija, te može koristiti gorivo slabije kvalitete [33, 34].

3.4. Preliminarna usporedba tehno-ekonomskih pokazatelja U prethodnim razmatranjima istaknute su najvažnije tehničke i pogonske značajke različitih tehnologija korištenja krute biomase u kogeneracijskim postrojenjima koje se u posljednjih desetak godina, zahvaljujući ponajprije primjeni različitih poticajnih mjera i subvencija, razvijaju i implementiraju u većini zapadnoeuropskih zemalja.

Relativno velik broj postrojenja u pogonu, koja se osim veličinom razlikuju i prema tipu tehnološkog procesa, nameće pitanje izbora optimalnog rješenja naročito u segmentu postrojenja manjih snaga gdje se pojavio veći broj konkurentskih rješenja. Uz postojeće komercijalne tehnologije, pojavljuju se i nove koje deklariraju bolje tehničke pokazatelje.

3.4.1 Metodologija Isplativost ulaganja u kogeneracijsko postrojenje koje kao gorivo koristi biomasu može se procijeniti na temelju usporedbe specifičnog troška proizvodnje električne energije u kogeneraciji s poticajnom cijenom propisanom tarifnim sustavom. Pri tome je potrebno uzeti u obzir sljedeće parametre: nabavna cijena goriva (šumske sječke ili industrijskog drvnog ostatka), očekivano trajanje pogona na nazivnoj snazi, te tehno-ekonomske specifičnosti primijenjene kogeneracijske tehnologije. Specifični trošak proizvodnje električne energije izračunava se prema izrazu (1)

CHP

CHPHCHPFCHPOMAE E

HcFcEcIc ⋅−⋅+⋅+= (1)

u kojem IA označava godišnji investicijski trošak (€), cOM specifične troškove pogona i održavanja (€/kWhe), cF specifični trošak goriva (€/kWht), ECHP godišnju proizvodnju električne energije (kWhe) u kogeneracijskom procesu, FCHP godišnju potrošnju goriva (kWht), HCHP godišnje isporučenu korisnu toplinu (kWht), cH cijenu topline (€/kWht). Indeks CHP označava kogeneracijski proces (od eng. Combined Heat and Power) Pojedini članovi izraza (1) definirani su izrazima (2a) – (2d):

CTT HBOR


33

1)1()1(−+⋅+

⋅⋅=⋅= n

n

IA iiiPcCRFII (2a)

PdECHP ⋅= (2b)

ECHPECHP

CHPCHP

PdEF ηη

⋅== (2c)

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⋅⋅=⋅= 1

ECHP

OCHPHCHPCHPCHP PdFH

ηη

η (2d)

gdje cI označava specifični investicijski trošak (€/kWe), CRF anuitetni faktor izračunat u funkciji obračunske kamatne (diskontne) stope i (%/a), te ekonomskog vijeka investicije n (a), P označava nazivnu električnu snagu kogeneracijskog postrojenja (kWe, MWe), a d predstavlja ekvivalentni godišnji broj sati pogona na nazivnoj snazi. Uvrštavanjem (2a) – (2d) u (1) specifični trošak proizvodnje električne cE energije može se izraziti u funkciji parametara koji ovise o izabranoj tehnologiji i veličini postrojenja (specifičnom investicijskom trošku cI, specifičnim troškovima pogona i održavanja cOM, električnoj učinkovitosti pogona kogeneracijskog postrojenja ηCHPE, ukupnoj energetskoj učinkovitosti pogona kogeneracijskog postrojenja ηCHPO), te parametara koji definiraju specifične rubne uvjete (cijenu/trošak goriva cF, cijenu toplinske energije cH i trajanje pogona na nazivnoj snazi d)

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⋅−++

−+⋅+

⋅= 11)1(

)1(

ECHP

OCHPH

ECHP

FOMn

nI

E ccci

iidcc

ηη

η (3)

Ostali podaci potrebni za provedbu analize uobičajeno se pretpostavljaju: trajanje otplate investicije (ekonomski vijek) n = 12 g, obračunska kamatna stopa 6 %, cijena goriva (sječke) cF = {0, 12, 15, 18, ...} €/MWh, cijena isporučene toplinske energije na pragu postrojenja cH ={0, 10, 20, 30, ...} €/MWh. Napomena: izražavanje cijene sječke u €/MWh korektnije je u usporedbi s izražavanjem u €/t jer je kod potonjeg za određivanje ukupno preuzete/kupljene energije potrebno poznavati ogrjevnu vrijednost, koja je osim o vrsti goriva ovisna i o vlažnosti.

3.4.2 Rezultati proračuna Za ocjenu dosega primjenjivosti određene tehnologije u specifičnim hrvatskim uvjetima uspoređeni su aktualni podaci o pet karakterističnih konfiguracija postrojenja koje se temelje na tehnologijama izgaranja i rasplinjavanja. Svi tehno-ekonomski podaci o analiziranim konfiguracijama prikazani u tablici 3.1 preuzeti su iz [35] osim za 2,7 MWe konfiguraciju s kotlom za izgaranje na rešetki i parnom turbinom. Kod te konfiguracije specifični investicijski trošak je povećan na razinu 4.100 EUR/kWe koja korektnije ilustrira aktualno stanje ponude na tržištu energetske opreme (tijekom 2007 i 2008. godine došlo je do značajnog povećanja

CTT HBOR


34

Specifični trošak proizvodnje električne energije

0

50

100

150

200

250

300

350

IZGARANJE NA REŠETKI + PARNIMOTOR 4,3 MWt / 0,58 MWe, 3775

€/kWe

RASPLINJAVANJE FIKSNI SLOJ +PLINSKI MOTOR 2,0 MWt / 0,58 MWe ,

5172 €/kWe

IZGARANJE NA REŠETKI + ORC 8,9MWt/1,13 MWe, 4630 €/kWe

RASPLINJAVANJE FLUID. SLOJ +PLINSKI MOTOR 8 MWt / 2 MWe, 5000

€/kWe

IZGARANJE NA REŠETKI + PROTUTL.PARNA TURBINA 18,5 MWt /2,7 MWe

4100 €/kWe

€/M

Wh

e

12 EUR/MWh

15 EUR/MWh

18 EUR/MWh

cijena, naročito parnotrubinskih postrojenja). Struktura i aktualno stanje investicijskog troška detaljnije je elaborirano u poglavlju 3.5.

Tablica 3.1. Tehnoekonomske značajke kogener. postrojenja snage 580 – 2.700 kWe [35]

Izgaranje na

rešetki + parni motor

Rasplinjavanje,

fiksni sloj + plinski motor

Izgaranje na

rešetki + ORC

Rasplinjavanje,

fluidizirani sloj + plinski motor

Izgaranje na

rešetki + parna turbina

Toplinska snaga goriva kWt 4300 2000 8000 8000 18500

Snaga na stezaljkama generatora kWe 580 580 1130 2000 2700

Vlastita potrošnja kWe 80 100 180 300 200

Korisna toplinska snaga kWt 3050 720 6100 4500 12000

Investicija (objekt, postrojenje, MRU) EUR/kWe 3776 5172 4630 5000 4100

(2638)

Troškovi pogona i održavanja

% investicije godišnje 2,5 3 2 3 2

Drugi fiksni troškovi (osiguranje)

% investicije godišnje 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

Trošak posade EUR/a 40000 40000 60000 160000 120000

Materijalni troškovi EUR/MWht 1,03 1 0,2 1,7 0,14

Profitabilnost pogona pojedine konfiguracije procijenjena je na temelju usporedbe izračunate vrijednosti specifičnog troška proizvodnje električne energije s tarifom za otkup električne energije proizvedene u postrojenjima koja kao gorivo koriste krutu biomasu važećom u 2009. godini. Rezultati proračuna prikazani su na slici 3.16.

Slika 3.16. Specifični trošak proizvodnje električne energije za različite cijene šumske sječke, 4000 h/a, ekonomski vijek 12 g, kamata 6 %, cijena isporučene topline 20 €/MWh

FIT 153 EUR/MWh FIT 177 EUR/MWh

CIJENA SJEČKE

CTT HBOR


35


0

50

100

150

200

250

300

350


€/kWe


5172 €/kWe



€/kWe


4100 €/kWe

€/M

Wh

e

30 EUR/MWh

20 EUR/MWh

10 EUR/MWh

Prilikom izračuna specifičnih troškova proizvodnje koji su ilustrirani na slici 3.16. pretpostavljena je obračunska kamatna stopa od 6 %/a, ekonomski vijek projekta 12 godina (definiran trajanjem ugovora o zajamčenom otkupu električne energije), ekvivalentno trajanje pogona postrojenja na nazivnoj snazi od 4000 h/a i cijena toplinske energiju na pragu postrojenja od 20 €/MWh. Na grafu su prikazane vrijednosti specifičnog troška proizvodnje za tri različite nabavne cijene šumske sječke, dok je vodoravnim linijama ilustrirana poticajna cijena propisana važećim tarifnim sustavom (Feed in Tariff – FIT) za otkup električne energije proizvedene u postrojenjima koja kao gorivo koriste šumsku biomasu (1,3064 kn/kWh za postrojenja snage do 1MW i 1,1322 kn/kWh za postrojenja veće snage, vrijedi za 2009. godinu).

Ilustracija rezultata proračuna jasno pokazuje da je u zadanim uvjetima granično isplativ samo pogon postrojenja s izgaranjem na rešetki i parnim motorom uz nabavnu cijenu sječke koja je manja od 12 €/MWh. Za profitabilnost pogona preostale četiri konfiguracije potrebno bi bilo provesti neku od sljedećih mjera:

- osigurati jeftiniju sječku,

- značajnije produljiti ekvivalentno trajanje pogona na nazivnoj snazi, što u specifičnim hrvatskim uvjetima nije jednostavno, naročito u sustavima područnog grijanja u kojima sezona ne traje duže od 4500 h/a,

- povećati cijenu isporučene topline.

Utjecaj cijene toplinske energije na profitabilnost pogona razmatranih konfiguracija prikazan je na slici 3.17.

Slika 3.17. Specifični trošak proizvodnje električne energije za različite cijene toplinske energije, 4000 h/a, ekonomski vijek 12 g, kamata 6 %, cijena sječke 15 €/MWh

FIT 153 EUR/MWh

CIJENA TOPLINE

FIT 177 EUR/MWh

CTT HBOR


36

Rezultati proračuna specifičnog troška proizvodnje ilustrirani na slici 3.17 pokazuju da viša cijena topline omogućava profitabilan pogon sve tri konfiguracije koje izgaraju biomasu na rešetki. Izračunate vrijednosti specifičnih troškova proizvodnje jasno pokazuju da je profitabilnost pogona konfiguracija s većim udjelom toplinske proizvodnje (parni motor, ORC, parna turbina) osjetljivija na promjenu cijene isporučene topline.

Rezultati proračuna specifičnog troška proizvodnje električne energije u ovisnosti o ekvivalentnom trajanju pogona na nazivnoj snazi prikazani na slici 3.18.

Slika 3.18. Specifični trošak proizvodnje električne energije u kogeneracijskom postrojenju u u sustavu područnog grijanja, za različito trajanje ekvivalentnog pogona na nazivnoj snazi, ekonomski vijek 12 g, kamata 6 %, cijena sječke 15 €/MWh, cijena isporučene topline 20 €/MWh

Ukoliko se razmatrana postrojenja "smjeste" u okruženje drvoprerađivačke industrije mijenjaju se i rubni uvjeti proračuna. Drvni ostatak postaje znatno jeftiniji (ili čak i besplatan u slučaju kada se kao gorivo koristi samo ostatak nastao u procesu proizvodnje), a u pravilu iščezava i prihod od prodaje topline. U najvećem broju slučajeva postrojenje instalirano u drvnoj industriji pokriva toplinske potrebe grijanja proizvodnih pogona, te sušenja proizvoda, tako da na specifični trošak proizvodnje električne energije pored investicijskog troška najviše utječe ekvivalentni broj sati pogona na nazivnoj snazi. Rezultati proračuna specifičnog troška proizvodnje električne energije za različito trajanje ekvivalentnog pogona na nazivnoj snazi prikazani su na slici 3.19 i uspoređeni su s važećim tarifnim stavkama za postrojenja koja kao gorivo koriste kruti ostatak iz drvoprerađivačke industrije (1,0342 kn/kWh za postrojenja snage do 1MW i 0,9036 kn/kWh za postrojenja veće snage). Slično kao i u prethodnim primjerima pokazuje se da će isplativost ulaganja jako ovisiti o ekvivalentnom trajanju pogona na nazivnoj snazi.


0

50

100

150

200

250

300

350


€/kWe


5172 €/kWe



€/kWe


4100 €/kWe

€/M

Wh

e

5000 h/a

4000 h/a

3000 h/a

FIT 153 EUR/MWh FIT 177 EUR/MWh

CTT HBOR


37

Specifično najniži troškovi izračunati su za postrojenje s kotlom s izgaranjem na rešetki i parnom turbinom.

Slika 3.19. Specifični trošak proizvodnje električne energije u kogeneracijskom postrojenju u

drvnoj industriji, za različito trajanje ekvivalentnog pogona na nazivnoj snazi, ekonomski vijek 12 g, kamata 6 %, trošak nabavke sječke 0 €/MWh, naknada za isporučenu toplinu 0 €/MWh.

3.4.3 Rasprava rezultata proračuna isplativosti Preliminarni proračun isplativosti ulaganja u kogeneracijsko postrojenje potvrđuje prednost tržišno razvijene tehnologije izgaranja biomase na rešetki u odnosu na rasplinjavanje, kao i procesa s vodenom parom u odnosu na procese s organskom radnom tvari.

Rezultati proračuna ilustriraju i utjecaje različitih parametara na specifični trošak proizvodnje električne energije poput nabavne cijene sječke, prodajne cijene topline, te ekvivalentnog trajanja pogona postrojenja na nazivnoj snazi. Rezultati preliminarne analize tehnoekonomskih pokazatelja pokazuju da je zbog visoke nabavne cijene opreme upitna profitabilnost pogona većine konfiguracija u razmatranom rasponu snaga (< 5 MWe).

U posljednjih nekoliko godina cijena opreme za energetsko iskorištavanje krute biomase u segmentu postrojenja manje snage znatno je porasla što potvrđuju iskustva s razvojem i implementacijom već dovršenih projekata kao i planovi izgradnje novih kogeneracijskih postrojenja. U [36] ističe se podataka o povećanju investicijskog troška za 44 % u trogodišnjem razdoblju od izrade investicijske studije do sklapanja ugovora o nabavci opreme na postrojenju snage 4MWe/25MWt.


0

50

100

150

200

250

300

350


€/kWe


5172 €/kWe



€/kWe


4100 €/kWe

€/M

Wh

e

6000 h/a

4500 h/a

3000 h/a

FIT 122 EUR/MWhFIT 140 EUR/MWh

CTT HBOR


38

Znatno povećanje investicijskog troška kod sklapanja ugovora o nabavci opreme iskusili su i investitori u prvo novo kogeneracijsko postrojenje u domaćoj drvnoj industriji [2].

Kao glavni razlog povećanja investicije u proteklih nekoliko godina najčešće se navodi velika potražnja za energetskim postrojenjima prouzorkovana uspostavom poticajnih zakonodavnih okvira u mnogim zemljama, te praćena ograničenim i na dulje vrijeme zauzetim kapaciteti proizvođača energetske opreme ali i povećanjem cijena sirovina (prije svega čelika) na svjetskom tržištu.

U vrijeme zaključenja elaborata (veljača 2009. godine) nisu bili dostupni podaci o utjecaju globalnih financijskih i gospodarskih kretanja na tržište opreme za energetsko iskorištavanje krute biomase. Otežano financiranje novih projekata još nije značajnije pridonijelo smanjenju potražnje niti, od strane potencijalnih investitora očekivanom i priželjkivanom sniženju cijena energetske opreme.

CTT HBOR


39

3.5. Struktura investicijskih troškova

Prikaz strukture investicijskih troškova za tri kogeneracijska postrojenja u rasponu snage od 1,1 MWe do 4,7 MWe prikazan je u tablici 3.2 [25, 37].

Tablica 3.2. Struktura investicijskih troškova - kogeneracijska postrojenja 2004. [25, s37]

IZGARANJE NA REŠETKI, PARNA

TURBINA 4,7 MWe/14 MWt

IZGARANJE NA REŠETKI, PARNA

TURBINA 4,1 MWe/12 MWt

IZGARANJE NA REŠETKI,

ORC 1,1 MWe/4,9 MWt

EUR EUR EUR

Toplinska stanica, zemljište 1,828.000 1,577.000 2,163.223

Spremište goriva 600.000 uključeno uključeno

Mosna vaga 100.000 uključeno uključeno

Ložište i kotao 4,900.000 6,548.650 3,392.817

Obrada dimnih plinova 510.000 1,173.950 35.000

Spremnik pepela i transporter 120.000 227.250 uključeno

Rekuperacija otpadne topline uključeno 517.750 uključeno

Transporter goriva 800.000 694.000 uključeno

Elektrooprema 670.000 1,361.500 556.770

Cjevovodi i armature 40.000 1,235.050 98.000

Čelična konstrukcija uključeno 458.000 uključeno

Kogeneracijski modul (uključ. generator i transformator) 4,100.000 2,000.000 1,335.000

Vozila uključeno uključeno 482.685

Planiranje i priprema projekta 720.000 1,490.253 757.598

Drugi investicijski troškovi 2,570.000 1,530.000 138.758

Troškovi kredita 66.000

UKUPNO 17,024.000 18,813.403 8,959.851

Specf. investic. EUR/kWe 3.622 4.588 8.145

Podaci u tablici 3.2. objavljenji su 2004. godine i referiraju se na postrojenja koja su u to vrijeme već bila u pogonu. Podaci ilustriraju relativno veliko odstupanje specifičnog investicijskog troška izgradnje postrojenja s kotlom s izgaranjem na rešetki i parnom turbinom od približno 3600 EUR/kWe za postrojenje snage 4,7 MWe do približno 4600 za postrojenje snage 4,1 MWe. U usporedbi s postrojenjima s parnom turbinom specifična investicija u postrojenje s ORC procesom iznimno je visoka i iznosi 8150 EUR/kWe. Slična analiza strukture investicijskih troškova provedena je objavljena početkom 2008. Podaci za odabrane konfiguracije u rasponu snaga od 540 kWe do 5.000 kWe prikazani su u tablici 3.3.

CTT HBOR


40

Tablica 3.3. Struktura investicijskih troškova – kogeneracijska postrojenja 2008. [38]

ORC

650 kWe/ 3250 kWt

ORC 1570 kWe/ 7650 kWt

Parna turbina

5000 kWe/ 19000 kWt

Rasplinj. + plinski m. 540 kWe / 590 kWt

Rasplinj. + plinski m. 600 kWe/ 790 kWt

Objekti, pomoćna postrojenja, priključci 1,110.000 1,700.000 2,600.000 371.000 411.000

Ložište i kotao 1,200.000 1,870.000 6,600.000 1,840.000 2,381.000

Obrada dimnih plinova 200.000 300.000 800.000 uključeno uključeno

Spremište i transporter pepela 60.000 130.000 250.000 uključeno uključeno

Rekuperacija topline 80.000 110.000 480.000 uključeno uključeno

Transporter goriva 80.000 160.000 600.000 uključeno uključeno

Kranovi 25.000 30.000 50.000 uključeno uključeno

Elektrooprema 200.000 400.000 1,500.000 uključeno uključeno

Cjevovodi i armature 300.000 425.000 2,100.000 uključeno uključeno

Čelična konstrukcija 70.000 100.000 400.000 uključeno uključeno

Kogeneracijski modul 1,050.000 1,675.000 2,500.000 660.000 720.000

Planiranje 473.000 712.000 1,560.000 255.000 325.000

Spremište goriva 350.000 700.000 1,000.000 10.000 163.000

Vozila uključeno uključeno uključeno 40.000 40.000

UKUPNO 5,198.000 8,312.000 20,440.000 3,176.000 4,040.000

Specifični investicijski trošak 7.997 5.294 4.088 5.881 6.733

Specifični investicijski troškovi izračunati na temelju aktualnih informativnih ponuda za planirane projekte u Republici Hrvatskoj (krajem 2008. godine) za kogeneracijska postrojenja s izgaranjem drvnog ostatka na rešetki i parnom turbinom snage 1 MWe do 5 MWe u rasponu su od 4.000 do 4.500 EUR/kWe [39,40]. Iznos specifičnih investicijskih troškova navedenih za buduća domaća postrojenja uklapa se u relativno velik raspon troškova koji su deklarirani za izvedena postrojenja slične snage u Njemačkoj. Podaci o specifičnim investicijskim troškovima ilustrirani na slici 3.21 (preuzeto iz [35]) pokazuju da su specifični investicijski troškovi postrojenja manjih od 2 MWe u pravilu viši od 4000 EUR/kWe dok se za postrojenje približne snage 5 MWe kreću u relativno širokom rasponu od 2000 EUR/kWe do više od 7000 EUR/kWe.

CTT HBOR


41

POSTROJENJE LOŽENO DRVNOM BIOMASOMSPECIFIČNI INVESTICIJSKI TROŠAK

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

SNAGA NA STEZALJKAMA MWe

EUR

/kW

e

Slika 3. 20. Specifični investicijski trošak za kogeneracijska postrojenja područnog grijanja ložena biomasom u SR Njemačkoj [35]

Osjenčano područje očekivanih specfičnih investicijskih troškova uklapa se u trend izračunat u [41] i ilustriran na slici 3.21 za postrojenja veće snage (do 50 MWe).

Slika 3.21. Specifični investicijski trošak termoelektrane ložene biomasom [41]

U rezultatima analize [41] ne uzima se u obzir razlika između kogeneracijskog i kondenzacijskog postrojenja kao niti utjecaj parametara (tlaka i temperature) svježe pare na cijenu parnog kotla.

Poznato je da viši tlakovi i temperature svježe i međupregrijanje pare doprinose poboljšanju termodinamičke iskoristivosti, ali zahtijevaju i ugradnju kvalitetnijih i skupljih materijala kao i deblje stijenke cijevi.

Specifični investicijski troškovi kogeneracijskih postrojenja područnog grijanja

€/kWe

Instalirana električna snaga MWe

CTT HBOR


42

Utjecaj tlaka svježe pare na cijenu generatora pare procijenjen je u [32] i izražen preko troškovnog faktora koji ima sljedeće vrijednosti:

- 1 za kotlove s izlaznim tlakom svježe pare 10-20 bar,

- 1,15 do 1,25 za kotlove s tlakom svježe pare između 40 i 50 bar,

- 1,5 do 2 za kotlove projektirane za tlak svježe pare od 80 do 100 bar.

S obzirom da se postrojenja manjih snaga ponajprije zbog tehničkih ograničenja izvode s niskim parametrima pare specifična investicija ne mora slijediti trend definiran za veća postrojenja koja se izvode s višim parametrima svježe i međupregrijane pare.

U [32] uspoređuju se i investicijski troškovi za kogeneracijsko i kondenzacijsko postrojenje. Rezultati usporedbe svedeni su na jednaku dnevnu potrošnju sječke i prikazani u tablici 3.4. Razvidno je da će kondenzacijsko postrojenje iako desetak posto skuplje omogućiti znatno veću proizvodnju električne energije uz znatno niži specifični investicijski trošak.

Tablica 3.4. Usporedba investicijskih troškova u kogeneracijsko i kondenzacijsko postrojenje različitog kapaciteta s izgaranjem biomase na rešetki

t/dan 100 600 900

Priprema goriva $2,640.000 $5,430.000 $7,110.000Kotao s izgaranjem na rešetki - ukupno $1,990.000 $18,000.000 $23,250.000

Kogeneracijska protutlačna turbina

Električna snaga MW 0,5 5,6 8,4Protutlačna turbina ukupno $425.000 $2,500.000 $3,250.000

KOGENERACIJSKO POSTROJENJE UKUPNO $5,055.000 $25,930.000 $33,610.000Specifična investicija $/kW 10.110 4.630 4.001 Kondenzacijska parna turbine

Električna snaga MW 15,5 23,3Kondenzacijska turbina ukupno $5,425.000 $7,575.000

KONDENZACIJSKO POSTROJENJE UKUPNO $28,855.000 $37,935.000Specifična investicija $/kW 1.862 1.628

Podaci u [32] izvedeni su na temelju detaljne analize podataka o izgrađenim sjevernoameričkim postrojenjima i pokazuju da su i apsolutni i specifični iznosi investicije znatno niži u o odnosu na europska postrojenja.

CTT HBOR


43

4. DIMENZIONIRANJE KOGENERACIJSKOG POSTROJENJA

4.1 Izbor optimalne veličine postrojenja Izbor optimalne veličine kogeneracijskog postrojenja koje će proizvoditi električnu energiju u ritmu potražnje za toplinskom energijom vrlo često dovodi potencijalnog investitora u dilemu zbog sljedećih razloga:

− veliko postrojenje koje pokriva približno svu zimsku toplinsku potrošnju može biti slabije iskorišteno u većem dijelu godine, a ljeti se može dogoditi i obustava zbog ograničenja koja nameće pogon na niskim opterećenjima

− malo postrojenje koje će pokrivati baznu toplinsku potrošnju osigurati će kontinuiran pogon u većem dijelu godine, ali na račun manje proizvodnje električne energije i viših specifičnih investicijskih troškova.

U razrješenju naveden dileme ne pomaže puno niti europska praksa jer pokazuje da postoji tendencija izgradnje postrojenja većeg kapaciteta koja su, u očekivanju buduće veće toplinske potrošnje uglavnom slabije iskorištena [5].

Dobro iskorištenje instaliranih kapaciteta može se postići ukoliko je postrojenje relativno malo i osigurava pokrivanje samo 40 % zimske vršne toplinske potrošnje. Takvo dimenzioniranje načelno jamči relativno bolji povrat investicije u kogeneracijsko postrojenje. Međutim malo postrojenje proizvodi manje količine električne energije i samo u manjoj mjeri doprinosi snižavanju troškova proizvodnje toplinske energije. Kod izbora kogeneracijskog postrojenja manjeg kapaciteta potrebno je osigurati veći kapacitet postrojenja za pokrivanje vršnog toplinskog opterećenja što dodatno smanjuje profitabilnost konfiguracije.

Premda rezultati različitih analiza upućuju na optimalni ekonomski kapacitet postrojenja u rasponu 50 % do 70 % vršnog zimskog toplinskog opterećenja, optimalna veličina postrojenja može biti i ona koja će omogućiti pokrivanje između 86 % pa čak do 98 % godišnje toplinske potrošnje lokacije. Faktor iskorištenja ovisit će i o klimatskim prilikama i načelno će bolje biti iskorištena postrojenja u hladnijim podnebljima.

Optimalni kapacitet kogeneracijskog postrojenja u okvirima zadane toplinske potrošnje ovisti će o:

− troškovima goriva, − investicijskim troškovima, − troškovima proizvodnje vršne topline, − tarifama za električnu energiju, − očekivanom razvoju toplinske potrošnje

Na optimalnu veličinu postrojenja utjecat će i raspoloživost goriva kao i raspoloživost sustava za pokrivanje vršnog toplinskog opterećenja u slučajevima

CTT HBOR


44

kada je kogeneracija izvan pogona. Različite kogeneracijske tehnologije mogu se značajno razlikovati u pogledu efikasnosti. Većina tehnologija proizvodi toplinsku energiju približno jednako (proizvodnja toplinske energije je i najjednostavnija s tehničkog gledišta) dok efikasnost proizvodnje električne energije ovisi o brojnim parametrima. Kod postrojenja koja se temelje na procesima s vodenom parom viši tlakovi i temperature preduvjet su za višu iskoristivost i karakteristični su za veća postrojenja.

Kod donošenja investicijskih odluka potrebno je razmotriti povećanu pogonsku iskoristivost u kontekstu povećanih investicijskih troškova za kotao, turbinu i prateću opreme, te u kontekstu rizika od korozije i mogućih pogonskih problema [5].

4.2 Analiza toplinske potrošnje Polazište za dimenzioniranje kogeneracijskog postrojenja predstavlja analiza toplinske potrošnje lokacije. Postupak je ilustriran na primjeru manje drvoprerađivačke tvrtke koja proizvodi masivni namještaj i godišnje ispili cca 10.000 m3 trupaca, najviše hrasta. Od ukupne količine ispiljenih trupaca, prosječno 35% iskorištava se u proizvodnji namještaja i parketa, dok približno 65 % otpada na drvni ostatak i piljevinu..

Za točniju procjenu toplinske potrošnje lokacije, a u svrhu određivanja parametra kogeneracijskog sustava provodi se satna analiza toplinskog opterećenja za odabranu godinu. U analizi se koriste sljedeće varijable:

− satna vrijednost vanjske temperature ϑv , − zadana temperatura radnih prostora ϑP (ovisna o radnom vremenu), − specifično toplinsko opterećenje tvorničkih objekata qV (pretpostavljena

vrijednost 1,1 W/m3K prema [42]), − promjenjivo toplinsko opterećenje sušara (u zimskim danima do 1.000 kW, a

ljeti najmanje 250 kW). Rezultati proračuna satnog toplinskog opterećenja u drugom tjednu veljače 2005. godine prikazani su na slici 4.1. U gornjem dijelu nalaze se satne vrijednosti zadane temperature radnih prostora ϑP koja je postavljena je na 22 °C tokom radnog vremena i na 12 °C u noćnim satima, što približno odgovara stanju u glavnoj hali i lakirnici. Za pilanu i skladište pretpostavljene su niže radne temperature, 18 °C danju i 5 °C noću. Izmjerene vrijednosti vanjske temperature ϑv kreću se u rasponu od -20 °C do + 9 °C. Volumeni grijanih prostora procijenjeni su na približno 14.400 m3 (glavna hala i lakirnica) i 12.000 m3 (pilana i skladište). Toplinske potrebe grijanja radnih prostora izračunate su za svaki sat korištenjem izraza QT = qV × V × (ϑP - ϑv) i na donjem dijelu slike 4.1. prikazane su svijetloplavom krivuljom. Na prikazu se može uočiti i veliki raspon vrijednosti potrebnog toplinskog učinka od preko 1.000 kW u jutarnjim satima ponedjeljka i utorka, do desetak puta manjeg opterećenja tijekom vikenda. Toplinske potrebe sušara, prikazane zelenom

CTT HBOR


45

0 20 40 60 80 100 120 140 160-20

-10

0

10

20

30Satne temperature u II. tjednu veljace 2005.

o C

θpθv

0 20 40 60 80 100 120 140 1600

500

1000

1500

2000

2500Satno toplinsko opterecenje grijanja pogona i sušara u II.tjednu veljace 2005.

sati

kW

UkupnoSušarePogon

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000-20

0

20

40

Vanjska temperatura 2005.

o C

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

Grijanje pogonakW

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

Sušare

kW

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

1000

2000Ukupno toplinsko opterecenje

sati 2005. godine

kW

krivuljom smanjuju se s rastom vanjske temperature. Ukupno toplinsko opterećenje prikazano je crvenom krivuljom. Rezultati proračuna toplinskog opterećenja na godišnjoj razini prikazani su na slici 4.2.

Slika 4.1. Toplinsko opterećenje grijanja pogona i sušara, II. tjedan veljače 2005. Slika 4.2. Satne vrijednosti vanjske temperature i toplinskih opterećenja u 2005. godini

U gornjem koordinatnom sustavu slike 4.2 nalaze se satne vrijednosti vanjskih temperatura u 2005. godini. Svijetloplava krivulja toplinskog opterećenja grijanja

CTT HBOR


46

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

2000

2500Krivulje trajanja (LDC), toplinsko opterecenje ukupno = grijanje pogona + susare

sati 2005. godine

kW

UkupnoSušarePogon

pogona ima maksimum od približno 1.200 kW u drugom tjednu veljače. U razdoblju od početka lipnja do kraja kolovoza nema potreba za grijanjem radnih prostora, a toplinsko opterećenje sušara (zelena krivulja) je u ljetnom razdoblju manje. Krajem srpnja i početkom kolovoza pretpostavljen je 15 dnevni zastoj zbog remonta kotlova.

Na slici 4.3. prikazane su tzv. krivulje trajanja toplinskog opterećenja (Load Duration Curve – LDC) u 2005. godini na temelju kojih se može zaključiti sljedeće:

− potreba za grijanjem radnih prostora postojala je i više od 5.000 sati, − maksimalno toplinsko opterećenje sušara trajalo je približno 1.800 sati, − maksimalno ukupno toplinsko opterećenje nije premašilo 2.500 kW.

Slika 4.3. Krivulje trajanja toplinskih opterećenja

Integracijom krivulje ukupnog toplinskog opterećenja po vremenu izračunata je ukupno potrebna toplinska energija u 2005. godini u iznosu od približno 7.700 MWh. Toplinske potrebe pogona uvećane su za pretpostavljene gubitke toplovodnog kotla i toplovoda (približno 20 %) te je izračunata potrebna energija goriva od 9.600 MWh, odnosno potrebna količina od približno 3.200 m3 piljevine (uz pretpostavljenu ogrjevnu vrijednost piljevine od 3 MWh/m3).

U pojedinim fazama proizvodnog procesa nastaju različite količine drvnog ostatka koji se načelno dijeli na krupni ostatak (okorci, očelci, okrajci, porupci) i piljevinu [43]. Na energetsku vrijednost raspoloživog ostatka najviše utječe vlažnost drveta.

Procjena toplinskih potreba grijanja stambenih i uredskih objekata provodi se na sličan način kao i za grijanje radnih prostora. Razlika postoji u određivanju zadanih

CTT HBOR


47

TEORETSKI POTENCIJAL

PRAKTIČNI POTENCIJAL

TEORETSKI POTENCIJAL

PRAKTIČNI POTENCIJAL

POTENCIJALNI KORISNICI

POTENCIJALNI KORISNICI

vrijednosti temperatura i razdoblja u kojem se stambeni (ili uredski objekti) griju s manjim intenzitetom. Kod određivanja ukupne toplinske potrošnje bitno je odrediti realističan broj potrošača koji će se priključiti na sustav područnog grijanja odnosno razdvojiti praktični od teoretskog potencijala, kao što je ilustrirano na slici 4.4.

Slika 4.4. Teoretski i praktični potencijal sustava područnog grijanja

4.3. Tehnički parametri postrojenja

U okvirima preliminarne analize razmatraju se različite veličine i konfiguracije kogeneracijskih postrojenja pri čemu se mijenjaju glavni tehnički parametri u rasponu vrijednosti koji približno odgovaraju parametrima odgovarajućih tehnologija. Lista parametara zajedno s vrijednostima data je u tablici 4.1.

Tablica 4.1. Tehnički parametri kogeneracijskog postrojenja

Jedinica Raspon vrijednosti

toplinska snaga kogeneracije (Q) kWt 750 – 1.800

omjer električne i toplinske snage (Pel/Q) - 0,1 – 0,25

minimalno stabilno opterećenje % 10 – 30

ukupna iskoristivost ηuk % 75 – 85

električna iskoristivost ηel % 7 – 20

vlastita potrošnja električne energije % 8 – 15

CTT HBOR


48

0 2000 4000 6000 80000

500

1000

1500

2000

2500LDC Toplinsko opterecenje ukupno

sati 2005.godine

kW

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 120

500

1000

1500

2000

2500

mjeseci 2005.

kW

Toplinsko opterecenje, mjesecni prosjek u 2005.

Podaci o aktualnoj energetskoj potrošnji na lokaciji koji su relevantni za dimenzioniranje, ali i tehničku i ekonomsku procjenu učinaka pogona kogeneracijskog postrojenja sumarno su prikazani na slici 4.5.

Slika 4.5. Satno i mjesečno toplinsko opterećenje

Krivulja trajanja toplinskog opterećenja prikazana u lijevom koordinatnom sustavu slike koristi se za određivanje veličine kogeneracijskog postrojenja i omogućava procjenu očekivanog broja sati pogona na nazivnoj snazi. Podaci o prosječnom mjesečnom toplinskom opterećenju, prikazani u desnom koordinatnom sustavu približan su pokazatelj potrebnih mjesečnih količina drvnog ostatka.

U traženju tehnički i ekonomski optimalnog rješenja, razmatraju se različite konfiguracije kao i pogonski scenariji koji investitoru u kogeneracijsko postrojenje mogu osigurati maksimalan prihod u specifičnim uvjetima koje definira važeći zakonodavni okvir. U nastavku su razmotrene dvije konfiguracije kogeneracijskog postroenja. Konfiguracija bez kondenzatora pretpostavlja pogon u ritmu potražnje za toplinskom energijom dok konfiguracija s rashladnim kondenzatorom omogućava maksimiranje potrošnje drvnog ostatka kao i prihoda od prodaje električne energije.

CTT HBOR


49

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

2000

2500

sati

kW

LDC toplinskog opterecenja, kogeneracije i vršnog kotla

Hukupno= 7674 MWhtEkogen = 995 MWheHvršni = 1038 MWhtHkogen = 6636 MWht

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

2000

2500

sati

kW

LDC toplinskog opterecenja, kogeneracije i vršnog kotla


4.4. Karakteristične konfiguracije postrojenja 4.4.1. Postrojenje koje pokriva toplinske potrebe lokacije Polazne pretpostavke simulacijske analize su sljedeće:

- kogeneracijsko postrojenje slijedi toplinske potrebe lokacije, - kogeneracijsko postrojenje ne proizvodi viškove toplinske energije, - nedostatak toplinske energije nadoknađuje se pogonom vršnog kotla.

Simulirana su postrojenja različitih snaga slijedom preporuka o određivanju optimalne veličine kogeneracijskog postrojenja. Prema [5] optimalna veličina postrojenja omogućava pokrivanje između 50 % i 70 % vršnog zimskog toplinskog opterećenja (u konkretnom primjeru to bila toplinska snaga između 1.100 i 1.600 kWt). Prema [44] veličinu postrojenja treba osigurati najmanje 5.000 sati godišnjeg pogona na nazivnoj snazi, što bi u razmatranom slučaju odgovaralo snazi od 750 kWt. Uz pretpostavljeni omjer električne i toplinske snage od 0,15 i minimalno stabilno opterećenje od 20 % (što su parametri koji približno odgovaraju postrojenju s parnim motorom) simuliran je satni pogon kroz cijelu godinu. Na slici 4.6. nalaze se rezultati simulacije za postrojenje snage 1.100 kWt

Slika 4.6. Krivulje trajanja toplinskog opterećenja i proizvodnje električne i toplinske energije, kogeneracija i vršni kotao

U ovom slučaju pogon postrojenja na nazivnoj snazi bio bi malo duži od 3.000 sati, u kogeneraciji bi se proizvelo 995 MWh električne energije, dok bi pogon vršnog kotla pokrio približno 14 % toplinskih potreba lokacije. Rezultati simulacije za

CTT HBOR


50

2000 4000 6000 80000

500

1000

1500

2000

2500

III

sati

kW

2000 4000 6000 80000

500

1000

1500

2000

2500

IV

sati

kW

2000 4000 6000 80000

500

1000

1500

2000

2500

II

sati

kW

2000 4000 6000 80000

500

1000

1500

2000

2500

I

sati

kW

QukupnoPel HvršniHkogen

postrojenja različitih snaga prikazani su u tablici 4.2 u kojoj su pored podataka o proizvedenoj toplinskoj i električnoj energiji za četiri razmatrana slučaja, prikazani i podaci o prosječnoj električnoj snazi kogeneracije te podaci o ukupnoj potrošnji drvnog ostatka. Prosječna električna snaga kogeneracije izračunata je kao kvocijent zbroja satnih opterećenja i ukupnog broja sati u godini.

Tablica 4.2. Rezultati simulacije postrojenja s parnim motorom (Q = [750 ... 1.600] kWt, Pel/Q = 0,15; minimalno opterećenje 20 %)

I II III IV

Nazivna toplinska snaga kogeneracije kWt 750 1.100 1.400 1.600

Nazivna električna snaga kogeneracije kWe 113 165 210 240

Toplinska energija kogeneracija Hkogen MWht 5.288 6.636 7.233 7.392

Toplinska energija vršni kotao Hvršno MWht 2.386 1.038 441 282

Električna energija kogeneracije Ekogen MWhe 793 995 1.085 1.109

Prosječna električna snaga Pkogen kWe 91 114 124 127

Potrošnja drvnog ostatka (kogen+vršno) m3 4.784 4.893 4.940 4.953

U svim analiziranim slučajevima (I - IV) potrošnja drvnog ostatka manja je od raspoložive količine (6.500 m3). Potrebna količina drvnog ostatka izračunata je uz pretpostavljenu ukupnu iskoristivost kotlova (kogeneracijskog i vršnog) od 85 %, gubitke toplovoda od 5 % i približnu ogrjevnu vrijednost drvnog ostatka od 2,5 MWh/m3. Ilustracije razmatranih slučajeva date su na slici 4.7.

Slika 4.7. Krivulje trajanja toplinskog opterećenja, postrojenja s parnim motorom

CTT HBOR


51

Krivulje trajanja toplinskog opterećenja i proizvodnje električne i toplinske energije na slici 4.7. pokazuju da bi postrojenja manjeg kapaciteta (I i II) imala više sati pogona na nazivnoj toplinskoj i električnoj snazi. Postrojenja veće snage (III i IV) bolje pokrivaju toplinske potrebe i proizvode više električne energije.

Usporedba proizvedenih količina električne energije s potrošnjom na lokaciji, u sva četiri slučaja, pokazuje da su proizvedene količine električne energije relativno male. Prethodno navedeno upućuje na razmatranje alternativnih konfiguracija postrojenja koje bi omogućile potpunije iskorištavanje raspoloživog drvnog ostatka i proizvodnju većih količina električne energije. Rezultati proračuna za pretpostavljeni omjer električne i toplinske snage od 0,20 i minimalno opterećenje od 10 % prikazani su u tablici 4.3. Parametri postrojenja približno odgovaraju kogeneracijama s ORC tehnologijom ili većim (i efikasnijim) kogeneracijama s parnim motorom.

Tablica 4.3. Rezultati simulacije ORC kogeneracije (Q = [750 ... 1.600] kWt, Pel/Q = 0,20;

minimalno opterećenje 10 %)

V VI VII VIII

Nazivna toplinska snaga kogeneracije kWt 750 1.100 1.400 1.600

Nazivna električna snaga kogeneracije kWe 150 220 270 320


Toplinska energija vršni kotao Hvršno MWht 2.386 1.038 331 86

Električna energija kogeneracije Ekogen MWhe 1.058 1.327 1.469 1.518



Viša električna iskoristivost i niži tehnički minimum omogućavaju proizvodnju veće količine električne energije.

4.4.2. Postrojenje koje proizvodi viškove toplinske energije U paketu podzakonskih akata koji su usvojeni s ciljem poticanja proizvodnje električne energije iz obnovljivih izvora energije i kogeneracije u RH [6-9], status kogeneracijskih postrojenja loženih biomasom različit je od statusa kogeneracija loženih fosilnim gorivima. Otkup električne energije proizvedene u kogeneracijama na biomasu nije uvjetovan proizvodnjom električne energije u ritmu potražnje toplinske energije. S obzirom na tu činjenicu opravdano je razmotriti i alternativne konfiguracije postrojenja koje će omogućiti proizvodnju većih količina električne energije i na taj način povećati isplativost investicije.

CTT HBOR


52

2000 4000 6000 80000

500

1000

1500

2000

2500

sati

kW

X

2000 4000 6000 80000

500

1000

1500

2000

2500

sati

kW

IX

QukupnoPelHvršniHkogen

U okvirima preliminarne analize može se i razmotriti i konfiguracija postrojenja s rashladnim kondenzatorom (hlađenim zrakom) koji bi omogućio ispuštanje viškova toplinske energije u okolinu. Za evaluaciju ekonomskog potencijala ovakve konfiguracije odabrano je postrojenje kapaciteta 1.400 kWt i 210 kWe (slučaj III) za koje su pretpostavljeni kapaciteti kondenzatora od 20 % i 40% nazivne toplinske snage. Rezultati satne analize za razmatrane slučajeve prikazani su u tablici 4.4. te ilustrirani na slici 4.8.

Tablica 4.4. Rezultati simulacije postrojenja s rashladnim kondenzatorom

IX X

Nazivna toplinska snaga kogeneracije kWt 1.400 1.400

Nazivna električna snaga kogeneracije kWe 210 210

Kapacitet rashladnog kondenzatora kWt 280 560

Toplinska energija kogeneracija Hkogen MWht 9.043 10.380

Toplinska energija vršni kotao Hvršno MWht 331 331

Električna energija kogeneracije Ekogen MWhe 1.356 1.557

Prosječna električna snaga Pkogen kWe 155 178

Potrošnja drvnog ostatka (kogen+vršno) m3 6.051 6.919

Slika 4.8. Krivulje trajanja toplinskog opterećenja, postrojenje s rashladnim kondenzatorom

Ugradnjom rashladnog kondenzatora produljio bi se pogon na nazivnoj snazi, te povećala ukupna proizvodnja električne energije koja bi u oba prikazana slučaja bila veća od godišnjih potreba lokacije.

Potrošnja drvnog ostatka u slučaju IX bila bi manja od raspoloživih količina na lokaciji, dok bi za slučaj X bilo potrebno osigurati dodatnih 400 m3. U određivanju optimalne veličine rashladnog kondenzatora osim visine investicije i potrošnje električne energije za pogon ventilatora značajan parametar može predstavljati i količina drvnog ostatka raspoloživog na lokaciji ili iz drugih izvora (npr. iz tvrtki smještenih u blizini, kupovinom šumska sječka ili sl. ...).

CTT HBOR


53

4.5 Procjena investicijskih troškova

Investicijski troškovi razmatranih tehnologija, uobičajeno se svode na kW instalirane električne snage postrojenja, a određuju se na temelju dostupnih podataka ili informativnih ponuda proizvođača energetske opreme. U poglavlju 3 detaljnije su elaborirani raspoloživi podaci o aktualnim i očekivanim iznosima investicijskih troškova u čijoj strukturi najveći dio otpada na kotao i kogeneracijski modul. Struktura investicijskih troškova ilustrirana je na slici 4.9

Slika 4.9. Struktura investicijskog troška za postrojenje s izgaranjem krute biomase na rešetki i parnom turbinom snage 5 MW [41]

Jasno je da će i u budućem razdoblju visina investicije ovisiti o različitim faktorima a prije svega razvojnim i tržišnim statusom pojedinog tehnološkog koncepta, te odnosom ponude i potražnje na tržištu energetske opreme. U okvirima preliminarne analize isplativosti visina investicijskih troškova razmatra se u rasponu očekivanih vrijednosti ovisno o primjenjivom tehnološkom konceptu i veličini postrojenja.

Može se pretpostaviti da će u specifičnim hrvatskim uvjetima najveći udjel imati postrojenja manje snage (do 5 MWe) koja će za pogon trošiti do 200 t biomase na dan, te da će se specifični investicijski trošak kretati u rasponu 4.000 do 6.000 EUR/kWe.

31.3%

2.7%

5.3%

3.5%

9.3%

13.7%11.8%

5.9%

3.9%

3.9%

4.7%

3.9%

KOMPONENTE POSTROJENJA PRIPREMA I SKLADIŠTENJE BIOMASEOBRADA DIMNIH PLINOVA CJEVOVODI I ARMATURAELEKTROOPREMA GRAĐEVINSKI RADOVIIZRAVNI TROŠKOVI IZGRADNJE POMOĆNE USLUGEMJERENJE, REGULACIJA I UPRAVLJANJE PRIPREMA LOKACIJEPROJEKTIRANJE I NADZOR UPUŠTANJE I PROBNI POGON

CTT HBOR


54

4.6. Profitabilnost

Za ilustraciju preliminarne analize profitabilnosti pretpostavljena je referentna vrijednost specifičnog investicijskog troška od 5.000 EUR/kWe i specifični trošak instalacije kondenzatora sveden na kW rashladnog kapaciteta od 60 EUR/kW.

Troškovi pogona i održavanja uobičajeno se procjenjuju u odnosu na vrijednost investicije u rasponu od 1 % do 5 % godišnje. U izračunu profitabilnosti odabrana je vrijednost od 3 %.

Za preliminarnu ocjenu profitabilnosti pogona različitih konfiguracija kogeneracijskog postrojenja koriste se uobičajeni indikatori: interna stopa povrata, netto sadašnja vrijednost, diskontirani period povrata, ...

U analizi se uspoređuju indikatori profitabilnosti pogona postrojenja različite veličine, s ili bez rashladnog kondenzatora. Godišnja ušteda odnosno zarada definirana je s obzirom na različite mogućnosti isporuke električne energije pri čemu se slijedom mogućnosti definiranih u skupu podzakonskih akata bira povoljnija u kojoj se sva proizvedena energija, umanjena za vlastitu potrošnju, isporučuje u elektroenergetski sustav i prodaje po važećoj poticajnoj cijeni.

Za ilustraciju financijske analize odabrano je kogeneracijsko postrojenje snage 1.400 kWt, 210 kWe, uz rashladni kapacitet kondenzatora od 560 kWt. Polazni podaci i parametri financijske analize su sljedeći:

Investicija: - kogeneracijsko postrojenje 210 kWe × 5.000 EUR/kW =1,050.000EUR - rashladni kondenzator 560 kWt × 60 EUR/kW = 33.600 EUR

Troškovi pogona i održavanja (3 % investicije/godišnje): - postrojenje bez kondenzatora 0.03 × 735.000 EUR = 31.500 EUR - postrojenje s kondenzatorom 0.03 × 768.600 EUR = 32.508 EUR

Zarada od isporuka ukupno proizvedene el. energije - postrojenje bez kondenzatora = 152.667 EUR - postrojenje s kondenzatorom = 219.081 EUR

Parametri:

- ekonomski životni vijek projekta n = 12 godina (odgovara trajanju ugovora o otkupu električne energije),

- realna kamatna stopa r = 6 % - tečaj 1 EUR = 7,4 kn.

Rezultati financijske analize prikazani su u tablici 4.5

CTT HBOR


55

Ovisnost IRR o snazi postrojenja (kWt), Pel/Q=0,15

0

5

10

15

20

25

700 900 1100 1300 1500 1700

kWt

IRR

%

IRR IRR_k

Tablica 4.5. Indikatori profitabilnosti

Parametar Postrojenje bez kondenzatora

Postrojenje s kondenzatorom

Investicija € 1,050.000,- 1,083.600,-

Godišnja netto zarada €/god 121.167,- 186.573,-

Jednostavni period povrata god 8,6 5,8

Diskontirani period povrata god 12,6 7,4

Netto sadašnja vrijednost € -34.150,- 480.604,-

Interna stopa povrata % 5,4 13,4 r = 6 %, n = 12 godina

4.7. Analiza osjetljivosti Razmotreni su utjecaji najznačajnijih tehničkih i ekonomskih parametara na isplativost pogona kogeneracijskog postrojenja. Grafički su predstavljeni rezultati ovisnosti interne stope povrata (IRR) o odabranim parametrima.

4.7.1 Veličina postrojenja

Na slici 4.10 prikazana je ovisnost IRR o nazivnoj toplinskoj snazi postrojenja uz pretpostavljeni omjer električne i toplinske snage Pel/Q = 0,15. Uspoređene su konfiguracije sa kondenzatorom (oznaka k) i bez rashladnog kondenzatora.

Slika 4.10 Ovisnost IRR o snazi postrojenja (kWt), Pel/Q=0.15

CTT HBOR


56

Ovisnost IRR o specifičnom investicijskom trošku Pel/Q=0,15

0

5

10

15

20

25

4000 4500 5000 5500 6000

EUR/kWe

IRR

%

IRR IRR_k

Interna stopa povrata načelno se smanjuje s porastom veličine postrojenja (uslijed rasta investicije i kraćeg trajanja pogona na nazivnoj snazi).

4.7.2. Utjecaj specifičnog investicijskog troška

Na slici 4.11 i prikazana je ovisnost IRR o promjeni specifičnog investicijskog troška u intervalu od 4.000 do 6.000 EUR/kWe, za postrojenje snage 210 kWe/ 1400 kWt, za slučaj konfiguracije sa kondenzatorom (oznaka k) i bez rashladnog kondenzatora.

Slika 4.11. Ovisnost IRR o specifičnom investicijskom trošku (EUR/kWe), Pel/Q=0.15

Ilustracija na slici 4.11., kao i podaci iz tablice 3.1. jasno ukazuju na nepovoljan utjecaj visine investicijskog troška na financijsku atraktivnost projekata u tržišnom segmentu postrojenja manjih snaga. Taj je utjecaj naročito izražen u proteklih nekoliko godina, u kojima zbog povećanja potražnje i ograničenih proizvodnih kapaciteta svjedočimo znatnom povećanju cijena.

CTT HBOR


57

5. OSTALI ELEMENTI STUDIJE IZVODLJIVOSTI Pored izbora tehnologije i konfiguracije kogeneracijskog postrojenja, te analize osnovnih ekonomskih pokazatelja, o čemu je opširnije pisano u prethodnim poglavljima, u studijama izvodljivosti analiziraju se i različiti aspekti kao što su: izbor i postojeće stanje lokacije, dugoročna raspoloživost biomase, utjecaj na okoliš, te prihvatljivost projekta za lokalnu zajednicu.

5.1. Izbor lokacije Prilikom izbora lokacije potrebno je udovoljiti ili barem naći zadovoljavajući kompromis između različitih zahtjeva kao što su:

− blizina izvora i mogućnost dopremanja dovoljnih količina biomase, − osiguran pristup vozilima s postojećih prometnica, − priključak na elektroenergetsku mrežu je jednostavan i jeftin − postoji mogućnost priključka na vodopskrbni i kanalizacijski sustav, − postoji mogućnost odlaganja krutog goriva, − toplinskih potrošači nisu udaljeni – niži troškovi distribucije toplinske

energije Postojanje transportne infrastrukture značajno je zbog mogućnosti brzog i jeftinog dopremanja biomase, kako bi se smanjili troškovi i povećala ekonomska isplativost projekta. Način i troškove priključka kogeneracijskog postrojenja na mrežu u specifičnim hrvatskim uvjetima definiraju se elaboratom priključka koji izrađuje nadležni operator distribucijskog ili prijenosnog sustava. Troškovi priključka ovise o udaljenosti od mreže, konfiguraciji terena kao i načinu priključka (nisko ili srednje naponska, nadzemna ili ukopana). Okvirne cijene priključka na elektroenergetsku mrežu prema [45] ovise o tome je li riječ o izgradnji nove ili produljenju postojeće elektroenergetske mreže i mogu na niskom naponu dostići razinu od 26.000 €/km za nadzemni vod u urbaniziranoj sredini. Ukopavanje vodova u urbaniziranoj sredini je i dvostruko skuplje (45.800-53.450 €/km). Za priključak na srednjem naponu prosječno je potrebno izdvojiti za nadzemni vod do 16.800 €/km, a za ukopani vod do 39.700 – 58.000 €/km. Uobičajeno se za udaljenosti veće od 500 m izvode srednjenaponski priključci koji zahtijevaju ugradnju transformatora čija cijena ovisi o snazi i iznosi 3.800 € za 10 kVA odnosno 1.220 € za 2,5 kVA. Prema važećem Pravilniku o naknadi za priključenje na elektroenergetsku mrežu i za povećanje priključne snage (NN 28/06) u RH proizvođač električne energije plaća ili 1.350 kn/kW priključne snage ili stvarne troškove priključenja. Troškovi

CTT HBOR


58

priključka ovise o stanju i izvedbi distribucijske mreže i procjenjuju se Elaboratom priključka koji izrađuje lokalni Operator distribucijskog sustava.

5.2. Raspoloživost biomase Za pogon kogeneracijskog postrojenja načelno se mogu koristiti različita goriva: drvni ostatak (s pilane ili tvornice namještaja, šumski ostatak) ili namjenski uzgojeno brzorastuće drvo. Ovisno o lokaciji mogući su različiti načini nabavke biomase ali su najvažniji parametri kod donošenja odluke:

− nabavna cijena, − sigurnost opskrbe, − kvaliteta goriva, − i održivost opskrbe.

U razmatranju izbora lokacije s koje će se nabavljati drvo treba uzeti u obzir i osjetljiv pristup lokalnoj ekologiji, budući da iskorištavanje šumskih resursa kao i uzgoj velikih količina monokultura – brzorastućih šuma, može različito utjecati na bioraznolikost i održivost područja. Pojam sigurnosti opskrbe podrazumijeva kratkoročnu i dugoročnu raspoloživost biomase. Kratkoročna sigurnost postiže se izgradnjom ili predviđanjem prostora za skladištenje na lokaciji postrojenja, dok se dugoročna sigurnost povećava ugovorima o zajamčenoj opskrbi s većim brojem dobavljača. Za učinkovito iskorištavanje potrebno je kvalitetu isporučene biomase održavati konstantnom (unutar određenih granica) pri čemu su najvažniji parametri:

− sadržaj vlage, − veličina čestica/komada, − uključci i zagađenje.

Većina tehnologija omogućava izgaranje sječke vlažnosti i preko 50 %. Ograničenja postoje kod nekih tehnologija rasplinjavanja. Veličina čestice ograničena je instaliranom opremom za manipulaciju i izgaranje goriva U terminima dugoročne sigurnosti održivost nabave goriva predstavlja najvažniji faktor. Za procjenu održivosti bilo kojeg izvora goriva nužno je detaljno analizirati ulaze i izlaze kao i moguće nepovoljne utjecaje na opskrbni lanac što je nužno provesti za sve veće instalacije.

CTT HBOR


59

5.2.1 Nabavka potrebne količina sječke Godišnja potrošnja drvne sječke ovisit će o:

- veličini i konfiguraciji postrojenja, - vrsti tehnologije primarne pretvorbe biomase, - iskoristivosti procesa, - načinu vođenja pogona, - vrsti i vlažnosti korištenog goriva.

Tako će npr. razmjerno veliko kondenzacijsko postrojenja snage 20 MWe s izgaranjem sječke na rešetki, uz prosječnu iskoristivost proizvodnje električne energije od 32 % potrošiti 170.000 t sječke (pretpostavljen je pogon u trajanju 8.000 sati godišnje, te prosječna vlažnost sječke od 35 %). Kogeneracijsko postrojenje kapaciteta 5,6 MWe/10 MWth potrošiti će tijekom godine dana više od 55.000 tona drvne sječke. Godišnja potrošnja sječke postrojenja snage 1 MWe/ 5 MWth iznositi će i više od 15.000 tona drvne sječke ili/i piljevine dok će godišnja potrošnja kogeneracijskog postrojenja s rasplinjavanjem snage 0,9 MWe/ 1,6 MWth za procijenjenih 7500 sati kontinuiranog pogona na nazivnoj snazi biti manja od 8.000 t. Ekvivalentan volumen biomase izražen u kubičnim metrima ovisit će o prosječnoj gustoći vlažnog drveta koja se kreće u rasponu 0,75 do 0,9 t/m3. S obzirom da je isplativost ulaganja u kogeneracijsko postrojenje loženo biomasom izravno ovisna o mogućnosti osiguravanja dugotrajnog i neprekinutog pogona za financijsku održivost projekta iznimno je značajno osigurati kontinuiranu opskrbu drvnim ostatkom ili šumskom sječkom. Ukoliko vlasnik postrojenja ne raspolaže s dovoljnim količinama sječke za rješenje problema kontinuirane opskrbe može poduzeti sljedeće mjere:

- potpisivanje dugoročnog ugovora s tvrtkom za prikupljanje, iveranje i prodaju šumske biomase,

- potpisivanje ugovora s drvno-prerađivačkom tvrtkom o otkupu viškova drvnog ostatka (piljevine i komadnog drveta)

- zakup šumske površine s pravom korištenja šumske biomase, - uzgoj brzorastućih nasada.

Tvrtka Šumska biomasa d.o.o osnovana je od strane tvrtke Hrvatske šume, d.o.o. (u daljnjem tekstu HŠ) kao tvrtka specijalizirana za organiziranje prikupljanja prostornog drveta, te iveranje, baliranje i prodaju drvne sječke. Prema planu proizvodnje HŠ za 2008. godinu procijenjen je i potencijal prerade od približno 750.000 m3 šumske biomase (granjevine i panjeva) koja nastaje uzgojnim radovima uređivanja i čišćenja, te pridobivanjem drva u prethodnom i glavnom prihodu. Navedene količine šumske biomase prikupljaju se na približno 2 milijuna ha (20.000 km2) šumske površine kojom gospodare HŠ. U tablici 5.1 prikazani su podaci o

CTT HBOR


60

procijenjenim količinama šumske biomase, ukupnoj površini i prosječnom prinosu (izdašnosti) pojedinih područja [46]. Tablica 5.1 Potencijal proizvodnje šumske sječke u 2008. godini, Šumska biomasa, d.o.o i

Hrvatske šume, d.o.o. [46]

UPRAVA ŠUMA

Šumska biomasa

Površina šume Prosječno

m3 ha m3/ha

Vinkovci 61.270 72.341 0,847 Osijek 50.804 77.305 0,657 Našice 50.067 82.353 0,608 Požega 18.229 60.632 0,301 Bjelovar 85.367 132.004 0,647 Koprivnica 45.743 62.444 0,733 Zagreb 64.686 81.153 0,797 Sisak 36.413 87.879 0,414 Karlovac 38.968 83.016 0,469 Ogulin 32.357 60.579 0,534 Delnice 77.103 96.293 0,801 Senj 33.502 98.399 0,340 Gospić 96.847 315.673 0,307 Buzet 7.452 72.582 0,103 Split 2.120 356.435 0,006 Nova Gradiška 52.144 74.036 0,704

HŠ ukupno 753.072 2,018.987 0,373

U 2008. godini prosječna cijena šumske sječke vlažnosti 30 – 35 % utovarene u kamion na šumskoj cesti iznosila je 35 EUR/t [46]. Ovoj cijeni potrebno je pribrojiti i troškove transporta koji se temeljem [47] mogu procijeniti na približno 0,1 EUR/t/km. Vlasnik postrojenje loženog drvnom biomasom može osigurati i potrebne količine goriva potpisujući ugovor s drvno-prerađivačkom tvrtkom o otkupu viškova drvnog ostatka. Na razini RH, i u uvjetima stabilne potražnje za proizvodima, u primarnoj i sekundarnoj preradi trupaca u domaćoj drvoj industriji nastaje približno 720.000 m3 drvnog ostatka [48] od čega se približno 30 % troši u industrijskim kotlovnicama za proizvodnju toplinske energije (za pokrivanje potreba grijanja prostora i sušenja proizvoda). Dio drvoprerađivačkog ostatka koristi se i kao sirovina u sekundarnoj obradi drva, te za proizvodnju peleta i briketa (u 2008. godini u RH proizvedeno je više od 70.000 t peleta). Nepotrošeni drvni ostatak najčešće se prodaje kao ogrjevno drvo stanovništvu koje živi u blizini drvoprerađivačkog pogona, dok se određen dio (najčešće kora) ili spaljuje ili vraća u šumu da istrune. S obzirom da je drvno-prerađivačka industrija izrazito izvozno orijentirana intenzitet proizvodnje, pa

CTT HBOR


61

tako i raspoloživi viškovi drvnog ostatka, izravno će ovisiti o potražnji za drvnim proizvodima u zapadnoeuropskim zemljama (u koje se izvozi najveći dio proizvodnje). Na raspoložive viškove dugoročno će utjecati i promjena poslovne strategije vlasnika drvno-prerađivačkih pogona koji zbog neizvjesnog makroekonomskog okvira u sve većoj mjeri razmatraju ulaganje u postrojenja za proizvodnju električne energije kao ulaganje u dugoročno sigurniju investiciju koje će barem djelomično kompenzirati smanjenje prihoda iz primarne djelatnosti. Realno je pretpostaviti da će povećana ulaganja u energetska postrojenja koja kao gorivo koriste drvnu biomasu potaknuti bolje iskorištavanje raspoloživog ostatka, ali i povećati konkurenciju na tržištu šumske biomase na kojem će se vlasnici energetskih postrojenja suočiti s proizvođačima iverice i peleta, kao i s kupcima koji već danas otkupljuju viškove drvne biomase i izvoze ih u susjedne zemlje. Pokretanje sektora bioenergetike vjerojatno stvoriti će i potrebu za namjenskim uzgojem brzorastućih vrsta drva (alternativno se koristi i naziv kulture kratkih ophodnji od engl. short rotation coppice) za što su pogodne ne samo neobrasle šumske površine nego i poljoprivredno zemljište. Potencijal za proizvodnju brzorastućih kultura vrbe, topole, johe ili breze u RH postoji s obzirom na veliku površinu napuštenih poljoprivrednih površina (više od 18.000 km2 ograničenih ili trajno nepogodnih za poljoprivrednu proizvodnju) kao i postojeće neobraslo šumsko zemljište (više od 1.800 km2) [49]. Djelomičnim iskorištavanjem raspoloživih površina u svrhu uzgoja energetskih kultura mogle bi se osigurati količine drvne sječke dovoljne za pogon većeg broja postrojenja. Tako npr. za cjelogodišnji pogon postrojenja snage 5 MWe (8000 h/a, prosječna iskoristivost 25 %) i uz pretpostavljenu ogrjevna vrijednost drvne biomase približno 5 MWh/ts.t.i uz pretpostavljeni godišnji prinos suhe drvne mase od 10 ts.t./ha za uzgoj brzorastućih nasada bilo bi potrebno osigurati površinu od približno 3.200 ha (32 km2). U RH je od sredine osamdesetih godina prošlog stoljeća na različitim staništima, uglavnom u panonskom području postavljeno više pokusnih ploha s brzorastućim vrstama. Najveći potencijal produkcije biomase pokazali su klonovi stablastih vrba. Rezultati istraživanja potencijala započetog prije desetak godina na lokacijama u Dardi i Čazmi pokazuju da se vrijednosti dvogodišnjeg prinosa različitih klonova bijele vrbe nalaze u intervalu od 9,3 t/ha do 19,8 t/ha (izraženo u tonama suhe tvari). Istraživanjem je pokazano i da se primjenom intenzivnijih uzgojnih i zaštitnih mjera prinos može znatnije povećati. [50].

CTT HBOR


62

U europskim okvirima najviše brzorastućih kultura zasađeno je u Švedskoj, gdje se na približno 15.000 ha uzgaja vrba. Različite vrste vrbe dominiraju i u Poljskoj gdje je u 2007. godini ukupna površina energetskih nasada iznosila 6.700 ha [51, 52]. U zemljama Srednje i Južne Europe (npr. u Njemačkoj, Italiji, Španjolskoj) povoljniji su uvjeti za sadnju topole. U Italiji je zahvaljujući poticajnim mjerama za energetsko korištenje biomase od 2003. do 2008. godine zasađeno više od 4.000 ha površine različitim vrstama brzorastućih topola. Približno 3.000 ha zasađeno je u Sjevernoj Italiji, najviše u Lombardiji u dolini rijeke Po. Za uspješan uzgoj brzorastuće topole najvažniji preduvjet predstavlja mogućnost navodnjavanja pa je izbor dolina rijeka kao i područja s uređenim melioracijskim sustavom logičan izbor. Prema rezultatima terenskih istraživanja koja su provedena u Italiji [53] prosječan godišnji prinos brzorastuće topole iznosi 23 t/ha (izražen u tzv. zelenim tonama, odnosno u masi svježe/vlažne tvari prosječne vlažnosti 59 %) ili približno 9 ts.t./ha (izražen u masi suhe tvari). Prinos na najboljim lokacijama može dostići i 15 ts.t./ha godišnje, a ovisi o vrsti tla, načinu uzgoja, gustoći sadnica (i dužnoj i širinskoj), te o frekvenciji sječe (žetve). Sječa se može provoditi svake godine, svake dvije, tri ili više godina. Istraživanja započeta u krajem 80-ih godina prošlog stoljeća su pokazala da duži razmaci između sječe osiguravaju veći prinos [54]. Prosječna nabavna cijena (na pragu elektrane) drvne sječke dobivene iz brzorastućih nasada u Italiji kreće se u rasponu od 40-45 EUR/t svježe tvari [55]. U strukturi troškova naknada uzgajivaču iznosi 15-20 EUR/t dok približno 20-25 EUR/t otpada na sječu, iveranje, utovar i transport. Uz pretpostavljenu ogrjevnu vrijednost svježe sječke od 2 MWh/t nabavna cijena izražena u EUR/MWh iznosi 20 do 23 EUR/MWh.

5.2.2 Radijus ekonomičnog transporta drvne biomase Radijus transporta drvne biomase je termin koji služi za procjenu udaljenosti i troškova prijevoza drvne biomase koja se kao gorivo koristi u energetskom postrojenju za proizvodnju toplinske i/ili električne energije. Radijus transporta je uskoj vezi s terminom površine područja potrebnog za prikupljanje ili uzgoj drvne biomase. Termin površine je pak izravno ovisan o prosječnoj izdašnosti šume ili zemljišta na kojem se uzgajaju brzorastuće nasade. Izdašnost ili gustoća raspodjele biomase ili raspoloživa količina biomase u određenom području uobičajeno se izražava u tonama vlažne tvari koja se može proizvesti ili prikupiti na kvadratnom kilometru šume ili zemljišta godišnje. Raspoloživa količina biomase predstavlja jedan od ključnih parametara u određivanju veličine energetskog postrojenja. Za ilustraciju pojma poslužiti će sljedeći primjer.

CTT HBOR


63

Za zadanu prosječnu izdašnost područja (DB izražen u t/km2/a ) potrebno je iz odabranog skupa postrojenja definiranog rasponom snage 1 MWe do 50 MWe (zajedno s pripadajućim iskoristivostima i specifičnim investicijskim troškovima) odabrati ono koje će omogućiti najjeftiniju proizvodnju električne energije od najmanje 8000/sati godišnje. Kao rubni uvjeti proračuna postavljaju se nabavna cijena šumske sječke (na šumskoj cesti od 35 EUR/t, specifični trošak transporta od 1,1 EUR/km sveden na prijeđeni kilometar, te godišnji trošak plaće vozača od 15.000 EUR/a). Ilustracija proračuna prikazana je na slici 5.1. Slika 5.1. Utjecaj izdašnosti područja DB, iskoristivosti i specifičnog investicijskog troška na

specifični trošak proizvodnj električne energije u postrojenjima različite snage

Rezultati proračuna pokazuju da velika postrojenja zahvaljujući niskom specifičnom investicijskom trošku i visokoj iskoristivosti kompenziraju utjecaj povećanih transportnih troškova na specifični trošak proizvodnje električne energije. Razvidno je da veća izdašnost zahtijeva manji radijus dobave.

CTT HBOR


64

Problem se može postaviti i obratno. Ukoliko je poznata/zadana veličina energetskog postrojenja i ukoliko je potrebno ispuniti postavljene ciljeve u proizvodni električne i/ili toplinske energije tada se potrebna površina prikupljanja odnosno radijus prikupljanja određuje u izravnoj ovisnosti o izdašnosti terena. Što je raspoloživa količina biomase u određenom području manja potrebna površina prikupljanja bit će veća.

5.3. Utjecaj na okoliš

5.3.1. Emisije štetnih tvari Oksidi sumpora Drvna biomasa sadrži male količine sumpora (u deblu svega 0,01 %, u iglicama crnogoričnog drveća 0,04-0,2 % - izraženo u masenim udjelima u suhom gorivu). U praksi, izgaranjem biomase nastaju vrlo male ili zanemarive količine sumpornog oksida tako da se u postrojenja koja kao gorivo koriste samo drvnu biomasu u pravilu ne ugrađuje oprema za uklanjanje oksida sumpora. U procesu izgaranja sumpor tvori plinovite spojeve SO2 i SO3 kao i alkalne sulfate. Najveći dio sumpora pretvara se u parnu fazu. U kotlovima u kojima se dimni plinovi brzo hlade sulfati kondenziraju na česticama letećeg pepela ili na površinama cijevi. Većina sumpora sadržana je u pepelu (40 do 90 %) dok je ostatak emitiran u dimnim plinovima kao SO2 ili u manjoj mjeri kao SO3. Efikasnost procesa zadržavanja sumpora u pepelu najviše ovisi o koncentraciji alkalnih metala (osobito kalcija) u pepelu. Utjecaj sumpora nije toliko značajan zbog emisija SO2 već zbog njegova udjela u korozijskim procesima. Dušikovi oksidi Udio dušika u drvnoj biomasi relativno je nizak. Suho deblo i kora sadrže 0,1-0,5 % dušika dok je kod iglica crnogoričnog drveća udio dušika nešto viši (1-2 %). Dušikovi oksidi koji nastaju pri izgaranju su dušikov oksid (NO) i dušikov dioksid (NO2) koji se zajednički označavaju s NOx. Za stvaranje dušika postoje dva izvora: dušik iz zraka i dušikovi spojevi u gorivu. S obzirom na način nastajanja razlikuju se termički dušikovi oksidi koji nastaju oksidacijom atmosferskog dušika pri temperaturama višim od 900 °C, te dušikovi oksidi iz goriva. Približno 85 % dušikovih oksida koji nastaju u procesu izgaranja predstavljaju termički NOx. Dušikovi oksidi nastaju složenim procesima ovisnim o tehnologiji izgaranja i temperaturi. Na nastajanje dušikovih oksida najviše utječu svojstva goriva, način dobave zraka u ložište, te raspodjela temperatura dimnih plinova u ložištu.

CTT HBOR


65

Rezultati mjerenja koja su provedena na postrojenjima u Švicarskoj i Austriji pokazuju da količina dušikovih oksida nastalih u procesu izgaranja biomase na temperaturama između 800 i 1100 °C najviše ovisi o udjelu dušika u gorivu. Izmjereni raspon emisija za ložišta s izgaranjem na rešetki i za izgaranje goriva s udjelima dušika od 0,1 do 1,2 % približno iznosi 120 do 600 mg/Nm3 (izmjereno uz volumni udjel kisika u dimnim plinovima od 11 %). Izmjerene količine dušikovih oksida pri izgaranju drvne sječke u fluidiziranom sloju na postrojenjima u Švedskoj i s udjelima dušika u gorivu između 0,15 i 0,22 %, kreću se u rasponu od 30 do 100 mg/Nm3 [56].

Slika 5.2. Raspodjela primarnog i sekundarnog zraka za izgaranje u ložištu kotla s izgaranjem biomase na rešetki [57]

Slika 5.3 Recirkulacija dimnih plinova u ložištu kotla s izgaranjem biomase na rešetki [57] Za smanjenje emisija dušikovih oksida koriste se primarne i sekundarne mjere. Primarne mjere usmjerene su na regulaciju temperature u procesu izgaranja odnosno snižavanje vršnih temperatura izgaranja u zoni plamena i iznadplamenoj

CTT HBOR


66

zoni što se postiže stupnjevanim dovođenjem zraka za izgaranje (odnosno raspodjelom na primarni i sekundarni zrak), ali i recirkulacijom dimnih plinova (koji se osim za regulaciju temperature u zonama ložišta koriste i za sušenje vlažnog goriva na rešetki). Stupnjevanim dovođenjem zraka u ložište regulira se pretičak zraka u pojedinim zonama, a s time i količina neizgorenih tvari (ugljični monoksid, čestice goriva ili čađe – neizgoreni ugljik). Ilustracija kanalnog razvoda za stupnjevano dovođenje zraka u ložište kotla s izgaranjem na rešetki prikazana je na slici 3.2. dok je ilustracija razvoda recirkulacije dimnih plinova prikazana na slici 3.3. Sekundarne mjere usmjerene su na obradu dimnih plinova postupcima selektivne katalitičke redukcije ili selektivne nekatalitičke redukcije. Oba procesa koriste amonijak ili spojeve iz kojih se amonijak dobiva kao npr. urea. Miješanjem amonijaka i dušikovih oksida u prisutnosti katalizatora ili na visokim temperaturama dolazi do kemijske reakcije u kojoj nastaje dušik, dok se kisik iz dušikovih oksida i vodik iz amonijaka spajaju u vodu. U procesu selektivne nekatalitičke redukcije (engl. Selective NonCatalytic Reduction –SNCR) amonijak ili urea injektiraju se u vruće dimne plinove na temperaturama između 850 i 1050 °C. Održavanje temperature dimnih plinova u zadanom rasponu važno je zbog toga što se na temperaturama iznad 1200 °C intenzivira reakcija ponovnog nastajanja dušikovih oksida iz preostalog amonijaka i raspoloživog kisika. Proces nekatalitičke redukcije nije učinkovit na temperaturama nižim od 800 °C. U optimalnim uvjetima proces nekatalitičke redukcije omogućava smanjenje emisija NOx za 50 do 60 % dok je u realnim uvjetima postotak smanjenja u rasponu od 20 do 40 %. Kod procesa selektivne katalitičke redukcije (engl. Selective Catalytic Reduction –SCR) amonijak se injektira u prostor iznad katalizatora. Materijal katalizatora bira se ovisno o sastavu dimnih plinova, te količini i sastavu letećeg pepela. Koriste se različiti materijali ili spojevi titanovog oksida s vanadijem, molibdenom ili tungstenom, platinom, te zeolitni (aluminosilikatni) materijali. Proces se odvija na temperaturama dimnih plinova od 250 do 400 °C i karakterizira ga manja potrošnja amonijaka u odnosu na proces nekatalitičke redukcije. Kao nadgradnja primarnim i sekundarnim mjerama mogu se koristiti optimizacijski algoritmi koji su uobičajeno zasnovani na modelu izgaranja izvedenom u formi neuronske mreže. Algoritmi se koriste se za korekciju zadanih vrijednosti glavnih procesnih varijabli (količine zraka za izgaranje, količine zraka u iznadplamenoj zoni i količine amonijaka) u cilju smanjenja emisije štetnih tvari i optimiranja specifične potrošnje topline.

CTT HBOR


67

Čestice i pepeo Za uklanjanje krutih čestica i pepela iz dimnih plinova koriste se pojedinačno ili u kombinaciji različiti uređaji: ciklonski odvajači, elektrostatski taložnici (suhi ili vlažni), te vrećasti filteri. Ciklonski odvajači čestica temelje se na kombiniranom djelovanju centrifugalne i gravitacijske sile. Dimni plinovi u kojima su raspršene čestice pepela i čađe uvode se u ciklonski odvajač u tangencijalnom smjeru. Uslijed djelovanja centrifugalne sile čestice pepela i čađe potisnute su na stijenku odvajača odakle se gravitacijski spuštaju u spremnik pepela. Glavne prednosti ciklonskog odvajača ogledaju se u jednostavnoj konstrukciji i jednostavnom održavanju, niskoj cijeni, mogućnosti odvajanja velikih čestica, te mogućnosti pogona u širokom rasponu temperatura. Među nedostacima se ističe slaba učinkovitost u odvajanju manjih čestica, problem kondenzacije katrana, te smanjena učinkovitost kod promjena opterećenja. Ilustracija ciklonskog odvajača prikazana je na slici 5.4.

Slika 5.4. Ciklonski odvajač čestica i pepela

[58] Slika 5.5. Multiciklonski odvajač čestica [59]

Za povećanje učinkovitosti procesa koriste se tzv. multiciklonski odvajači, sastavljeni od više paralelno povezanih ciklonskih odvajača. Multiciklonski odvajači su skuplji, a zbog složene konstrukcije strujanje dimnih plinova ostvaruje se uz veći pad tlaka. Ilustracija multiciklona prikazana je na slici 5.5. U elektrostatskim taložnicima čestice čađe i pepela najprije se električki nabijaju, a zatim privlače na elektrodu. Prikupljene čestice periodički se uklanjanju s elektrode ili putem vibracija ili uz pomoć elektrode za pražnjenje. Učinkovitost elektrostatskog taložnika je vrlo visoka, omogućava odvajanje malih čestica uz niže padove tlaka u usporedbi s drugim tipovima odvajača. U nepovoljne značajke ubrajaju se visoki

Pročišćeni plinovi

Ulaz d.pl.

Čestice

Čestice

Pročišćeni plinovi

CTT HBOR


68

investicijski troškovi, povećane sigurnosne mjere zbog dijelova pod naponom i relativno velik volumen. Ilustracija elektrostatskog taložnika prikazana je na slici 5.6. Vrećasti filtri su relativno jednostavno izvedeni. Tekstilno ili polimerno gusto tkano platno obješeno je u zatvorenoj konstrukciji kroz koju prolaze dimni plinovi. S nakupljanjem čestica na platnu povećava se pad tlaka što zahtijeva relativno često čišćenje filtra koje se provodi ili vibriranjem (otresanjem) platna ili ispuhivanjem platna propuštanjem stlačenog zraka u smjeru suprotnom od smjera strujanja dimnih plinova. Vrećasti filtri osiguravaju učinkovito odvajanje čestica različite veličine. Prikladni su za pogon na temperaturama do 250 °C. U nepovoljne značajke ubraja se osjetljivost na brzine strujanja, relativno velik volumen, te relativno kratak vijek trajanja platna (2-3 godine). Ilustracija vrećastog filtra prikazana je na slici 5.7.

Slika 5.6. Elektrostatski taložnik - suhi [60] Slika 5.7. Vrećasti filtar [60, 61] Najvažniji tehnički aspekti glavnih tehnologija uklanjanja čestica i pepela iz dimnih plinova prikazani su u tablici 3. Tablica 5.2. Tehničke značajke opreme za uklanjanje čestica i pepela iz dimnih plinova [60-

61]

Učinkovitost

Brzina strujanja

Pad tlaka Potrošnja energije

% m/s mbar kWh/1000 m3/h Ciklonski odvajač 85-95 15-25 6-15 0,3-0,65 Vrećasti filtar > 99 0,5-5 5-20 0,75-1,9 Elektrostatski filtar > 95 0,5-2 1,5-3,0 0,26-1,96

Pored emisija dušičnih oksida, čestica i pepela prilikom izgaranja biomase pojavljuju se i drugi problemi izazvani kemijskim sastavom goriva [62]. Alkalni

CTT HBOR


69

metali (Na, K, Ca, Mg) u gorivu najviše utječu na zašljakivanje i zaprljanje cijevnih stijena i snopova, sinteriranje fluidiziranog sloja, te koroziju. Klor, kojeg u slami ima znatno više nego u drvnoj biomasi, pospješuje i zaprljanje i zašljakivanje, a doprinosi i povećanju emisija klorovodika te stvaranju dioksina. Klor se izgaranjem pretvara u pare klorovodika, čistog klora ili klorida alkalnih metala. Smanjivanjem temperature dimnih plinova u kotlu kloridi alkalnih metala kondenziraju na česticama letećeg pepela ili na izmjenjivačkim površinama. Ovisno o koncentraciji alkalnih metala (Na, K, Ca, Mg) između 40 i 85 % klora iz goriva zadržava se u letećem pepelu. Formiranje dioksina događa se u heterogenim rekacijama na površini čestica letećeg pepela u okolišu ugljika, klora i kisika na temperaturama između 250 i 500 °C. Za smanjenje nastajanja dioksina potrebno je smanjiti količinu čestica letećeg pepela, omogućiti što potpunije izgaranje, smanjiti pretičak kisika/zraka i izabrati gorivo sa što nižom koncentracijom klora. Sekundarna mjera redukcije emisije dioksina je učinkovit odvajač čestica na niskim temperaturama s obzirom da je najveći dio dioksina sadržan u česticama letećeg pepela (80 %). Koncentracija teških metala (Zn, Pb) u gorivu značajna je ne samo zbog utjecaja na korozijske procese i emisije štetnih tvari u okoliš, nego i zbog utjecaja na održivo iskorištavanje pepela. Usporedo s ekspanzijom korištenja biomase u energetske svrhe nastala je i potreba za vraćanjem pepela nastalog izgaranjem biomase u energetskim postrojenjima u šumski ekosustav s ciljem održavanja prirodnog ciklusa kretanja tvari u prirodi. Odlaganje pepela s povećanim koncentracijama teških metala načelno je nepovoljno te se nastoje razviti takve mjere vođenja procesa izgaranja koje će smanjiti koncentraciju teških metala u pepelu koji se prikuplja ispod rešetke i na ciklonskom odvajaču, te usmjeriti taloženje većine teških metala na čestice pepela koje se odvajaju na elektrostatskom ili vrećastom filtru. Pepeo slame, žitarice i trave ima znatno manje količine teških metala od pepela nastalog izgaranjem drveta ili kore. Razlog ponajprije leži u dugotrajnom razdoblju rasta drveća tijekom kojeg se teški metali akumuliraju u kori, kao činjenici da šumsko tlo pogoduje otapanju teških metala. U razmatranju značajki izgaranja važni su i drugi elementi iz goriva koji formiraju pepeo i soli: silicij, kalcij, magnezij, kalij i natrij. Kalcij i magnezij povećavaju temperaturu tališta pepela dok ju kalij smanjuje. Silicij s kalijem tvori niskotaljive silikate u letećem pepelu. S obzirom da sadrži relativno velike količine kalija pepeo slame se sinterira i tali na znatno nižim temperaturama u usporedbi s pepelom drvnih goriva. Kalij i natrij u kombinaciji s klorom i sumporom igraju glavnu ulogu u korozijskim mehanizmima. Ovi elementi djelomično isparavaju za vrijeme izgaranja i tvore alkalne kloride koji se kondenziraju na izmjenjivačkim površinama i reagiraju s dimnim plinovima formirajući sulfate i oslobađajući klor. Klor ima katalitičku funkciju

CTT HBOR


70

koja dovodi do aktivne oksidacije na materijalu cijevi i kod relativno niskih temperatura (100 do 150 °C). Zbog navedenih pojava poželjno je izgarati goriva sa što manjim udjelom kalija i natrija.

5.3.2 Izvadak iz uredbe o graničnim vrijednostima emisija

Uredba o graničnim vrijednostima emisija (GVE) onečišćujućih tvari u zrak iz stacionarnih izvora, VRH, 15. veljače 2007. (NN 21/07)

Članak 107.

Kategorizacija postrojenja prema toplinskoj snazi ložišta

UREĐAJ ZA LOŽENJE

KRUTO GORIVO I GORIVO OD BIOMASE

TEKUĆE I PLINSKO GORIVO

Mali > 0,1 do 1 MW > 0,1 do 3 MW

Srednji >1 do 50 MW > 3 do 50 MW

Veliki >50 MW > 50 MW

Mali i srednji uređaji za loženje

Članak 111.

(1) GVE za male uređaje za loženje koji koriste kruta goriva i goriva od biomase su: GVE

Zacrnjenje iz dimnjaka 1

Toplinski gubici u otpadnom plinu 17%

Ugljikov monoksid 1000 mg/m3

Volumni udio kisika,% 7% (ugljen, vrtložno loženje) 11% (drvo, biomasa)

(2) GVE za srednje uređaje za loženje koji koriste kruta goriva i goriva od biomase su: GVE

Toplinski gubici u otpadnom plinu 17%

Krute čestice 150 mg/m3

Oksidi sumpora izraženi kao SO2 2000 mg/ m3

Ugljikov monoksid 500 mg/m3

Oksidi dušika izraženi kao NO2 500 mg/m3 vrtložno izgaranje: 300 mg/m3

Volumni udio kisika, % 7% (ugljen, vrtložno loženje) 11% (drvo, biomasa)

CTT HBOR


71

Veliki uređaji za loženje

Članak 112.

(1) GVE za nove velike uređaje za loženje koji koriste kruta goriva i goriva iz biomase, uz volumni udio kisika 6%, su: Toplinska snaga,

MW GVE, mg/m3

Oksidi sumpora izraženi kao SO2 Biomasa

50 do 100 >100

850 200 200

Oksidi dušika izraženi kao NO2 Biomasa

>50 do 100 >100 >50 do 100 >100 do 300 >300

400 200 400 300 200

Krute čestice >50 do 100 > 100

50 30

Ugljikov monoksid 250

(2) GVE za postojeće velike uređaje za loženje koji koriste kruta goriva i goriva od biomase, uz volumni udio kisika 6%, su: Toplinska snaga,

MW GVE, mg/m3

Oksidi sumpora izraženi kao SO2

>50 do 100 >100 do 500 >500

2000 2000 – 400 (linearni pad) 400

Oksidi dušika izraženi kao NO2

>50 do 500 >500

600 500

Krute čestice < 500 ≥ 500

100 50

Ugljikov monoksid 250

(3) GVE oksida dušika izraženih kao NO2 kod postojećih velikih uređaja za loženje toplinske snage veće od 500 MW je 200 mg/m3 od 1. siječnja 2016. godine. (4) GVE u stavku 1., 2. i 3. ovoga članka iskazane su masenom koncentracijom onečišćujućih tvari u suhom otpadnom plinu temperature 273 K i tlaka 101,3 kPa. Aktualne GVE u RH na razini su europskih vrijednosti iz 2001. godine (propisanih smjernicom o emisijama iz velikih stacionarnih izvora - elektrana 2001/80/EG). U posljednjih nekoliko godina nekim europski zemljama na snagu su stupile strože vrijednosti graničnih emisija. Tako su za velika ložišta u kojima izgara biomasa u Austriji, propisane GVE za dušične okside (NOx) 100 mg/Nm3, za ugljični monoksid (CO) 100 mg/Nm3, za čestice 10 mg/Nm3, a za okside sumpora izražene kao SO2

CTT HBOR


72

50 mg/Nm3. Kod srednjih ložišta dopuštene vrijednosti emisija veće su tek za dušične okside i iznose 200 mg/Nm3, te za čestice za koje iznose 20 mg/Nm3. [63]

5.3.3. Smanjenje emisija Proizvodnjom električne energije u postrojenju loženom biomasom zamjenjuje se proizvodnja u konvencionalnim termoelektranama koje kao gorivo koriste fosilna goriva te na taj način smanjuju emisije štetnih tvari u okoliš, ponajprije ugljičnog dioksida. Približan pretvorbeni faktor smanjenja emisija ovisi o godišnjoj proizvodnji i i potrošnji fosilnih goriva u konvencionalnim termoelektranama i kreće se na razini od približno 0,35 tCO2/MWh proizvedene električne energije

5.4. Određivanje ogrjevne vrijednosti Ogrjevna vrijednost predstavlja količinu toplinske energije koja se može dobiti transformacijom biomase u energetskom postrojenju. Na ogrjevnu vrijednost najviše utječu kemijski sastav i vlažnost biomase. Ogrjevna vrijednost određuje se mjerenjem u kalorimetru. Razlikuju se gornja i donja ogrjevna vrijednost. Gornja ogrjevna vrijednost predstavlja onu količinu topline koja nastaje potpunim izgaranjem jedinične količine goriva, pri čemu se dimni plinovi ohlade na 25 °C, a vlaga iz dimnih plinova izluči kao kondenzat. Donja ogrjevna vrijednost predstavlja onu količinu topline koja nastaje potpunim izgaranjem jedinične količine goriva, pri čemu se dimni plinovi ohlade na 25° C, a vlaga u diminim plinovima ostaje parovitom stanju i toplina kondenzacije ostaje neiskorištena. Kod uspoređivanja ogrjevne vrijednosti različitih vrsta biomase potrebno je povesti računa o jedinici u kojoj je izražena količina biomase. U literaturi se, kao i u svakodnevnoj praksi koriste: kilogrami ili tone suhe ili vlažne tvari, te kubični, prostorni ili nasipni metri. Gornja ogrjevna vrijednost biomase ovisi o kemijskom sastavu goriva. Izražava se u odnosu na masu suhog goriva i kreće se u rasponu od 18,36 do 20,10 MJ/kg. Gornja ogrjevna vrijednost ovisi o vrsti biomase (sječka bjelogoričnog i crnogoričnog drveća, kora, otpadno drvo, trava, žitarice, slama ...), a manje razlike postojat će i s obzirom na vrstu drveta (hrast, jela, grab, bor, ...). Svojstva i kemijski sastav krute biomase prikazani su u tablicama 5.3 i 5.4

CTT HBOR


73

Tablica 5.3 Svojstva krutih biogoriva [63]

Sadržaj vlage

Gornja ogrjevna vrijednost

Donja ogrjevna vrijednost

Nasipna gustoća

Energetska gustoća

kg/kgv.t.% kWh/kg s.t. kWh/kg v.t. kgv.t/m3 kWh/m3

Peleti – drvo 10 5,5 4,6 600 2756

Drvna sječka, bjelogorica, sušena 30 5,5 3,4 320 1049

Drvna sječka, bjelogorica, 50 5,5 2,2 450 1009

Drvna sječka, crnogorica, sušena 30 5,5 3,4 250 855

Drvna sječka, crnogorica, 50 5,5 2,2 350 785

Trava, balirana 18 5,1 3,8 200 750

Kora 50 5,6 2,3 320 727

Žitarice 15 5,2 4,0 175 703

Piljevina, vlažna 50 5,5 2,2 240 538

Slama (ozime pšenice), balirana 15 5,2 4,0 120 482

sadržaj vlage u sušenoj/prosušenoj biomasi odnosi se na sušenje na zraku (prirodnom cirkulacijom) u trajanju od 9 mjeseci. Svojstva slame, trave i žitarica odgovaraju prosječnim vrijednostima kod žetve/košnje

Tablica 5.4. Elementarna analiza drvne sječke, kore, slame i otpadnog drveta [64]

Drvna

sječka Kora Slama

Otpadno drvo

Pepeo A % s.t. 0,9 3,5 5,6 3,2 Ugljik C % s.t. 50,40 50,31 45,82 48,28 Vodik H % s.t. 5,91 5,79 5,38 5,54 Kisik O % s.t. 42,65 40,12 42,65 41,53 Dušik N % s.t. 0,12 0,24 0,58 1,40 Sumpor S mg/kg s.t. 242 499 981 835 Klor Cl mg/kg s.t. 56 202 3597 696 Silicij Si mg/kg s.t. 1317 3936 14791 4068 Kalcij Ca mg/kg s.t. 3195 11287 3105 4846 Magnezij Mg mg/kg s.t. 395 1351 867 994 Kalij K mg/kg s.t. 907 2368 6603 875 Natrij Na mg/kg s.t. 61 176 547 1002 Cink Zn mg/kg s.t. 35 115 23 405 Olovo Pb mg/kg s.t. 1,1 2,1 0,8 149,3 Hg MJ/kg s.t. 20,07 20,10 17,96 18,75

CTT HBOR


74

Na donju ogrjevnu vrijednost utjecat će sadržaj vlage i maseni udjelu vodika u gorivu. Donja ogrjevna vrijednost uobičajeno se izražava u odnosu na masu vlažnog goriva. Za izračunavanje donje ogrjevne vrijednosti koristi se sljedeći izraz (I):

4444 34444 2132144 344 21321

1001

22,18

1001001001 ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −⋅⋅⋅−⋅−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −⋅=

whrwrwHH gd (**)

gdje je:

Hd MJ/kgv.t*. donja ogrjevna vrijednost goriva Hg MJ/kgs.t.* gornja ogrjevna vrijednost goriva r MJ/kg toplina isparavanja, r = 2,445 MJ/kg na 25 °C w % (kg/kgv.t) sadržaj vlage u gorivu w=mw/(mw+ms) mw kg masa vode ms kg masa suhog goriva h % (kg/kg s.t.) maseni udio vodika u gorivu

*v.t – vlažna tvar, s.t – suha tvar Prvi član u izrazu (I) služi za svođenje gornje ogrjevne vrijednosti na masu vlažnog goriva. Drugi član predstavlja energiju potrebnu za isparavanje vlage sadržane u gorivu, dok je s trećim članom definirana energija potrebna za isparavanje vode nastale izgaranjem vodika. Za ilustraciju različitih ogrjevnih vrijednosti pojedinih vrsta drva uobičajeno se koristi donja ogrjevna vrijednost suhog goriva (sa sadržajem vlage w = 0 %) kao što je prikazano u tablici 5.5.

CTT HBOR


75

Tablica 5.5. Gustoća i donja ogrjevna vrijednost različitih vrsta suhog drveta [65, 66]

Gustoća ρ Donja ogrjevna vrijednost Hd, uz w=0%

kg/m3 MJ/kgs.t.

grab 830 17,01 bukva 720 18,82 hrast 690 18,38 jasen 690 17,81 javor 630 17,51 bagrem 770 18,95 breza 650 19,49 vrba bijela 560 17,85 vrba siva 560 17,54 joha crna 550 18,07 joha bijelka 550 17,26 topola crna 450 17,26 smreka 470 19,66 jela 450 19,49 bor obični 520 21,21 ariš 590 19,68 borovac 400 20,41

Ukoliko se pretpostavi maseni udjel vodika u drvu od 6 % tada se gornja ogrjevna vrijednost pojedine vrste drva može dobiti pribrajanjem 1,33 MJ/kg odnosno vrijednosti člana 3 u izrazu (I) vrijednostima u tablici 5.5. Za točno određivanje gornje i donje vrijednosti pojedine vrste drva potrebno je provesti laboratorijsku analizu.

Udjeli vlage u različitim oblicima drvne biomase koja se koristi kao gorivo u energetskim postrojenjima kreću se u širokom rasponu od 5 % do više od 60 % . Utjecaj vlage na donju ogrjevnu vrijednost goriva ilustriran je na slici 5.8. na kojoj su prikazani rezultati proračuna izraza (I) za drvnu sječku gornje ogrjevne vrijednosti 19,8 MJ/kg, masenog udjela vodika 6 % i gustoće 720 kg/m3.

CTT HBOR


76

0 10 20 30 40 50 60600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

ρ kg

/m3

Maseni udio vlage u %0 10 20 30 40 50 60

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

1.3

1.35

1.4x 104

Hd M

J/m

3

Maseni udio vlage u %

0 10 20 30 40 50 601.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

5.5

Hd M

Wh/

t

Maseni udio vlage u %0 10 20 30 40 50 60

2.6

2.8

3

3.2

3.4

3.6

3.8

4

Hd M

Wh/

m3


0 10 20 30 40 50 605

10

15

20

25

Hd M

J/kg


Hg

Slika 5.8. Ovisnost donje ogrjevne vrijednosti o vlažnosti biomase

S obzirom da se u drvnoj industriji i šumarstvu količina drvne mase uobičajeno izražava u kubičnim metrima, i ogrjevna vrijednost svodi se na m3. Prilikom preračunavanja ogrjevne vrijednosti potrebno je uzeti i u obzir povećanje gustoće drvne biomase zbog povećanja vlažnosti. Ovisnost gustoće i ogrjevne vrijednosti (izražene u MJ/m3, MWh/m3 i MWh/t) o vlažnosti prikazana je na slici 5.9.

Slika 5.9. Ovisnost gustoće i ogrjevne vrijednosti drveta (izraženo u MJ/m3, MWh/m3 i MWh/t) o vlažnosti

CTT HBOR


77

5.5. Prihvatljivost projekta za lokalnu zajednicu [45] U okviru studije utjecaja na okoliš za svaku potencijalnu lokaciju razmatra se:

− općenit utjecaj na floru i faunu, − mogućnost gradnje, − specifični utjecaji na okoliš: zrak, voda, buka, vizualni utjecaj − udaljenost od najbližih naselja.

Prikupljanje goriva - šumske biomase kao i pogon energetskog postrojenja zahtijeva formalne konzultacije sa različitim predstavnicima zakonodavne i izvršne vlasti koji su u poziciji odobravanja ali i savjetovanja o specifičnim pravnim pitanjima vezanim za:

− sve aktivnosti u segmentu šumarstva i šumskih kultura − mogućeg utjecaja na životinjski i biljni svijet, kao i očuvanje krajobraza i

građevina − kontrolu zagađenja − zdravlje i sigurnost − regulativu u području izgradnje i održavanja − promet i transport

U cilju boljeg prihvaćanja projekta potrebno je konzultirati i individualne vlasnike zemljišta kao i kompanije te agencije odgovorne za eneregetsku, vodoprivrednu, telekomunikacijsku ili transportnu infrastrukutru. Lokalna zajednica, bliski susjedi, lokalne organizacije i udruge stanovnika mogu se posebno zabrinuti za

− promjene u gospodarenju šumama, pristup i pogodnost korištenja, promjene vrijednosti okoliša

− utjecaj postupaka obrade drveta na mjestu prikupljanja – iveranje, siječenje − promet i transport drveta do postrojenja − vizualne promjene tijekom izgradnje i pogona energetskog postrojenja − emisije, utjecaj na lokalnu kvalitetu zraka, zdravlje i sigurnost − potencijal povećanja zaposlenosti lokalnog stanovništva – prikupljanje i

priprema goriva i proizvodnja energije Potrebno je informirati i konzultirati vladine urede, tijela lokalne samouprave, bliske susjede kao i druge zainteresirane grupe za sve aktivnosti koje su povezane s prikupljanjem, transportom, obradom i energetskim korištenjem biomase. Neposredna korist od preliminarnih konzultacija ogleda se u mogućnosti

− poboljšanja kvalitete projekta, jer se savjeti eksperata i/ili lokalno znanje mogu uključiti u planiranje, razvoj i upravljanje projektom

CTT HBOR


78

− pravodobnog dobivanja dozvola i autorizacije − identifikacije, anticipiranja ili izbjegavanja mogućih konflikata u ranoj fazi što

smanjuje potencijal nastajanja problema u kasnijoj fazi − razvijanja dijaloga korisnog za daljnje odvijanje projekta − stvaranja pozitivne slike o projektu i pridobivanja podrške javnosti

Konzultacije ne rješavaju nužno sve probleme i mogu izgledati suvišne, međutim dugoročno osiguravaju prihvatljiviji i prikladniji razvoj projekta. Konzultacije treba planirati i integrirati u projekt. Za svaku fazu projekta (proizvodnja biomase, prikupljanje, transport i izgaranje) proceduru savjetovanja treba započeti što je prije moguće pri čemu je iskrenost, otvorenost i predanost neophodna. Načini konzultiranja ovise o veličini projekta i lokalnim uvjetima a mogu se provesti putem

− izrade letka o projektu i prikupljanje komentara − izložbe s ciljem poticanja dijaloga i pružanja/prikupljanja informacija − organiziranjem dana otvorenih vrata i posjta sličnim projektima − otvorenih sastanaka − radionice sa zainteresiranim strankama na kojima se razmatraju određena

pitanja Konzultiranje i informiranje je kontinuirani proces koji obuhvaća

− obilazak energetskih postrojenja i lokacij na kojima se upravlja ili uzgaja energetsko drvo,

− informiranje povezano s programima zaštite okoliša u lokalnim školama − povezivanje developera, lokalnih vlasti i lokalne zajednice koje može biti

povezano s formalnim ili neformalnim monitoringom (potrebno kod npr. izdavanja lokacijske dozvole)

CTT HBOR


79

6. PRIMJERI PRELIMINARNE ANALIZE

Primjenom prethodno opisane metodologije analizirane su mogućnosti izgradnje i isplativosti pogona postrojenja na lokacijama odabranih tvrtki u drvoprerađivačkoj industriji, te u manjem sustavu područnog grijanja.

U prvom primjeru analizirana je tvrtka koja proizvodi parkete i piljenu građu. Relativno velike količine raspoloživog drvnog ostatka omogućavaju kontinuiran pogon postrojenja snage 1 MWe. Viškovi topline koji se ne troše na lokaciju mogu se isporučivati ili susjednoj tvrtki (za što je predviđena i izgradnja parovod) ili stambenim i poslovnim objektima (za što je potrebna izgradnja toplinske mreže).

U drugom primjeru analiziran je pogon postrojenja u tvrtki za proizvodnju furnira i parketa koja je posebna zbog specifičnih zahtjeva koji se postavljaju na parametre pare koja se koristi u procesu sušenja furnira.

Treći primjer detaljnije raščlanjuje konfiguraciju postrojenja snage 500 kWe koje bi toplinom opskrbljivalo stambene i poslovne objekte u manjem naselju, a kao gorivo koristila šumsku sječku.

U četvrtom primjeru definirana je konfiguracija snage 900 kWe, toplinske snage 1570 kWe koja se temelji na rasplinjavanju krute biomase i plinskom motoru.

CTT HBOR


80

Prilog A: Tvrtka za proizvodnju parketa i piljene građe Proizvodni program Tvrtke 1 obuhvaća proizvodnju piljene građe i parketa, a većina proizvoda izvozi se u inozemstvo. Godišnji prorez trupaca, uglavnom bukve, hrasta i jasena u 2007. godini iznosio je 23.427 m3. Od ukupne količine ispiljenih trupaca, približno 12.000 m3 bio je krupni pilanski ostatak i piljevina, dok je količina raspoložive kore bila veća od 2.500 m3. U 2008. godini planirani prorez trupaca veći je od 26.000 m3.

Drvni ostatak, nastao u proizvodnom procesu, tek se u manjoj mjeri troši za pokrivanje toplinskih potreba tvrtke u procesima sušenja poluproizvoda i grijanja radnih prostora. Relativno velike količine vlažne piljevine, kore i komadnog drveta se ili prodaju kao ogrjevno drvo ili odlažu kao nekorisni drvni ostatak. Izgradnjom i pogonom kogeneracijskog postrojenja omogućit će se potpunije iskorištenje raspoloživog drvnog ostatka, pokrivanje svih toplinskih potreba lokacije, proizvodnja i isporuka električne energije, te isporuka viškova toplinske energije obližnjoj tvrtki.

A1. TEHNIČKI PODACI A1.1. Toplinske potrebe lokacije Toplinska energija na lokaciji tvrtke troši se kontinuirano u procesu sušenja proizvoda, te sezonski za grijanje radnih prostora. Promjenjive toplinske potrebe sustava grijanja i sušenja podmiruju se pogonom jednog parnog kotla kapaciteta 6 t/h suhozasićene pare 5 bar. U 2007. godini poluproizvodi su sušeni u sušarama ukupnog kapaciteta 335 m3. Za točniju procjenu toplinske potrošnje lokacije, a u svrhu određivanja parametra kogeneracijskog sustava provedena je satna analiza toplinskog opterećenja za 2007. godinu. Rezultati proračuna satnog toplinskog opterećenja u drugom tjednu veljače 2007. godine ilustrirani su na slici 1. U gornjem dijelu svijetloplavom krivuljom prikazane su satne vrijednosti zadane temperature pogona parketa ϑP dok su izmjerene satne vrijednosti vanjske temperature ϑv prikazane tamnoplavom krivuljom. U donjem koordinatnom sustavu slike A1. svijetloplavom krivuljom prikazane su toplinske potrebe grijanja radnih prostora (pogona parketa, pilane), zelenom krivuljom prikazane su toplinske potrebe sušara, dok je ukupno toplinsko opterećenje prikazano crvenom krivuljom.

CTT HBOR


81

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000-10

0

10

20

30

40Vanjska temperatura 2007

o C

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

1000

2000

3000

4000

sati 2007. godine

kW

Toplinsko opterecenje

UkupnoSušareGrijanje pogona

0 20 40 60 80 100 120 140 160-20

-10

0

10

20

30Satne temperature u II. tjednu veljace 2007.

o C

θp

θv

0 20 40 60 80 100 120 140 1600

500

1000

1500

2000

2500

sati

kW

Satno toplinsko opterecenje grijanja pogona i sušara u II.tjednu veljace 2007.

UkupnoSušarePogon

Slika A1. Satne vrijednosti temperatura i toplinskog opterećenja u 2. tjednu veljače Rezultati proračuna toplinskog opterećenja na godišnjoj razini prikazani su na slici A2. U gornjem koordinatnom sustavu nalaze se satne vrijednosti vanjskih temperatura u 2007. godini dok se u donjem koordinatnom sustavu nalaze krivulje toplinskih potreba grijanja radnih prostora, toplinskih potreba sušara i krivulja ukupnog toplinskog opterećenja.

Slika A2. Satne vrijednosti vanjske temperature i toplinskih opterećenja u 2007. godini

CTT HBOR


82

0 2000 4000 6000 80000

1000

2000

3000


sati u godini

kW

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 120

1000

2000

3000

4000

mjeseci

kW

Toplinsko opterecenje, mjesecni prosjek

U razdoblju od početka lipnja do kraja kolovoza nema potreba za grijanjem radnih prostora, a krajem srpnja pretpostavljen je i petnaest-dnevni zastoj sušara (zbog remonta kotla). Zbog blage zime potrošnja toplinske energije za grijanje radnih prostora bila je manja i ukupno toplinsko opterećenje samo je u nekoliko navrata premašilo 2 MWt. U 2007. godini procijenjene ukupne toplinske potrebe lokacije iznosile su približno 12.000 MWh, a za njihovo pokrivanje potrošeno je približno 4.650 m3 suhog drvnog ostatka (pretpostavljena je ogrjevna vrijednost od 3.2 MWh/m3, te gubici kotla i razvoda od približno 20 %).

Zbog planiranog povećanja opsega proizvodnje tijekom 2008. godine izgradit će se nove sušare, te će ukupni kapacitet sušara na lokaciji biti 560 m3. S povećanjem kapaciteta sušara povećat će se i toplinsko opterećenje lokacije za približno 900 kWt. Na temelju pretpostavljenih budućih toplinskih potreba lokacije (nove sušare u pogonu) i primjenom prethodno opisane metodologije izračunati su sljedeći parametri toplinske potrošnje:

− vršno toplinsko opterećenje približno 3,0 MWt, − godišnja toplinska potrošnja približno 19.200 MWh, − godišnja potrošnja drvnog ostatka približno 8.300 m3 (uz pretpostavljenu

prosječnu ogrjevnu vrijednost 2,9 MWh/m3, očekuje se i potrošnja vlažnog ostatka)

Podaci o budućoj toplinskoj potrošnji na lokaciji sumarno su prikazani na slici A3 i to godišnjom krivuljom trajanja opterećenja (engl. Load Duration Curve – LDC ) i ilustracijom prosječnog mjesečnog toplinskog opterećenja.

Slika A3. Krivulja trajanja opterećenja i prosječno mjesečno toplinsko

opterećenje – nove sušare u pogonu, Krivulja trajanja toplinskog opterećenja prikazana u lijevom koordinatnom sustavu na slici A3 koristi se za određivanje veličine kogeneracijskog postrojenja i omogućava procjenu očekivanog broja sati pogona na nazivnoj snazi. Podaci o

CTT HBOR


83

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

sati

kW


prosječnom mjesečnom toplinskom opterećenju, prikazani u desnom koordinatnom sustavu mogu se iskoristiti za procjenu mjesečnih količina drvnog ostatka potrebnih za podmirivanje toplinske potrošnje. Izračunati parametri upućuju na postojanje potencijala izgradnje kogeneracijskog postrojenja manje snage čiji kapacitet će ponajprije ovisiti o količini raspoloživog drvnog ostatka. S obzirom na specifičnosti razmatrane lokacije, odnosno činjenicu da se za pokrivanje toplinskih potreba grijanja i sušenja koristi vodena para, za instalaciju u tvrtki prikladnija je kogeneracija s parnim kotlom i parnom protutlačnom turbinom. Električna iskoristivost postrojenja manjih snaga (<1.000 kWe) kreće se u rasponu od 7 % do 15 %, a specifični investicijski trošak premašuje 4.000 EUR/kWe. A1.2. Kogeneracijsko postrojenje Načelno su razmotrene dvije konfiguracije:

- postrojenje manjeg kapaciteta koje slijedi toplinske potrebe lokacije, - postrojenje većeg kapaciteta koje proizvodi viškove toplinske energije koji

se isporučuju tvrtki u susjedstvu Ilustracija pogona kogeneracijskog postrojenja nazivne toplinske snage 2.500 kWt i nazivne električne snage 300 kWe s podacima o proizvodnji električne i toplinske energije data je na slici A4.

Slika A4. Ilustracija pogona kogeneracijskog postrojenja 2.500 kWt / 300 kWe Kogeneracijsko postrojenje koje bi slijedilo toplinske potrebe lokacije proizvelo bi 2.244 MWh električne energije, pokrilo veći dio toplinske potrošnje, te u pogonu,

CTT HBOR


84

zajedno s vršnim kotlom potrošilo približno 9.110 m3 drvnog ostatka. Količina potrošenog drvnog ostatka bila bi manja od ukupno raspoložive količine na lokaciji. Ta činjenica upućuje na razmatranje postrojenja veće snage. Prilikom razmatranja uzeta je u obzir i mogućnost dobave drvnog ostatka iz susjedne tvrtke kao i mogućnost isporuke viškova toplinske energije u susjednu putem parovoda. Na lokaciji susjedne tvrtke u proizvodnji namještaja, parketa i podova u 2007. godini prerađeno je 14.537 m3 trupaca. Od ukupno prerađene količine približno 7.400 m3 bio je drvni ostatak i piljevina, dok je količina kore iznosila 1.500 m3. Očekivani prorez u 2008. godini znatno je veći i iznosi 19.000 m3.

S obzirom na navedeno razmotrena je konfiguracija postrojenja snage 1.000 kWe što predstavlja maksimalnu snagu postrojenja za čije poticanje je inicijalno bila predviđena tarifa od 0,95 kn/kWh, a od 2009. godine 1,0342 kn/kWh. Kogeneracijsko postrojenje nazivne toplinske snage 5.000 kWt i nazivne električne snage 1.000 kWt proizvelo bi 8.375 MWh električne energije, pokrilo svu toplinsku potrošnju na lokaciji tvrtke 1 (19.200 MWh) i omogućilo isporuku približno 22.600 MWh toplinske energije u susjednu tvrtku. Za pogon ovog postrojenja potrebno je nabaviti dodatne količine drvnog ostatka. Ilustracija pogona razmatrane konfiguracije prikazana je na slici A5.

Slika A5. Ilustracija pogona kogeneracijskog postrojenja 5.000 kWt / 1.000 kWe

Za pogon postrojenja bilo bi potrošeno približno 17.600 m3 drvnog ostatka. Potrebna količina drvnog ostatka izračunata je uz pretpostavljenu ukupnu

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

Hkogen = 41875 MWht

sati

kW

QLipaEkogen = 8375 MWheHBor = 22674 MWhtHLipa = 19201 MWht

CTT HBOR


85

iskoristivost kotla od 85 %, gubitke parovoda od 5 % i približnu ogrjevnu vrijednost drvnog ostatka 3,5 MWh/m3 (pretpostavljene vlažnosti 30 %)

A3. PRIKLJUČAK NA ELEKTROENERGETSKU MREŽU

A3.1. Postojeće stanje okolne elektroenergetske mreže

Budući da se lokacija izgradnje kogeneracijske elektrane na biomasu nalazi u sklopu pogona tvrtke, za priključak na elektroenergetsku mrežu koristiti će se postojeća elektroenergetska infrastruktura unutar pogona, uključujući i okolnu elektroenergetsku mrežu, uz odgovarajuću nadogradnju kojom će se osigurati adekvatne tehničke pretpostavke u skladu s Mrežnim pravilima i ostalim važećim normama koje se primjenjuju kod izgradnje i priključka sličnih malih elektrana. Pogon tvrtke, napaja se iz trafostanice 35/10 kV instalirane snage 2x4 MVA. Napajanje iz TS 35/10 kV realizirano je kabelom 3 x (1x185) mm2, izvodom koji napaja dvije TS 10/0.4 kV u tvrtki 1, te dvije TS 10/0.4 kV u susjednoj tvrtki. Vršno opterećenje SN izvoda može se procijeniti na cca. 1.500 kVA (86A), što je znatno ispod nazivne nazivne snage kabela IPO 3 x (1 x 185)mm2. A3.2. Osnovno rješenje priključka na elektroenergetsku mrežu

Izgradnja kogeneracijskog postrojenja planira se s instaliranom snagom 900-1000kW, i to sinhronim generatorom i faktorom snage cca. 0,95, što daje instaliranu snagu elektrane cca. 1MVA. Generatorski napon biti će standardni 400 V ili 690 V, a priključak na mrežu planira se izvesti na slijedeći način:

- iza generatora, za vezu sa SN mrežom biti će blok transformator 0.4(0.69)/10 kV instalirane snage 1.000 kVA (tipski), odvojen od generatora generatorskim prekidačem, gdje se ujedno vrši i sinhronizacija s mrežom

- zaštita generatora realizirati će se standardnim zaštitnim funkcijama koje minimalno uključuju podnaponsku zaštitu, nadnaponsku zaštitu, podfrekventnu zaštitu, nadfrekventnu zaštitu, prekostrujnu zaštitu, zaštitu od nesimetričnog opterećenja i blokadu otočnog pogona

- od blok transformatora do priključne TS 10/0.4 kV veza će se realizirati SN kabelom 10(20) kV odgovarajućeg presjeka

- priključak na postojeću SN mrežu 10 kV realizirati će se dogradnjom SN postrojenja,

- u priključnom polju (vodnom ili mjernom polju) realizirati će se obračunsko mjerenje (dvosmjerno), nezavisno od postojećeg obračunskog mjerenja u TS 10/0.4 kV preko kojeg se obračunava potrošnja industrijskog pogona, odvajanje postrojenja od mreže realizirati će se učinskim rastavljačem kojim

CTT HBOR


86

će upravljati (najvjerojatnije daljinski) lokalni operator distribucijskog sustava.

S obzirom na karakter pogona kogeneracijskog postrojenja (ne mogu se očekivati nagle promjene proizvodnje) i realizaciju sa sinhronim generatorom, ne mogu se očekivati nikakvi negativni utjecaju na okolnu elektroenergetsku mrežu (viši harmonici, dinamičke varijacije napona, flikeri itd.). Također, maksimalna angažirana snaga kogeneracijskog postrojenja biti će manja od postojeće snage potrošnje na SN izvodu, tako da se ne očekuju niti negativni utjecaji u smislu povećanja napona u mreži, pogotovo imajući u vidu relativno kratku udaljenost od pojne točke (cca. 1.300m). To ujedno znači da se očekuje i pozitivni utjecaj na pogon okolne SN mreže 10 kV u smislu smanjenja gubitaka radne energije u mrežu uslijed smanjenja tokova radnih snaga na prvoj dionici izvoda 10 kV. Tokovi jalovih snaga ostati će nepromijenjeni budući da se planira pogon postrojenja s faktorom snage cosφ=1. A4. PROSTORNO UREĐENJE

Instalacija kogeneracijskog postrojenja predviđena je u objektu postojeće kotlovnice U Urbanističkom planu uređenja naselja i kontaktnih zona, lokacija tvrtke smještena je u radno – industrijsku zonu.

CTT HBOR


87

A5. PROFITABILNOST PROJEKTA A5.1. Investicijski troškovi

U provedenoj preliminarnoj analizi profitabilnosti pretpostavljen je specifični investicijski trošak postrojenja od 4.000 EUR/kWe, te specifični trošak instalacije parovoda 400 EUR/m.

Investicija

- kogeneracijsko postrojenje 1.000 kWe × 4.000 EUR/kW = 4,000.000,- EUR - parovod 1.000 m × 400 EUR/kW = 400.000,- EUR

INVESTICIJA UKUPNO 4,400.000,- EUR

A5.2 Troškovi pogona i održavanja

Troškovi pogona i održavanja uobičajeno se procjenjuju kao postotak investicije u rasponu između 1 % i 3 % godišnje. Odabrana je vrijednost od 3 % godišnje. Troškovima pogona pribrojeni su i troškovi nabavke električne energije potrebne za pokrivanje vlastite potrošnje kogeneracijskog postrojenja. Uz pretpostavljen udio od 8 % vlastite potrošnje za godišnji pogon postrojenja potrebno je osigurati 670 MWh uz približnu nabavnu cijenu od 0,08 EUR/kWh (prosječna nabavna cijena električne energije za potrebe proizvodnje u tvrtki)


4,400.000,- × 0,03 = 132.000,- EUR Vlastita potrošnja električne energije

670,000 kWh× 0,08 EUR/kWh = 53.600,- EUR A5.3. Zarada od isporučene električne energije Pretpostavljena je isporuka ukupno proizvedene električne energije od približno 8.375 MWh. Ova pretpostavka temelji se na očekivanoj isporuci svih raspoloživih viškova toplinske energije tvrtki udaljenoj 1 km od postrojenja. Ukoliko bi izgradnja parovoda bila neizvediva (zbog npr. poteškoća u rješavanju imovinsko pravnih odnosa) tada bi za dostizanje naveden proizvodnje bilo potrebno ugraditi rashladni kondenzator kapaciteta 2,5 MWt koji bi viškove toplinske energije ispustio u okolinu.

Isporučena električna energija otkupljuje se po poticajnoj cijeni od 1,0342 kn/kWh, prema odredbama članka 4. st 1. Tarifnog sustava za proizvodnju električne

CTT HBOR


88

energije iz obnovljivih izvora energije i kogeneracije za postrojenja priključena na distribucijsku mrežu koja koriste obnovljive izvore energije za proizvodnju električne energije instalirane električne snage do uključivo 1 MW. Postrojenje pripada u kategoriju d. elektrana na biomasu podkategorija:

d2. kruta biomasa iz drvno-prerađivačke industrije 1,0342 kn/kWh

Poticajna cijena važeća je za 2009. godinu, a određena je primjenom korekcijske formule vezane za promjenu indeksa potrošačkih cijena.

Zarada od isporuke električne energije

8,375.000 kWh × 1,0342 kn/kWh = 8,661.425,- kn 1.170,462,- EUR A5.4. Indikatori profitabilnosti

Za preliminarnu ocjenu profitabilnosti izračunati su indikatori profitabilnosti pogona postrojenja odabrane veličine (1.000 kWe, 5.000 kWt, parovod 1000 m).

Parametri: - ekonomski životni vijek projekta n = 12 godina (odgovara trajanju ugovora o

otkupu električne energije), - obračunska kamatna stopa r = 6 %, - tečaj 1 EUR = 7,4 kn.

Izračunati indikatori profitabilnosti prije oporezivanja za razmatrani slučaj prikazani su u tablici A1.

Parametar

Investicija € 4,400.000,-

Godišnja netto zarada €/god 984.862,-

Jednostavni period povrata god 4,5

Diskontirani period povrata god 5,4

Netto sadašnja vrijednost € 3,856.929,-

Interna stopa povrata % 19,8 r = 6 %, n = 12 godina

Tablica A1Indikatori profitabilnosti

Polazeći od rezultata prikazanih u tablici A1 analiziran je utjecaj promjene specifičnih investicijskih parametara na vrijednost interne stope povrata:

− povećanje specifične investicije kogeneracijskog postrojenja o na 4.500 EUR/kWe, IRR je 17,1 % o na 5.000 EUR/kWe, IRR je 14,7 %

− povećanje cijene parovoda na 800 EUR/m smanjuje IRR na 17,6 %.

CTT HBOR


89

Iznimno dobri preliminarni pokazatelji temelj su za provođenje detaljnije financijske analize. A6. Detaljna financijska analiza

A6.1 Investicije u dugotrajnu imovinu (osnovna sredstva) Slijedom podataka o strukturi investicije sličnih postrojenja prikazanih u tablici 3.3., poglavlje 3 [38] približno je definirana i struktura investicije razmatranog postrojenja. OSNOVNA SREDSTVA % Nabavna vrijednost

Građevinski objekti, spremište goriva, parovod, ... 20 880.000

Komponente postrojenja - ložište, kotao, kogeneracijski modul, toplinska podstanica, transporteri goriva, elektro i hidraulička oprema ... 72 3.168.000

Projekti i dozvole 8 352.000

UKUPNO: 100 4.400.000

A6.2 Investicije u obrtna sredstva

OBRTNA SREDSTVA Godišnji iznos

Broj nabava u godini

Prosječna sredstva

Fiksni troškovi održavanja/Vanjske usluge 96.800 2 48.400

Materijalni troškovi (gorivo, odvoz pepela, električna energija ...) 61.417 12 5.118

Troškovi osoblja 50.400 12 4.200

UKUPNO: 208.617 57.718

CTT HBOR


90

A6.3 Troškovi poslovanja - godišnji Ovi troškovi za razmatrano postrojenje obuhvaćaju fiksne i varijabilne troškove održavanja, troškove plaća pogonskog osoblja, te troškove pokrivanja vlastite potrošnje električne energije postrojenja. Pretpostavljeni godišnji troškovi održavanja slijed obrazac definiran u tablici 3.1. poglavlja 3 i iznose 2,2 % investicije u fiksnom dijelu, te 0,14 EUR/MWht u varijabilnom dijelu (sveden na ekvivalentnu toplinsku energiju utrošenog goriva)

TROŠKOVI POSLOVANJA Način obračuna Iznos

Fiksni troškovi održavanja 2,20% Invest./a 96.800

Varijabilni troškovi održavanja EUR/MWht 0,14 7.817

Troškovi osoblja 4.200 h/a × 12 EUR/h 50.400

Trošak električne energije 670 MWh×80 EUR/MWh 53.000

UKUPNO 208.617

Zbroj fiksnih i varijabilnih troškova održavanja iznosi 147.200 EUR i 3,3 % investicije.

Trošak osoblja obračunat je na temelju pretpostavljenog broja sati godišnjeg angažmana pogonskog osoblja za postrojenja slične veličine i tehnologije [38], te primjenom lokalne satnice od 12 EUR/h brutto. Alternativno se trošak osoblja može obračunati i preko karakterističnog koeficijenta kojim se broj zaposlenih vezuje za ukupno proizvedenu električnu energiju. U razmatranom slučaju broj zaposlenih na vođenju pogona i održavanja bio bi 12 što se ocjenjuje previsokim s obzirom na kontinuirani karakter pogona i veličinu postrojenja.

U obzir je uzeta i specifičnost situacije u kojoj je budući vlasnik kogeneracijskog postrojenja ujedno i vlasnik susjedne tvrtke u koju će se isporučivati toplinska energija i iz koje će se preuzimati viškovi električne energije. Zbog tog razloga nisu uzeti u obzir troškovi nabavke dodatnih količina drvne sječke, niti je obračunata naknada za isporučenu toplinsku energiju.

Fiksni troškovi održavanja približno su ekvivalentni troškovima vanjskih usluga s obzirom da kogeneracijska postrojenja u prvim godinama eksploatacije najčešće održavaju predstavnici tvrtki isporučioca opreme što je uobičajeno i regulirano godišnjim ugovorima o održavanju.

CTT HBOR


91

A6.4 Proračun amortizacije Amortizacijski vijek za pojedine grupe osnovnih sredstava definiran je slijedom odredbi Pravilnika o amortizaciji odnosno pripadajuće tablice godišnjih stopa amortizacije dugotrajne imovine

Nabavna vrijednost

Amortizacijski vijek - godina

Godišnja amortizacija

Ostatak vrijednosti

Objekti 880.000 40 22.000 616.000

Komponente postrojenja, oprema 3,168.000 20 158.400 1,267.200

Planiranje i dozvole 352.000 5 70.400 0

OSNOVNA SREDSTVA 4,400.000 1,883.200

CTT HBOR


92

A6.5 Financijska konstrukcija Kod izračuna ulaganja pored investicije pretpostavljena je dvostruka prosječna vrijednost potrebnih obrtnih sredstava.

Među izvorima financiranja najveći udio ima kredit razvojne banke koji predstavlja polovicu potrebne investicije u opremu. Predviđen je i manji udio dioničkog kapitala (vlastita sredstva 10 %) dok se kreditom komercijalne banke namiruje razlika do punog iznosa ulaganja.

FINANCIJSKA KONSTRUKCIJA IZNOS %

ULAGANJE

U osnovna sredstva 4,400.000 97%

U obrtna sredstva 115.436 3%

UKUPNO 4,515.436

IZVORI

Dionički kapital, 10 % potrebnih ulaganja 451.544 10%

Kredit 1, razvojna banka 50 % investicije u opremu 2,200.000 49%

Kredit 2, komercijalna banka 1,863.893 41%

UKUPNO 4,515.436

A6.6 Uvjeti kreditiranja PLAN OTPLATE KREDITA (1) IZNOS KAMATA ROK

(godina) RATA

Kredit 1 2,200.000 4% 12 234.415

Kredit 2 1,863.893 8% 5 466.824

Visina kamate kredita razvojne banke mijenja se ovisno o statusu koji tvrtka ima prema mjestu registracije (područja od posebne državne skrbi ili brdsko planinska područja), ili prema veličini (male, srednje ili velike tvrtke) ili zbog dokazane tržišne konkurentnosti. Kod kredita komercijalne banke kamata kao i rokovi otplate mogu se i mijenjati ovisno o prilikama na financijskom tržištu. Pretpostavljene se godišnje otplate u jednakim ratama premda su uobičajene i kvartalne ili polugodišnje otplate kredita. Za dionički kapital može se predvidjeti i isplata dividende u iznosu koji se definira unaprijed ili ovisno o rezultatima godišnjeg poslovanja.

CTT HBOR


93

U nastavku su prikazane vrijednosti tehničkih i ekonomskih parametara razmatranog projekta koje su korištene za ilustraciju projekcije računa dobiti i gubitaka te za prikaz financijskog toka.

Snaga postrojenja 1 MWe Specifična investicija 4400 EUR/kWe Investicija ukupno 4400000 EUR PROIZVODNJA I POTROŠNJA Ekvivalentno opterećenje 8375 h/a Proizvedena električna energija 8375 MWh Vlastita potrošnja, udio 8 % Vlastita potrošnja 670 MWh Nabavna cijena električne energije 80 EUR/MWh Električna iskoristivost, na stezaljkama ge 15% Potrošnja goriva 55833 MWh Ogrjevna vrijednost goriva 3,3 MWh/t Potrošnja goriva 16919 t ESKALACIJSKI FAKTORI električna energija 3% gorivo 3% inflacija 3% CIJENE isporučene energije 1,034 kn/kWh tecaj 7,4 kn/EUR isporučene energije 0,140 EUR/kWh sječke 0 EUR/t

CTT HBOR


Stavka/godina 0. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 INVESTICIJA 4.515.436 Financiranje: Dionički kapital 451.544 Kredit 1 2.200.000 Kamata 1 88.000 82.143 76.053 69.718 63.130 56.279 49.153 41.743 34.036 26.021 17.685 9.016 Anuiteti 1 146.415 152.271 158.362 164.697 171.285 178.136 185.261 192.672 200.379 208.394 216.730 225.399 Kredit 2 1.863.893 Kamata 2 149.111 123.694 96.244 66.598 34.580 Anuiteti 2 317.713 343.130 370.580 400.226 432.244 PRIHODI naknada za električnu energiju 1.205.344 1.241.504 1.278.749 1.317.111 1.356.625 1.397.324 1.439.243 1.482.421 1.526.893 1.572.700 1.619.881 1.668.477 Prihod ukupno 1.205.344 1.241.504 1.278.749 1.317.111 1.356.625 1.397.324 1.439.243 1.482.421 1.526.893 1.572.700 1.619.881 1.668.477 TROŠKOVI Gorivo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Fiksni troškovi održavanja 99.704 102.695 105.776 108.949 112.218 115.584 119.052 122.623 126.302 130.091 133.994 138.014 Varijabilni troškovi održavanja 8.051 8.293 8.541 8.798 9.062 9.334 9.614 9.902 10.199 10.505 10.820 11.145 Troškovi osoblja 51.912 53.469 55.073 56.726 58.427 60.180 61.986 63.845 65.761 67.733 69.765 71.858 Trošak električne energije 55.208 56.864 58.570 60.327 62.137 64.001 65.921 67.899 69.936 72.034 74.195 76.421 Troškovi ukupno 214.875 221.321 227.961 234.800 241.844 249.099 256.572 264.269 272.197 280.363 288.774 297.437 DOBIT PRIJE OPOREZIVANJA 990.468 1.020.182 1.050.788 1.082.312 1.114.781 1.148.224 1.182.671 1.218.151 1.254.696 1.292.337 1.331.107 1.371.040 amortizacija 250.800 250.800 250.800 250.800 250.800 180.400 180.400 180.400 180.400 180.400 180.400 180.400 kamata 237.111 205.838 172.297 136.316 97.710 56.279 49.153 41.743 34.036 26.021 17.685 9.016 Porezna osnovica 502.557 563.545 627.691 695.196 766.271 911.546 953.118 996.008 1.040.260 1.085.916 1.133.022 1.181.624 Porez 20% 100.511 112.709 125.538 139.039 153.254 182.309 190.624 199.202 208.052 217.183 226.604 236.325 DOBIT NAKON OPOREZIVANJA 889.957 907.474 925.250 943.272 961.527 965.915 992.048 1.018.950 1.046.644 1.075.153 1.104.502 1.134.715 NOVČANI TOK (netto) 188.718 206.235 224.011 242.034 260.288 731.500 757.633 784.535 812.229 840.739 870.088 900.300 KUMULATIVNI NOVČANI TOK -451.543 -262.825 -56.590 167.421 409.454 669.742 1.401.243 2.158.875 2.943.410 3.755.639 4.596.378 5.466.466 6.366.766

CTT HBOR


95

Stavka/godina 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

I PRIMICI 4.515.436 1.205.344 1.241.504 1.278.749 1.317.111 1.356.625 1.397.324 1.439.243 1.482.421 1.526.893 1.572.700 1.619.881 3.667.114

1. Ukupni prihod 1.205.344 1.241.504 1.278.749 1.317.111 1.356.625 1.397.324 1.439.243 1.482.421 1.526.893 1.572.700 1.619.881 1.668.477

2. Izvori financiranja

2.1. Dionički kapital 451.544

2.2. Krediti 4.063.893

3. Ostatak vrijednosti projekta

3.1.Osnovnih sredstava 1.883.200

3.2.Obrtnih sredstava 115.436

II IZDACI 4.515.436 1.016.625 1.035.269 1.054.738 1.075.078 1.096.337 665.823 681.611 697.886 714.664 731.961 749.793 768.177

4. Investicije

4.1. U osnovna sredstva 4.400.000

4.2. U obrtna sredstva 115.436

5. Materijalni troškovi 63.259 65.157 67.112 69.125 71.199 73.335 75.535 77.801 80.135 82.539 85.015 87.565

6. Vanjske usluge (fiksno održavanje) 99.704 102.695 105.776 108.949 112.218 115.584 119.052 122.623 126.302 130.091 133.994 138.014

7. Brutto plaće 51.912 53.469 55.073 56.726 58.427 60.180 61.986 63.845 65.761 67.733 69.765 71.858

8. Ostali troškovi

9. Porezi iz dobiti 100.511 112.709 125.538 139.039 153.254 182.309 190.624 199.202 208.052 217.183 226.604 236.325

10. Obveze prema izvorima

10.1 Anuiteti 464.127 495.401 528.942 564.923 603.529 178.136 185.261 192.672 200.379 208.394 216.730 225.399

10.2.Kamate 237.111 205.838 172.297 136.316 97.710 56.279 49.153 41.743 34.036 26.021 17.685 9.016

10.3. Dividenda

III NETO PRIMICI 0 188.718 206.235 224.011 242.034 260.288 731.500 757.633 784.535 812.229 840.739 870.088 2.898.936

CTT


96

Tablica financijskog toka potvrđuje likvidnost projekta u svim godinama.

Na likvidnost nepovoljno utječe smanjivanje broja pogonskih sati. Ukoliko se broj pogonskih sati smanji na 6000 h/a godišnje neto primici u prvih 5 godina provedbe projekta, zbog previsoke rate komercijalnog kredita, postaju negativni što stvara potrebu za dodatnim financiranjem.

Ekvivalentno opterećenje 6000 h/a Proizvedena električna energija 6000 MWh 1 2 3 4 5 III NETO PRIMICI 0 -69,769 -60,018 -50,241 -40,456 -30,686

Do pojave nelikvidnosti može doći i prilikom poremećaja u osnovnoj djelatnosti tvrtke. Zbog smanjenja narudžbi i posljedično smanjene proizvodnje namještaja ili parketa smanjuje se i raspoloživa količina drvnog ostatka namijenjenog izgaranju u ložištu kogeneracijskog postrojenja. Ukoliko se drvni ostatak odnosno šumska sječka nabavlja na tržištu znatno se mogu povećati materijalni troškovi, te posljedično ugroziti likvidnost projekta. Ukoliko bi se trećina ukupno potrebnog goriva nabavljala po cijeni od 45 EUR/t (što znači da bi prosječna nabavna cijena bila 15 EUR/t, dok bi prosječna otkupna cijena bila 1,1248 kn/kWh) neto primici smanjili bi se za više od 120.000 EUR godišnje.

CIJENE isporučene energije 1,125 kn/kWh 1,3064 tecaj 7,4 kn/EUR isporučene energije 0,152 EUR/kWh biomase 15 EUR/t 1 2 3 4 5 PRIHOD naknada za električnu energiju 1.311.190 1.350.526 1.391.041 1.432.773 1.475.756 Prihod ukupno 1.311.190 1.350.526 1.391.041 1.432.773 1.475.756 TROŠKOVI Gorivo 261.402 269.244 277.321 285.640 294.210 Fiksni troškovi održavanja 99.704 102.695 105.776 108.949 112.218 Varijab. Trošk. održ. EUR/MWt 8.051 8.293 8.541 8.798 9.062 Troškovi osoblja 51.912 53.469 55.073 56.726 58.427 Trošak električne energije 55.208 56.864 58.570 60.327 62.137 Troškovi ukupno 476.277 490.565 505.282 520.440 536.054 III NETO PRIMICI 0 64.274 78.057 91.988 106.050 120.225

CTT HBOR


97

0 2000 4000 6000 80000

2000

4000

6000


sati

kW

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 120

2000

4000

6000

8000

mjeseci

kW


Prilog B: Kogeneracija na biomasu u proizvodnji furnira i parketa Primjenom opisane metodologije analiziran je i potencijal izgradnje postrojenja na lokaciji pogona za proizvodnju furnira i industrijskih parketa.

Analiza se temelji na sljedećim podacima: - raspoloživa količina drvnog ostatka 25.000 m3 - godišnje toplinske potrebe lokacije 29.500 MWh.

Toplinska potrošnja lokacije

Toplinska energija na lokaciji troši se u procesima sušenja furnira i parketa, te za grijanje radnih prostora. U procesu sušenja furnira za zagrijavanje zraka, koji se upuhuje s obje strane furnirskih listova, koristi se medij relativno visoke temperature (najčešće vodena para 170°C/7 bar). Zahtijevani parametri ogrjevnog medija utjecat će na projektne i pogonske značajke kogeneracijskog postrojenja.

Rezultati proračuna toplinskih potreba lokacije za pretpostavljeni scenarij potrošnje u 2005. godini prikazani su na slici B2.1. Ukupne godišnje potrebe za toplinskom energijom procijenjene su na približno 29.500 MWh. Uzimajući u obzir gubitke kotla i razvoda (15 %) ukupno potrebna energija goriva je 34.000 MWh ili približno 10.500 m3 drvnog ostatka (približna ogrjevna vrijednost 2,9 MWh/m3 i vlažnost veća od 50 %)

Slika B2.1. Satno i mjesečno toplinsko opterećenje tvornice furnira i industrijskih parketa

Toplinske potrebe lokacije podmiruju se proizvodnjom pare u kotlu snage 7,5 MWt u kojem se kao gorivo koristi drvni ostatak. Drvni ostatak jednim dijelom nastaje u procesu proizvodnje na lokaciji tvrtke dok se drugi dio doprema iz 30 km udaljene tvornice furnira.

CTT HBOR


98

Na intenzitet toplinske potrošnje pored uobičajenih sezonskih varijacija značajnije mogu utjecati i eventualni zastoji u proizvodnji furnira izazvani nedostatkom furnirske sirovine (trupaca). Nepovoljan utjecaj oscilacija u toplinskoj potrošnji na profitabilnost pogona kogeneracijskog postrojenja moguće je eliminirati ugradnjom rashladnog kondenzatora.

Kogeneracijsko postrojenje

Izračunati parametri toplinske potrošnje upućuju na potencijal izgradnje postrojenja približne snage 1.500 kWe čiji se specifični investicijski trošak, u izvedbi s parnim kotlom i parnom turbinom, kreće u rasponu od 2.500 do 3.000 EUR/kWe. U analizi su razmatrane različite veličine i konfiguracije postrojenja pri čemu su varirani glavni tehnički parametri (omjer nazivne toplinske i električne snage) dok su pretpostavljene vrijednosti minimalnog stabilnog opterećenja (20 %), vlastite potrošnje električne energije (8 %) i potrošnje električne energije za pogon ventilatora zraka (3 % rashladnog učina kondenzatora).

Rezultati preliminarne simulacijske analize godišnjeg pogona kogeneracijskog postrojenja za četiri konfiguracije postrojenja jednake toplinske snage (6.000 kW) prikazani su u tablici B1. Simulacijama je uspoređen utjecaj nazivne električne snage (1.200 i 1.500 kW) i različitih rashladnih kapaciteta kondenzatora (0, 1.500 i 3.000 kW) na proizvodnju električne energije i potrošnju drvnog ostatka.

Tablica B1. Rezultati simulacije pogona postrojenja snage 6.000 kWt

XI XII XIII XIV

Nazivna toplinska snaga kogeneracije kWt 6.000 6.000 6.000 6.000

Nazivna električna snaga kogeneracije kWe 1.200 1.200 1.500 1.500

Kapacitet rashladnog kondenzatora kWt - 1.500 1.500 3.000


Toplinska energija vršni kotao Hvršno MWht 2.235 508 508 508


Prosječna električna snaga Pkogen kWe 573 757 954 1.097


Proizvedene količine električne energije u svim razmatranim slučajevima (XI - XIV) veće su od godišnjih potreba tvrtke koje su u 2005. godini iznosile 4.600 MWh. Potrebna količina drvnog ostatka, izračunata je uz pretpostavljenu ukupnu iskoristivost kotlova (kogeneracijskog i vršnog) od 85 %, gubitke razvoda od 5 % i približnu ogrjevnu vrijednost drvnog ostatka od 2,9 MWh/m3 (vlažnost sječke veća od 50 %) Potrošnja drvnog ostatka u svim slučajevima manja je od raspoloživih količina na lokaciji.

CTT HBOR


99

Alternativno je analiziran i pogon postrojenja nižih nazivnih parametara: toplinska snaga 5000 kW, električna snaga 1000 kW ili 1250, rashladni kapacitet kondenzatora 0, 1000 ili 1250 kW. Rezultati simulacijske analize prikazani su tablici B2.

Tablica B2. Rezultati simulacije pogona postrojenja snage 5.000 kWt

XV XVI XVII XVIII

Nazivna toplinska snaga kogeneracije kWt 5.000 5.000 5.000 5.000

Nazivna električna snaga kogeneracije kWe 1.000 1.000 1.250 1.250

Kapacitet rashladnog kondenzatora kWt - 1.250 1.250 2.500


Toplinska energija vršni kotao Hvršno MWht 3.819 2.989 2.989 2.989




Slično kao i u prethodnim slučajevima i rezultati simulacije postrojenja manje snage pokazuju da bi proizvedene količine električne energije bile veće od godišnjih potreba tvrtke. Povećanju proizvedenih količina najviše doprinosi ugradnja rashladnog kondenzatora što je vidljivo iz usporedbe slučajeva XV i XVI. Rezultati simulacije za svih osam razmatranih slučajeva ilustrirani su na slikama B2 i B3. Na svim je prikazima jednaka crvena krivulja trajanja toplinskog opterećenja. Plave krivulje predstavljaju satne netto vrijednosti električne snage kogeneracije (proizvodnja umanjena za vlastitu potrošnju i potrošnju ventilatora zraka rashladnog kondenzatora). Svijetloplavom bojom prikazana je toplinska energija proizvedena u vršnom kotlu, a žutom bojom toplinska energija proizvedena u kogeneracijskom postrojenju.

Treba napomenuti da će u realnim uvjetima krivulje proizvodnje električne energije u manjoj mjeri odstupati od simuliranih zbog specifičnosti sezonskog pogona parne turbine. U zimskim uvjetima za grijanje i sušenje trošit će se veće količine pare viših parametara, pa će proizvodnja električne energije biti manja. S druge strane ljeti će, u uvjetima manje toplinske potrošnje, do izražaja doći pogon u kondenzacijskom režimu i proizvodit će se veće količine električne energije od simuliranih. Za točnije rezultate potrebno je detaljnije simulirati toplinsku potrošnju sušare furnira.

CTT HBOR


100

2000 4000 6000 80000

2000

4000

6000

8000

XI

sati

kW

2000 4000 6000 80000

2000

4000

6000

8000

XII

sati

kW

2000 4000 6000 80000

2000

4000

6000

8000

XIII

sati

kW

2000 4000 6000 80000

2000

4000

6000

8000

IVXIVXIV

sati

kW

HukupnoEkogenHvršniHkogen

2000 4000 6000 80000

2000

4000

6000

8000

XV

sati

kW

2000 4000 6000 80000

2000

4000

6000

8000

XVI

sati

kW

2000 4000 6000 80000

2000

4000

6000

8000

XVII

sati

kW

2000 4000 6000 80000

2000

4000

6000

8000

XVIII

sati

kW

HukupnoEkogenHvršniHkogen

Slika B2. Krivulje trajanja toplinskog opterećenja postrojenja snage 6.000 kWt

Slika B3. Krivulje trajanja toplinskog opterećenja postrojenja snage 5.000 kWt

CTT HBOR


101

Investicijski troškovi

U provedenoj preliminarnoj analizi profitabilnosti pretpostavljen je specifični investicijski trošak postrojenja od 4.000 EUR/kWe, te specifični trošak instalacije kondenzatora od 60 EUR/kW sveden na kW rashladnog kapaciteta.


Procijenjeni su u odnosu na vrijednost investicije i iznose 3 % godišnje.

Profitabilnost

Za preliminarnu ocjenu profitabilnosti uspoređeni su indikatori profitabilnosti pogona postrojenja različite veličine. Financijska analiza provedena je uz pretpostavku isporuke ukupno proizvedene električne energije. Isporučena električna energija otkupljuje se prema odredbama članka 4. st 1. Tarifnog sustava za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora energije i kogeneracije za postrojenja priključena na distribucijsku mrežu koja koriste obnovljive izvore energije za proizvodnju električne energije instalirane električne snage veće od 1 MW. Postrojenje pripada podkategoriji 2.c2. elektrana na krutu biomasu iz drvno-prerađivačke industrije za koje je važeća poticajna cijena od 0,9036 kn/kWh. Poticajna cijena važeća je za 2009. godinu, a određena je primjenom korekcijske formule vezane za promjenu indeksa potrošačkih cijena.

Financijska analiza ilustrirana je korištenjem rezultata simulacije pogona kogeneracijskog postrojenja snage 6000 kWt, 1200 kWe uz kapacitet kondenzatora od 1500 kWt (slučaj XII). Polazni podaci i parametri financijske analize su sljedeći:

Investicija: - kogeneracijsko postrojenje 1.200 kWe × 4000 EUR/kW = 4,800.000,- EUR - rashladni kondenzator 1.500 kWt × 60 EUR/kW = 90.000,- EUR

Troškovi pogona i održavanja (3 % investicije/godišnje):

4,890.000,- × 0,03 = 146.700,- EUR

Vlastita potrošnja električne energije:

598.713 kWh × 0,6 kn/kWh = 359.228,- kn 48.544,- EUR

Električna energija za pogon ventilatora rashl. kondenzatora:

251.752 kWh × 0,6 kn/kWh = 151.051,- kn 20.412,- EUR

CTT HBOR


102

Zarada od isporuke električne energije

7,483.925 kWh × 0,9036 kn/kWh = 6,762.475,- kn 913.848,- EUR Parametri:

- ekonomski životni vijek projekta n = 12 godina (odgovara trajanju ugovora o otkupu električne energije),

- obračunska kamatna stopa r = 6 % - tečaj 1 EUR = 7,4 kn.

Rezultati: Izračunati indikatori profitabilnosti za razmatrani slučaj XII prikazani su u tablici B3.

Parametar

Investicija € 4,890.000,-

Godišnja netto zarada €/god 698.192,-

Jednostavni period povrata god 7,1

Diskontirani period povrata god 9,6

Netto sadašnja vrijednost € 963.576,-

Interna stopa povrata % 9,1 r = 6 %, n = 12 godina

Tablica B3 Indikatori profitabilnosti, pogon kogeneracije u tvornici furnira

Nepovoljni indikatori profitabilnosti rezultat su visokog specifičnog investicijskog troška, niske električne iskoristivosti, te niske poticajne cijene.

Ukoliko bi se investicijski trošak sveo na razinu 2.700 EUR/kWe (koja je odgovarala analiziranom postrojenju sličnih parametara u [35]) IRR bi se povećao na 17,3 %, a jednostavni period povrata smanjio na 4,9 godina. Međutim, aktualno stanje na tržištu energetske opreme i još uvijek visoka cijena komponenata ne daju podlogu za takva očekivanja.

Oportuno bi bilo razmotriti konfiguraciju manjeg nazivnog kapaciteta koja bi omogućila isporuku proizvedene električne energije po višoj poticajnoj tarifi.

Za dostizanje indikatora profitabilnosti koji su izračunati u Prilogu A potrebno bi bilo povećati trajanje pogona na nazivnoj snazi za što bi trebalo povećati kapacitet rashladnog kondenzatora.

U tom bi se slučaju i rezultati detaljne financijske analizi približili rezultatima iz Priloga A.

CTT HBOR


103

B1. Detaljna financijska analiza

B1.1 Investicije u dugotrajnu imovinu (osnovna sredstva) OSNOVNA SREDSTVA % Nabavna vrijednost

Građevinski objekti, spremište goriva, ... 20 978.000

Komponente postrojenja - ložište, kotao, kogeneracijski modul, kondenzator, transporteri goriva, elektro i hidraulička oprema ... 72 3.520.800


UKUPNO: 100 4.890.000

B1.2 Investicije u obrtna sredstva



Prosječna sredstva




UKUPNO: 232.305 64.184

B1.3 Troškovi poslovanja - godišnji Ovi troškovi za razmatrano postrojenje obuhvaćaju fiksne i varijabilne troškove održavanja, troškove plaća pogonskog osoblja, te troškove pokrivanja vlastite potrošnje električne energije postrojenja. Pretpostavljeni godišnji troškovi održavanja slijed obrazac definiran u tablici 3.1. poglavlja 3 i iznose 2,2 % investicije u fiksnom dijelu, te 0,14 EUR/MWht u varijabilnom dijelu (sveden na ekvivalentnu toplinsku energiju utrošenog goriva)






UKUPNO 232.305

CTT HBOR


104

Zbroj fiksnih i varijabilnih troškova održavanja iznosi 165.480 EUR što predstavlja 3,3 % investicije. Trošak osoblja obračunat je na temelju pretpostavljenog broja sati godišnjeg angažmana pogonskog osoblja za postrojenja slične veličine i tehnologije [38], te primjenom lokalne satnice od 12 EUR/h brutto. Alternativno se trošak osoblja može obračunati i preko karakterističnog koeficijenta kojim se broj zaposlenih vezuje za ukupno proizvedenu električnu energiju.

B1.4 Proračun amortizacije Amortizacijski vijek za pojedine grupe osnovnih sredstava definiran je slijedom odredbi Pravilnika o amortizaciji odnosno pripadajuće tablice godišnjih stopa amortizacije dugotrajne imovine

Nabavna vrijednost



Ostatak vrijednosti

Objekti 978.000 40 24.450 684.600

Komponente postrojenja, oprema 3,520.800 20 176.040 1,408.320



B1.5 Financijska konstrukcija Kod izračuna ulaganja pored investicije pretpostavljena je dvostruka prosječna vrijednost potrebnih obrtnih sredstava. Među izvorima financiranja najveći udio ima kredit razvojne banke koji predstavlja polovicu potrebne investicije u opremu. Predviđen je i manji udio dioničkog kapitala (vlastita sredstva 10 %) dok se kreditom komercijalne banke namiruje razlika do punog iznosa ulaganja.


ULAGANJE



UKUPNO 5,018.368

IZVORI


Kredit 1, razvojna banka 50 % investicije u opremu 2.445.000 49%

Kredit 2, komercijalna banka 2.071.531 41%

UKUPNO 5.018.368

CTT HBOR


105

B1.6 Uvjeti kreditiranja

PLAN OTPLATE KREDITA (1) IZNOS KAMATA ROK (godina) RATA

Kredit 1 2.445.000 4% 12 262,520

Kredit 2 2.071.531 12% 5 574,663

Visina kamate kredita razvojne banke mijenja se ovisno o statusu tvrtke definiranog mjestom registracije (područja od posebne državne skrbi ili brdsko planinska područja), veličinom (male, srednje ili velike tvrtke) ili dokazanom tržišnom konkurentnosti. Kod kredita komercijalne banke kamata kao i rokovi otplate mogu se i mijenjati ovisno o prilikama na financijskom tržištu. Pretpostavljene se godišnje otplate u jednakim ratama premda su uobičajene i kvartalne ili polugodišnje otplate kredita. Za dionički kapital može se predvidjeti i isplata dividende u iznosu koji se definira unaprijed ili ovisno o rezultatima godišnjeg poslovanja.

CTT HBOR


106


Snaga postrojenja 1,2 MWe Specifična investicija 4075 EUR/kWe Investicija ukupno 4890000 EUR PROIZVODNJA I POTROŠNJA Ekvivalentno opterećenje 6236 h/a Proizvedena električna energija 7500 MWh Vlastita potrošnja, udio 11% % Vlastita potrošnja 825 MWh Nabavna cijena električne energije 81 EUR/MWh Električna iskoristivost, na stez. generał. 14% Potrošnja goriva 53571 MWh Ogrjevna vrijednost goriva 2,0 MWh/t Potrošnja goriva 26.786 t ESKALACIJSKI FAKTORI električna energija 3% gorivo 3% inflacija 3% CIJENE isporučene energije 0,9036 kn/kWh tečaj 7,4 kn/EUR isporučene energije 0,122 EUR/kWh sječke 0 EUR/t

Neto primici postaju pozitivni tek u 6. godini odvijanja projekta, nakon otplate kredita komercijalne banke.

CTT HBOR

Darovnica: GEF/IBRD TF054973, Projekt: Obnovljivi izvori energije Kogeneracija na biomasu – primjeri najbolje prakse 107

0. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12.

INVESTICIJA 5.018.368 Financiranje Dionički kapital 501.837 Kredit 1 2.445.000 Kamata 1 97.800 91.291 84.522 77.482 70.161 62.546 54.627 46.392 37.826 28.919 19.655 10.020 Anuiteti 1 162.720 169.229 175.998 183.038 190.359 197.974 205.893 214.129 222.694 231.601 240.865 250.500 Kredit 2 2.071.531 Kamata 2 248.584 209.454 165.629 116.545 61.571 Anuiteti2 326.079 365.209 409.034 458.118 513.092 PRIHODI naknada za električnu energiju 943.285 971.584 1.000.731 1.030.753 1.061.676 1.093.526 1.126.332 1.160.122 1.194.925 1.230.773 1.267.696 1.305.727 Prihod ukupno 943.285 971.584 1.000.731 1.030.753 1.061.676 1.093.526 1.126.332 1.160.122 1.194.925 1.230.773 1.267.696 1.305.727 TROŠKOVI Gorivo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Fiksni troškovi održavanja 110.807 114.132 117.556 121.082 124.715 128.456 132.310 136.279 140.367 144.579 148.916 153.383 Varijabilni troškovi održavanja 7.725 7.957 8.195 8.441 8.695 8.955 9.224 9.501 9.786 10.079 10.382 10.693 Troškovi osoblja 51.912 53.469 55.073 56.726 58.427 60.180 61.986 63.845 65.761 67.733 69.765 71.858 Trošak električne energije 68.830 70.895 73.021 75.212 77.468 79.793 82.186 84.652 87.191 89.807 92.501 95.276 Troškovi ukupno 239.274 246.452 253.846 261.461 269.305 277.384 285.706 294.277 303.105 312.198 321.564 331.211 DOBIT PRIJE OPOREZIVANJA 704.011 725.131 746.885 769.292 792.371 816.142 840.626 865.845 891.820 918.575 946.132 974.516 amortizacija 278.730 278.730 278.730 278.730 278.730 200.490 200.490 200.490 200.490 200.490 200.490 200.490 kamata 346.384 300.745 250.151 194.027 131.732 62.546 54.627 46.392 37.826 28.919 19.655 10.020 Porezna osnovica 78.897 145.656 218.004 296.535 381.909 553.105 585.509 618.963 653.504 689.166 725.987 764.006 Porez 20% 15.779 29.131 43.601 59.307 76.382 110.621 117.102 123.793 130.701 137.833 145.197 152.801 DOBIT NAKON OPOREZ. 688.232 696.000 703.284 709.985 715.989 705.521 723.524 742.052 761.119 780.741 800.934 821.715 NOVČANI TOK (netto) -146.951 -139.183 -131.898 -125.198 -119.194 445.001 463.004 481.532 500.599 520.221 540.414 561.195 KUMULATIVNI NOVČANI TOK -501.837 -648.788 -787.971 -919.869 -1.045.067 -1.164.261 -719.261 -256.257 225.275 725.875 1.246.096 1.786.510 2.347.705

CTT HBOR


108

Stavka/godina 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

I PRIMICI 5.018.368 943.285 971.584 1.000.731 1.030.753 1.061.676 1.093.526 1.126.332 1.160.122 1.194.925 1.230.773 1.267.696 3.527.015

1. Ukupni prihod 943.285 971.584 1.000.731 1.030.753 1.061.676 1.093.526 1.126.332 1.160.122 1.194.925 1.230.773 1.267.696 1.305.727



2.2. Krediti 4.516.531




II IZDACI 5.018.368 1.090.236 1.110.766 1.132.630 1.155.951 1.180.870 648.525 663.328 678.590 694.326 710.552 727.282 744.533

4. Investicije





7. Brutto plaće 51.912 53.469 55.073 56.726 58.427 60.180 61.986 63.845 65.761 67.733 69.765 71.858

8. Ostali troškovi

9. Porezi iz dobiti 15.779 29.131 43.601 59.307 76.382 110.621 117.102 123.793 130.701 137.833 145.197 152.801


10.1 Anuiteti 488.799 534.437 585.032 641.156 703.451 197.974 205.893 214.129 222.694 231.601 240.865 250.500

10.2.Kamate 346.384 300.745 250.151 194.027 131.732 62.546 54.627 46.392 37.826 28.919 19.655 10.020

10.3. Dividenda

III NETO PRIMICI 0 -146.951 -139.183 -131.898 -125.198 -119.194 445.001 463.004 481.532 500.599 520.221 540.414 2.782.482

CTT HBOR


109

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000-20

-10

0

10

20

30Vanjska temperatura

o C

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

1000

2000

3000

4000Toplinsko opterecenje grijanja

kW

sati

Prilog C: Kogeneracija na šumsku sječku u sustavu područnog grijanja manjeg naselja.

Analizirana je isplativost pogona kogeneracije na biomasu koja bi se koristila u manjem naselju za pokrivanje sezonskih toplinskih potreba grijanja kućanstava i javnih i poslovnih objekata, te za cjelogodišnju pripremu potrošne tople vode. U okviru provedene analize razmatrano je samo energetsko postrojenje s kogeneracijskom jedinicom, vršnim kotlom i toplinskom podstanicom koje isporučuje toplinsku energiju zadanih parametara u toplinski sustav.

Izgradnja, pogon i održavanje toplinske mreže nisu bili predmet analize s obzirom da podliježu različitom modelu financiranja odnosno subvencioniranja.

C1. Toplinska potrošnja Za odabranu lokaciju i očekivano trajanje sezone grijanja od početka rujna do kraja svibnja pretpostavljeni su sljedeći granični parametri toplinske potrošnje:

- maksimalno toplinsko opterećenje u sezoni grijanja 3.500 kW - maksimalno toplinsko opterećenje izvan sezone grijanja 750 kW

Godišnje toplinske potrebe grijanja stambenih i poslovnih objekata procijenjene su na temelju satne analize toplinskog opterećenja. Ilustracija rezultata proračuna prikazana je na slici C1.

Slika C1. Satne vrijednosti vanjske temperature i toplinskog opterećenja tijekom godine

dana.

CTT HBOR


110

0 2000 4000 6000 80000

1000

2000

3000

4000LDC Toplinsko opterecenje

sati u godini

kW

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 120

1000

2000

3000

4000

mjeseci u godini

kW


U gornjem koordinatnom sustavu prikazane su satne vrijednosti vanjskih temperatura tijekom jedne godine (8760 sati). U donjem koordinatnom sustavu nalaze se procijenjene vrijednosti toplinskog opterećenja grijanja stambenih i poslovnih objekata. Prilikom procijene pretpostavljeno je da će se tijekom lipnja, srpnja i kolovoza promjenjivim toplinskim opterećenjem podmirivati potrebe pripreme potrošne tople vode. Za razmatranu lokaciju procijenjene godišnje toplinske potrebe iznosile su približno 14.600 MWh. Za njihovo potpuno pokrivanje izgaranjem sječke vlažnosti 35 % u toplovodnom kotlu trebalo bi približno 5.600 m3 ili 5.900 t šumske sječke. Prilikom proračuna potrebnih količina drvnog ostatka pretpostavljena je ogrjevna vrijednost sječke 3,1 MWh/m3 ili 2,9 MWh/t, te toplinski gubici kotla i razvoda od približno 15 %. Na slici C2 u lijevom koordinatnom sustavu podaci o satnom toplinskom opterećenju prikazani su preko tzv. krivulje trajanja opterećenja (engl. Load Duration Curve – LDC) koja se koristi za određivanje veličine kogeneracijskog postrojenja i omogućava procjenu očekivanog broja sati pogona na nazivnoj snazi. U lijevom koordinatnom sustavu prikazani su mjesečni prosjeci toplinskih opterećenja koji se mogu iskoristiti za približno određivanje potrebnih količina drvnog ostatka.

Slika C2. Krivulja trajanja opterećenja i prosječno mjesečno opterećenje

Izbor optimalne veličine kogeneracijskog postrojenja koje će proizvoditi električnu energiju u ritmu potražnje za toplinskom energijom može izazvati određene dileme kod potencijalnog investitora jer:

- veliko postrojenje koje pokriva približno svu zimsku toplinsku potrošnju može biti slabije iskorišteno u većem dijelu godine, a ljeti se može dogoditi i obustava zbog ograničenja koja nameće pogon na niskim opterećenjima

- malo postrojenje koje će pokrivati baznu toplinsku potrošnju osigurati će kontinuiran pogon u većem dijelu godine ali na račun manje proizvodnje električne energije i viših specifičnih investicijskih troškova.

Dobro iskorištenje instaliranih kapaciteta može se postići ukoliko je postrojenje relativno malo i osigurava pokrivanje samo 40 % zimske vršne toplinske potrošnje.

CTT HBOR


111

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

sati

kW

Kogeneracija + vršni kotao

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

sati

kW

Kogeneracija + vršni kotao+kondenzator

Hvršni

Hkonden

HkogenHukupno

Ekogen

Takvo dimenzioniranje načelno jamči relativno bolji povrat investicije u kogeneracijsko postrojenje. Europska iskustva pokazuju da je optimalni ekonomski kapacitet postrojenja u rasponu 50 % do 70 % vršnog zimskog toplinskog opterećenja. U okvirima zadane toplinske potrošnje o optimalni kapacitet kogeneracijskog postrojenja u ovisi o: troškovima goriva, investicijskim troškovima, troškovima proizvodnje vršne topline, tarifama za električnu energiju, te očekivanom razvoju toplinske potrošnje. C2. Kogeneracijsko postrojenje Slijedom prethodnih razmatranja simuliran je pogon kogeneracijskog postrojenja toplinskog kapaciteta 2,3 MW i nazivne električne snage 0,5 MW. Uspoređene su dvije konfiguracije kogeneracijskog postrojenja, bez rashladnog kondenzatora i s rashladnim kondenzatorom.

Slika C3. Ilustracija pogona kogeneracijskog postrojenja i toplovodnog kotla u konfiguraciji s (dolje) i bez (gore) rashladnog kondenzatora

CTT HBOR


112

Na slici C3 crvenom je krivuljom označena toplinsko opterećenje lokacije koje se pokriva proizvodnjom i isporukom toplinske energije u kogeneracijskom postrojenju (žuta površina) i toplovodnom-vršnom kotlu (svijetloplava površina). U konfiguraciji s rashladnim kondenzatorom viškovi toplinske energije proizvedeni u kogeneracijskom postrojenju (zelena površina) ispuštaju se u okolinu. Tamnoplava krivulja predstavlja snagu na stezaljkama generatora. Razvidno je da konfiguracija s kondenzatorom omogućava veću proizvodnju električne energije. Rezultati satne analize razmatranih konfiguracija kogeneracijskog postrojenja prikazani su u tablici C1.

Tablica C1 Rezultati simulacije postrojenja bez i sa rashladnim kondenzatorom

Bez

kondenzatora

S

kondenzatorom

Nazivna toplinska snaga kogeneracije kWt 2.300 2.300

Nazivna električna snaga kogeneracije kWe 500 500

Kapacitet rashladnog kondenzatora kWt - 1.150

Toplinska energija kogeneracija Hkogen MWht 13.644 13.709

Toplinska energija vršni kotao Hvršno MWht 967 904

Višak topline oslobođen u konden. Hkonde MWht - 4.842

Električna energija kogeneracije Ekogen MWhe 2.966 4.033

Prosječna električna snaga Pkogen kWe 338 460

Potrošnja električne energije u ORC MWhe 445 604

Potrošnja električne energije u konden. MWhe - 242

Potrošnja drvnog ostatka (kogen+vršno) t 7.552 10.102

Kogeneracijsko postrojenje u konfiguraciji bez rashladnog kondenzatora proizvelo bi tijekom jednogodišnjeg pogona približno 3.000 MWh električne energije, a s proizvedenih 13.644 MWh toplinske energije pokrilo bi većinu potreba nastalih u sustavu područnog grijanja. Pogon toplovodnog kotla koristio bi se za pokrivanje vršnih opterećenja u hladnim zimskim danima i minimalnih opterećenja u ljetnoj sezoni. Ukupno procijenjena godišnja potrošnja sječke (vlažnosti 35 %) iznosila bi 7.065 m3 ili 7.552 t godišnje od čega bi najveći dio bio spaljen u ložištu kogeneracijskog postrojenja.

U konfiguraciji s rashladnim kondenzatorom kogeneracijsko postrojenje proizvelo bi za trećinu više električne energije, ali i potrošilo za trećinu više drvne sječke. Pored povećane vlastite potrošnje električne energije u kogeneracijskom postrojenju (za pogon ventilatora zraka i dimnih plinova, pogon pumpi termičkog ulja i pumpi radne

CTT HBOR


113

tvari) konfiguracija s kondenzatorom treba električnu energiju i za pogon ventilatora zraka koji struji kroz rashladni kondenzator.

C3. Profitabilnost Investicija: - kogeneracijsko postrojenje 500 kWe × 4.900 EUR/kW = 2,450.000 EUR - rashladni kondenzator 1150 kWt × 60 EUR/kW = 69.000 EUR Troškovi pogona i održavanja (3 % investicije/godišnje): - postrojenje bez kondenzatora 0,03 × 2,450.000 EUR = 73.500 EUR - postrojenje s kondenzatorom 0,03 × 2,519.000 EUR = 75.570 EUR Troškovi goriva - postrojenje bez kondenzatora 7.552 × 45 EUR/t = 339.851 EUR - postrojenje s kondenzatorom 10.102 × 45 EUR/t = 454.578 EUR

Troškovi električne energije - postrojenje bez kondenzatora

445 MWh × 600 kn/MWh = 267.000,- kn 30.749 EUR

- postrojenje s kondenzatorom

846 MWh × 600 kn/MWh = 507.600,- kn 57.945 EUR

Zarada (isporuka električne i potrebne toplinske energije)

električna energija

- postrojenje bez kondenzatora

2.966 MWh × 1.306,4 kn/MWh = 3,874.782,- kn 530.792 EUR

- postrojenje s kondenzatorom

4.033 MWh × 1.306,4 kn/MWh = 5,268.711,- kn 721.741 EUR

toplinska energija

14.613 MWh × 150 kn/MWh = 2,191.950,- kn 300.267 EUR

CTT HBOR


114

Parametri: - ekonomski životni vijek projekta n = 12 godina (odgovara trajanju ugovora o

otkupu električne energije), - obračunska kamatna stopa 6 % - tečaj 1 EUR = 7,4 kn.

Rezultati financijske analize prikazani su u tablici 2 Tablica C2. Indikatori profitabilnosti

Parametar Postrojenje bez kondenzatora

Postrojenje s kondenzatorom

Investicija € 2,450.000 2,519.000

Godišnja netto zarada €/god 370.408 409.443

Jednostavni period povrata god 6,6 6,2

Diskontirani period povrata god 8,68 7,91

Netto sadašnja vrijednost € 655,440 913.705

Interna stopa povrata % 10,6 12,1 r = 6 %, n = 12 godina

Usporedba indikatora profitabilnosti za dvije konfiguracije ukazuje da konfiguracija postrojenja nije presudna za financijsku atraktivnost projekta jer se povećanje proizvodnje električne energije u konfiguraciji s rashladnim kondenzatorom ostvaruje na račun povećane potrošnje (relativno skupog) goriva. Znatno veći utjecaj na profitabilnost imaju:

- cijena sječke (smanjenje na 35 EUR/t povećava IRR s 10,6 na 14,7 %),

- cijena topline (povećanje na 200 kn/MWh povećava IRR s 10,6 na 15,9 %),

- specifični investicijski trošak (smanjenje na 4.500 EUR/kWe povećava IRR s 10,6 na 12,8 %)

- tečaj (povećanje tečaja na 7,6 smanjuje IRR s 10,6 na 9,4 %).

CTT HBOR


115

C4. Detaljna financijska analiza

C4.1 Investicije u dugotrajnu imovinu (osnovna sredstva) OSNOVNA SREDSTVA % Nabavna vrijednost

Građevinski objekti, spremište goriva,… 20 490.000



UKUPNO: 100 2.450.000

C4.2 Investicije u obrtna sredstva



Prosječna sredstva




UKUPNO: 128.841 33.195

C4.3 Troškovi poslovanja - godišnji Ovi troškovi za razmatrano postrojenje obuhvaćaju fiksne i varijabilne troškove održavanja, troškove plaća pogonskog osoblja, te troškove pokrivanja vlastite potrošnje električne energije postrojenja. Pretpostavljeni godišnji troškovi održavanja slijed obrazac definiran u tablici 3.1. poglavlja 3 i iznose 2,2 % investicije u fiksnom dijelu, te 0,14 EUR/MWht u varijabilnom dijelu (sveden na ekvivalentnu toplinsku energiju utrošenog goriva)






UKUPNO 128.841

Zbroj fiksnih i varijabilnih troškova održavanja iznosi 92.804 EUR što predstavlja 3,7 % investicije. Trošak osoblja obračunat je na temelju pretpostavljenog broja sati

CTT HBOR


116

godišnjeg angažmana pogonskog osoblja za postrojenja slične veličine i tehnologije [38], te primjenom lokalne satnice od 12 EUR/h brutto. Alternativno se trošak osoblja može obračunati i preko karakterističnog koeficijenta kojim se broj zaposlenih vezuje za ukupno proizvedenu električnu energiju.

C4.4 Proračun amortizacije Amortizacijski vijek za pojedine grupe osnovnih sredstava definiran je slijedom odredbi Pravilnika o amortizaciji odnosno pripadajuće tablice godišnjih stopa amortizacije dugotrajne imovine

Nabavna vrijednost



Ostatak vrijednosti

Objekti 490.000 40 12.250 343.000

Komponente postrojenja, oprema 1,764.000 20 88.200 705.600



C4.5 Financijska konstrukcija Kod izračuna ulaganja pored investicije pretpostavljena je dvostruka prosječna vrijednost potrebnih obrtnih sredstava. Među izvorima financiranja najveći udio ima kredit razvojne banke koji predstavlja polovicu potrebne investicije u opremu. Predviđen je i manji udio dioničkog kapitala (vlastita sredstva 10 %) dok se kreditom komercijalne banke namiruje razlika do punog iznosa ulaganja.


ULAGANJE



UKUPNO 2,516.390

IZVORI




UKUPNO 2.516.390

CTT HBOR


117

C4.6 Uvjeti kreditiranja


Kredit 1 1.225.000 4% 12 130.526

Kredit 2 1.039.751 8% 5 260.412

Visina kamate kredita razvojne banke mijenja se ovisno o statusu koji tvrtka ima bilo zbog mjesta registracije (područja od posebne državne skrbi ili brdsko planinska područja), zbog veličine (male, srednje ili velike tvrtke) ili zbog dokazane tržišne konkurentnosti. Kod kredita komercijalne banke kamata kao i rokovi otplate mogu se i mijenjati ovisno o prilikama na financijskom tržištu. Pretpostavljene se godišnje otplate u jednakim ratama premda su uobičajene i kvartalne ili polugodišnje otplate kredita. Za dionički kapital može se predvidjeti i isplata dividende u iznosu koji se definira unaprijed ili ovisno o rezultatima godišnjeg poslovanja.

CTT HBOR


118


Snaga postrojenja 0,5 MWe Specifična investicija 4.900 EUR/kWe Investicija ukupno 2.450.000 EUR PROIZVODNJA I POTROŠNJA Ekvivalentno opterećenje 5.932 h/a Proizvedena električna energija 2.966 MWh Vlastita potrošnja, udio 15 % Vlastita potrošnja 445 MWh Nabavna cijena električne energije 81 EUR/MWh Električna iskoristivost, na stezaljk. gen. 14% Proizvedena toplinska energija kogen 13.644 Proizvedena toplinska energija vršni kotao 1.138 Potrošnja goriva 21879 MWh Ogrjevna vrijednost goriva 2,9 MWh/t Potrošnja goriva (kogeneracija + vršni k.) 7.544 t ESKALACIJSKI FAKTORI električna energija 3% gorivo 3% inflacija 3% CIJENE isporučene električne energije 1,3064 kn/kWh isporučene toplinske energije 150 kn/MWh tečaj 7,4 kn/EUR isporučene električne energije 0,177 EUR/kWh isporučene toplinske energije 20 EUR/MWh sječke 45 EUR/t

CTT HBOR


119

Stavka/godina 0. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 INVESTICIJA 2.516.390 Financiranje Dionički kapital 251.639 PLAN OTPLATE KREDITA (2) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Kredit 1 1.225.000 Kamata 1 49.000 45.739 42.347 38.820 35.152 31.337 27.369 23.243 18.952 14.489 9.847 5.020 Anuiteti 1 81.526 84.787 88.179 91.706 95.374 99.189 103.157 107.283 111.575 116.038 120.679 125.506 Kredit 2 1.039.751 Kamata 2 83.180 69.002 53.689 37.151 19.290 Anuiteti2 177.232 191.411 206.724 223.262 241.123 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 PRIHODI naknada za električnu energiju 539.328 555.508 572.173 589.338 607.018 625.229 643.986 663.305 683.204 703.700 724.811 746.556 naknada za toplinsku energiju 305.054 314.206 323.632 333.341 343.341 353.641 364.250 375.178 386.433 398.026 409.967 422.266 Prihod ukupno 844.382 869.713 895.805 922.679 950.359 978.870 1.008.236 1.038.483 1.069.638 1.101.727 1.134.779 1.168.822 TROŠKOVI Gorivo 331.503 341.448 351.691 362.242 373.109 384.302 395.831 407.706 419.937 432.536 445.512 458.877 Fiksni troškovi održavanja 55.517 57.183 58.898 60.665 62.485 64.359 66.290 68.279 70.327 72.437 74.610 76.849 Varijabilni troš. održ. EUR/MWt 2.991 3.081 3.173 3.268 3.366 3.467 3.571 3.678 3.789 3.902 4.020 4.140 Troškovi osoblja 37.080 38.192 39.338 40.518 41.734 42.986 44.275 45.604 46.972 48.381 49.832 51.327 Trošak električne energije 37.118 38.232 39.378 40.560 41.777 43.030 44.321 45.650 47.020 48.431 49.883 51.380 Troškovi ukupno 464.208 478.135 492.479 507.253 522.471 538.145 554.289 570.918 588.045 605.687 623.857 642.573 DOBIT PRIJE OPOREZIVANJA 380.173 391.579 403.326 415.426 427.888 440.725 453.947 467.565 481.592 496.040 510.921 526.249 amortizacija 139.650 139.650 139.650 139.650 139.650 100.450 100.450 100.450 100.450 100.450 100.450 100.450 kamata 132.180 114.740 96.036 75.971 54.442 31.337 27.369 23.243 18.952 14.489 9.847 5.020 Porezna osnovica 108.343 137.188 167.640 199.805 233.797 308.938 326.127 343.872 362.190 381.101 400.624 420.779 Porez 20% 21.669 27.438 33.528 39.961 46.759 61.788 65.225 68.774 72.438 76.220 80.125 84.156 DOBIT NAKON OPOREZIVANJA 358.505 364.141 369.798 375.465 381.129 378.938 388.721 398.791 409.154 419.820 430.796 442.093 NOVČANI TOK (neto) -32.434 -26.798 -21.141 -15.474 -9.810 248.411 258.195 268.264 278.628 289.293 300.270 311.567 KUMULATIVNI NOVČANI TOK -251.639 -284.073 -310.871 -332.012 -347.486 -357.295 -108.884 149.311 417.575 696.203 985.496 1.285.766 1.597.333

CTT HBOR


120

Stavka/godina 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

I PRIMICI 2.516.390 844.382 869.713 895.805 922.679 950.359 978.870 1.008.236 1.038.483 1.069.638 1.101.727 1.134.779 2.283.812

1. Ukupni prihod 844.382 869.713 895.805 922.679 950.359 978.870 1.008.236 1.038.483 1.069.638 1.101.727 1.134.779 1.168.822



2.2. Krediti 2.264.751




II IZDACI 2.516.390 876.816 896.511 916.945 938.153 960.169 730.459 750.041 770.219 791.010 812.433 834.508 857.255

4. Investicije





7. Brutto plaće 37.080 38.192 39.338 40.518 41.734 42.986 44.275 45.604 46.972 48.381 49.832 51.327

8. Ostali troškovi

9. Porezi iz dobiti 21.669 27.438 33.528 39.961 46.759 61.788 65.225 68.774 72.438 76.220 80.125 84.156


10.1 Anuiteti 258.759 276.198 294.903 314.968 336.497 99.189 103.157 107.283 111.575 116.038 120.679 125.506

10.2.Kamate 132.180 114.740 96.036 75.971 54.442 31.337 27.369 23.243 18.952 14.489 9.847 5.020

10.3. Dividenda

III NETO PRIMICI 0 -32.434 -26.798 -21.141 -15.474 -9.810 248.411 258.195 268.264 278.628 289.293 300.270 1.426.557

CTT HBOR


121

Na negativne neto primitke u prvih pet godina odvijanja projekta najviše utječu ročnost i kamata kredita komercijalne banke. Snižavanjem kamate na 4 % negativni neto primici pojavljuju se samo u prve dvije godine u relativno malim iznosima.


Kredit 1 1.225.000 4% 12 130.526

Kredit 2 1.039.751 4% 5 233.556

1 2 3 4 5 PRIHODI naknada za električnu energiju 539.328 555.508 572.173 589.338 607.018 naknada za toplinsku energiju 305.054 314.206 323.632 333.341 343.341 Prihod ukupno 844.382 869.713 895.805 922.679 950.359 TROŠKOVI Gorivo 331.503 341.448 351.691 362.242 373.109 Fiksni troškovi održavanja 55.517 57.183 58.898 60.665 62.485 Varijabilni troškovi održavanja EUR/MWt 2.991 3.081 3.173 3.268 3.366 Troškovi osoblja 37.080 38.192 39.338 40.518 41.734 Trošak električne energije 37.118 38.232 39.378 40.560 41.777 Troškovi ukupno 464.208 478.135 492.479 507.253 522.471 DOBIT PRIJE OPOREZIVANJA 380.173 391.579 403.326 415.426 427.888 amortizacija 139.650 139.650 139.650 139.650 139.650 kamata 90.590 79.650 68.273 56.441 44.135 Porezna osnovica 149.933 172.278 195.403 219.335 244.104 Porez 20% 29.987 34.456 39.081 43.867 48.821 DOBIT NAKON OPOREZIVANJA 350.187 357.123 364.245 371.559 379.068 NOVČANI TOK (netto) -13.896 -6.960 163 7.476 14.985

CTT HBOR


122

Prilog D. Kogeneracijsko postrojenje s rasplinjavanjem drvne sječke i plinskim motorom – preliminarna analiza opravdanosti izgradnje u tvrtki drvne industrije

U razmatranoj tvrtki proizvode se masivne drvene ploče. Prosječno se godišnje proizvede približno 1500 m3 masivnih ploča koje se uglavnom izvoze na europsko tržište. Proizvodni program temelji se na preradi hrasta koji je zastupljen u približno 80% gotovih proizvoda. Od ostalih vrsta drveta izdvajaju se orah (10%), te trešnja (5%), jasen (3-4 %) i javor (2-3%). Sirovina za preradu (doradne piljenice i elementi) najvećim dijelom se nabavlja na domaćem tržištu.

U proizvodnom procesu nastaje približno 6.000 m3 drvnog ostatka koji se djelomično troši za pokrivanje toplinskih potreba tvrtke u procesima sušenja poluproizvoda i grijanja radnih prostora (procijenjena potrošnja suhe piljevine iznosi 3.600 m3 godišnje).

D1. Toplinske potrebe lokacije Toplinska energija na lokaciji tvrtke troši se kontinuirano u procesu sušenja proizvoda, te sezonski za grijanje radnih prostora. Promjenjive toplinske potrebe sustava grijanja i sušenja podmiruju se pogonom jednog toplovodnog kotla snage 1,2 MWt. Kapacitet kotla nije dovoljan za pokrivanje svih toplinskih potreba u zimskim mjesecima što je u dosadašnjem pogonu uzrokovalo ili usporavanje procesa sušenja ili smanjivanje toplinskog komfora u radnim prostorima. Poluproizvodi se suše u sušarama ukupnog kapaciteta 500 m3 koje su prosječno zauzete 11 mjeseci godišnje. U sljedećem petogodišnjem razdoblju očekuje se povećanje kapaciteta sušenja za 100 m3. Proizvodni proces organiziran je u dvije smjene, pet dana u tjednu. U 2007. godini procijenjene ukupne toplinske potrebe lokacije iznosile su približno 14.600 MWh, a za njihovo potpuno pokrivanje trebalo bi približno 5.000 m3 suhe piljevine. S obzirom na ograničeni kapacitet toplovodnog kotla stvarna potrošnja bila je manja. Prilikom proračuna potrebnih količina drvnog ostatka pretpostavljena je ogrjevna vrijednost suhe piljevine od 3,4 MWh/m3, te gubici kotla i razvoda od približno 15 %.

S očekivanim povećanjem kapaciteta sušara povećat će se i toplinska potrošnja lokacije. Primjenom opisane metodologije izračunati su novi parametri toplinske potrošnje:

− vršno toplinsko opterećenje približno 2,6 MWt, − godišnja toplinska potrošnja približno 17.000 MWh, − godišnja potrošnja drvnog ostatka približno 6.500 m3 (uz pretpostavljenu

prosječnu donju ogrjevnu vrijednost 3,1 MWh/m3)

CTT HBOR


123

0 2000 4000 6000 80000

500

1000

1500

2000

2500


sati u godini

kW

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 120

500

1000

1500

2000

2500

3000

mjeseci

kW


Podaci o budućoj toplinskoj potrošnji na lokaciji ilustrirani su na slici D1. U lijevom koordinatnom sustavu prikazana je godišnja krivulja trajanja (LDC) dok su u desnom koordinatnom sustavu prikazane vrijednosti prosječnog mjesečnog toplinskog opterećenja.

Slika D1. Krivulja trajanja opterećenja i prosječno mjesečno toplinsko opterećenje – nove

sušare u pogonu, Izračunati parametri toplinske potrošnje, prije svega kontinuirana potrebe za toplinom sušenja u iznosu većem od 1,5 MWt i trajanju duljem od 8000 sati godišnje upućuju na postojanje potencijala izgradnje kogeneracijskog postrojenja. Premda su u segmentu kogeneracijskih sustava malih snaga tržišno etablirane konfiguracije s parnim kotlom i parnom turbinom (ili parnim motorom), a u manjoj mjeri i kogeneracije s vrelouljnim kotlom i organskim Rankineovim ciklusom na predmetnoj lokaciji razmotrena je opravdanost ulaganja u kogeneracijsko postrojenje koje se temelji na tehnologiji rasplinjavanja biomase i izgaranja reaktorskog plina u plinskom motoru. Najznačajnija prednost kogeneracijskog postrojenja s rasplinjavanjem drvne sječke u usporedbi s vodeno-parnim ili organskim Rankine-ovim procesom slične snage je viša električna iskoristivost (> 25 %). Zbog povoljnijeg omjera nazivne električne i toplinske snage postrojenje s plinskim motorom i reaktorom prikladnije je za ugradnju na razmatranoj lokaciji. Složena tehnologija čišćenja reaktorskog plina, ovisnost performansi o kvaliteti biomase, te razmjerno visok investicijski trošak (> 5000 EUR/kWe) glavni su nedostaci i razlog trenutno slabije tržišne zastupljenosti ove tehnologije.

CTT HBOR


124

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

1000

2000

3000

kW

Toplinsko opterecenje

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

1000

2000

3000

kW

Kogeneracija toplinaKogeneracija elektricna energija

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

1000

2000

3000

kW

sati u godini

Vršni kotao

D2. Kogeneracijsko postrojenje Simuliran je pogon kogeneracijskog postrojenja snage 900 kWe i 1.570 kWt, ukupne iskoristivosti 77 % (25 % električna i 52 % toplinska). Najvažnije tehno-ekonomske značajke kao i konfiguracija postrojenja definirani su u informativnoj ponudi proizvođača opreme u kojoj se jamči 7.500 sati godišnjeg pogona na nazivnoj snazi. Simulacija mogućeg godišnjeg pogona kogeneracijskog postrojenja kod koje zajamčeni broj pogonskih sati ostvaren uz redovne mjesečne i uz nekoliko izvanrednih zastoja prikazana je na slici D2. zajedno s krivuljama ukupnog satnog toplinskog opterećenja lokacije i krivuljom opterećenja vršnog kotla.

Slika D2. Ilustracija pogona kogeneracijskog postrojenja i vršnog kotla - mjesečni zastoji kogeneracijskog postrojenja.

Svjetloplava krivulja u donjem koordinatnom sustavu slike D2. pokazuje da u danima zastoja kogeneracijskog postrojenja vršni kotao treba pokriti ukupno toplinsko opterećenje. Ilustracija ukazuje na potrebu povećanja kapaciteta (ili zamjenu) postojećeg toplovodnog kotla. Ukoliko bi se pretpostavljeni jedno- i dvo-dnevni mjesečni zastoji kogeneracijskog postrojenja mogli zamijeniti jednim dugotrajnim, tijekom ljetnih mjeseci, tada bi kapacitet postojećeg toplovodnog kotla bio dovoljan za pokrivanje toplinskih

CTT HBOR


125

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

1000

2000

3000

kWToplinsko opterecenje

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

1000

2000

3000

kW

Kogeneracija - toplinaKogeneracija el. energija

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

1000

2000

3000

kW

sati u godini

Vršni kotao

0 2000 4000 6000 80000

500

1000

1500

2000

2500

3000

sati u godini

kW

LDC - sezonski zastojiHukupno

HkogenHvrsno

Ekogen

0 2000 4000 6000 80000

500

1000

1500

2000

2500

3000

sati u godini

kW

LDC - mjesecni zastoji

potreba lokacije. Ilustracija pogona kogeneracijskog postrojenja sa sezonskim zastojem prikazana je na slici D3.

Slika D3. Ilustracija pogona kogeneracijskog postrojenja i vršnog kotla - sezonski zastoj kogeneracijskog postrojenja.

Usporedba razmatranih scenarija preko krivulja trajanja opterećenja, koja je prikazana na na slici D4., pokazuje da su krivulje trajanja opterećenja kogeneracijskog postrojenja identične, dok razlika postoji u maksimalnim vrijednostima svijetloplavih krivulja trajanja opterećenja vršnog kotla.

Slika D4. Usporedba krivulja trajanja opterećenja – mjesečni (lijevo) i sezonski (desno) zastoji kogeneracijskog postrojenja

Za daljnja razmatranja odabran je scenarij sezonskog zastoja kogeneracijskog postrojenja. Pretpostavljeno je da će postojeći toplovodni kotao biti dovoljan za pokrivanje vršnih opterećenja u hladnim zimskim danima i ukupnog toplinskog

CTT HBOR


126

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

2000

2500

3000

sati

kW

Hvršni = 5399 MWht

Hkogen = 11777 MWhtHukupno= 17175 MWht

Ekogen = 6750 MWhe

opterećenja u danima zastoja kogeneracijskog postrojenja. Ilustracija pogona s podacima o proizvodnji električne i toplinske energije prikazan je na slici D5.

Slika D5. Ilustracija pogona kogeneracijskog postrojenja i toplovodnog kotla Žuta površina predstavlja ukupno proizvedenu toplinsku energiju u kogeneracijskom postrojenju. Svijetloplava površina predstavlja ukupno proizvedenu toplinsku energiju u toplovodnom kotlu. Crvenom krivuljom prikazano je toplinsko opterećenje, a tamnoplava linija predstavlja snagu na stezaljkama generatora. Kogeneracijsko postrojenje koje bi na nazivnoj snazi bilo u pogonu 7.500 sati godišnje proizvelo bi 6.750 MWh električne energije i 11.777 MWh toplinske energije s čime bi se pokrio veći dio toplinske potrošnje lokacije. Ostatak od 5.399 MWh toplinske energije proizveo bi se u postojećem toplovodnom kotlu. Ukupno procijenjena potrošnja drvnog ostatka iznosila bi 9.630 m3, od čega 7.760 m3 u kogeneracijskom postrojenju i 1.870 m3 suhe piljevine u vršnom toplovodnom kotlu.

D3. Priključak postrojenja na elektroenergetsku mrežu

Budući da se lokacija kogeneracijskog postrojenja na biomasu nalazi u krugu tvrtke, a planirana instalirana snaga elektrane je 900 kW s faktorom snage 0.95, priključak na elektroenergetsku mrežu izvesti će se izgradnjom TS 10(20)/0.4 kV koja će se interpolirati u postojeću srednjenaponsku mrežu kojom upravlja HEP ODS d.o.o. Priključak će se izvesti u skladu s Mrežnim pravilima i ostalim važećim tehničkim

CTT HBOR


127

propisima koje se primjenjuju kod izgradnje i priključka sličnih malih elektrana, a temeljem tehničkih uvjeta koje će HEP ODS d.o.o. izdati u Prethodnoj elektroenergetskoj suglasnosti. Tvrtka se nalazi u neposrednoj blizini autoceste, na kojoj se nalaze postojeće TS 10(20)/0.4 kV napajane iz kabelske mreže 10(20) kV. Zbog toga je prema načelnom prijedlogu HEP ODS d.o.o., priključak na mrežu planiran na način da se nova TS 10(20)/0.4 kV koja će se izgraditi za priključak kogeneracijskog postrojenja, interpolira između navedenih TS 10(20)/0.4 povezivanjem s kabelskim vodovima XHE 49-A 3x1x150 mm2. Točnu lokaciju TS (u krugu tvrtke ili u neposrednoj blizini) investitor će definirati u dogovoru s HEP ODS d.o.o., a također i trase novih KB 10(20) kV za povezivanje navedenih TS. D4. Profitabilnost projekta Investicijski troškovi U provedenoj preliminarnoj analizi profitabilnosti, a na temelju informativne ponude i dokumentacije proizvođača opreme pretpostavljen je iznos investicijskog troška kako slijedi:

Stavka Iznos

Planiranje, razvoj i vođenje projekta izgradnje 360.800,- EUR

Oprema - opseg isporuke tvrtke proizvođača: 4 reaktora za rasplinjavanje drvnog ostatka, sustavi za hlađenje i čišćenje reaktorskog plina, plinski motor s električnim generatorom, MRU sustavi, sustavi pripreme i sušenja drvnog ostatka, međuspremnik plina

3,094.200,-

EUR

Iverač 180.000,- EUR

Troškovi izgradnje i zemljišta 500.000,- EUR

Potrošnja energije tijekom izgradnje 95.000,- EUR

Investicija ukupno 4,230.000,- EUR

Investicija specifično (za 900 kWe) 4.700,- EUR/kWe

CTT HBOR


128


Troškovi pogona i održavanja procijenjeni su na godišnjoj razini i obuhvaćaju:

Stavka Iznos

Održavanje i servisi 119.000,- EUR

Osoblje 35.000,- EUR

Vlastita potrošnja električne energije (80 kWe) 35.600,- EUR

Potrošnja ulja 18.300,- EUR

Troškovi pogona i održavanja ukupno 207.900,- EUR

Troškovi nabavke dodatnih količina goriva S obzirom na činjenicu da su postojeće godišnje količine drvnog ostatka nastalog u proizvodnim procesima tvrtke nedostatne za podmirivanje godišnjih potreba kogeneracijskog postrojenja potrebno je predvidjeti i izdatke za nabavku dodatnih količina šumske sječke.

Uz pretpostavljenu nabavnu cijenu šumske sječke od 50 EUR/t i ukupno potrebne godišnje količine od 7.700 m3 (ili približno 8.000 t kod vlažnosti 35 %) analizirana su dva slučaja nabavke dodatnih količina šumske sječke

- 25 % ili približno 2.000 t/a, uz godišnji trošak od 100.000,- EUR

- 50 % ili približno 4.000 t/a, uz godišnji trošak od 200.000,- EUR

Izborom više cijene šumske sječke od trenutno važeće (35 EUR/t + troškovi transporta 0,1 EUR/t/km) naglašen je nepovoljan utjecaj dobave drvne biomase iz drugih izvora na profitabilnost pogona: Taj će utjecaj naročito biti izražen u budućnosti kada u pogonu bude veći broj postrojenja loženih biomasom.

Zarada od isporučene električne energije Pretpostavljena je isporuka ukupno proizvedene električne energije.

Isporučena električna energija otkupljuje se po poticajnoj cijeni koja je određena u u članku 4. st 1. Tarifnog sustava za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora energije i kogeneracije za postrojenja priključena na distribucijsku mrežu koja koriste obnovljive izvore energije za proizvodnju električne energije instalirane električne snage do uključivo 1 MW. S obzirom da će pored ostatka nastalog u proizvodnom procesu razmatrano postrojenje koristiti i šumsku sječku i da postrojenje pripada u kategoriju d. elektrana na biomasu važeće su sljedeće poticajne cijene :

CTT HBOR


129

d1. kruta biomasa iz šumarstva i poljoprivrede 1,3064 kn/kWh

d2. kruta biomasa iz drvno-prerađivačke industrije 1,0342 kn/kWh

Prikazane cijene određene su obračunavanjem korekcije prema promjeni indeksa potrošačkih cijena i vrijede za 2009. godinu. U poticajnoj cijeni nije uračunat korekcijski faktor ovisan o udjelu domaće komponente s obzirom da se očekuje njegovo ukidanje

U financijskoj analizi razmotrene su tri različite otkupne cjene koje ovise o udjelu šumske sječke u ukupno potrebnom gorivu. Uz pretpostavljenu isporuku 6,750.000 kWh električne energije izračunati su sljedeći prihodi (pri pretvaranju Kn u EUR pretpostavljen je tečaj 1 EUR = 7,4 HRK):

kn/kWh ECHP kWh

Prihod Kn

Prihod EUR

1. 0 % šumske sječke 1,03420 × 6,750.000 6,980.850,- 943.358,-

2. 25 % šumske sječke 1,10225 × 6,750.000 7,440.187,- 1,005.431,-

3. 50 % šumske sječke 1,17030 × 6,750.000 7,899.525,- 1,067.503,- Indikatori profitabilnosti Parametri:

- ekonomski životni vijek projekta n = 12 godina - obračunska kamatna stopa 6 %, - prosječna stopa amortizacije opreme 5 % godišnje, - porez na dobit 20 % - tečaj 1 EUR = 7,4 kn.

Izračunati indikatori profitabilnosti za razmatrane različite slučajeve s obzirom na udjel šumske sječke prikazani su u tablici D1.

CTT HBOR


130

Udio šumske sječke

Parametar 0 % 25 % 50 %

Investicija EUR 4,230.000,- 4,230.000,- 4,230.000,-

Prihod od prodaje električne energije EUR/god 943.358,- 1,005.431,- 1,067.503,-

Troškovi pogona i održavanja EUR/god 207.900,- 207.900,- 207.900,-

Troškovi goriva EUR/god 0,- 100.000,- 200.000,-

Prihodi – troškovi EUR 735.458,- 697.531,- 659.603,-

Amortizacija 5%/a EUR 211.500,- 211.500,- 211500,-

Dobit prije oporezivanja EUR 523.958,- 486.031,- 448.103,-

Porez na dobit 20 % EUR 104.792,- 97.206,- 89.621,-

Dobit nakon oporezivanja 630.666,- 600.325,- 569.983,-

Jednostavni period povrata god 6,7 7,0 7,4

Diskontirani period povrata god 8,8 9,4 10,1

Netto sadašnja vrijednost projekta EUR 1,057.409.- 803.028,- 548.646,-

Interna stopa povrata % 10,3 9,3 8,3 r = 6 %, n = 12 godina

Tablica D1. Indikatori profitabilnosti

Rezultati financijske analize zorno ilustriraju nepovoljan utjecaj povećanog korištenja šumske sječke na isplativost pogona kogeneracijskog postrojenja. Na indikatore profitabilnosti nepovoljno će utjecati i niža pogonska raspoloživost u prve dvije godine eksploatacije postrojenja. Proizvođač opreme u prvoj godini jamči 5000 sati pogona godišnje, a u drugoj godini 7.000 sati. Smanjenje raspoloživosti nije uzeto u obzir kod izračuna indikatora profitabilnosti. Polazeći od rezultata financijske analize prikazanih u tablici D1. analiziran je utjecaj promjene investicijskog troška i cijene šumske sječke na vrijednost interne stope povrata. Kao referentni scenarij odabran je slučaj kod kojeg se koristi 25 % šumske

CTT HBOR


131

sječke. Referentna interna stopa povrata (IRR) iznosi 9,3 % i mijenja se na sljedeći način:

- kod povećanja investicije na 4,8 milijuna EUR, IRR se smanjuje na 7,17 % - kod smanjenja investicije na 3,7 milijuna EUR, IRR se povećava na 11,9 % - kod povećanja cijene šumske sječke na 60 EUR/t, IRR se smanjuje na 8,8

% - kod sniženja cijene šumske sječke na 40 EUR/t, IRR se povećava na 9,9 %

CTT HBOR


132

D5. Detaljna financijska analiza

D5.1 Investicije u dugotrajnu imovinu (osnovna sredstva) OSNOVNA SREDSTVA % Nabavna vrijednost

Građevinski objekti, spremište goriva, … 14 595.000



UKUPNO: 100 4.230.000

D5.2 Investicije u obrtna sredstva



Prosječna sredstva


Materijalni troškovi (odvoz pepela, potrošnja električne energije, ulje ...) 53.900 12 4.492


UKUPNO: 207.900 66.908

D5.3 Troškovi poslovanja - godišnji Ovi troškovi za razmatrano postrojenje obuhvaćaju fiksne i varijabilne troškove održavanja, troškove plaća pogonskog osoblja, te troškove pokrivanja vlastite potrošnje električne energije postrojenja.


Fiksni troškovi održavanja Prema podacima proizv. 119.000

Varijabilni troškovi održavanja 18.300

Troškovi osoblja Podaci proizvođača i investitora 35.000


UKUPNO 128.841

Zbroj fiksnih i varijabilnih troškova održavanja iznosi 137.300 EUR što predstavlja 3,7 % investicije. Trošak osoblja obračunat je na temelju procijenjenog angažmana dva djelatnika.

CTT HBOR


133

D5.4 Proračun amortizacije Amortizacijski vijek za pojedine grupe osnovnih sredstava definiran je slijedom odredbi Pravilnika o amortizaciji odnosno pripadajuće tablice godišnjih stopa amortizacije dugotrajne imovine

Nabavna vrijednost



Ostatak vrijednosti

Objekti 595.000 40 14.875 416.500

Komponente postrojenja, oprema 3,274.200 20 163.710 1.309.680



D5.5 Financijska konstrukcija Kod izračuna ulaganja pored investicije pretpostavljena je dvostruka prosječna vrijednost potrebnih obrtnih sredstava. Među izvorima financiranja najveći udio ima kredit razvojne banke koji predstavlja polovicu potrebne investicije u opremu. Predviđen je i manji udio dioničkog kapitala (vlastita sredstva 10 %) dok se kreditom komercijalne banke namiruje razlika do punog iznosa ulaganja.


ULAGANJE



UKUPNO 4,363.817

IZVORI




UKUPNO 4,3636.817

CTT HBOR


134

D5.6 Uvjeti kreditiranja


Kredit 1 2.115.000 4% 12 225.358

Kredit 2 1.812.435 8% 5 453.936

Visina kamate kredita razvojne banke mijenja se ovisno o statusu koji tvrtka ima bilo zbog mjesta registracije (područja od posebne državne skrbi ili brdsko planinska područja), ili zbog veličinom (male, srednje ili velike tvrtke) ili zbog dokazane tržišne konkurentnosti. Kod kredita komercijalne banke kamata kao i rokovi otplate mogu se i mijenjati ovisno o prilikama na financijskom tržištu. Pretpostavljene se godišnje otplate u jednakim ratama premda su uobičajene i kvartalne ili polugodišnje otplate kredita. Za dionički kapital može se predvidjeti i isplata dividende u iznosu koji se definira unaprijed ili ovisno o rezultatima godišnjeg poslovanja.

CTT HBOR


135

U nastavku su prikazane vrijednosti tehničkih i ekonomskih parametara razmatranog projekta koje su korištene za ilustraciju projekcije računa dobiti i gubitaka te za prikaz financijskog toka. Za primjer je odabran slučaj s nabavkom 2000 t/a potrebne sječke po cijeni od 50 EUR/t (što je obračunato preko prosječne nabavne cijene od 12 EUR/t). Zbog toga je i otkupna cijena električne energije povećana na 1,10225 kn/kWh.

Snaga postrojenja 0,9 MWe Specifična investicija 4.700 EUR/kWe Investicija ukupno 4.230.000 EUR PROIZVODNJA I POTROŠNJA Ekvivalentno opterećenje 7.500 h/a Proizvedena električna energija 6.750 MWh Vlastita potrošnja, udio 9 % Vlastita potrošnja 594 MWh Nabavna cijena električne energije 60 EUR/MWh Električna iskoristivost, na stezaljk. gen. 38 % Potrošnja goriva 24.107 MWh Ogrjevna vrijednost goriva 3,0 MWh/t Potrošnja goriva 7.544 t ESKALACIJSKI FAKTORI električna energija 3% gorivo 3% inflacija 3% CIJENE isporučene električne energije 1,102 kn/kWh tečaj 7,4 kn/EUR isporučene električne energije 0,149 EUR/kWh sječke 12 EUR/t

CTT HBOR


Stavka/godina 0. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 INVESTICIJA 4.363.817 Financiranje: Dionički kapital 436.382 Kredit 1 2.115.000 Kamata 1 84.600 78.970 73.114 67.024 60.691 54.104 47.254 40.130 32.721 25.016 17.002 8.668 Anuiteti 1 140.758 146.388 152.244 158.333 164.667 171.253 178.104 185.228 192.637 200.342 208.356 216.690 Kredit 2 1812435 Kamata 2 144.995 120.280 93.587 64.759 33.625 Anuiteti2 308.941 333.657 360.349 389.177 420.311 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 PRIHODI naknada za električnu energiju 1.035.594 1.066.661 1.098.661 1.131.621 1.165.570 1.200.537 1.236.553 1.273.650 1.311.859 1.351.215 1.391.751 1.433.504 Prihod ukupno 1.035.594 1.066.661 1.098.661 1.131.621 1.165.570 1.200.537 1.236.553 1.273.650 1.311.859 1.351.215 1.391.751 1.433.504 TROŠKOVI Gorivo 102.632 105.711 108.882 112.149 115.513 118.979 122.548 126.225 130.011 133.912 137.929 142.067 Fiksni troškovi održavanja 122.570 126.247 130.035 133.936 137.954 142.092 146.355 150.746 155.268 159.926 164.724 169.666 Varijabilni trošk. održ. EUR/MWt 18.849 19.414 19.997 20.597 21.215 21.851 22.507 23.182 23.877 24.594 25.331 26.091 Troškovi osoblja, prema 1 36.050 37.132 38.245 39.393 40.575 41.792 43.046 44.337 45.667 47.037 48.448 49.902 Trošak električne energije 36.668 37.768 38.901 40.068 41.270 42.508 43.784 45.097 46.450 47.843 49.279 50.757 Troškovi ukupno 316.769 326.272 336.060 346.142 356.526 367.222 378.239 389.586 401.274 413.312 425.711 438.483 DOBIT PRIJE OPOREZIVANJA 718.825 740.389 762.601 785.479 809.043 833.315 858.314 884.063 910.585 937.903 966.040 995.021 amortizacija 250.745 250.745 250.745 250.745 250.745 178.585 178.585 178.585 178.585 178.585 178.585 178.585 kamata 229.595 199.249 166.701 131.783 94.316 54.104 47.254 40.130 32.721 25.016 17.002 8.668 Porezna osnovica 238.485 290.395 345.155 402.951 463.982 600.625 632.475 665.348 699.279 734.302 770.453 807.769 Porez 20% 47.697 58.079 69.031 80.590 92.796 120.125 126.495 133.070 139.856 146.860 154.091 161.554 DOBIT NAKON OPOREZIVANJA 671.128 682.310 693.570 704.889 716.247 713.190 731.819 750.994 770.730 791.042 811.949 833.468 NOVČANI TOK (netto) -8.166 3.016 14.276 25.595 36.953 487.832 506.461 525.636 545.372 565.685 586.592 608.110 KUMULATIVNI NOVČANI TOK - 436381 -444.548 -441.532 -427.256 -401.661 -364.708 123.124 629.585 1.155.221 1.700.593 2.266.278 2.852.869 3.460.979

CTT HBOR


137

Stavka/godina 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 I PRIMICI 4.363.817 1.035.594 1.066.661 1.098.661 1.131.621 1.165.570 1.200.537 1.236.553 1.273.650 1.311.859 1.351.215 1.391.751 3.293.500 1. Ukupni prihod 1.035.594 1.066.661 1.098.661 1.131.621 1.165.570 1.200.537 1.236.553 1.273.650 1.311.859 1.351.215 1.391.751 1.433.504 2. Izvori financiranja 2.1. Dionički kapital 436.382 2.2. Krediti 3.927.435 3. Ostatak vrijednosti projekta 3.1.Osnovnih sredstava 1.726.180 3.2.Obrtnih sredstava 133.817 II IZDACI 4.363.817 1.043.760 1.063.645 1.084.385 1.106.026 1.128.617 712.705 730.092 748.014 766.487 785.530 805.160 825.394 4. Investicije 4.1. U osnovna sredstva 4.230.000 4.2. U obrtna sredstva 133.817 5. Materijalni troškovi 158.149 162.894 167.780 172.814 177.998 183.338 188.838 194.503 200.339 206.349 212.539 218.915 6. Vanjske usluge (fiksno održavanje) 122.570 126.247 130.035 133.936 137.954 142.092 146.355 150.746 155.268 159.926 164.724 169.666 7. Brutto plaće 36.050 37.132 38.245 39.393 40.575 41.792 43.046 44.337 45.667 47.037 48.448 49.902 8. Ostali troškovi 9. Porezi iz dobiti 47.697 58.079 69.031 80.590 92.796 120.125 126.495 133.070 139.856 146.860 154.091 161.554 10. Obveze prema izvorima 10.1 Anuiteti 449.699 480.045 512.593 547.510 584.978 171.253 178.104 185.228 192.637 200.342 208.356 216.690 10.2.Kamate 229.595 199.249 166.701 131.783 94.316 54.104 47.254 40.130 32.721 25.016 17.002 8.668 10.3. Dividenda III NETO PRIMICI 0 -8.166 3.016 14.276 25.595 36.953 487.832 506.461 525.636 545.372 565.685 586.592 2.468.106

CTT HBOR


138

I na ovom je primjeru razvidan nepovoljan utjecaj visine kamate komercijalnog kredita koji uzrokuje negativne neto primitke u prvoj godini odvijanja projekta. Ukoliko bi se kamata komercijalnog kredita snizila za samo 1 % novčani tok i u prvoj godini bio bi pozitivan.


Kredit 1 1.225.000 4% 12 225.358

Kredit 2 1.039.751 7% 5 442.036

1 2 3 4 5 PRIHODI naknada za električnu energiju 1.035.594 1.066.661 1.098.661 1.131.621 1.165.570 Prihod ukupno 1.035.594 1.066.661 1.098.661 1.131.621 1.165.570 TROŠKOVI Gorivo 102.632 105.711 108.882 112.149 115.513 Fiksni troškovi održavanja 122.570 126.247 130.035 133.936 137.954 Varijabilni troškovi održavanja EUR/MWt 18.849 19.414 19.997 20.597 21.215 Troškovi osoblja, prema 1 36.050 37.132 38.245 39.393 40.575 Trošak električne energije 36.668 37.768 38.901 40.068 41.270 Troškovi ukupno 316.769 326.272 336.060 346.142 356.526 DOBIT PRIJE OPOREZIVANJA 718.825 740.389 762.601 785.479 809.043 amortizacija 250.745 250.745 250.745 250.745 250.745 kamata 211.470 183.779 154.317 122.969 89.609 Porezna osnovica 256.609 305.866 357.539 411.765 468.689 Porez 20% 51.322 61.173 71.508 82.353 93.738 DOBIT NAKON OPOREZIVANJA 667.503 679.216 691.093 703.126 715.306 NOVČANI TOK (netto) 109 11.822 23.699 35.732 47.912

CTT HBOR


139

7. KORIŠTENJE RETSCREEN ALATA - ISKUSTVA Proračun tehnoekonomske opravdanosti ulaganja u kogeneracijsko postrojenje izrađen je i korištenjem namjenskog programskog paketa za analizu projekata čiste energije RetScreen. Za uspješno korištenje programske podrške potrebno je dobro poznavati područje u kojem se analiza provodi. Za konkretnu primjenu na kogeneracijskim postrojenjima koja kao gorivo koriste drvnu biomasu zahtijeva se detaljno razumijevanje proračuna toplinskih i električnih potreba lokacije kao što su stupanj dani, ekvivalentno opterećenje na nazivnoj snazi, sezonska iskoristivost, specifično toplinsko opterećenje, podaci o potrošnji električne energije i maksimalnoj snazi ... U segmentu određivanja konfiguracije potrebno je poznavanje parametara proračuna (protoci, tlakovi i temperature svježe pare, tlakovi oduzimanja i kondenzacije) Rankineovog kružnog procesa kao i specifičnosti pojedinih komponenata opreme (npr. iskoristivost turbine). Prilikom analize rezultata proračuna korisnik mora biti u stanju kritički evaluirati izračunate podatke o proizvodnji energije i utrošenom gorivu. Kod zadavanja ulaznih podataka program prikazuje godišnje profile opterećenja. Kod prezentacije rezultata moguće je vidjeti samo kumulativne podatke što umanjuje kvalitetu informacije o provedenoj mjeri. Inačica programa na hrvatskom jeziku je u velikoj mjeri neupotrebljiva zbog nelogičnih pa čak i smiješnih prijevoda. Tako se npr. „fuel rate“ prevodi kao tok goriva umjesto cijena/trošak goriva, dok se za riječ „extraction“ umjesto oduzimanje (turbinsko) koriste neprikladne zamjene kao što su „vađenje“, iskapanje“, … U „Helpu“ programa koji je zapisan na 450 stranica teksta detaljno su opisani svi izrazi koji se koriste za proračune u različitim modulima. Korištenje kogeneracijskog modela zahtijeva prilagodbe specifičnim hrvatskim uvjetima osobito u dijelu određivanja ukupne zarade od isporučene električne energije s obzirom da prema važećim podzakonskim aktima proizvođači električne energije iz obnovljivih izvora energije mogu izvesti svu proizvedenu električnu energiju. S druge strane kogeneracijski modul u progamskom paketu pretpostavlja da će se proizvedenom električnom energijom najprije pokrivati potrošnja na lokaciji, a samo viškovi će se izvoziti u elektroenergetski sustav. Zbog toga je, u svrhu približavanja važećim aktima, potrebno pretpostaviti da na lokaciji nema potrošnje električne energije. Također ne postoji izravan način definiranja vlastite potrošnje električne energije kogeneracijskog postrojenja s obzirom da ta potrošnja

CTT HBOR


140

slijedi u određenom postotku proizvodnju, te se trošak vlastite potrošnje mora uključiti u troškove pogona i održavanja. U nastavku su opisani karakteristični elementi proračuna tehnoekonomskih značajki kogeneracijskih postrojenja koji približno odgovaraju opisanima u prilozima A-D. Prilog A: Tvrtka za proizvodnju parketa i piljene građe Izborom tipa analize na prvoj stranici Početak (Start) definira se složenost proračuna. Metoda 1 je jednostavnija od Metode 2 jer ne razmatra detaljno financijske pokazatelje. Na prvom listu se pored imena i lokacije projekta definira i tip projekta – kogeneracijska proizvodnja toplinske i električne energije. Izborom tipa mreže određuje se način opskrbe električnom energijom a za energetske bilance nudi se izbor donje (koja se više koristi u EU) ili gornje (više se koristi u SAD) ogrjevne vrijednosti. Izborom lokacije unaprijed su definirani klimatski uvjeti. S obzirom da je razmatrana tvrtka smještena u sjeverozapadnoj Hrvatskoj odabrana je lokacija Zagreb Plesdo kao najbliža. Sljedeća stranica Opetrećenje i mreža (Load&Network) započinje s definiranjem toplinske potrošnje. Odnosno s Projektom grijanja (heating project) Najjednostavnije je izabrati kombinaciju grijanja jednog objekta i potrošnje procesne topline premda su moguće i sve ostale kombinacije. Za definiranje toplinskih potreba lokacije na raspolaganju su površina grijanih (grijanog) objekta, sezonska iskoristivost i specifično toplinsko opterećenje objekta. Potrošnja procesne pare definira s preko vršnog opterećenja i ekvivalentnog broja sati pogona na maksimalnom opterećenju. Za definiranje godišnjeg (mjesečnog) profila potrošnje procesne pare može se koristiti Standardna opcija (programski postavljena) ili korisnik može sam namjestiti (ukoliko ih poznaje) mjesečna opterećenja. Kao krajnji cilj i ocjene kvalitete definiranja projekta toplinske potrošnje može se postaviti približavanje ili izjednačavanje s pokazateljima godišnje potrošnje energije za grijanje i za procesne potrebe. U donjem dijelu Heating projecta nalazi se procjena očekivanih ušteda od primjene mjera energetske efikasnosti. U tzv. Energetskom projektu (Power project) mjesečna potrošnja električne energije se zbog specifičnost i hrvatskog poticajnog zakonodavstva treba postaviti na 0. Zaključno su iscrtane mjesečne značajke toplinske potrošnje

CTT HBOR


141

Stranica Energetski model (Energy Model) započinje s definiranjem konfiguracije i parametara sustava. U razmatranom slučaju koegeneracijski sustav temelji se na parnoj turbini i parnom kotlu koji kao gorivo koristi biomasu. U razmatranom primjeru pretpostavljeno je korištenje samo drvnoindustrijskog ostatka - ne obračunava se naknada. Definiranjem parametara svježe pare na izlazu iz kotla kao i definiranjem tlakova i protoka oduzimanja te protutlaka korisnik bira tip i veličinu termoenergetskog postrojenja. Pretpostavlja se da je familijariziran s osnovnim termodinamičkim pojmovima i da poznaje Rankineov ciklus kao i osnovne značajke parne turbine koja bi se mogla ugraditi na lokaciji. Programsko riješene zasad ne nudi bazu s unaprijed definiranim značajkama parnih turbina. Korisnik može mijenjanjem protoka, temperatura i tlakova steći osjećaj u kojoj mjeri pojedine varijable utječu na ukupnu performansu sustava. U dijelu stranice naslovljenom Operativna strategija (Operating strategy) definira se otkupna cijena električne energije (značajna zbog procjene ekonomskih učinaka pogona), te prikazuje tablica s krajnjim efektima vođenja pogona kogeneracijskog postrojenja. Korisnik može promijeniti strategiju ovisno o preferencijama vođenja pogona. Programski je izračunat i potrebni kapacitet vršnih kotlova kao i pomoćnih izvora električne energije. Korisnik upisuje ili preporučenu ili alternativnu vrijednost kao i nabavnu cijenu opreme odnosno usluge (u slučaju da se ne koristi postojeća oprema). U dijelu analize emisija procjenjuje se smanjenje emisij koje se može ostvariti pogonom predloženog postrojenja. Jednostavna financijska analiza temelji se na definiranju investicijskih troškova, subvencija, troškova pogona i održavanja, te prihoda od prodaje električne energije. Svi iznosi mogu se korigirati od strane korisnika. Financijska održivost je u razmatranom primjeru čak i bolja od procijenjene (stranica 88. elaborata, tablica A1) jer je izračunati jednostavni period povrata svega 4,2 godine. Program različito tretira jednostavni period povrta ipovrat imovine čak i u uvjetima bez vanjskog zaduženja. Na posljednjoj stranici pod naslovom Alati (Tools) moguće je definirati različite parametre proračuna. Opcija Kao uzapaljeno gorivo (As fired fuel) nudi mogućnost definiranja prosječne vlažnosti goriva i određivanja ukupne mase goriva koje je bilo potrebno za pogon postrojenja. Treba naglasiti da se u energetskom modelu i u modelu opterećenja količina biomase izražava u tonama suhe tvari.

CTT HBOR


142

Prilog B: Kogeneracija na biomasu u proizvodnji furnira i parketa Na sličan način kao i u prethodnom primjeru potrebno je definirati toplinsku potrošnju lokacije. U razmatranom primjeru odabran je detaljan prikaz potrošnje procesne pare kako bi se što vjernije reproducirao profil definiran na slici B2.1 na stranici 97. elaborata. Posebnost ovog postrojenja vezana je za parametre pare na turbinskom oduzimanju koji trebaju biti viši zbog zahtjeva nametnutim tehnološkim procesom sušenja furnira. U sažetku rezultata predloženog postrojenja ističe se maksimalna snaga postrojenja bez oduzimanja od približno 1,7 MWe i snaga s oduzimanjem od približno 0,77 MWe. Ugađanjem minimalnih protoka i opterećenja kao i parametara pare moguće je utjecati na konačnu proizvodnju električne i toplinske energije odnosno približiti se iskustvenim ili izmjerenim vrijednostima. Jednostavni period povrata približno odgovara vrijednosti izračunatom u elaboratu u tablici B3 na stranici 102. Prilog C: Kogeneracija na šumsku sječku u sustavu područnog grijanja manjeg naselja. U usporedbi s prethodna dva primjera specifičnost ovog slučaja vezana je za proračun toplinskog opterećenja koji omogućava uključivanje posebnosti cijevnog razvoda, grupiranje ili odvajanje potrošača. Na prvoj stranici pored izbora lokacije definira se i tip postrojenja. Na stranici Opterećenje i mreža (Load & Network) postoji mogućnost vrlo detaljnog određivanja različitih elemenata toplovodne mreže: od površine grupa potrošača, specifičnog toplinskog opterećenja, duljine glavnog i sporednih razvoda, polazne i povratne temperature. Na temelju zadanih ulaznih podataka kao i na temelju podataka o prosječnim godišnjim temperaturama proračunava se mjesečno toplinsko opterećenje. Za korektno zadavanje konfiguracije sustava područnog grijanja korisnik mora imati minimalno predznanje o elementima sustava i načinima njihova povezivanja. U programskom paketu proračunavaju se investicijski troškovi toplinske podstanice i cijevnog razvoda. U razmatranom primjeru na odabranoj lokaciji proračunski je dobiveno niže opterećenje u proljetnim i ljetnim mjesecima u odnosu na proračun iz elaborata (str. 110, slika C2) što je posljedica viših prosječnih temperatura okoline u usporedbi s odabranom godinom (koja je očito bila hladnija).

CTT HBOR


143

Dimenzioniranje kogeneracijskog postrojenja provodi se na gotovo identičan način kako je opisan u prethodna dva slučaja. Kao manji nedostatak programskog paketa može se navesti nemogućnost izravnog dimenzioniranja rashladnog kondenzatora. Također paket automatski pridružuje trošak izgradnje sustava područnog grijanja ukupnim investicijskim troškovima pa je izdvojenu analiza opravdanosti ulaganja samo u kogeneracijsko postrojenje otežana. Također sustav se uspoređuje s prijašnjim sustavom i omogućava određivanje potrošnje goriva (fosilnih) i troškova grijanja koji se u tehnoekonomskoj analizi novog sustava prikazuju kao ušteda. U ovom se primjeru u troškove uvodi i trošak biomase kojeg je potrebno svesti na masu suhe tvari. Tako npr. ukoliko je nabavna cijena biomase vlažnosti 35 % 45 EUR/t tada je za nabavnu cijenu suhe biomase potrebno uvrstiti približno 75 EUR/t Ogrjevna vrijednost biomase vlažnosti 35 % je približno 3 MWh/t iz čega slijedi da je nabavna cijena biomase 15 EUR/MWh. S pbzirom da je ogrjevna vrijednost suhe biomase približno 5 MWh/t tada je «trošak» suhe tone 75 EUR. Prilog D: Kogeneracijsko postrojenje s rasplinjavanjem drvne sječke i plinskim motorom U odnosu na prethodne modele razmatrani model razlikuje se u načinu definiranja pogonskog stroja kojije u programu preveden kao recipročni motor. Varijable relevantne za definiranje pogonskih značajki postrojenja pokretanih s motorom s unutarnjim izgaranjem su: Instalirana snaga, minimalni opterećenje, specifični potrošak topline (pogrešno nazvan stupanj topline – loš prijevod za heat rate) izražen u kJ/kWh, te iskoristivost procesa rekuperacije topline. Ostali elementi proračuna su u najvećoj mjeri slični prethodnim primjerima. I u ovom primjeru definicija troškova izgradnje i održavanja je prepuštena korisniku koji poznate vrijednosti upisuje u modul financijske analize. Jednostavni period povrata (prije oporezivanja) je u rangu s vrijednostima izračunatim u elaboratu. U primjeru je pretpostavljen specifični trošak biomase od 20 EUR/t suhe tvari koji je ekvivalentan vrijednosti koja je korištena u elaboratu od 12 EUR/t vlažne tvari. Vlasnik postrojenja će na tržištu nabavljati četvrtinu potrebne biomase dok će preostala biomasa biti drvnoindustrijski ostatak koji nastaje u primarnoj djelatnosti.

CTT HBOR


144

8. LITERATURA

1. Prilagodba i nadogradnja strategije energetskog razvoja Republike Hrvatske - Nacrt zelene knjige, MINGORP RH i UNDP, listopad 2008.

2. Lučić, G., Hucika, H., Izvedba industrijskih kogeneracija na biomasu, CD Zbornik radova Međunarodno savjetovanje Energetska i procesna postrojenja, Energetika marketing, Dubrovnik, rujan 2008.,

3. Rak Šajn J., Biomasa će postati jedan od važnijih energenata u RH, VL, Prilog, 5.studenog 2008.

4. Slunjski, M., Sučić, Ž., Iskorak Hrvatskih šuma u korištenju šumske biomase, Savjetovanje Obnovljivi izvori energije u RH, HGK, Osijek, 27-29. svibnja 2008.

5. Evald, A., Witt, J., Biomass CHP best practice guide, Altener, March 2006 6. Pravilnik o stjecanju statusa povlaštenog proizvođača električne energije (NN

67/07) 7. Pravilnik o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (NN 67/07) 8. Tarifni sustav za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora energije i

kogeneracije (NN 33/07) 9. Uredba o minimalnom udjelu električne energije proizvedene iz obnovljivih izvora

energije i kogeneracije čija se proizvodnja potiče (NN 33/07) 10. B&W Volund to supply biomass gasification plants in Italy

http://pepei.pennnet.com/articles/article_display.cfm?article_id=336751, Power Engineering, August 2008

11. Biomass for power generation and CHP, IEA - Energy Technology Essentials, January 2007

12. Teir, S., Modern Boiler Types and Applications, Helsinki University of Technology Department of Mechanical Engineering, Energy Engineering and Environmental Protection Publications, Steam Boiler Technology eBook, Espoo 2002

13. http://www.volund.dk/technologies_products/biomass_energy_systems/combustion_grates/vibration_grate_hvb_water_cooled/illustrations_of_the_hvb_grate

14. StandardKessel, Company presentation, 2008 15. Wärtsilä, Biopower Solutions, 2006 16. Kinni, J., Solutions for bioenergy – Fluidized bed boilers, The Finnish-Estonian

seminar on Biomass technology and total chain solutions, September 2005, http://www.greennetfinland.fi/en/clusters/energy/current-activities/biomass-seminar-12-sep-2005.html

17. Teislev, B. Wood Chips Gasifier Combined Heat and Power http://media.godashboard.com/gti/IEA/WoodchipsGasifierCombinedheatandPower.pdf

18. Easterly, J., Kasarabada, A., Advanced Biopower Technology Assessment, Black & Veatch, January 2008, http://www.mass.gov/Eoeea/docs/doer/ renewables/biomass/bio-08-02-28-adv-biopower-assess.pdf

19. Obernberger, I., Biedermann, F., Combustion and Gasification of Solid Biomass for Heat and Power Production in Europe – State of the Art and Relevant Future Developments, BIOS 2005., http://www.bios-bioenergy.at/uploads/media/Paper-Obernberger-CHPOverview-2005-10-11.pdf

20. Gard, K.O., Biomass Based Small Scale Combined Heat and Power Technologies, Master Thess, Leulea University of Technology, 2008.

CTT HBOR


145

21. Savola, T., Fogelholm, C.J., Increased power to heat ratio of small scale CHP plants using biomass fuels and natural gas, Energy Conversion and Management, Volume 47, Issues 18-19, November 2006, Pages 3105-3118

22. Jahn, A, Co-generationof Energy from Wood: A Case Study from a Large-Scale Wood-Based Bioenergy Plant (20 MWel/10 MWth) in Piesteritz

23. Fleischmann, C., Biomass Cogeneration with Spilling Steam „Motors“, www.spilling.de, 2006

24. www.turboden.it 25. Obernberger, I., Thek, G., Techno-economic evaluation of selected decentralised

CHP applications based on biomass combustion in IEA partner countries, final report, IEA Bioenergy Agreement Task 32 project, March 2004.

26. Hulkkonen, S., CHP generation from biomass fuels, 5Eures International training, Joensuu, 14.6.2006

27. Klammer, G., Jenbacher gas engine: Experience with Special Gases, seminar GE Jenbacher, Zagreb, svibanj 2007

28. Schaub, M., Gemperle, H., 1.2 MWe Holzheizkraftwerk Stans mit Festbettvergassung, 11. Holzenergie-Symposium, 17. September 2008, ETH Zürich, http://www.holzenergie-symposium.ch/

29. ENERCARB, Wood gas heat and power plants, http://www.schmitt-enertec.com/downloads/ENERCARB_flyer_eng.pdf

30. www.xylogas.com 31. www.eniteh.hr 32. Biomass Combined Heat and Power Catalog of Technologies, US EPA, September

2007 33. Schmid, M., Blockheizhraftwerk mit Heissluft turbine: Pilotanlage im Rümlang mit

450 KWt und 100 kWe, 11. Holzenergie-Symposium, 17. September 2010, ETH Zürich, http://www.holzenergie-symposium.ch/

34. Beronja, M., Bioenergana i toplifikacija Fužina, CD zbornik prezentacija sa Savjetovanja "Toplifikacija naselja na obnovljive izvore energije" (Sisak - studeni 2008.

35. Hofbauer, H., „Technoökonomische Studie zur Biomasse-KWK“, Studie „Optimierte KWK-Systeme“, RENET Symposium, Güssing, 21. Mai 2008, http://www.qm-heizwerke.at/documents/Nachlese/G%C3%BCssing2008/Praesentation21_2.pdf

36. Madlener, R., Vögtli, S., Diffusion of bioenergy in urban areas: A socio-economic analysis of the Swiss wood-fired cogeneration plant in Basel, Biomass and Bioenergy, Volume 32, Issue 9, September 2008, Pages 815-828

37. Obernberger, I., Thek, G., Basic information regarding decentralised biomass combustion in selected IEA countries, final report, IEA Bioenergy Agreement Task 32 project, February, 2004.

38. Obernberger, I., Economic evaluation of decentralised CHP applications based on biomass combustion and biomass gasification, CD Proceedings, Central European Biomass Conference, Graz, January 2008

39. Oertner, M., Jelčić, Z., Biomass CHP Plant Spin Valis RES d.o.o./ Pozega, Trening zaposlenika MINGORP-a i ostalih dionika, releel.minogorp.hr, Zagreb, studeni 2008

40. Plevnik, S., Popović, R., Primjena kogeneracijskog modula 1 MWe za toplifikaciju naselja, CD zbornik prezentacija sa Savjetovanja "Toplifikacija naselja na obnovljive izvore energije", Sisak - studeni 2008.

41. Caputo, A.C., Palumbo, M., Pelagagge, P., Scacchia F., Economics of biomass energy utilization in combustion and gasification plants: effects of logistic variables, Biomass and Bioenergy, Volume 28, Issue 1, January 2005, Pages 35-51

CTT HBOR


146

42. Recknagel, Sprenger, Hönmann. Taschenbuch fur Heinzug und Klimatechnik. R. Oldenburg Verlag, München, 2004.

43. Figurić, M., i dr., Nacionalna bilanca drvne sirovine s projektom burze piljene građe i elemenata, Ministarstvo poljoprivrede, šumarstva i vodnog gospodarstva RH 2005.

44. Wildbacher, N., Advantages and economical feasibility of combined heat and power production based on biomass with a special focus on ORC technology, http://www.bioenergy.by/images/feb/prez/99.pdf, 2006.

45. LIOR Biomass combustion CD ROM, 2004, http://www.lior-int.com/biomass_home.htm

46. Sučić, Ž., Raspoloživi potencijal šumske biomase i kako ga iskoristiti, "Toplifikacija naselja na obnovljive izvore energije", savjetovanje, Sisak - studeni 2008.

47. Izračun specifičnog troška prijevoza za vučno vozilo DAF 95 s prikolicom, http://hgk.biznet.hr/hgk/fileovi/5875.doc

48. Figurić, M., i dr. Nacionalna bilanca drvne sirovine s projektom burze piljene građe i elemenata, Ministarstvo poljoprivrede i šumarstva, Zagreb, 2005., www.mps.hr/pdf/projekti/NACIONALNA_BILANCA_DRVNE_SIROVINE.DOC

49. Tomić, F., T. Krička, S. Matić, 2008: Raspoložive poljoprivredne i šumske površine za proizvodnju biogoriva u Hrvatskoj. Šumarski list 5-6, s.282

50. Kajba. D., Bogdan, S., Katičić, I., Selekcija klonova vrba za produkciju biomase u kratkim ophodnjama, Zbornik II. Međunarodnog skupa OIE u RH, Osijek, 27-29. V. 2007. 107-112

51. Stolarski, M., Szczukowski, S., Tworkowski, J., Klasa, A., Productivity of seven clones of willow coppice in annual and quadrennial cutting cycles, Biomass and Bioenergy, Volume 32, Issue 12, December 2008, Pages 1227-1234.

52. Stolarski, M., Willow short rotation coppice, Central European Biomass Conference, Graz, January 2008

53. Spinelli, R., Nati, C., Magagnotti, N., Using modified foragers to harvest short-rotation poplar plantations, Biomass and Bioenergy, Volume 33, Issue 5, May 2009, Pages 817-821

54. Kopp, R.F. , Abrahamson, L.P., White, E.H., Volk, T.A., Nowak, C.A., Fillhart, R.C., Willow biomass production during ten successive annual harvest, Biomass and Bioenergy 20 (2001), pp. 1–7.

55. Spinelli, R., Short Rotation Coppice (SRC) Production in Italy, Central European Biomass Conference, Graz, January 2008

56. Obernberger, I., Decentralised biomass combustion: state of the art and future development, Biomass and Bioenergy; Vol 14, No1. pp 33-56, 1998

57. Kolbitsch, A., Gegenüberstellung und Analyse von Biomassefeuerungen in Hinblick auf Bauart und Wirtschaflichkeit, Studie „Optimierte KWK-Systeme“, RENET Symposium, Güssing, 21. Mai 2008,

58. Ekološka zaštita, podloge za predavanje, FSB-Zagreb, 2005/2006, http://www.fsb.hr/NewsUpload/01_12_2005_4486_EZ_2.pdf

59. Nussbaumer, T, Holzfeuerungen: Grundlagen, Technik una Anwendung, http://www.lue.ethz.ch/education/Fowi/AK_WS_04_05/bioenergy_2.pdf

60. Frey, R., Grundlagen der Staubabscheidung, Einflus der Partikeleigenschaften, 9. Holzenergie-Symposium , Luzern 2006., http://www.holzenergie-symposium.ch/download.html,

61. Nussbaumer, T. Biomass combustion in Europe, overview on technologies and regulations, Report prepared by Verenum Switzerland for New York State Energy Research and Development Authority, April, 2008., www.nyserda.org

CTT HBOR


147

62. Van Loo, S., Koppejan, J., The Handbook of Biomass Combustion and Cofiring, Earthscan, London 2008

63. Andreas Leutze, Design Specifics of High Efficiency Biomass Power Plants for fresh wood from forestry exemplified at the 23 MWe Biomass Power Plant Simmering / Vienna – Austria,

64. Obernberger, I., Decentralised biomass combustion: state of the art and future development, Biomass and Bioenergy; Vol 14, No1. pp 33-56, 1998

65. Obernberger, I., Ash related problems in biomass combustion plants, Inaugural lecture presented at Technische Universiteit Eindhoven on May 20, 2005

66. Labudović, B., Barbir F., Domac, J., Horvath, L., Hrastnik, B., Majdandžić, Lj., Risović, S., Obnovljivi izvori energije, Energetika marketing, Zagreb 2002

67. Nemestothy, K.P., Wood fuels: characteristics, standards, production technology, www.bioheat.info/pdf/kpn_wood_fuels_at.pdf

" PODRŠKA DEVELOPERIMA - PRIMJERI NAJBOLJE PRAKSE ZA ...

Documents

Transcript of " PODRŠKA DEVELOPERIMA - PRIMJERI NAJBOLJE PRAKSE ZA ...