POLITEHNIKA PULA
Visoka tehniĉko – poslovna škola s p.j.
Specijalistiĉki diplomski struĉni studij
„KREATIVNI MENADŢMENT U PROCESIMA“
ROBERTO KRANJAC
ANALIZA OPRAVDANOSTI RETROFITA TURBINE
210 MW TE PLOMIN BLOK 2
SPECIJALISTIĈKI DIPLOMSKI RAD
PULA, 2014.
POLITEHNIKA PULA
Visoka tehniĉko – poslovna škola s p.j.
Specijalistiĉki diplomski struĉni studij
„KREATIVNI MENADŢMENT U PROCESIMA“
ANALIZA OPRAVDANOSTI RETROFITA TURBINE
210 MW TE PLOMIN BLOK 2
SPECIJALISTIĈKI DIPLOMSKI RAD
Kolegij:
Energetska uĉinkovitost
Mentor:
Prof. dr. sc. Luciano Delbianco
Student: Roberto Kranjac
Studij:
Kreativni menadžment u procesima
Pula, lipanj 2014.
II
SAŽETAK
Zadatak ovog diplomskog rada je analizirati tehničke, ekonomske i ekološke
aspekte retrofita turbine i prikazati dobiti koje retrofit donosi kroz vrijeme povratka ulaganja
za različite režime rada elektrane.
U uvodnom i početnom dijelu rada pojašnjeni su pojmovi:
-
termoelektrana, parna turbina, blok
-
retrofit, 3D lopatice, specifična potrošnja topline
-
povećanje snage, garancijska ispitivanja, greška mjerenja
Razradom zadatka u prvom dijelu objašnjava se što projekt retrofita obuhvaća i koje su
prednosti retrofita gledano s tehničkog aspekta. U drugom dijelu analiziraju se dobiti koji
projekt donosi investitoru kroz vrijeme povratka investicije. Treći, ekološki dio sagledava
emisiju dimnih plinova i smanjenje proizvodnje nusprodukata uzrokovano retrofitom.
Zaključni dio daje prikaz dobiti koje projekt donosi investitoru kroz povećanje sigurnosti i
pouzdanosti pogona, povećanje prihoda i smanjenje emisija dimnih plinova.
Ključne riječi: turbina, retrofit, povećanje snage, emisija dimnih plinova.
SUMMARY
The subject matter of this diploma thesis is to analyze technical, economical and
ecological aspects of turbine retrofit and show the benefits that retrofit brings threw
investment returning time for different working modes of the power plant.
Introductory and initial part of the work explains the following:
-
power plant, steam turbine, unit
-
retrofit, 3D blades, specific heat consumption
-
power increase, performance test, measurement error
Elaboration of task in the first part explains what the project of retrofit includes and what
are the advantages from the technical point of view. The second part analyzes the profit
that the project brings to the investor over return investment time. The third, ecological part
examines environmental emission of flue gases and reduce of by-products caused by the
retrofit.
The final part presents the benefits which project brings to the investor by increasing the
safety and reliability of operation, increase income and reduce flue gas emissions.
Key words: turbine, retrofit, power increase, flue gases emission.
III
SADRŢAJ
1. UVOD ............................................................................................................................................. 1
1.1. Problem i predmet istraživanja ............................................................................................ 2
1.2. Cilj i svrha rada ...................................................................................................................... 3
1.3. Hipoteza rada ......................................................................................................................... 3
1.4. Metode rada ........................................................................................................................... 4
1.5. Struktura rada......................................................................................................................... 4
2. TURBINA 210 MW – POSTOJEĆE STANJE ......................................................................... 5
2.1. Opći opis termoelektrane ..................................................................................................... 5
2.2. Ukratko o povijesti TE Plomin.............................................................................................. 7
2.3. Tehniĉki opis i karakteristike turbine bloka 2 .................................................................... 9
2.4. Krug voda-para u procesu proizvodnje elektriĉne energije ..........................................15
2.5. Eksploatacija turbine ...........................................................................................................16
3. TEHNIĈKI ASPEKTI RETROFITA ........................................................................................20
3.1. Objašnjenje pojma retrofita ................................................................................................20
3.2. Evaluacija tehniĉkog stanja turbine ..................................................................................21
3.4 Glavni razlozi za retrofit ......................................................................................................22
3.5 Retrofit niskotlaĉnog dijela turbine ....................................................................................23
3.5.1. Novi NT rotor................................................................................................................. 25
3.5.2. Nosaĉi statorskih lopatica ............................................................................................. 27
3.5.3. Rotorsko i statorsko lopatiĉje ....................................................................................... 28
3.6. Oĉekivano povećanje snage..............................................................................................32
3.7. Smanjenje specifiĉnog potroška topline ..........................................................................33
3.8. Garancijska mjerenja ..........................................................................................................35
3.9. Utjecaj greške mjerenja kod garancijskih ispitivanja na konaĉni rezultat retrofita ....36
3.10. Vrijeme realizacije projekta..............................................................................................38
4 EKONOMSKI ASPEKTI RETROFITA....................................................................................40
4.4 Vrijednost ulaganja ..............................................................................................................41
4.5 Prikaz ostvarenja proizvodnje prije ulaganja ...................................................................41
4.6 Koristi dobivene ulaganjem zbog povećanja snage .......................................................42
4.6.1 Koristi od povećanja snage za 6,1 MW - K6,1 ............................................................... 42
4.6.2 Koristi od povećanja snage za 2,89 MW – K2,89 ........................................................... 43
4.6.3 Vrijeme povrata investicije uslijed povećanja snage - Vpi ............................................ 43
4.7 Koristi dobivene ulaganjem zbog smanjenog utroška goriva i emisije CO 2 ...............44
4.7.1 Koristi zbog smanjenog utroška goriva i emisije CO 2, a uz povećanje snage za 6,1
MW – U6,1 ............................................................................................................................. 45
IV
4.7.2 Koristi zbog smanjenog utroška goriva i emisije CO 2, a uz povećanje snage za 2,89
MW – U2,89 ................................................................................................................................
4.8 Vrijeme povratka investicije zbog smanjenog utroška goriva i troškova za emisije
CO2 ......................................................................................................................................49
4.9 Usporedba rezultata ekonomske analize ........................................................................49
5 EKOLOŠKI ASPEKTI RETROFITA ......................................................................................52
5.4 Projekcija uštede goriva .....................................................................................................55
5.5 Smanjenje proizvodnje lebdećeg pepela i ostalih nusprodukata procesa proizvodnje
.............................................................................................................................................59
5.6 Smanjenje emisija CO2 .......................................................................................................61
5.7 Emisije NOx , SO2, CO i ĉestica PM10 (Particulate Matter) .........................................65
5.8 Pregled smanjenja emisija kao posljedica retrofita turbine ...........................................68
6 ZAKLJUĈAK ..............................................................................................................................69
PRILOG 1: Lista mjernih mjesta s pripadajućim instrumentima ......................................72
PRILOG 2: Shema mjernih mjesta za garancijska ispitivanja…………………………...75
POPIS LITERATURE .....................................................................................................................75
POPIS SLIKA, TABLICA, GRAFIKONA I SHEMA ..................................................................77
V
1. UVOD
Pouzdan izvor jeftine elektriĉne energije od temeljne je važnosti
za sve grane
privrede ali i za društvo u cjelini. Sve veći zahtjevi za elektriĉnom energijom mogu se
podmiriti izgradnjom novih proizvodnih resursa, ali i prilagodbom postojeće infrastrukture.
Iako izgradnja novih energetskih objekata predstavlja najvažniji dio proizvodnih kapaciteta
za podmirenje potreba za elektriĉnom energijom oni zahtijevaju veliki izdatak kapitala i
dugi rok do poĉetka eksploatacije pogona. Brojne administrativne prepreke i dugotrajan
proces odobravanja ĉesto odgaĊaju investicijske odluke, a onda tek nakon prihvaćanja
odluke zapoĉinje višegodišnji proces izgradnje do puštanja u komercijalni pogon.
U meĊuvremenu Hrvatska je suoĉena s tri velika problema vezana uz energiju1:
1. Nedostatak energije i nesigurnost u opskrbi - uvozi se preko 50% potrebne
energije,
2. Stalan rast cijene energije i energenata - popraćen stalnim rastom potrošnje
toplinske i elektriĉne energije i
3. ZagaĊenje okoliša i klimatske promjene - radi prevelike i neracionalne potrošnje
energije
Nadogradnjom postojeće infrastrukture, a koristeći se suvremenom tehnologijom
moguće je ublažiti takve probleme i u mnogo kraćem vremenskom razdoblju i s manje
ulaganja poboljšati performanse postojećih postrojenja, osigurati im veću pouzdanost i
dulji rad izmeĊu remonata. Jedno od takvih rješenja predstavlja i tehnologija retrofita
turbina koja rezultira povećanjem snage turboagregata, smanjenjem utroška goriva,
povećanjem stupnja korisnosti postrojenja i smanjenjem emisija ugljiĉnog dioksida (CO2),
dušiĉnih oksida (NOX), sumporovog dioksida (SO2), ugljiĉnog monoksida (CO) i ĉestica
prašine.
Upravo zbog sve jaĉeg utjecaja potrošnje energenata na okoliš, Europska Unija je
posljednjih godina izradila dokumente koji postavljaju smjernice razvoja energetske politike
Europe. Tako je 2010. godine predstavljena ''Europe 2020'' – Europska strategija za
pametan, održiv i ukljuĉiv rast, koji postavlja slijedeće prioritete :
- Pametan rast – razvoj gospodarstva utemeljenog na znanju i inovacijama,
- Održiv rast – promicanje zelenijeg, konkurentnijeg gospodarstva temeljenog na
uĉinkovitom korištenju resursa i
1
Delbianco, L.: Energetska učinkovitost, Politehnika Pula, digitalni oblik, Pula, 2010.
1
- Ukljuĉiv rast – poticanje ekonomije visoke stope zaposlenosti, uz rezultat ekonomske,
socijalne i teritorijalne kohezije.
Ciljevi energetske politike Europske unije do 2020. godine poznati su kao politika
20-20-20 prikazano na slici 1. To znaĉi da do 2020. godine ĉlanice EU trebaju osigurati
20% ukupne potrošnje energije iz obnovljivih izvora, smanjiti emisiju stakleniĉkih plinova
za 20% i povećati energetsku uĉinkovitost takoĊer za 20%.2
Slika 1: Ciljevi energetske politike do 2020. godine u EU
Izvor: Pavković, B., Zanki, V.et.al.: ''Priruĉnik za energetsko certificiranje zgrada'', UNDP, Zagreb, 2010.
Republika Hrvatska kao 28. zemlja ĉlanica Europske Unije dužna je preuzeti
smjernice Europske energetske politike, a jedna od mjera koja djeluje u tom smjeru je i
retrofit turbine 210 MW TE Plomin.
1.1.
Problem i predmet istraţivanja
Hrvatska elektroprivreda (HEP) je nacionalna elektroenergetska tvrtka u vlasništvu
hrvatske države i prema godišnjem prihodu treća je tvrtka u Hrvatskoj, a više se od jednog
stoljeća bavi proizvodnjom, prijenosom i distribucijom elektriĉne energije, a u posljednjih
nekoliko desetljeća i opskrbom kupaca toplinom i distribucijom plina.
Kao takva ima svoju misiju i viziju. Misija HEP-a
je sigurna i kvalitetna opskrba
kupaca energijom, uz visoki stupanj društvene odgovornosti. Vizija HEP-a je da je HEP
2
Zanki, V., Pavkovid, B.: Priručnik za energetsko certificiranje zgrada, UNDP, Zagreb, 2010., p. 12
2
hrvatski energetski lider, s rastućim udjelom na regionalnom tržištu proizvodnje, opskrbe i
trgovine elektriĉnom energijom, koji pruža sigurnu i kvalitetnu uslugu utemeljenu na
naĉelima ekološki prihvatljive proizvodnje, energetske uĉinkovitosti i održivog poslovanja. 3
Uz gore navedeno treba napomenuti da je znaĉajan dio kapaciteta HEP-a za
proizvodnju elektriĉne energije starijeg godišta i da će izaći iz pogona u idućih desetak
godina, pa je nužno investirati u nove proizvodne kapacitete i revitalizaciju (produženje
radnog vijeka) postojećih.4
Ovaj diplomski rad bavi se analizom opravdanosti
retrofita turbine 210 MW TE
Plomin blok 2 sagledavajući pri tom tehniĉke, ekonomske i ekološke aspekte ovog projekta
i nastoji
dati
odgovore na pitanja dali ovakav retrofit predstavlja mjeru za poboljšanje
elektro- energetske situacije, podizanje energetske uĉinkovitosti i smanjenje emisija CO2,
NOX, SO2, CO i ĉestica prašine u Republici Hrvatskoj.
1.2.
Cilj i svrha rada
Cilj ovog diplomskog rada jeste da se temeljem analize retrofita turbine 210 MW TE
Plomin da ocjenu opravdanosti projekta, odnosno utvrdi da su postignuti pozitivni uĉinci u
tehniĉkom, ekonomskom i ekološkom pogledu.
Svrha ovog diplomskog rada je upoznavanje, prouĉavanje i usvajanje: tehniĉkog
rješenja retrofita, vrijednosti investicije, vremena realizacije, vremena povrata investicije, te
utjecaja na emisiju dimnih plinova, a sve kako bi se objektivno analizirao cjelokupni
projekt.
1.3.
Hipoteza rada
Revitalizacijom postojećih elektro-energetskih objekata, a koristeći se pri tom
najsuvremenijim tehnologijama moguće je u kratko vrijeme i s manje ulaganja osigurati
veću koliĉinu elektriĉne energije s uĉinkovitijim korištenjem izvora energije i smanjenom
emisijom dimnih plinova u atmosferu.
3
4
< http://www.hep.hr> (24.04.2014.)
<http://library.fes.de/pdf-files/bueros/kroatien/08880.pdf> (26.04.2014.)
3
1.4.
Metode rada
U izradi ovog diplomskog rada korištene su sljedeće metode rada:
- deskriptivna metoda,
- matematiĉka metoda,
- metoda analize,
- metoda sinteze,
- grafiĉka metoda i
- metoda kompilacije.
1.5.
Struktura rada
Rad je podijeljen u šest poglavlja.
U prvom poglavlju dan je opis i definicija problema koji se obraĊuje u radu. Zatim je
definiran cilj i svrha diplomskog rada, te su navedene korištene metode prilikom pisanja
rada.
U drugom poglavlju dan je tehniĉki opis i karakteristike turbine, te prikazana
dosadašnja eksploatacija turbine.
Treće poglavlje obraĊuje tehniĉki aspekt retrofita turbine od
objašnjenja samog
pojma retrofita, evaluacije tehniĉkog stanja turbine, glavnih razloga za retrofit i oĉekivanog
povećanja snage. Isto tako prikazano je kako će se vršiti garancijska mjerenja i kakav je
utjecaj greške mjerenja na prikaz krajnjeg rezultata povećanja snage, te vrijeme potrebno
za realizaciju projekta.
Ekonomski aspekti retrofita obraĊeni su u ĉetvrtom poglavlju. Nakon
prikaza
vrijednosti ulaganja potrebnih za realizaciju projekta i ostvarenja proizvodnje prije ulaganja
izraĉunata je korist od povećanja snage i korist uslijed smanjenog utroška goriva i emisije
CO2. U ovom poglavlju prikazana su i vremena povrata investicije kao posljedica
povećanja snage, ali i smanjenja utroška goriva i emisija CO2.
Poglavlje pet prikazuje ekološke aspekte retrofita kroz projekciju uštede goriva,
smanjenje proizvodnje letećeg pepela i ostalih nusproizvoda,
kao i smanjenje emisija
CO2, NOX, SO2, CO i ĉestica prašine.
Nakon izvršene analize u toĉki 6. dan je zakljuĉak. Slijedi popis korištene literature,
kao i popis slika, tablica, grafikona i shema koje su uvrštene u rad.
4
2. TURBINA 210 MW – POSTOJEĆE STANJE
Radi lakšeg praćenja ovog rada i boljeg razumijevanja znaĉaja projekta retrofita
turbine 210 MW,
kroz ovo se poglavlje ĉitatelj upoznaje s postojećim stanjem
termoelektrane, njezinim karakteristikama i dosadašnjom eksploatacijom, a s posebnim
osvrtom na blok 2. O važnosti lokacije za elektro-energetsku sliku Hrvatske govori i
podatak da TE Plomin sudjeluje u ukupnoj proizvodnji elektriĉne energije u RH u iznosu
od 12%.
2.1.
Opći opis termoelektrane
Termoelektrana
Plomin jedina
je
termoelektrana
na
ugljen u Hrvatskoj.
Smještena je u Plominskom zaljevu i ima instalirana dva bloka, prikazano na slici 2 TE
Plomin 1 snage 125 MW, u pogonu od 1969. godine i TE Plomin 2 snage 210 MW, u
pogonu od 2000.godine. Blok predstavlja samostalnu skupinu ureĊaja koji su istodobno
u pogonu i osiguravaju proces pretvorbe energije goriva u elektriĉnu energiju.5
Slika 2: Lokacija TE Plomin
Izvor: Vukelić, I.: Prezentacija TE Plomin 2 - 15 godina izgradnje, 12 godina eksploatacije, 2012. god.
5
Elčid, Z.: Parne turbine, ABB Tvornica energetskih postrojenja d.o.o., Karlovac, 1995. p.32
5
Gorivo za rad oba bloka je uvozni kameni ugljen ogrjevne moći od 24,0 do 29,3
MJ/kg i sa sadržajem sumpora od 0,3 do 1,4 %. Kameni ugljen je geološki najstarije
prirodno gorivo, koji se nalazi pod površinom Zemlje na razliĉitim dubinama. 6 Ovaj
ugljen zamjena je za ugljen iz raških ugljenokopa za koji su prvotno bila projektirana
oba bloka, ali kako je kop Tupljak zatvoren 1999. godine prišlo se nabavci uvoznog
ugljena. Ugljen se nabavlja na svjetskom tržištu i dovozi brodovima tipa „Panamax“
nosivosti od oko 65 000 tona
do novoga pristana, gdje se iskrcava i transportnim
sustavom zatvorenih traka doprema do zajedniĉke deponije ugljena u krugu elektrane.
Deponija je kapaciteta 240 000 tona, a godišnja potrošnja ugljena za oba bloka iznosi
oko 950 000 tona. Detalj istovara „Pamnamax“ broda prikazan je na slici 3.
Slika 3: Detalj istovara ugljena s broda tipa „Panamax“
Izvor: Vukelić, I.: Prezentacija TE Plomin 2 - 15 godina izgradnje, 12 godina eksploatacije, 2012. god.
Za proizvodnju tehnološke vode upotrebljava se sirova voda s izvora Bubić jame,
koja se demineralizira, a kao rashladna voda za potrebe oba bloka koristi se morska
voda.
Na lokaciji TE Plomin izgraĊeno je i postrojenje za odsumporavanje (FGD - fluegas desulfurization) za blok 2, koje tzv. mokrim postupkom ispire dimni plin suspenzijom
vapnenca radi uklanjanja SO2, SO3, HCl i HF, uz stvaranje 6,9 t/h gipsa (CaSO4).
Postrojenje za proĉišćavanje otpadnih tehnoloških voda, s kapacitetom od 50 m 3/h
zajedniĉko je za oba bloka.
6
Rechnagel, H., Sprenger, E.: Priručnik za grijanje i klimatizaciju, IRO Građevinska knjiga, Beograd, 1982. p.137
6
2.2.
Ukratko o povijesti TE Plomin
TE Plomin blok 1 sa snagom od 125 MW u pogonu je od 1969. Generator pare
bloka 1 je jednocijevni kotao Sulzer
s prisilnim protokom maksimalnoga trajnoga
kapaciteta od 385 t/h svježe pare (135 bar i 535ºC) i sa 16 plamenika u 4 razine. Kao
gorivo koristio se je kameni ugljen iz raških ugljenokopa uz visoki sadržaj sumpora od
9%7, a za potpalu ekstra lako lož ulje (ELLU). Turbina tipa TK 120 sa snagom od 125
MW izraĊena
je
po
engleskoj licenci, akcijska je s tri odvojena kućišta i
meĊupregrijanjem, te sa 6 nereguliranih oduzimanja. Turbogenerator je poljskog
proizvoĊaĉa Dolmel nazivne snage od 150 MVA, faktora snage od 0,8 i napona od 13,8
kV i izravno je spojen na blok-transformator od 13,8/121 kV.
Blok je do sada u pogonu 44 godine, ima oko 225 000 radnih sati i više od 1200
upuštanja u pogon. Zbog promjene graniĉnih vrijednosti emisija (GVE) na niže
vrijednosti od 01.01. 2018. godine dimni plinovi bloka 1 više neće zadovoljavati GVE pa
se planira trajno gašenje bloka.
Na pripremi projekta za izgradnju TE Plomin blok 2 poĉelo se je raditi još 1978.
godine. Odluka o izgradnji TE Plomin 2, snage 210 MW, donesena je 1984.god., a u
srpnju 1985.god. potpisan je ugovor sa zajednicom domaćih izvoĊaĉa „INGRA“, te su
radovi ubrzo zapoĉeli. Konzorciji su saĉinjavali tada velike jugoslavenske tvrtke
„Jugoturbina“ Karlovac, „Đuro Đaković“ Slavonski Brod, „Konĉar“ Zagreb, „Metalna“
Ljubljana i „Rijekagradnja“ Rijeka. Godine 1986. donesena je i odluka o izgradnji
postrojenja za odsumporavanje (FGD- flue-gas desulfurization). Plan je bio da se radovi
dovrše do 1988. godine, ali kako se radovi nisu odvijali planiranim tempom ugovor je
raskinut 1991. godine.
Vlada je iduće godine zadužila Hrvatsku elektroprivredu (HEP) da dovrši
izgradnju TE Plomin 2 i HEP kao strateškog partnera pronalazi njemaĉku elektroenergetsku tvrtku RWE Energie iz Essena. HEP i RWE osnovali su 1996. godine TE
Plomin d. o. o., zajedniĉko mješovito društvo za dovršetak izgradnje i eksploataciju TE
Plomin 2. Godine 1996. TE Plomin d.o.o. sklapa ugovor s konzorcijem kojeg ĉine
austrijska tvrtka „AEE Austrian Energy & Environment „ iz Graza, njemaĉka tvtrka
7
Moser, J.: Pregled razvoja elektroprivredne djelatnosti u Hrvatskoj 1875.-2000., Kigen d.o.o., Zagreb, 2003. p.
113
7
„Siemens“ sa sjedištem u Karlsruhe i hrvatski
„Đuro Đaković – Tremoenergetska
postrojenja“ iz Slavonskog Broda za nastavak gradnje bloka 2.
Dovršetak izgradnje elektrane ide prema planu i svi su radovi izgradnje dovršeni
do 1999.godine. Odvijanje aktivnosti na izgradnji bloka 2 prikazano je na grafikonu 1.
Uz turbinu proizvoĊaĉa „ABB - Tvornica parnih turbina“ Karlovac snage 210 MW
instaliran je i generator proizvoĊaĉa „Konĉar“ Zagreb. Generator je trofazni, dvopolni,
hlaĊen vodikom, sinkroni, nazivne snage od 247 MVA, faktora snage od 0,85 i napona
od 13,8 kV. Proizvedena se elektriĉna energija preko blok-transformatora od 13,8/240
kV predaje u 220 kV mrežu. Veza s elektroenergetskim sustavom Hrvatske ostvarena je
rasklopnim postrojenjem od 220/110 kV.
Blok je prvi put sinkroniziran 14. 09. 1999. god., a 2. 12. 1999. god. sveĉano je
pušten u rad. TE Plomin d.o.o. je kao investitor preuzeo elektranu od izvoĊaĉa radova
13.05.2000. god., a komercijalna proizvodnja bloka zapoĉela je već 21. 05. 2000.
godine. Tokom probnog rada kratkotrajno je postignuta najveća snaga od 225 MW. 8
Grafikon 1: Odvijanje aktivnosti na izgradnji TE Plomin blok 2
Izvor: Vukelić, I.: Prezentacija TE Plomin 2 - 15 godina izgradnje, 12 godina eksploatacije, 2012. god.
8
Moser, J.: Pregled razvoja elektroprivredne djelatnosti u Hrvatskoj 1875.-2000., Kigen d.o.o., Zagreb, 2003. p.
152
8
2.3.
Tehniĉki opis i karakteristike turbine bloka 2
Termoelektrane su energetski objekti u kojima se kemijska energija goriva
pretvara u elektriĉnu energiju.
Pretvaranje toplinske energije goriva u druge oblike
energije moguće je tek kad na raspolaganju postoji radni mediji pogodnih karakteristika,
a u ovom sluĉaju je to voda i vodena para 9. U ciklusu se koristi pregrijana para za koju
se može reći da se ponaša kao plin i u tehnici se na nju primjenjuju isti zakoni, ali se ne
uobiĉava zvati plinom nego pregrijanom parom.10 Upravo parne turbine su ti pogonski
strojevi koji toplinsku energiju pare pretvaraju u mehaniĉki rad potreban za okretanje
rotora generatora, tj. za proizvodnju elektriĉne energije. Na slici 4 prikazan je naĉin
strujanja pare kroz parnu turbinu.
Slika 4: Strujanje pare kroz statorske i rotorske lopatice turbine
statorske lopatice
rotorske lopatice
vratilo
Izvor: http://www.leander-project.homecall.co.uk/turbines.html
Parne turbine mogu imati jedan ili više stupnjeva, a jedan stupanj ĉini jedan red
statorskih i jedan red rotorskih lopatica.
Proces ekspanzije pare kod ovakvih turbina
može teći na dva osnovna naĉina pri ĉemu razlikujemo ekspanziju u akcijskoj
9
Kazid, L.: Termoenergetski priručnik sa riješenim zadacima, Savez energetičara BiH, Sarajevo, 1989. p.105
Šivak,M.: Nauka o toplini, Savez energetičara Hrvatske, Zagreb, 1977. p.73
10
9
(impulsnoj) i ekspanziju u reakcijskoj parnoj turbini. Kod reakcijske parne turbine
ekspanzija teĉe kroz ĉitav stupanj, a kod akcijske proces ekspanzije završava u
statorskom dijelu.11 Slika 5 daje zorni prikaz strujanja pare i dijagrame brzina i tlakova
kroz jedan stupanj akcijske i reakcijske turbine.
Slika 5: Slikoviti prikaz strujanja pare kroz jedan stupanj akcijske i reakcijske turbine
Akcijska turbina
Rotirajuće
lopatice
Fiksna
sapnica
Reakcijska turbina
Rotor
Rotirajuća
sapnica
Rotirajuće
lopatice
Rotirajuća
sapnica
Fiksna
sapnica
Rotor
Stator
Rotacija
Tlak pare
Brzina pare
Tlak pare
Brzina pare
Izvor: http://commons.wikimedia.org/wiki/File:Turbines_impulse_v_reaction.png
Parna turbina instalirana u bloku 2 TE Plomin sastoji se od visokog, srednjeg i
niskog tlaka s meĊupregrijanjem pare izmeĊu visokog i srednjeg tlaka. Turbina je
proizvedena u „ABB - Tvornici parnih turbina“ Karlovac, koja ju je i instalirala na lokaciju
TE Plomin. Turbina je krutim spojkama spojena s generatorom i budilicom i zajedno
ĉine agregat.
11
Elčid, Z.: Parne turbine, ABB Tvornica energetskih postrojenja d.o.o., Karlovac, 1995. p.7, p.22
10
Turbina bloka 2 je reakcijski tip turbine gdje ekspanzija teĉe kroz ĉitav stupanj,
znaĉi kroz statorske
i rotorske lopatice, a pogonski se moment dobiva djelom
skretanjem parnog mlaza u rotorskom kanalu, a dijelom zbog ekspanzije pare u
rotorskom kanalu i stvaranja reaktivnog pritiska sliĉno kao kod raketnog pogona. Tako
je i ovakva skupina turbina dobila naziv – reakcijske turbine. Osnovna prednost ovog
tipa turbine je bolja korisnost nego kod akcijskih turbina, a nedostatak je što ovakva
konstrukcija ima mnogo redova manjih i osjetljivih lopatica.12 U nastavku rada na slici 6
prikazano je odvijanje procesa pretvorbe energije kod trostupanjske reakcijske turbine.
Slika 6: Naĉelni prikaz odvijanja procesa pretvorbe energije za tri stupnja reakcijske turbine
MB – rotorske
lopatice
FB – statorske
lopatice
Izvor: http://en.wikipedia.org/wiki/File:Fig6-Subik Kumar-Schematic Diagram of Pressure compounded
Reaction Turbine.jpg
Prema izlaznom tlaku turbina bloka 2 je kondenzacijska gdje para ekspandira do
vakuuma u kondenzatoru i tipiĉan je primjer turbine za pogon generatora velikih snaga.
Obzirom na broj kućišta ova turbina je dvokućišna s kombiniranim zajedniĉkim
12
Elčid, Z.: Parne turbine, ABB Tvornica energetskih postrojenja d.o.o., Karlovac, 1995. p.25
11
visokotlaĉnim i srednjetlaĉnim kućištem, dvoizlaznim niskotlaĉnim kućištem i sa sedam
nereguliranih oduzimanja koji se koriste za zagrijavanje napojne vode.
Osnovni tehniĉki podaci turbine 210 MW TE Plomin su:
- nominalna snaga
210 MW
- maksimalna snaga
219,5 MW
- minimalna snaga
125 MW
- tlak/temp. pare na ulazu u visokotlaĉni dio turbine
140 bara/535 ºC
- tlak/temp. pare na ulazu u srednjetlaĉni dio turbine 38 bara/535 ºC
- potrošnja pare
649,5 t/h
- specifiĉna potrošnja topline
8075 kJ/kWh
- broj okretaja
3000 o/min
- tlak u kondenzatoru
0,046 bara
- koliĉina rashladne morske vode
30 240 m3/h
- temperatura rashladne morske vode (ulaz)
20 ºC
Nominalna snaga je snaga koju turbina može razvijati u trajnom pogonu.
Najĉešće se ova snaga podudara s optimalnim režimom rada gdje se postiže
maksimalna korisnost. U režimu maksimalne snage turbina može raditi s ograniĉenim
trajanjem, a takva se snaga postiže povećanjem tlaka svježe pare ili drugim
promjenama koje daju povišenje toplinskog pada pare u turbini, a na raĉun uraĉunatih
rezervi u konstrukciji turbine. Minimalna snaga uvedena je kod jedinica velikih snaga i
predstavlja najmanju snagu kod koje turbina još može raditi, a da ne dolazi do slabog
hlaĊenja parom i drugih poteškoća u radu.
Blok 2 radi kao bazna elektrana na nominalnoj snazi uz povremeni rad na
sniženoj snazi u razdobljima povoljne hidrologije. Ovakav naĉin rada ima povoljan
utjecaj na stanje materijala komponenata turbine zbog malog štetnog utjecaja dilatacije
materijala i malog erozijskog djelovanja pare na zadnje redove rotorskih lopatica niskog
tlaka. Uzdužni presjek kroz turbinu bloka 2 prikazan je na slici 7.
12
Slika 7: Uzdužni presjek kroz turbinu 210 MW TE Plomin blok 2
Izvor: Prezentacija „Modernization of 210 MW steam turbine in TE-Plomin“ ALSTOM, 28.03.2014
13
Visokotlaĉna (VT) turbina izvedena je jednotoĉno s prvim akcijskim ili Curtis
stupnjem ĉime je omogućena regulacija snage putem iskljuĉivanja pojedinih skupina
ulaznih sapnica. Kućište je dvostruko, tj. vanjsko i unutrašnje, a naĉinjeno je od ĉeliĉnog
lijeva. Razdjelna ploha vanjskog kućišta položena je horizontalno u visini osi rotora.
Razdjelna ploha unutrašnjeg kućišta radi dovoĊenja pare na akcijsko kolo, postavljena
je zamaknuto za 50o u odnosu na horizontalu. Gornja i donja polovica vanjskog kućišta
spojene su na razdjelnoj plohi specijalnim elastiĉnim vijcima. Radi velikog tlaka i
temperature pare za spajanje i brtvljenje polovica unutrašnjeg kućišta upotrebljavaju se
elastiĉni vijci i stezni prsteni. Prsteni se montiraju u ugrijanom stanju i kad se ohlade
stegnu kućište. Ovakav naĉin stezanja karakteristiĉan je za turbine tvrtke BBC. 13 Svi
oslonci i uĉvršćenja vanjskog kućišta izvedeni su i poredani tako da se kućište može
slobodno istezati u svim pravcima, a da se pritom ne mijenja položaj središnje osi.
Srednjetlaĉna (ST) turbina se sastoji od vanjskog i unutrašnjeg kućišta koja su
razdijeljena horizontalno na visini rotorske osi. Polovice kućišta spojene su specijalnim
elastiĉnim vijcima. Kao i kod VT turbine svi oslonci i uĉvršćenja izvedeni su tako da se
kućište može slobodno istezati u svim pravcima, a da se pritom ne mijenja položaj
središnje osi.
Niskotlaĉna (NT) turbina je dvotoĉna i sastoji od zavarenog vanjskog kućišta,
zavarenog kućišta nosaĉa lopatica, te lijevanih nosaĉa lopatica koji su fiksirani u kućište
nosaĉa lopatica. Svi ti dijelovi podijeljeni su horizontalno u visini osi rotora i povezani
vijcima.
Rotorski niz turbinskog postrojenja sastoji se od VT/ST-rotora, NT-rotora, te
rotora generatora i rotora budilice. Rotori su povezani krutim spojkama s prirubnicama.
Polovice spojki meĊusobno su povezane vijcima tako da se u normalnom pogonu
moment zakretanja prenosi trenjem prirubnica spojki jedne o drugu. Svaki pojedinaĉni
rotor izraĊen je od otkivaka koji su meĊusobno spojeni zavarivanjem u jednu cjelinu.
Kompletni turboagregat, dakle turbina i generator oslonjeni su na 4 klizna ležaja
koji su smješteni u: prednjem ležajnom bloku na poĉetku visokog tlaka, ležajnom bloku
kombiniranog radijalno-aksijalnog ležaja izmeĊu srednjeg i niskog tlaka, te prednjem i
stražnjem ležajnom bloku generatora. Turbinski ležajni blokovi su ĉvrsto usidreni u
temelj i na taj naĉin, reakcijske sile prenesene od rotorskog niza na ležajeve preuzima
temelj.
13
Staniša, B.: Strojarstvo – časopis za teoriju i praksu u strojarstvu , članak „Proizvodnja parnih turbina u
Jugoslaviji“, Zagreb, 1988. p.183
14
2.4.
Krug voda-para u procesu proizvodnje elektriĉne energije
Svježa para dolazi od kotla i kroz brzozatvarajuće ventile visokog tlaka (BZV VT)
i regulacijske ventile visokog tlaka (RV VT) ulazi u VT dio turbine. U visokotlaĉnom
dijelu turbine para ekspandira, odvodi se meĊupregrijaĉima gdje ponovno postiže
temperaturu jednaku temperaturi svježe pare. Preko brzozatvarajućih ventla srednjeg
tlaka (BZV ST) i regulacijskih ventila srednjeg tlaka (RV ST) meĊupregrijana para se
dovodi u srednjetlaĉni dio turbine gdje ponovno ekspandira. Od izlaza iz srednjetlaĉnog
dijela turbine para se direktno vodi u niskotlaĉni dio turbine preko prestrujnog cjevovoda
ST-NT. U niskotlaĉnom dijelu turbine (NT) ekspandira do kondenzacijskog tlaka i ulazi u
kondenzator gdje rashladna voda prolazi kroz kondenzacijske cijevi, a koje s vanjske
strane dolaze u dodir s ispušnom parom. Kondenzat se skuplja na dnu kondenzatora u
tzv. hotwell-u. Glavne
pumpe hladnog kondenzata tjeraju kondenzat, uz izmjenu
topline, kroz regenerativne niskotlaĉne zagrijaĉe (NTZ) do spremnika napojne vode, a
dalje na
pumpe napojne vode. U regenerativne zagrijaĉe para se dovodi iz
nereguliranih oduzimanja. Pumpe napojne vode tjeraju napojnu vodu pod kotlovskim
tlakom kroz dva visokotlaĉna zagrijaĉa (VTZ ) u kotao i tako se kružni tok pare zatvara.
Radi poboljšanja stupnja djelovanja turbinskog postrojenja izvedena su slijedeća
neregulirana oduzimanja:
-
1. oduzimanje pare iz oba toka NT turbine, iza 6. NT reda lopatica, za privod
regenerativnom NTZ1 zagrijaĉu;
-
2. oduzimanje pare desnog toka NT turbine, iza 4. NT reda lopatica, za privod
regenerativnom NTZ2 zagrijaĉu;
-
3. oduzimanje pare lijevog toka NT turbine, iza 2. NT reda lopatica, za privod
regenerativnom NTZ3 zagrijaĉu;
-
4. oduzimanje pare iz ispuha ST-turbine, za privod regenerativnom NTZ4
zagrijaĉu;
-
5. oduzimanje pare iz ST turbine, iza 12. ST reda lopatica, za privod otplinjaĉu
spremnika napojne vode;
-
6. oduzimanje pare iz ST turbine, iza 6. ST reda lopatica, za privod
regenerativnom VTZ2 zagrijaĉu;
-
7. oduzimanje pare iz VT- ispuha radi opskrbe regenerativnog zagrijaĉa VTZ1.
Pojednostavljeni prikaz cirkulacije vode i pare vidi se na shemi 1 u nastavku rada.
15
Shema 1: Pojednostavljeni prikaz cirkulacije u krugu voda-para TE Plomin blok 2
PAROVOD SVIJEŽE PARE
VT
TURBINA
PARNI
KOTAO
ST
TURBINA
NT
TURBINA
GENERATOR
PAROVOD VRUĆEG MEĐUPREGRIJANJA
PAROVOD HLADNOG MEĐUPREGRIJANJA
VTZ2
KONDENZATOR
SPREMNIK NAPOJNE
VODE
VTZ1
PUMPA
NAPOJNE VODE
PUMPA HLADNOG
KONDENZATA
NTZ4
NTZ3
NTZ2
NTZ1
Izvor: Autor
2.5.
Eksploatacija turbine
Blok 2 je prvi put sinkroniziran na mrežu 14.09.1999. godine, a probni pogon traje
do preuzimanja elektrane od strane investitora 13.05.2000. godine. Komercijalni pogon
zapoĉinje 21.05.2000. godine i do 31.12.2013. godine blok je radio 103 911 sati i imao
je 251 upuštanje u pogon.
Iz niže prikazanog grafikona 2 vidljiv je broj radnih sati bloka
2 po godinama za razdoblje od 1999. do 2013. godine.
Grafikon 2: Godišnji prikaz sati rada bloka 2
broj sati rada
broj sati rada
8630 81778618 8513
7621
7428
7041
10000
8000
5297
4839
6000
83928367 8510
7584
4542
4000
2000
346
2013.
2012.
2011.
2010.
2009.
2008.
2007.
2006.
2005.
2004.
2003.
2002.
2001.
2000.
1999.
0
god.
Izvor: Autor prema podacima Službe za proizvodnju TE Plomin
16
Iz grafikona 2 vidljivo je da je blok 1999. god. bio u pogonu samo 346 sati jer je s
proizvodnjom zapoĉeo tek u rujnu. Nakon završetka probnog pogona komercijalna
proizvodnja zapoĉinje u svibnju 2000. godine. Narednu 2001. godinu okarakterizirali su
problemi
vezani
uz
statorski
namotaj
generatora
i
višestruko
propuštanje
kondenzatorskih cijevi.
Nakon prevladavanja „djeĉjih bolesti“ pogon bloka se stabilizira što rezultira
velikim brojem radnih sati na mreži i velikom proizvodnjom u razdoblju do 2008. godine.
Razlog smanjene proizvodnje u 2009. godini je veliki kvar rotora generatora i potreba za
njegovim premotavanjem i zamjenom rotorskih kapa. Nakon ovog kvara blok ponovno
pouzdano radi, a nešto manji broj radnih sati u 2012. godini rezultat je zastoja zbog
radova na održavanju postrojenja.
Dosadašnji godišnji rekord u proizvodnji blok je postigao 2003. godine kada je
radio 8630 sati, tj. bio van pogona samo 5,4 dana i u mrežu isporuĉio 1.616.013,63
MWh elektriĉne energije.
Dug pogon bez smetnji jednog suvremenog turbopostrojenja u najvećoj mjeri je
ovisan o pravilnom izvoĊenju postupaka upuštanja i zaustavljanja. Kod nepoštivanja
pogonskih propisa mogu nastupiti nedozvoljena pogonska stanja u kojima dolazi do
šteta i skraćenja vijeka trajanja postrojenja14.
Prije
stavljanja
turbine
u
pogon
ona
ima
temperaturu okolnog
zraka.
Zagrijavanjem se nastoji postići ona temperatura dijelova turbine koju ti dijelovi imaju
uslijed normalnog rada. Zbog toga je od velike važnosti da procesi upuštanja budu
ispravno izvedeni. Pri tome zagrijavanje turbine treba biti
jednoliko i u gradijentu
porasta temperature propisanom od proizvoĊaĉa turbine uz istodobno otvorene
drenažne ventile koji odvode nastali kondenzat.15
Grafikon 3 prikazuje broj upuštanja bloka u pogon, a vidljivo je da nakon
završetka probnog pogona i uhodavanja broj upuštanja drastiĉno pada i varira od 4 do
17 upuštanja godišnje.
14
15
TE2 - BHB - Pogonski priručnik - B.7.1 Parno-turbinsko postrojenje, 1999.
Razumovid, F.: Parne turbine, Savez energetičara SR Hrvatske, Zagreb, 1984. p.178
17
Grafikon 3: Broj upuštanja bloka 2 u pogon po godinama
broj upuštanja
broj upuštanja
80
70
60
50
40
72
30
20
41
27
10
13
9
17
16
4
12
7
6
6
8
8
5
0
god.
Izvor: Autor prema podacima Službe za proizvodnju TE Plomin
Svakako se može reći da nakon uhodavanja, a izuzimajući 2009. godinu blok
ima stabilan rad i mali broj upuštanja kroz godinu, a samim tim i postiže visoku godišnju
proizvodnju i povoljno utjeĉe na vijek trajanja turbine.
Kako proizvedena koliĉina elektriĉne energije na bloku ne ovisi samo o broju
radnih sati bloka nego i o snazi s kojom blok radi u nastavku rada dan je tabliĉni i
grafiĉki prikaz proizvedene elektriĉne energije na generatoru i one predane u mrežu. U
tablici 1 prikazani su brojĉane vrijednosti proizvodnje u MWh za svaku pojedinu godinu
kao i ukupan kumulativni zbroj za ĉitav period proizvodnje zakljuĉno sa 2013. godinom.
Tablica 1: Tabliĉni prikaz ostvarene proizvodnje bloka 2 u razdoblju od 1999.-2013. godine
Godina
Ostvarena proizvodnja
Generator
Prag
MWh
MWh
1999
37.181,20
15.030,10
2000
868.196,98
777.308,12
2001
1.000.433,76
899.438,14
2002
1.420.807,77
1.283.882,12
2003
1.783.778,04
1.616.013,63
2004
1.464.982,00
1.320.056,00
2005
1.624.052,31
1.457.989,14
2006
1.746.031,55
1.575.790,39
2007
1.555.225,16
1.401.270,95
2008
1.681.925,72
1.513.841,12
2009
884.545,16
796.487,87
2010
1.672.489,62
1.510.620,19
2011
1.715.549,76
1.545.045,70
2012
1.520.885,65
1.371.992,30
2013
1.608.089,78
1.448.119,29
2 0 .5 8 4 .1 7 4 ,4 4
1 8 .5 3 2 .8 8 5 ,0 6
SUM A
Izvor: Autor prema podacima Službe za proizvodnju TE Plomin
18
Radi lakše vizualizacije proizvodnih rezultata bloka 2 gore navedeni podaci
prikazani su i putem grafikona 4 iz kojeg je jasno vidljivo da je rekordna proizvodna
godina bila 2003., a da su lošiji rezultati proizvodnje postignuti u 2000., 2001. i 2009.
godine.
Grafikon 4: Grafiĉki prikaz ostvarene proizvodnja elektriĉne energije bloka 2 u razdoblju od 1999. do
2013. godine
ostvarena prizvodnja na generatoru MWh
ostvarena proizvodnja na pragu MWh
proizvodnja u MWh
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1800000
1600000
1400000
1200000
1000000
800000
600000
400000
200000
0
god.
Izvor: Autor prema podacima Službe za proizvodnju TE Plomin
Ukupno proizvedena elektriĉna energija na generatoru u razdoblju od 1999. do
2013. godine iznosi 20.584.174,44 MWh dok je proizvodnja na pragu (elektriĉna
energija koja je predana mreži) bila 18.532.885,06 MWh. Razliku od 2.051.289,38 MWh
ili 9,97 % ĉini vlastita potrošnja bloka.
19
3. TEHNIĈKI ASPEKTI RETROFITA
Retrofit turbine predstavlja vid modernizacije termoenergetskog postrojenja koja
ukljuĉuje povećanje tehniĉko-ekonomske efektivnosti proizvodnje, smanjenje utroška
goriva, poboljšanje eksploatacijskih karakteristika i povećanje pouzdanosti i sigurnosti u
radu, te je u skladu s ciljevima povećanja energetske uĉinkovitosti postrojenja. Isto tako
spada u nužan dio kapaciteta rezerviran za potrebe osiguranja stabilnosti sustava. 16
Projekt retrofita za blok 2 nuĊen je za sva tri tlaka turbine, ali kako je povećanje
snage na VT i ST turbini ukupno samo 3,7 MW ili 1,76% nominalne snage, a na NT
turbini 6,1 MW što iznosi 2,90% nominalne snage HEP je zaintresiran samo za retrofit
NT dijela turbine. Nakon toga ALSTOM (udaljnjem radu ponuditelj) dostavlja novu
informativnu ponudu HEP TE Plominu (u daljnjem radu investitor) koja ukljuĉuje
isporuku dijelova i radove samo za NT dio , a ĉiji se uĉinci razmatraju u nastavku rada.
3.1.
Objašnjenje pojma retrofita
Pojam retrofit turbine podrazumijeva zamjenu odreĊenih dijelova parne turbine
(npr. turbinskih lopatica u protoĉnom dijelu kao što je ovdje sluĉaj) s pozicijama znatno
drugaĉijeg, poboljšanog i suvremenijeg dizajna. Ove izmjene izvode se u cilju:
- povećanja snage turbine,
- poboljšanja termiĉkih karakteristika turbine,
- povećanja stupnja korisnog djelovanja,
- povećanja tehniĉke sigurnosti turbine,
- povećanja raspoloživosti,
- produžavanja životnog vijeka turbine,
- povećanja meĊuremontnog razdoblja i
- smanjenja negativnog utjecaja na okoliš.
16
Viškovid, A.: Elektroenergetika zemalja Europske Unije u devedesetima, Kigen d.o.o Zagreb, 2005. p. 35
20
3.2.
Evaluacija tehniĉkog stanja turbine
Toĉno definirati i odrediti polazno stanje turbine prije retrofita od velike je važnosti
za kasnije objektivno odreĊivanje rezultata retrofita.
postrojenje u lošem
U sluĉaju kada je turbinsko
stanju i sam redovni remont bez retrofita znatno utjeĉe na
poboljšanje karakteristika turbine, ali one u tom sluĉaju nikad neće biti bolje od
karakteristika koje je turbina imala kada je bila nova.
MeĊutim, retrofit omogućuje upravo poboljšanje karakteristika turbine na nivo koji
je bolji od originalnih karakteristika. Kako ne bi došlo do nejasnoća koji su rezultati
posljedica retrofita, a koji posljedica redovnog remonta
potrebno je izvršiti evaluaciju
tehniĉkog stanja turbine da se odredi opće stanje turbinskog postrojenja. Tu se
prvenstveno misli na ocjenu svih sustava koji neposredno utjeĉu na snagu, specifiĉnu
potrošnju topline, korisnost turbine, ali i sigurnost i pouzdanost u radu.
Bazne
vrijednosti koje se ovdje uzimaju u obzir su garantna ispitivanja na temelju kojih je
investitor preuzeo elektranu od izvoĊaĉa radova. Vrijednosti ovih podataka usporeĊuju
se s trenutnim pogonskim parametrima, te se uz poznavanje problematike i iskustvo
stvara slika stvarnog stanja, odnosno evaluira se tehniĉko stanje turbine. U sluĉaju
sumnje u veliĉine pojedinih pogonskih mjerenja može se angažirati nezavisna kuća za
provjeru istih.
Neki od faktora koji mogu znaĉajno utjecati na tehniĉko stanje turbine su:
- neispravan vakuum sustav,
- povećane zraĉnosti u meĊustepenim parnim brtvama,
- zaprljanost kondenzatora,
- propuštanja pare u okolinu i dr.
Kako retrofit podrazumijeva zamjenu kompletnog protoĉnog djela turbine od
velike je važnosti i faktor sigurnosti i pouzdanosti rada koji se retrofitom dobiva.
Parametri temperature i tlaka ovdje su niski i ne predstavljaju riziĉne faktore u radu, ali
znatan utjecaj na stanje materijala imaju mehaniĉka naprezanja koja nastaju uslijed
rotacije velikih i teških pozicija i to naroĉito u rotoru i na lopaticama zadnjih redova.
Negativan utjecaj na sigurnost i pouzdanost rada turbine ima i djelovanje erozije na
zadnji red rotorskih lopatica, a retrofitom se ove negativnosti otklanjaju.
21
3.3 Što obuhvaća retrofit
Projekt retrofita turbine obuhvaća sve aktivnosti potrebne za uspješnu pripremu,
izvoĊenje i završetak retrofita. Projekt zapoĉinje pripremama za izradu ponude koje se
sastoje od skupljanja ulaznih podataka, izrade proraĉuna, donošenja tehniĉkog rješenja
i proraĉuna benefita koji retrofit donosi.
Po potpisu ugovora izmeĊu ponuditelja i
investitora radova slijedi priprema tehniĉke dokumentacije za proizvodnju potrebnih
dijelova, nabavka materijala i izrada dijelova. Prije obustave pogona i poĉetka radova
na gradilištu vrše se garancijska ispitivanja koja će se kasnije koristiti za usporedbu s
ispitivanjima nakon izvršenih radova i temeljem kojih će se dati ocjena dali su rezultati
retrofita sukladni ugovornim obvezama ponuditelja. Garancijska ispitivanja izvodi
nezavisna kuća koju sporazumno biraju ponuditelj radova i investitor, a koja garantira
nepristranost i toĉnost izvršenih mjerenja i interpretacije konaĉnih rezultata.
Sami radovi i zamjene na niskotlaĉnom dijelu turbine sastoje se od:
-
zamjene rotora NT,
-
zamjene statorskih lopatica NT,
-
zamjene vanjskih parnih brtvi NT turbine i
-
zamjene sustava za ubrizgavanje u NT dio turbine
Nakon dovršetka svih radova kreće probni pogon. U meĊuvremenu ponuditelj
vrši obuku pogonskog osoblja i osoblja održavanja za manipulaciju i održavanje nove
opreme, te dostavlja svu dokumentaciju i upustva vezana uz retrofit. Nakon stabilizacije
pogona ponovno se vrše garancijska mjerenja, te potvrdom ostvarenja traženih
parametara potpisuje se primopredajni zapisnik i poĉinje teći garantni rok. Istekom
garantnog roka ĉitav projekt se smatra gotovim.
3.4 Glavni razlozi za retrofit
Postoji više razloga zašto se izvode retrofiti turbine, a oni mogu biti tehniĉke,
ekonomske, ekološke ili neke druge prirode, a sve u zavisnosti što investitor retrofitom
želi postići.
Najvažniji razlozi zbog kojih se izvodi retrofit su:
22
- produženje životnog vijeka turbine za narednih 25 - 30 godina,
- poboljšanje stupnja korisnog djelovanja turbine,
- smanjenje specifiĉnog potroška topline,
- povećanje izlazne snage turbine,
- smanjenje emisije stakleniĉkih plinova,
- poboljšanje pouzdanosti i sigurnosti u radu turbine,
- smanjenje troškova održavanja,
- prilagodba bloka novim uvjetima proizvodnje
- smanjenje utroška goriva i
- smanjenje proizvodnje nusprodukata
U ovom sluĉaju investitor naglasak stavlja na dva razloga za retrofit i to:
1. Koristi dobivene ulaganjem zbog povećanja snage i
2. Koristi dobivene ulaganjem zbog smanjenog utroška goriva i emisije CO2
U poglavlju 4 „Ekonomski aspekti retrofita“ ovog rada detaljno su obraĊene koristi
dobivene povećanjem snage i izvršen je izraĉun vremena potrebnog za povrat
investicije na raĉun povećanja snage odnosno koliĉine proizvedene elektriĉne energije.
Koristi od smanjenja potrošnje ugljena temelje na smanjenju specifiĉne potrošnje topline
qs u kJ/kWh što je detaljnije obraĊeno u toĉki 3.7 ovog rada.
3.5 Retrofit niskotlaĉnog dijela turbine
Turbine velikih i najveći snaga za termoelektrane najveći su pogonski strojevi koji
se uopće grade. Naroĉito se tu istiĉu NT dijelovi turbine. Komponente dijela turbine NT
su: vanjsko kućište, kućište nosaĉa statorskih lopatica (ili unutrašnje kućište) sa
zavješenim nosaĉima statorskih lopatica i rotor. Niskotlaĉni rotori turbine su gabaritno
najveći rotacioni strojevi, te su centrifugalne sile ovako velikih rotirajućih dijelova znatne.
Protjecanje pare u NT dijelu poĉinje kroz prestrujni cjevovod, a onda se struja
pare dijeli u dva nasuprotna toka u kojima je lijevo i desno lopatiĉje statora i rotora.
23
Nakon odavanja energije rotoru para struji kroz prstenaste difuzore u prostor vanjskog
kućišta i zatim odlazi u kondenzator.
Niskotlaĉni rotor je u skladu sa praksom proizvoĊaĉa zavaren iz dijelova.
Prirubnice spojki su integralni dio rotora. Na ĉelnim stranama rotora su provrti u koje se
mogu uĉvrstiti utezi za uravnotežavanje rotora bez otvaranja kućišta. Rotor je težine 52
t, duljine 5336 mm i najvećeg promjera 3159 mm. Brtvljenje na mjestima gdje rotor izlazi
iz kućišta postiže se labirintnim brtvama koje onemogućuju štetno strujanje pare
odnosno zraka uz osovinu turbine 17. Na slici 8 vidi se NT rotor spreman za transport u
toku izvoĊenja remontnih radova 2009. godine.
Slika 8: NT rotor turbine 210 MW TE Plomin blok 2 na transportnom stalku
Izvor: Autor
Kao što je već i navedeno kod velikih jedinica strujanja pare u NT turbini dijele se
u dva ili više dijelova. To je potrebno zbog drastiĉnog porasta specifiĉnog volumena
pare pri kraju ekspanzije u turbini i vrlo velikih protjecajnih koliĉina pare koje protjeĉu
kroz kondenzacijske turbine velikih snaga kao što je ovdje sluĉaj. Rotorske lopatice
posljednjeg
stupnja
NT
imaju
duljinu
koja
je
ograniĉena
naprezanjima
zbog
centrifugalnih sila. Za brzine vrtnje 3000 o/min lopatice se izraĊuju od nehrĊajućeg
ĉelika, a postojeće su duljine 792 mm. Kućište niskotlaĉnog djela, prikazano na slici 9,
17
TE2 - BHB - Pogonski priručnik - B.7.3 VT-, ST-, NT turbina,1999.
24
simetriĉno je s obzirom na ravninu okomitu na os turbine, te protoĉni dio ima u obje
polovice iste lopatice.
Slika 9: Uzdužni presjek kroz NT turbinu 210 MW bloka 2
Izvor:Prezentacija „Modernization of 210 MW steam turbine in TE-Plomin“ ALSTOM ,28.03.2014.
3.5.1. Novi NT rotor
PonuĊeni novi NT rotor je zavarenog cilindriĉnog tipa. Pojedinaĉni otkivci se
diskovima s konstantnim opterećenjem približavaju optimalnoj raspodjeli naprezanja.
Tijekom procesa proizvodnje rotora biti će proveden pregled u dvije faze temeljen na
nizu ispitivanja bez razaranja (IBR) i to ultrazvuĉnom metodom i metodom magnetskih
ĉestica, a s ciljem da se osigura postizavanje potrebnog standarda kvalitete. Prije
postupka zavarivanja svi su pojedinaĉni diskovi podvrgnuti ispitivanju bez razaranja pri
ĉemu su primjenjivane tehnike ultrazvuĉnog ispitivanja. Na taj je naĉin osigurano
otkrivanje nedostataka bez obzira na to gdje se oni nalaze. Slika 10 prikazuje
pojedinaĉne otkivke rotora prije zavarivanja.
25
Slika 10: Pojedinaĉni otkivci rotora prije zavarivanja
Izvor: Prezentacija „Modernization of 210 MW steam turbine in TE-Plomin“ ALSTOM, 28.03.2014.
Tehnika proizvodnje rotora Alstoma omogućava odbacivanje svakog sumnjivog
diska i njegovu zamjenu novim. Nakon zavarivanja rotorskog diska, zavari se
pregledavaju koristeći ultrazvuĉne i magnetske metode ispitivanja.
Nakon postavljanja lopatica rotor se uravnotežuje u tvornici u vakuum komori za
balansiranje na radnom broju okretaja. MeĊutim, novi rotor će se pripremiti i za dodatno
uravnoteženje kad je stroj kompletno montiran (ako je potrebno na licu mjesta zbog
prilagodbe preostalim rotorima na liniji osovine). U tu svrhu predviĊena su posebna
mjesta za priĉvršćenje utega za uravnoteženje kao i rezervni utezi za uravnoteženje.
Alstomovi gotovi rotori su standardno ispitani za prekoraĉenje brzine do 1,2 puta od
normalne brzine (tj. 3600 o/min). U nastavku rada na slici 11 prikazan je uzdužni
presjek zavarenog NT rotora bez lopatica.
Slika 11: Uzdužni presjek zavarenog NT rotora
Izvor: Prezentacija „Modernization of 210 MW steam turbine in TE-Plomin“ ALSTOM, 28.03.2014.
26
Zavareno rješenje cilindriĉnog tipa rotora obilježeno je slijedećim karakteristikama:
- jednostavnija nabava materijala – velik izbor proizvoĊaĉa otkivaka kao posljedica
relativno male veliĉine otkivaka,
- pojednostavljena procedura ispitivanja – budući da su diskovi relativno mali,
nedostaci se mogu lakše i pouzdanije otkrivati korištenjem opreme za ultrazvuĉno
ispitivanje,
- sigurna proizvodnja – znatno smanjen rizik isporuke budući da se odbaĉeni diskovi
mogu lako i brzo zamijeniti budući da su dimenzije kovanih diskova relativno male u
usporedbi s diskovima monoblok rotora, moguće je garantirati bolju kvalitetu
homogeno-metalurške konstrukcije,
- niska razina opterećenja u rotoru (u usporedbi s drugim rješenjima) i idealna
raspodjela opterećenja,
- bez središnjeg provrta u rotoru,
- izvrsne radne karakteristike tijekom pogona, zaustavljanja pogona i stanja promjene
opterećenja jer superponirano toplinsko naprezanje zbog projektiranog rotora ostaje
malo,
- vrlo pogodan za dnevno stavljanje u i izvan pogona (rad u dvije smjene) i
- višegodišnje iskustvo i brojne reference
3.5.2. Nosaĉi statorskih lopatica
Za ovaj retrofit turbine predviĊa se novi komplet nosaĉa lopatica . Nosaĉi će se
izraditi od nodularnog lijevanog željeza GGG40. Razdijeliti će se po horizontalnom
spoju i meĊusobno spajati usadnim vijcima i pridržavati prirubnicama. Nosaĉi će se
ugraditi po obodu nutarnjeg kućišta. Visjeti će se na blokovima u horizontalnom spoju i
poduprijeti u osi
centralnim klinovima koji se nalaze na podnožju.
Takvo rješenje
priĉvršćenja omogućuje slobodno radijalno i aksijalno rastezanje nosaĉa lopatica, te ih
na taj naĉin drži u centralnom položaju u odnosu na os turbine neovisno o toplinskom
stanju vanjskog kućišta. Ovo omogućuje izbjegavanje nastanka propuštanja izmeĊu
odvojenih prostora s tlaĉnom razlikom. Svaki nosaĉ će biti opremljen setom stacionarnih
lopatica
montiranih
po
obodnom žlijebu. Izdvajanja
obavljena
prije
posljednjih
stacionarnih redova dopustiti će odvajanje vlage iz glavnog strujanja ĉime se smanjuje
erozija u posljednjem stupnju lopatica.
27
3.5.3. Rotorsko i statorsko lopatiĉje
Lopatice su najvažniji konstrukcijski elementi parnih turbina. Statorske i rotorske
lopatice trebaju imati takav oblik da se strujanje pare izmeĊu njih provodi s najmanjim
gubicima. Oblici i izvedba lopatica ovise o vrsti parne turbine, stupnju i projektiranoj
snazi.18 NT turbina bloka 2 ima 7 stupnjeva i u svim stupnjevima koristiti će se
suvremeni reakcijski 3D tip lopatiĉja prikazan na slici 12. Lopatiĉje se sastoji od lopatica
najnovije Alstomove generacije koje posjeduju visoke radne karakteristike od kojih su
najvažnije:
- optimirani radijus krila glavine na bandaži i korijenu,
- tanki rub ispuha i
- profil visokih radnih karakteristika
Slika 12: Izgled suvremene reakcijske 3D statorske i rotorske lopatice
Izvor: Prezentacija „Modernization of 210 MW steam turbine in TE -Plomin“ ALSTOM 28.03.2014.
To suvremeno reakcijsko lopatiĉje zamišljeno je kako bi se poboljšala
aerodinamiĉka uĉinkovitost lopatiĉja uz zadržavanje povećanih mehaniĉkih svojstava
(karakteristike vibracija i ĉvrstoće).
Za ovaj specifiĉni sluĉaj modifikacije, put strujanja izveden je kako bi se
udovoljilo specifiĉnim radnim uvjetima. To se izvodi odabirom odgovarajućeg broja
reakcijskih stupnjeva kako bi se postigao optimalan kapacitet strujanja i optimalna
18
Pomenid, L.: Prilog istraživanju procesa korozije lopatica parnih turbina – doktorska disertacija, Rijeka,
Tehnički fakultet Rijeka, 1998. p.8
28
uĉinkovitost stupnja i to mijenjanjem kuta nagiba, dužina lopatice i broja lopatica u redu.
Takav pristup omogućava podešavanje puta strujanja kako bi isti bio prilagoĊen
graniĉnom termodinamiĉkom stanju NT turbine i uvjetima ciklusa uz održavanje visoke
uĉinkovitosti profila lopatica. Lopatice su izglodane kao kruti cjeloviti komadi s
korijenom i bandažom. Kod usavršenog lopatiĉja se radi smanjenja gubitaka u stupnju
turbine općenito koristi fleksibilnost oblika 3D tankog sloja lopatice. Stacionarne i
rotirajuće lopatice su izglodane iz valjanih visokokromnih ĉeliĉnih profila. U redu
lopatica integrirane bandaže ĉine prsten koji odreĊuje i dio meĊustupanjskog brtvljenja.
Rotirajuće lopatice su uvrštene u rotorske obodne žljebove T oblika. Gornji dio
korijena je oblikovan na naĉin da štiti donji dio korijena i žlijeba (najopterećeniji dijelovi
lopatice) od pristupa strujnog protoka i neĉistoća. Tijekom montaže se lopatice
preliminarno naprežu uvijanjem bandaže prema korijenu. Da bi se osiguralo ispravno
pritiskanje korijena isti se dopunjuju distantnim podlošcima i zatvaraju specijalnom
vrstom sigurnosnih podloški. Takvo rješenje osigurava obodnu cjelovitost reda u svim
uvjetima rada ĉime se eliminira rezonancija zbog vibracija kod rotirajućih lopatica izvan
podruĉja radne brzine. Naĉin montaže rotorskih i statorskih lopatica prikazan je na slici
13 u nastavku rada.
Slika 13: Naĉin montaže suvremenih reakcijskih rotorskih i statorskih 3D lopatica
Montaža rotorskih i statorskih lopatica
Izvor: Prezentacija „Modernization of 210 MW steam turbine in TE-Plomin“ ALSTOM, 28.03.2014.
Kao i rotacione sliĉno su i stacionarne lopatice uvrštene u obodne žljebove H
oblika na nutarnjem kućištu. Postupak prednaprezanja je sliĉan onome primijenjenom
kod rotirajućih lopatica. Alstom Power turbine opremljene s unaprijed uvijenim
lopaticama uspješno su ispitane u praksi i u radnim uvjetima su pokazale izvanredne
performanse.
29
Lopatiĉje, koje predlaže Alstom okarakterizirano je slijedećim prednostima:
- minimalni gubici što osigurava visoke performanse,
- bez vibracija koje dolaze od pojedinaĉnih neovisnih lopatica,
- bez serija lopatica,
- traka bandaže bez procjepa i zazora visoke krutosti i
- izvrsno prigušivanje zbog tehnike uvijanja izvršenog unaprijed što omogućava
široki raspon odstupanja od radne brzine
Dva posljednja NT stupnja definirana su kao ispuh turbine. Za ta dva posljednja
stupnja Alstom ima serije unaprijed definiranih setova lopatica. Tijekom izrade
proraĉuna obavljena su toplinska uravnoteženja, koja predstavljaju osnovu za odabir
tipa ispuha koji odgovara specifiĉnim uvjetima rada bloka. Sadašnje lopatiĉje zadnjeg
stupnja NT turbine ima lopatice duljine 792 mm i ukupne
je površine od 5,9 m 2 , a
nakon retrofita bile bi ugraĊene lopatice duljine 894 mm i ukupne površine 7,0 m 2.
Stacionarni redovi posljednja dva stupnja imali bi lopatice koje su projektirane
savijeno i s nagibom. Posljedica novih savijenih lopatica i lopatica s nagibnim kutom je
ravnomjernija raspodjela radijalnog strujanja mase. Ovako optimirana izvedba lopatica
smanjuje gubitke strujanja.
izraĊene
Rotirajuće lopatice dvaju posljednjih stupnjeva bit će
primjenom 3D-proraĉunskih metoda za strujanje uvodeći karakteristike kao
što su nagib i
uvijanje radi smanjivanja gubitaka ĉime se postiže visoka razina
uĉinkovitosti.
Za tip ispuha, koji se razmatra u ovom projektu Alstom će za posljednji red
rotirajućih lopatica koristiti izvedbu slobodno stojeće lopatice. Lopatica je samonosiva i
ne iziskuje elemente za ukrućivanje kao što su oslonci za priĉvršćivanje ili žice za
priĉvršćivanje. Zbog toga je sprijeĉena interakcija spregnutosti meĊu
susjednim
lopaticama. Slika 14 prikazuje primjere rotorskih i statorskih 3D lopatica.
Slika 14: Primjeri 3D rotorskih i statorskih lopatica niskog tlaka
Izvor: Prezentacija „Modernization of 210 MW steam turbine in TE-Plomin“ ALSTOM, 28.03.2014.
30
Kruto zavarena izvedba rotora sprjeĉava interakciju lopatica/rotor ĉime se
omogućuje precizno podešavanje lopatica. Kod svake grupe lopatica ispitane su glavne
lopatice. Prirodne frekvencije su poĉetno utvrĊene mjerenjima tijekom dinamiĉkog
(rotirajućeg) ispitivanja provedenog na potpuno montiranom rotoru. Ta
mjerenja
potvrĊuju da se prirodne frekvencije osnovne izvedbe lopatice ne približavaju
višekratniku procijenjene brzine.
Statiĉko
ispitivanje
ukljuĉuje
mjerenje
stacionarnim rotorom. Svaka pojedina lopatica
prirodnih
frekvencija
lopatica
sa
podvrgava se statiĉkom ispitivanju, a
izmjerene prirodne frekvencije se usporeĊuju s dozvoljenim rasponom izvedenim iz
dinamiĉkog ispitivanja (glavna lopatica). Lopatice koje su izvan raspona dopuštenih
prirodnih frekvencija se modificiraju ili odbacuju.
Sve reakcijske lopatice ukljuĉujući posljednja dva reda precizno kovanih
rotirajućih lopatica proizvedene su od 12% krom-ĉelika. Visok sadržaj kroma i nizak
sadržaj ugljika osiguravaju odgovarajuću kombinaciju visoke otpornosti na eroziju,
koroziju i zamor materijala uslijed korozije uz visok stupanj žilavosti ĉime se postiže
otpornost na oštećenja stranim tijelima.
Posljednji stupnjevi NT turbine rade u okruženju vlažne pare. Zbog opasnosti od
oštećenja uslijed erozije, primjenjuju se slijedeće mjere za zaštitu lopatica od jakog
napada erozije:
- lopatice su proizvedene od ĉeliĉne legure koja sadrži velik postotak kroma
- ĉitava površina listova lopatica u posljednja dva rotirajuća reda pojaĉana je
postupkom saĉmarenja,
- povećana aksijalna udaljenost izmeĊu reda stacionarnih lopatica i reda
rotirajućih lopatica. Isto smanjuje utjecaj brzine vodenih kapljica na ulaznom
bridu rotirajućih lopatica i konstantno smanjuje opasnost od erozije lopatica,
- razmještajem otvora za ekstrakciju na nosaĉima lopatica prije posljednjeg
stupnja uklanja se veći dio vlage iz glavnog strujanja i
- vanjski dio ulaznog brida rotirajućih lopatica u posljednjem stupnju je indukcijski
otvrdnut. Problemi kao erozija mekše lemljenog materijala ili gubitak štita su
uklonjeni od samog poĉetka ako se ulazni bridovi lopatica indukcijski otvrdnu.
Na slici 15 vidljiva je erozija zadnjeg reda rotorskih lopatica u remontu 2009. god.
u vidu svijetlih tragova na ulaznim bridovima lopatica.
31
Slika 15: Detalj NT rotora turbine 210 MW uz demontiranu gornju polovicu NT kućišta
Izvor: Autor
3.6.
Oĉekivano povećanje snage
Jedan od osnovnih razloga za izvoĊenje retrofita turbine je povećanje snage.
Egzaktni izraĉun povećanja snage je vrlo složen i ovisi o velikom broju razliĉitih faktora
pa ponuditelj u fazi prezentacije tehniĉkog rješenja i rezultata koji će se time postići
koristi termin „oĉekivano povećanje snage“. Ovakva vrijednost povećanja snage nakon
retrofita može se smatrati informativnom i za investitora nije prihvatljiva jer ona može i
ne mora biti ostvarena.
Za razliku od „oĉekivanog povećanja snage“ nakon razjašnjenja svih tehniĉkih,
ekonomskih i ostalih pitanja ponuditelj i investitor ugovaraju „garantirano minimalno
povećanje snage“. To je najmanje povećanje snage koje se ovakvim projektom retrofita
mora postići i za koje se smatra da je ponuditelj u pogledu povećanja snage ispunio
svoje ugovorne obveze. Za vrijednosti povećanja niže od minimalno garantiranih
ponuditelj plaća ugovorne penale. Upravo iz ovih razloga „garantirano minimalno
povećanje snage“ nalazi se nešto ispod raĉunski proraĉunatog minimuma ĉime
ponuditelj štiti sebe, a investitoru daje realne vrijednosti povećanja snage.
Ponuditelj je prilikom prve prezentacije retrofita niskotlaĉnog dijela turbine 210
MW bloka 2 naveo podatak „oĉekivanog povećanja snage“ od 5,4 MW uz isti utrošak i
32
iste vrijednosti parametara pare. Naknadno nakon razjašnjenja tehniĉkih pitanja i
dodatnih proraĉuna ponuditelj garantira minimalno povećanje snage od 6,1 MW ili
povećanje za cca 2,9% nominalne snage i to je podatak na kojem se temelje svi ostali
proraĉuni u ovom radu.
Iz tablice 2 vidljiv je broj izvedenih retrofita tvrtke Alstom Power na turbinama
vlastite proizvodnje
ali i na turbinama drugih proizvoĊaĉa. Na niskotlaĉnom dijelu
turbina Alstom Power je izvršio ukupno 499 retrofita iz ĉega se može zakljuĉiti da je
stekao veliko iskustvo i da dobro poznaje ovu problematiku, a što predstavlja dobre
predispozicije za uspješnu realizaciju retrofita niskog tlaka i na ovoj turbini.
Tablica 2: Izvedeni retrofiti parnih turbina od strane Alstom Powera
PROIZVODNI
PROGRAM
ALSTOMA
OSTALI
PROIZVODNI
PROGRAM
UKUPNO
VT
217
95
312
VT-ST
2
53
55
ST
86
36
122
NT
280
219
499
UKUPNO
585
403
988
Izvor: Autor prema prezentaciji „Modernization of 210 MW steam turbine in TE -Plomin“ ALSTOM,
28.03.2014.
3.7.
Smanjenje specifiĉnog potroška topline
Jedan od osnovnih pokazatelja uĉinkovitosti rada parno-turbinskog postrojenja je
i specifiĉna potrošnja topline qs u kJ/kWh. Specifiĉna potrošnja topline pokazuje koliko
topline treba dovesti na turbinu po jedinici proizvedene elektriĉne energije mjerene na
stezaljkama generatora. Za turbine s meĊupregrijanjem kao što je turbina bloka 2 izraz
za izraĉun specifiĉne potrošnje topline qs glasi:
gdje je:
33
qs – specifiĉna potrošnja topline
kJ/kWh
Do – koliĉina pare koja ulazi u turbinu
kg/h
i1 – specifiĉna entalpija pare pri ulazu u turbinu
J/kg
i2 – specifiĉna entalpija napojne vode pri ulazu u kotao
J/kg
Dm – koliĉina pare pri drugom ulazu u turbinu nakon meĊupregrijanja
kg/h
i3 - specifiĉna entalpija pare nakon meĊupregrijanja
J/kg
i4 - specifiĉna entalpija pare pri izlazu iz turbine prije meĊupregrijavanja
J/kg
Pel – snaga generatora mjerena na stezaljkama
kW
Prema garancijskim mjerenjima iz 2000. godine specifiĉna potrošnja topline q s za
snagu na genetaroru od 210 MW iznosi:
kod snage P=210 MW → specifiĉna potrošnja topline qs =8075 kJ/kWh
Nakon 15 godina eksploatacije
i trošenja
pozicija u protoĉnom dijelu turbine
dolazi do povećanja specifiĉne potrošnje topline i do smanjenja snage turbine.
Temeljem iskustava na sliĉnim turbinama 360 MW Belchatow u Poljskoj koje imaju NT
rotor tipa D54, a blok 2 ima NT rotor tipa D52 došlo do podataka da se snaga na
generatoru smanjila za 2,1 MW, a specifiĉna potrošnja topline povećala za 81 kJ/kWh
pa se dolazi do sljedećih podataka:
kod snage P=207,9 MW→ specifiĉna potrošnja topline
Nakon izvršenog retrofita ponuditelj garantira
qs = 8156 kJ/kWh
povećanje snage od 6,1 MW i
smanjenje specifiĉne potrošnje topline za 246 kJ/kWh, pa u konaĉnici po izvršenom
retrofitu blok bi postizao:
snagu na generatoru P=207,9 + 6,1 = 214,0 MW
specifiĉnu potrošnju topline qs =8156 – 246 = 7910 kJ/kWh
Ovi rezultati predstavljaju poboljšanja kako u pogledu snage tako i u specifiĉnoj
potrošnji topline u odnosu na garancijska mjerenja iz 2000. godine ĉime je i povećan
stupanj korisnosti turbine.
34
3.8.
Garancijska mjerenja
Radne karakteristike parne turbine su
pored pouzdanosti i raspoloživosti
najvažniji parametri za ekonomiĉnost u eksploataciji parnog bloka. Zbog toga su ove
karakteristike jedna od najvažnijih toĉaka pri pregovorima za retrofirt postojećih
postrojenja. One su i predmet ugovora, odnosno, garancije koju isporuĉitelj opreme
mora dati investitoru.
Najvažniji parametri koji se garantiraju su:
-
stupanj korisnosti turbopostrojenja ili specifiĉna potrošnja topline turbopostrojenja
-
elektriĉna snaga generatora bruto za zadani protok ili specifiĉna potrošnja pare.
Za ovaj retrofit turbine 210 MW TE Plomin izvoĊaĉ garantira povećanje snage od 6,1
MW uz isti potrošak i parametre temperature i tlaka pare.
Ĉesto se kod retrofita kada se zahvati ne provode na kompletnom postrojenju,
garancija daje samo za one dijelove turbopostrojenja koji su predmet ugovora.
Za
neispunjenje garantiranih karakteristika ugovorom se predviĊa plaćanje penala. Znaĉaj
ispunjenja garantiranih radnih karakteristika je mnogo veći i za investitora i za
isporuĉioca od moguće naplate penala. Za investitora zato što povećani troškovi
eksploatacije zbog slabijih radnih parametara mogu višestruko da premaše iznos
naplaćenih penala. U sluĉaju ponuditelja pored novĉane strane od velikog interesa je i
reputacija.
Zbog svog znaĉaja garancijska ispitivanja moraju biti izvedena strogo u skladu sa
ugovorom, ugovorenim standardima i suvremenim stanjem tehnike u ovoj oblasti.
Garancijska ispitivanja ne služe samo za reguliranje meĊusobnih odnosa ponuditelja i
investritora nego imaju znatno širi znaĉaj za obje strane. Ova mjerenja osim za
odreĊivanja vrijednosti radnih karakteristika koje su predmet garancija, služe i za:
-
verifikaciju proraĉuna i metoda koje je proveo isporuĉitelj na osnovu ĉega on
upotpunjuje bazu za buduće proraĉune i povećava sigurnost pri davanju
garancije,
-
dobivanje podataka o pojedinim komponentama postrojenja. Ukoliko se uoĉe
znatno slabije karakteristike neke komponete (na primjer: napojne pumpe,
zagrijaĉa, kondenzatora ili dijela parne turbine) od oĉekivanih, naknadnom
intervencijom moguće je ostvariti poboljšanje stupnja korisnosti bloka bez obzira
što je garancija ispunjena,
-
pošto se ispitivanja nakon retrofita provode neposredno po završetku probnog
pogona, korisnik dobiva referentne podatke o postrojenju za usporeĊivanje sa
35
budućim mjerenjima. Na taj naĉin se otkrivaju uzroci pada stupnja korisnosti
postrojenja i dobivaju važni podaci o potrebi održavanja, remonta ili zamjene
pojedinih komponenti,
-
dobivanje ekonomskih pokazatelja proizvodnje elektriĉne energije na pojedinim
režimima što je bitan podatak za uklapanje i efikasno voĊenje postrojenja u
elektroenergetskom sistemu,
-
obuku zaposlenih inženjera u pogledu izvoĊenja mjerenja i analize procesa i
-
provjera mjerne opreme u elektrani.19
3.9.
Utjecaj greške mjerenja kod garancijskih ispitivanja na konaĉni rezultat
retrofita
Garancijska ispitivanja najvažniji su element u ocjenjivanju konaĉnog rezultata
retrofita turbine. Pored reguliranja ugovornog odnosa izmeĊu ponuditelja i investitora,
ispitivanja imaju i znatno širi i veći znaĉaj s obzirom da se tako dobivaju referentni
podaci koji mogu ukazivati i na eventualne nedostatke u radu postrojenja. Ovakva
ispitivanja moraju biti veoma detaljna i izvoĊena s umjerenim instrumentima visoke
preciznosti, s pažljivo projektiranom shemom
mjernih mjesta, precizno uraĊenim
instalacijama i razvijenim softverima za voĊenje ispitivanja i obradu podataka. Sve ovo
uz teorijsko i praktiĉno poznavanje procesa i opreme u pogonu i uz suradnju sa
inženjerima iz termoelektrane treba osigurati
vjerodostojne podatke ispitivanja. Tek
tada se analizom tako dobivenih podataka može doći do ispravnih zakljuĉaka o radu
turbopostrojenja.
Popis mjernih mjesta (s prosjeĉnom mjernom nesigurnošću)
od 100 toĉaka
potrebnih za garancijsko mjerenje prikazan je u Prilogu 1 ovog rada i on treba biti
zajedniĉki usuglašen od strane ponuditelja i investitora, a u Prilogu 2 prikazana je
Shema mjernih mjesta za garancijska ispitivanja.
Koliko greška mjerenja može imati utjecaj na ocjenu konaĉnog rezultata retrofita
prikazat će se kroz primjere za ukupni iznos greške od 1,0 %, 1,5% i 2,0 %. Ovdje su
uzete u obzir greške mjerenja koje negativno utjeĉu na krajnji
rezultat mjerenja,
odnosno prikazuju vrijednosti veće od realno dobivenih. Ulazni podaci su ukupna snaga
19
<https://www.google.hr/search?hl=hr&source=hp&q=ISKUSTVA+SA+PRIJEMNIH+ISPITIVANJA+PARNOG+TURBOP
OSTROJENJA+U+TE+NIKOLA+TESLA+A6> (8.05.2014.)
36
nakon izvršenog retrofita koja iznosi 214,0 MW i garantirano minimalno povećanje
snage od 6,1 MW, pa za ove podatke dobivamo:
-
za grešku mjerenja od 1,0 % razlika u snazi iznosi:
214,0 MW x 1,0 % = 2,14 MW
, pa je tada ukupno povećanje snage
6,1 MW – 2,14 MW = 3,96 MW
-
za grešku mjerenja od 1,5 % razlika u snazi iznosi:
214,0 MW x 1,5 % = 3,21 MW
, pa je tada ukupno povećanje snage
6,1 MW – 3,21 MW = 2,89 MW
-
za grešku mjerenja od 2,0 % razlika u snazi iznosi:
214,0 MW x 2,0 % = 4,28 MW
, pa je tada ukupno povećanje snage
6,1 MW – 4,28 MW = 1,82 MW
Rezultati utjecaja greške mjerenja kod garantnih ispitivanja u postocima i
apsolutnom iznosu realnog povećanja snage prikazani su u tablici 3.
Tablica 3: Utjecaj greške mjerenja na rezultat povećanja snage dobivenog retrofitom
Utjecaj greške mjerenja na rezultat povećanja snage
% greške
Snaga
razlika
(MW)
garantirano min.
ukupno
% garantiranog min.
povećanje snage
povećanje snage
povećanja snage
214
1,0
2,14
6,1
3,96
64,92
214
1,5
3,21
6,1
2,89
47,38
214
2,0
4,28
6,1
1,82
29,84
Izvor: Autor
U konaĉnici se može zakljuĉiti da uz ukupnu grešku mjerenja od 2 % realno
povećanje snage iznosi 1,82 MW što predstavlja samo 29,84 % garantiranog
minimalnog povećanja snage, odnosno da je toĉnost garantnih mjerenja od presudne
važnosti za ocjenu rezultata retrofita.
37
3.10. Vrijeme realizacije projekta
Retrofit turbine zahtjevan je projekt koji iziskuje pažljivo planiranje i pripremu. Uz
vrijeme potrebno za nabavku materija, izradu i ugradnju dijelova potrebno je planom
pravovremeno osigurati znatna financijska sredstva i planirati vrijeme za izvršenje
radova na gradilištu. Kompletan projekt teĉe kroz više faza i u njemu aktivno sudjeluju
ponuditelj ili ponuditelji i investitor. Sve zapoĉinje prezentacijom retrofita i benefita koji
on donosi investitoru, a nakon toga se nastavlja
sakupljanjem podataka, provedbom
preliminarnih ispitivanja i izraĉunom ekonomske isplativosti, pripremom tendera,
raspisivanjem
natjeĉaja,
pregovaranjem
i
odabirom
najpovoljnijeg
ponuditelja,
sklapanjem ugovora, nabavkom materija, proizvodnjom i montažom potrebnih pozicija,
probnim radom i garancijskim ispitivanjima nakon retrofita. Projekt završava istekom
garantnog roka.
Prve prezentacije retrofita turbine 210 MW zapoĉele su 2013. godine, a
završetak je planiran za 08. 2017. godine. Postoje dva razloga zašto će se radovi
montaže izvršiti u toku 2017. god., a to je vrijeme potrebno za proizvodnju novog rotora
i statorskog dijela NT turbine i planiranim zastojem od 04.-06. 2017. godine predviĊenim
za ugradnju DeNOx postrojenja na bloku 2.
U nastavku rada naveden je popis aktivnosti i vremena njihovih dovršetaka što
predstavlja preliminarni termin plan retrofita turbine 210 MW TE Plomin.
1. izrada tenderske dokumentacije do 08.2014. god.,
2. predaja ponuda do 11.2014. god.,
3. potpisivanje ugovora do 02.2015. god.,
4. inženjering do 09.2015. god.,
5. nabavka materijala do 10.2015. god.,
6. izrada pozicija do 12.2015.god.,
7. garancijska ispitivana prije retrofita do 01.2017. god.,
8. isporuka oprema na gradilište do 02.2017. god.,
9. dovršetak montaže do 06.2017. god.,
10. puštanje u rad do 07.2017. god. i
11. garancijska ispitivanja nakon retrofita do 08.2017. god.
Na slici 16 prikazan je preliminarni termin plan prema gore navedenom popisu
aktivnosti poĉevši od lipnja 2014. godine pripremom tenderske dokumentacije pa sve do
kolovoza 2017. godine dovršetkom garancijskih ispitivanja nakon retrofita.
38
Slika 16: Termin plan aktivnosti retrofita turbine 210 MW TE Plomin
Termin plan retrofita turbine 210 MW TE Plomin
2014.
6.
8.
10.
2015.
12.
2.
4.
6.
2016.
8.
10.
12.
2.
4.
6.
2017.
8.
10.
12.
2.
4.
6.
8.
10.
Aktivnost 1
Aktivnost 2
Aktivnost 3
Aktivnost 4
Aktivnost 5
Aktivnost 6
Aktivnost 7
Aktivnost 8
Aktivnost 9
Aktivnost 10
Aktivnost 11
Izvor: Autor
Kompletni projekt završava istekom garantnog roka (koji traje 12 ili 24 mjeseca
od primopredaje zavisno o kondicijama ugovora) i otklanjanjem svih eventualnih
reklamacijskih aktivnosti.
39
4 EKONOMSKI ASPEKTI RETROFITA
Opskrba potrošaĉa elektriĉnom energijom rezultat je zajedniĉkog rada svih
dijelova elektroenergetskog sustava, pa tako i termoelektrana bez obzira dali je neka
potpuno opterećena ili u rezervi. Naĉin njihovog angažiranja ovisi o karakteristikama
elektrane, a angažiraju se tako da se postigne opskrba potrošaĉa uz najmanje moguće
troškove.20
Budući da je danas ugljen cjenovno povoljan energent TE Plomin radi potpuno
opterećena, pa je svako poboljšanje u radu od velike važnosti za povećanje proizvodnje
i smanje troškova.
Ovo poglavlje diplomskog rada obraĊuje ekonomske efekte retrofita i koristi koje
projekt donosi investitoru. Koristi dobivene ovim projektom mogu se sagledavati na dva
naĉina zavisno dali investitor želi da nakon retrofita blok proizvodi u režimu povećane
snage ili režimu uštede goriva. U režimu povećane snage blok će proizvesti veću
koliĉinu elektriĉne energije za isti utrošak goriva, pa će i ukupni prihod investitora biti
veći, dok će u režimu uštede goriva blok će raditi istom snagom kao prije retrofita, ali će
zbog manje specifiĉne potrošnje topline trošiti manje goriva i dodatno ostvariti uštedu u
kupovini kvota za emisije CO2.
Ovom ekonomskom analizom pokušat će se odrediti vrijeme povrata investicije
što predstavlja odnos izmeĊu uloženog i dobivenog, a uz to i koji je režim proizvodnje
povoljniji za investitora, odnosno kada je vrijeme povrataka investicije kraće.
Radi zaštite tajnosti financijskih podataka ponuditelja i investitora sve stvarne
novĉane vrijednosti u ovom radu pomnožene su korektivnim faktorom. Na ovaj naĉin
su svi relativni odnosi financijskih veliĉina ostali isti, a vremena povrata investicije
odgovaraju stvarnom stanju.
Ekonomska analiza polazi od toga da će se mjere retrofita provesti bez posebnog
dodatnog zastoja pogona, tj. uklopit će se u zastoj potreban za ugradnju DeNOx
postrojenja koji je
predviĊen u 2017. godini u trajanju od 60 dana. Na ovaj naĉin
troškovi gubitka proizvodnje neće ulaziti u izraĉun ekonomske isplativosti i dodatno
opterećivati vrijeme povrata investicije. Kao temeljni izvor podataka za sve financijske
izraĉune koristiti će se Gospodarski plan za 2014. godinu i gornja vrijednost
informativne cijene za ukupnu vrijednost ulaganja dostavljena od ponuditelja.
20
Udovičid, B.: Elektroenergetika, Školska knjiga, Zagreb, 1983. p. 126
40
4.4 Vrijednost ulaganja
Vrijednost ulaganja je podatak o cijeni cjelokupne investicije retrofita koji ponuditelj
daje investitoru obvezujućom ponudom na temelju raspisane dokumentacije za
nadmetanje odnosno tendera. U ovoj fazi investitor raspolaže informativnom cijenom, a
temeljem gornje vrijednosti te cijene vrijednost ulaganja Vu za ovaj projekt iznosi:
Vu = 69.437.250,00 kn
Ponuditelju će troškovi biti isplaćivani prema stupnju gotovosti radova (situacijama) i za
to ispostavljenim fakturama. Zadnja situacija od 10% isplaćuje se nakon isteka
garantnog roka.
4.5 Prikaz ostvarenja proizvodnje prije ulaganja
Da bi se uopće mogli valorizirati rezultati retrofita potrebno je izraĉunati
ostvarenu proizvodnju prije ulaganja koja će predstavljati osnovu za usporedbu s
rezultatima dobivenim po izvršenom retrofitu. U tablici 4 prikazani su osnovni podaci iz
Gospodarskog plana za 2014. god. potrebi za izraĉun ostvarenja proizvodnje i potrošnje
goriva prije retrofita.
Tablica 4: Tehniĉke i ekonomske podloge iz Gospodarskog plana za 2014. god.
Podaci iz Gospodarskog plana za 2014. god.
Tehničke podloge
Planirani sati rada
Nije planiran remont
Prosječna snaga
Proizvodnja
Spec. potrošak topline od (neto)
Ogrjevna vrijednost k amenog ugljena
Emisijsk i fak tor za ugljen
Hladni / topli startovi
Ekonomske podloge
Tečaj 1 USD
Tečaj 1 €
Prosječni godišnji trošak ugljena iznosi
Cijena MWh
1 t CO2 = 1 emisijsk a jedinica
8.000 h
187,5 MW neto
1.500.000 MWhn
9.750 k J/k Wh
24.800 k J/kg
0,0936 tCO2/TJ
6
6,00 k n
7,62 k n
118,50 USD/t
546,86 k n
82,30 k n
Izvor: Autor prema podacima iz Gospodarskog plana za 2014. god.
41
Prema podacima iz gospodarskog plana koji predstavljaju prosjeĉne vrijednosti za
petogodišnje poslovanje, te izraĉunom koliĉine godišnje proizvodnje elektriĉne energije i
utroška ugljena dobiva se kako slijedi:
sati rada
8.000 h/god.
snaga neto
187,5 MW
specifiĉni potrošak topline
9.750 kJ/KWh
Hd - ogrjevna vrijednost ugljena
24.800 kJ/kg
godišnja proizvodnja = 8.000 x 187,5 = 1.500.000 MWh
utrošak ugljena = 1.500.000 x 9.750 / 24.800 = 589.718 t
Iz gore navedenog vidljivo je da blok 2 u svojem jednogodišnjem radu proizvede
1.500.000 MWh elektriĉne energije i za to utroši 589.718 t ugljena.
4.6 Koristi dobivene ulaganjem zbog povećanja snage
Povećanje snage za 6,1 MW rezultira većom proizvodnjom uz iste sate rada i isti
utrošak goriva. Prosjeĉna neto snaga prema Poslovnom planu za 2014. godinu iznosi
187,5 MW, stoga će ista biti polazište u izraĉunu. Uz pretpostavke iz Plana na godišnjoj
razini dati će se prikaz usporedbe ostvarenja proizvodnje prije i poslije ulaganja.
4.6.1 Koristi od povećanja snage za 6,1 MW - K 6,1
Poslije ulaganja i uz povećanje snage od 6,1 MW dolazi se do sljedećeg
izraĉuna:
snaga prije retrofita (neto)
187,5 MW
povećanje snage
6,1 MW
sati rada
8.000 h/god.
snaga neto = 187,5 + 6,1 = 193,6 MW
godišnja proizvodnja = 8.000 x 193,6 = 1.548.800 MWh
povećanje u proizvodnji = 1.548.800 – 1.500.000 = 48.800 MWh
Na osnovu snage od 193,6 MW i 8.000 sati rada godišnje što znaĉi povećanje u
proizvodnji za 48.800 MWh, te uz pretpostavku da se troškovi ugljena, troškovi za CO 2,
ostalog materijala prerade i svega ostalog što bi moglo imati utjecaj na visinu troškova i
prihoda ne mijenja izraĉunata je korist koja iznosi:
42
cijena MWh = 546,86 kn/MWh
korist = K6,1 = 48.800 MWh x 546,86 kn/MWh =26.686.768,00 kn /god.
Za povećanje snage od 6,1 MW i uz gore navedene pretpostavke ukupni prihod
tvrtke povećat će se za 26.686.768,00 kn godišnje.
4.6.2 Koristi od povećanja snage za 2,89 MW – K2,89
Poslije ulaganja u retrofit i uzimajući u obzir srednju grešku mjerenja od tri
pretpostavljene koja iznosi 1,5%, tada ukupno povećanje snage izraĉunato u 3.9 toĉki
rada iznosi 2,89 MW pa se dobiva sljedeće:
snaga prije retrofita (neto)
187,5 MW
povećanje snage
2,89 MW
sati rada
8.000 h/god.
snaga neto = 187,5 + 2,89 = 190,39 MW
godišnja proizvodnja = 8.000 x 190,39 = 1.523.120 MWh
povećanje u proizvodnji = 1.523.120 – 1.500.000 = 23.120 MWh
Na osnovu snage od 190,39 MW i 8.000 sati rada godišnje što znaĉi povećanje
u proizvodnji za 23.120 MWh, te uz pretpostavku da se troškovi ugljena, troškovi za
CO2, ostalog materijala prerade i svega ostalog što bi moglo imati utjecaj na visinu
troškova i prihoda ne mijenja izraĉunata je korist koja iznosi:
cijena MWh = 546,86 kn/MWh
korist = K2,89 = 23.120 MWh x 546,86 kn/MWh =12.643.403,20 kn /god.
Za povećanje snage od 2,89 MW i uz gore navedene pretpostavke ukupni prihod
tvrtke povećat će se za 12.643.403,20 kn godišnje.
4.6.3 Vrijeme povrata investicije uslijed povećanja snage - Vpi
Vrijeme povrata investicije uslijed povećanja snage raĉuna se kao omjer
vrijednosti
ulaganja
Vu i povećanog prihoda tvrtke uslijed povećane godišnje
proizvodnje, tj. koristi K6,1 i K2,89 , pa se dobije sljedeći izraz:
43
gdje je:
Vpi – vrijeme povrata investicije
Vu – vrijednost ulaganja
K – korist (povećanje prihoda)
Za povećanje snage od 6,1 MW i godišnje proizvodnje od 48.800 MWh vrijeme
povrata investicije iznosi:
Vpi = Vu / K 6,1 = 69.437.250,00 / 26.686.768,00 = 2,60 godina
Za povećanje snage od 2,89 MW i godišnje proizvodnje od 23.120 MWh vrijeme
povrata investicije iznosi:
Vpi = Vu / K 2,89 = 69.437.250,00 / 12.643.403,20 = 5,49 godina
4.7 Koristi dobivene ulaganjem zbog smanjenog utroška goriva i emisije CO 2
Kao što je već i navedeno retrofitom turbine povećava se snaga uz isti utrošak
ugljena. Ovdje se razmatraju koristi retrofita ako turbina radi u istom režimu (na istoj
neto snazi) kao prije retrofita od 187,5 MW, a ušteda se promatra kroz smanjenje
troškova za gorivo (ugljen) i smanjenje izdataka za CO2. Utrošak ekstra lakog lož ulja
(ELLU) potrebnog za potpalu je ostao isti, pa nema utjecaja i neće se razmatrati u ovoj
analizi. Polazni podaci za izraĉun koristi ulaganjem, a uslijed smanjena troškova za
ugljen i emisije CO2 i ovdje su uzeti iz Gospodarskog plana za 2014. godinu i to:
sati rada
8.000 h
snaga prije retrofita (neto)
187,5 MW
specifiĉni potrošak topline
9.750 kJ/KWh
proizvodnja = 8.000 x 187,5 =
1.500.000 MWh
utrošak ugljena = 1.500.000 x 9.750 / 24.800 =
589.718 t
1 t CO2 = 1 emisijska jedinica =
82,30 kn
U nastavku rada izraĉunate su koristi od uštede goriva i smanjenje izdataka za
CO2 i to za sluĉaj povećanja snage za 6,1 MW i za povećanje snage od 2,89 MW
uzimajući u obzir srednju pretpostavljenu grešku mjerenja kod garantnih ispitivanja od
1,5%.
44
4.7.1 Koristi zbog smanjenog utroška goriva i emisije CO2, a uz povećanje
snage za 6,1 MW – U6,1
Za izraĉun koristi dobivene smanjenjem utroška goriva najprije treba izraĉunati
koja je to koliĉina goriva koja se troši manje nego prije retrofita. Do koliĉine goriva koja
se uštedi, a uz krajnji rezultat povećanja snage od 6,1 MW dolazi se tako da se utrošak
ugljena smanji proporcionalno snazi, pa se dobiva:
Postotak smanjenja godišnjeg utroška ugljena:
snaga neto prije retrofita 187,5 MW
snaga neto nakon retrofita 193,6 MW
193,6 MW / 187,5 MW = 1,0325 x 100 = 3,25%
Godišnje smanjenje utroška ugljena u tonama tada iznosi:
589.718 t x 3,25 % = 19.458 t/god.
Godišnja ušteda u utrošku ugljena - Uu6.1:
teĉaj 1USD = 6,00 kn
cijena ugljena = 118,50 USD/t x 6 = 711,00 kn/t
ušteda Uu6.1 = 19.458 x 711,00 = 13.834.638,00 kn/god.
Godišnja ušteda u emisijama CO2 - Uc6,1:
Emisije CO2 nastale izgaranjem ugljena raĉunaju se prema formuli :
, gdje je:
CO2
emisije od izgaranja ugljena
t
POTRuglj
potrošnja ugljena
t
DOVuglj
donja ogrijevna vrijednost ugljena
TJ/t
EFuglj
emisijski faktor za ugljen
tCO2/TJ
OF
oksidacijski faktor za ugljen
1
Detaljno objašnjenje emisija CO2 dano je u poglavlju 5. EKOLOŠKI ASPEKTI
RETROFITA ovog diplomskog rada, dok su ovdje samo navedeni podaci potrebni za
izraĉune koristi dobivene smanjenjem emisije CO2, pa slijedi:
45
POTRuglj = 19.458 t
DOVuglj = 25,038 TJ/t
EFuglj = 0,0936 tCO2/TJ
OF = 1
Uvrštavajući ove vrijednosti u izraz za izraĉun emisija CO 2 proizlazi koliĉina CO2 koja se
ispušta u atmosferu i za koju je potrebno kupiti kvote za emisijske jedinice:
CO2 = 19.458,00 x 25,038 x 0,0936 x 1 = 45.600,93 t
Godišnja ušteda na emisijama CO2 iznosi:
uz niže navedene podatke
1 t CO2 = 1 emisijska jedinica
82,30 kn/t
CO2
45.600,93 t
slijedi da je:
Uc6,1 = 45.600,93 t x 82,30 kn/t = 3.752.956,54 kn/god.
Ukupna godišnja ušteda U6,1 je zbroj godišnje uštede za utrošak ugljena i uštede
na emisijama CO2 i izraĉunava se prama izrazu:
U 6,1 = Uu6,1 + Uc6,1 [kn/god.]
, a iznosi:
U6,1 = 13.834.638,00 + 3.752.956,54 = 17.587.594,54 kn/god.
Izraĉun pokazuje da korist zbog smanjenog utroška goriva i emisije CO2, a uz
povećanje snage za 6,1MW iznosi 17.587.594,54 kuna godišnje.
4.7.2 Koristi zbog smanjenog utroška goriva i emisije CO2, a uz povećanje
snage za 2,89 MW – U2,89
Za ovaj sluĉaj postotak smanjenja utroška goriva temelji se na snazi od 2,89 MW
uz srednju pretpostavljenu grešku mjerenja kod garantnih ispitivanja od 1,5%.
46
Smanjenje utroška goriva izraĉunava se identiĉno kao u toĉki 4.4.1 rada, pa se dolazi
do sljedeći podataka :
Postotak smanjenja godišnjeg utroška ugljena:
snaga neto prije retrofita 187,5 MW
snaga neto nakon retrofita 190,39 MW
190,39 MW / 187,5 MW = 1,0154 x 100 = 1,54%
Godišnje smanjenje utroška ugljena u tonama tada iznosi:
589.718 t x 1,54 % = 9.082 t/god.
Godišnja ušteda u utrošku ugljena – Uu2,89:
teĉaj 1USD = 6,00 kn
cijena ugljena = 118,50 USD/t x 6 = 711,00 kn/t
ušteda Uu2,89 = 9.082 x 711,00 = 6.457.302,00 kn/god.
Godišnja ušteda u emisijama CO2 - Uc2,89:
Emisije CO2 nastale izgaranjem ugljena opet se raĉunaju prema formuli identiĉno kao u
toĉki 4.7.1 rada, pa slijedi:
POTRuglj = 9.082 t
DOVuglj = 25,038 TJ/t
EFuglj = 0,0936 tCO2/TJ
OF = 1
Uvrštavajući ove vrijednosti u izraz za izraĉun emisija CO 2 proizlazi koliĉina CO2 koja se
ispušta u atmosferu i za koju je potrebno kupiti kvote za emisijske jedinice:
CO2 = 9.082,00 x 25,038 x 0,0936 x 1 = 21.284,18 t
Godišnja ušteda na emisijama CO2 iznosi:
Uc = CO2 x emisijska jedinica [kn/god.]
uz niže navedene podatke
1 t CO2 = 1 emisijska jedinica
82,30 kn/t
CO2
21.284,18 t
iz ĉega slijedi da je:
Uc2,89 = 21.284,18 t x 82,30 kn/t = 1.751.688,01 kn/god.
Ukupna godišnja ušteda U2,89 je zbroj godišnje uštede za utrošak ugljena i uštede
na emisijama CO2 i izraĉunava se prama izrazu:
47
U 2,89 = Uu2,89 + Uc2,89 [kn/god.]
, a iznosi:
U2,89 = 6.457.302,00 +1.751.688,01 = 8.209.008,01 kn/god.
Izraĉun pokazuje da korist zbog smanjenog utroška goriva i emisije CO2, a uz
povećanje snage za 2,89MW iznosi 8.209.008,01 kuna godišnje.
48
4.8 Vrijeme povratka investicije zbog smanjenog utroška goriva i troškova za
emisije CO2
Vrijeme povrata investicije uslijed smanjenog utroška goriva i troškova za emisije
CO2 raĉuna se kao omjer vrijednosti ulaganja Vu i uštede tvrtke uslijed kupovanja manje
ugljena i manje kvota za emisije CO2, što je sadržano u vrijednostima prethodno
izraĉunatih izraza U 6,1 i U2,89 , pa se dobije sljedeći izraz:
gdje je:
Vpi – vrijeme povrata investicije
Vu – vrijednost ulaganja
U – uštede tvrtke uslijed kupovanja manje ugljena i manje kvota za
emisije CO2
Vrijeme povratka investicije gledano kroz uštedu na gorivu i emisijama CO 2 kod
pretpostavljenog povećanja snage od 6,1 MW iznosi:
Vpi = Vu / U 6,1 = 69.437.250,00 / 17.587.594,54 = 3,95 godina
Za uštedu na gorivu i emisijama CO2 kod pretpostavljenog povećanja snage od
2,89 MW vrijeme povrata investicije iznosi:
Vpi = Vu / U 2,89 = 69.437.250,00 / 8.209.008,01 = 8,46 godina
U nastavku rada prikazati će se usporedba rezultata ekonomske analize i vidjeti
za koji je sluĉaj vrijeme povrata investicije najpovoljnije.
4.9 Usporedba rezultata ekonomske analize
U dosadašnjem dijelu poglavlja
ekonomske analize izvršeni su izraĉuni
financijskog uĉinka i vremena povrata investicije koje projekt retrofita osigurava
investitoru. Radi preglednosti i lakšeg tumaĉenja rezultata ovdje se ti rezultati donose u
obliku tablice i pripadajućih grafikona.
49
Tablica 5 prikazuje koristi dobivene retrofitom, odnosno financijske uĉinke
gledano kroz povećanje prihoda uslijed veće godišnje proizvodnje i prodaje elektriĉne
energije, ali i smanjenja troškova radi uštede na gorivu i emisijama CO 2, a uz razliĉite
režime rada turbine. Uz ove podatke u tablici su dani i podaci u godinama za vrijeme
povrata investicije Vpi.
Tablica 5: Koristi dobivene retrofitom turbine 210 MW TE Plomin
KORISTI DOBIVENE RETROFITOM TURBINE 210 MW TE PLOMIN
Režim rada
Financijsk i
učinak (k n)
Vrijeme povrata investicije Vpi
(u godinama)
Rad s povećanjem
snage od 6,1 MW
Rad s povećanjem
snage od 2,89 MW
Ušteda na gorivu i CO2
za snagu 6,1 MW
Ušteda na gorivu i CO2
za snagu 2,89 MW
26.686.768,00
2,60
12.643.403,20
5,49
17.587.594,54
3,95
8.209.008,01
8,46
Izvor: Autor
Iz tablice 5 izdvojeni su podaci financijskog uĉinka retrofita i prikazani u grafikonu
5 iz kojeg je jasno vidljivo da bilo koji režim rada investitoru donosi pozitivni godišnji
financijski uĉinak. Pri tome najbolji rezultati se postižu radeći u režimu s povećanom
snagom za 6,1MW kada je i povećanje godišnjeg pridoda najveće i iznosi
26.686.768,00 kuna. Nasuprot tome najlošiji rezultati nastaju kada turbina radi u režimu
uštede na gorivu i emisijama CO2 za snagu od 2,89 MW i tada ušteda iznosi
8.209.008,01 kuna. Kombinirani režimi vožnje ovdje nisu razmatrani, ali u svakom
sluĉaju donosili bi bolje financijske uĉinke nego što je to sluĉaj za rad u režimu uštede
na gorivu i emisijama CO2 za snagu od 2,89 MW.
Grafikon 5: Financijske koristi dobivene retrofitom turbine 210 MW TE Plomin
financijski učinak retrofita u kn
kuna
30000000
25000000
20000000
15000000
10000000
5000000
0
26.686.768
17.587.595
12.643.403
8.209.000
rad s
povedanjem
snage od 6,1
MW
ušteda na
rad s
ušteda na
gorivu i CO2 povedanjem gorivu i CO2
za snagu 6,1 snage od 2,89 za snagu 2,89
MW
MW
MW
režim
rada
Izvor: Autor
50
U niže prikazanom grafikonu 6 vide se vremena povrata investicije u godinama
zavisno o režimima rada turbine. Ta vremena obrnuto su razmjerna ostvarenim
financijskim godišnjim uĉincima i kreću se od 2,60 do 8,46 godina.
Grafikon 6: Grafikon vremena povrata investicije za projekt retrofita turbine 210 MW TE Plomin
vrijeme povrata investicije u godinama
godina
8,46
10
5,49
5
3,95
2,6
0
povedana
proizvodnja
uslijed
povedanja
snage za 6,1
MW
smanjenje
troškova uz
snagu 6,1
MW
povedana
proizvodnja
uslijed
povedanja
snage za 2,89
MW
smanjenje
troškova uz
snagu 2,89
MW
režim
rada
Izvor: Autor
Zakljuĉno vezano uz ekonomsku analizu retrofita može se reći da se najbolji
rezultati postižu u režimu rada
s povećanom snagom za 6,1MW kada je godišnja
proizvodnja veća za 48.800 MWh što rezultira povećanjem prihoda od 26.686.768,00
kuna i vremenom povrata ukupne investicije od 2,60 godina.
51
5 EKOLOŠKI ASPEKTI RETROFITA
Ulaskom u EU Hrvatska je preuzela i uskladila nacionalno zakonodavstvo sa
propisom i direktivama Europske Unije, te slijedom toga objavljen je ''Pravilnik o
praćenju, izvješćivanju i verifikaciji izvješća o emisijama stakleničkih plinova iz
postrojenja i zrakoplova u razdoblju koje započinje 1. siječnja 2013. Godine'' NN 73/13
kojim se ureĊuje praćenje , izvješćivanje i verifikacija izvješća o emisijama stakleniĉkih
plinova iz postrojenja i zrakoplova. Pravilnikom se, takoĊer, propisuju uvjeti kojima se
osigurava potpuno, dosljedno, transparentno i toĉno praćenje i izvješćivanje o
emisijama stakleniĉkih plinova nužnih za provedbu mjera smanjenja emisija stakleniĉkih
plinova i funkcioniranje sustava trgovanja emisijama stakleniĉkih plinova u razdoblju
koje zapoĉinje 1. sijeĉnja 2013. i u narednim razdobljima trgovanja.
Sukladno navedenom Pravilniku (NN73/13) Termoelektrana Plomin izradila je
Plan praćenja emisija stakleniĉkih plinova. Na temelju odobrenog Plana praćenja od
strane nadležnog tijela, Ministarstva Zaštite Okoliša , Termoelektrana Plomin ishodila je
Dozvolu za emisiju stakleniĉkih plinova. Obaveze postrojenja proizašle iz navedene
zakonske regulative su slijedeće:
- Izraĉunavanje emisija ugljiĉnog dioksida (CO2) sukladno Planu praćenja koje
se do 31.03. u tekućoj godini moraju verificirati od strane akreditiranog
verifikatora,
- Verifikacijsko izvješće i izvješće o emisijama mora se do navedenog datuma
dostaviti nadležnom tijelu Ministarstva zaštite okoliša i prirode (MZOIP) i
- Najkasnije do 30. 03. postrojenje mora predati koliĉinu emisijskih jedinica u
Registar Unije u iznosu koji odgovara verificiranoj ukupnoj emisiji stakleniĉkih
plinova iz postrojenja u prethodnoj kalendarskoj godini.
Uz CO2 koji se dobiva izraĉunom, detaljnije objašnjeno u toĉki 5.3 rada, u TE
Plomin kontinuirano se još mjere i emisije dušiĉnih oksida (NOx), sumporovog dioksida
(SO2), ugljiĉnog monoksida (CO) i ĉestica PM10 (Particulate Matter < 10µm) u dimnom
plinu koji se emitira u atmosferu. Mjerenje se vrši pomoću sustava za voĊenje i nadzor
procesa proizvodnje SIEMENS TXP prikazano na slici 17.
52
Slika 17: Prikaz kontinuiranog mjerenja emisija iz sustava SIEMENS TXP za voĊenje i nadzor procesa
proizvodnje bloka 2
Izvor: Autor
Srednje dnevne vrijednosti emisija bilježe se u tablice temeljem kojih „EKONERG
– Institut za energetiku i zaštitu okoliša“ raĉuna verificirane godišnje emisije za Pogon
TE Plomin. Na tablici 6 prikazan je jedan primjer tablice srednjih dnevnih vrijednosti
emisija za veljaĉu 2014. god., a koja će se koristiti kao podloga za izraĉun verificiranih
godišnjih emisija.
53
Uz gore navedene zakonske obveze postoji još razloga zašto TE Plomin treba
raditi na poboljšanju „ekološkog imidža” , a neki od njih su:
-
zdravlje ljudi,
-
prijateljsko okruženje s lokalnim subjektima,
-
smanjenje troškova proizvodnje,
-
smanjenje troškova deponiranja nusproizvoda i
-
stvaranje tržišnih prednosti
Tablica 6: Tabliĉni prikaz srednjih dnevnih vrijednosti emisija za TE Plomin 2 za mjesec veljaĉu
2014.god.
GVE
CO
NOX
SO2
DUST
mg/Nm3
250
750,00 400,00
50,00
Srednje dnevne vrijednosti emisija za TE Plomin 2
CO
NOX
SO2
DUST
POWER
Datum
m g/Nm3
m g/Nm3
m g/Nm3
m g/Nm3
MW
COAL
1-vlj
2-vlj
6,36
5,57
367,72
336,32
49,15
53,93
6,08
4,57
156,13
174,75
Kolumbija
3-vlj
4-vlj
4,42
4,73
358,94
356,26
50,39
58,35
6,66
5,14
154,29
178,96
Rusija
5-vlj
6-vlj
5,74
5,03
305,72
418,37
59,88
49,38
5,22
5,50
206,63
156,13
Rusija
7-vlj
8-vlj
5,88
6,35
404,61
400,90
43,58
49,90
6,41
4,60
156,13
156,17
Rusija
9-vlj
10-vlj
6,91
5,53
371,79
337,94
55,80
47,87
4,04
5,70
162,00
168,63
Rusija
11-vlj
12-vlj
13-vlj
14-vlj
6,22
6,91
4,41
5,35
321,02
330,12
323,28
301,04
47,53
49,31
54,96
48,85
5,98
5,20
5,25
2,96
176,00
172,63
168,96
156,17
Rusija
15-vlj
16-vlj
17-vlj
18-vlj
5,31
5,37
6,13
5,34
292,62
314,43
307,97
349,23
57,35
57,52
53,59
54,92
4,50
4,84
5,62
5,07
175,58
156,17
156,17
156,08
Rusija
19-vlj
20-vlj
21-vlj
6,06
4,05
5,45
397,80
358,36
361,53
52,39
57,23
63,74
7,20
5,46
6,05
156,25
156,04
180,83
Rusija
22-vlj
23-vlj
5,01
5,55
351,11
357,78
52,57
59,35
4,13
5,22
154,83
174,67
Rusija
24-vlj
25-vlj
7,48
9,74
351,33
353,69
66,74
51,11
5,92
4,86
185,50
156,13
Rusija
26-vlj
27-vlj
5,07
7,96
342,91
335,74
48,06
37,67
5,72
6,95
156,17
156,25
Rusija
28-vlj
6,16
344,03
50,26
5,39
156,125
Rusija
Prosjek
5,86
348,31
52,91
5,37
165,0
Ugljen
Kolumbija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Rusija
Mješani
Izvor: Služba za proizvodnju TE Plomin
54
5.4 Projekcija uštede goriva
U TE Plomin blok 2 koriste se slijedeće vrste goriva: kameni ugljen, ekstra lako
loživo ulje (ELLU) i Eurodizel, te vapneno brašno kao reagens u procesu proĉišćavanja
dimnih plinova. Ugljen kao osnovno gorivo TE Plomin blok 2, kao što je već navedeno,
nabavlja se na svjetskom tržištu i brodovima doprema u luku posebne namjene –
industrijsku luku Plomin. Ugljen je inaĉe najrašireniji energent meĊu fosilnim gorivima, a
karakteriziraju ga veoma velike zalihe. Zastupljenost ugljena u podmirenju današnjih
potreba za energijom je manja nego zastupljenost tekućih i plinovitih goriva uzetih
zajedno, a uzrok tome treba tražiti u ekonomiĉnosti, praktiĉnosti upotrebe i ekološkom
utjecaju.21
Kameni ugljen u industrijsku luku Plomin dovoze tzv. „Panamax“ brodovi sa cca.
65 000 t ugljena koji se u luci iskrcava, uzorkuje i mjeri, te se zatvorenim cijevnim
transporterom transportira do deponije ugljena, koja se nalazi unutar kruga elektrane.
Kapacitet deponije ugljena iznosi 240 000 t ugljena, a ista je opremljena sa dva
rotobagera (odlagaĉa/oduzimaĉa ugljena), te sustavom traka i presipa. Izgled deponije
prikazan ja na slici 18.
Slika 18: Deponija ugljena s rotobagerima
Izvor: Autor
21
Feretid, D., et.al.: Elektrane i okoliš, Element, Zagreb, 2000. p. 35
55
S deponije ugljena sustavom traka ugljen se preko traĉne vage doprema do bunkera
ugljena odnosno mlinova koji isti melju i ubacuju u kotao. Traĉna vaga primarno je
brojilo potrošnje ugljena, a mjerni opseg vage iznosi od 96 - 480t/h. Vaga se nalazi u
nadbunkerskom prostoru na koti +31m zgrade strojarnice, a mjerenje potrošnje ugljena
vrši se kontinuirano.
OdreĊivanje kvalitete ugljena (laboratorijske analize uzoraka)
i
uzrokovanje
ugljena obavlja ovlaštena, nezavisna i certificirana kuća prilikom istovara broda u
industrijskoj luci Plomin. U rezultatima dobivene laboratorijske analiza nalaze se podaci
za donju ogrijevnu vrijednost ugljena DOV uglj u [TJ/t] i emisijski faktor za ugljen EF uglj u
[tCO2/TJ] koji služe u proraĉunu emisija CO2.
ELLU se koristi prvenstveno u toku starta kotla do trenutka postizanja minimalnih
temperaturnih uvjeta za sagorijevanje ugljena i stabilizaciju loženja. ELLU predstavlja
standardno tekuće gorivo koje se koristi na tržištu, a na lokaciju se doprema u
cisternama. Na lokaciji se skladišti u dva spremnika ELLU sa kapacitetom 2 x 150 m 3,
koja su meĊusobno spojena i prikazani su na slici 19.
Slika 19: Spremnici ELLU kapaciteta 2x150m
3
Izvor: Autor
Zaprimljene koliĉine ELLU evidentiraju se kroz otpremnice odnosno fakture
dobavljaĉa. Ukupno zaprimljene koliĉine troše se diskontinuirano prema potrebi pogona,
dok se manji dio kao rezerva skladišti u spremnicima ELLU. Potrošnja ELLU izraĉunava
se na osnovi koliĉine goriva navedene na fakturama na nivou jedne kalendarske
56
godine. Poĉetne zalihe u spremnicima ELLU 01.01. tekuće godine i završne zalihe
31.12. tekuće godine odreĊuju se direktnim mjerenjem, mjernom letvom, u sklopu
godišnje inventure goriva. U tablici 7 prikazana je ukupna potrošnja ELLU od 1999. –
2013. godine.
Tablica 7: Potrošnja ELLU za TE Plomin blok 2
Potrošnja ELLU za blok 2 (t)
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
12.121,91
6.630,89
4.819,02
1.140,46
585,00
1.432,00
1.154,09
377,16
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
977,55
511,22
739,12
463,77
605,32
847,11
462,17
/
Suma 32.866,79
Izvor: Autor prema podacima Službe za proizvodnju TE Plomin
Iz tablice je vidljivo da je najveća koliĉina ELLU-a utrošena u fazi probnog
pogona i prve dvije godine komercijalnog rada bloka kada se pogon još uhodavao.
Nakon toga potrošnja ELLU-a se znaĉajno smanjila i kreće se od cca 500-1000 tona
godišnje.
Eurodizel se koristi za pogon dizel agregata slika 20 koji se ukljuĉuje u
izvanrednim sluĉajevima poput nestanka napajanja el. energijom. Eurodizel predstavlja
standardno tekuće gorivo koje se koristi na tržištu. Na lokaciji se skladišti u dva
spremnika kapaciteta 2 x 1000 litara koji se nalaze uz dizel agregat. Uslijed iznimno
male godišnje potrošnja Eurodizela ista se procjenjuje na osnovu sati rada agregata i
poznate potrošnje pogonskog motora agregata.
Slika 20: Dizel agregat 800 kVA bloka 2
Izvor: Autor
57
U procesu odsumporavanja dimnih plinova koristi se suspenzija vapnenog
brašna i vode kao apsorber sumpora iz dimnih plinova. Vapneno brašno se doprema
cisternama iz obližnjeg kamenoloma, a na lokaciji se skladišti u silosu vapnenca.
Zaprimljene koliĉine vapnenog brašna evidentiraju se kroz otpremnice odnosno fakture
kupljenog vapnenog brašna (karbonata). Ukupno zaprimljene koliĉine vapnenog brašna
predstavljaju utrošene koliĉine vapnenca .
Na slici 21 prikazano je postrojenje za odsumporavanje sa skladištem gipsa kao
nusproduktom postupka odsumporavanja.
Slika 21: Postrojenje za odsumporavanje (FGD) i skladište gipsa bloka 2
Izvor: Autor
Projekt retrofita turbine utjeĉe
prvenstveno na uštedu ugljena kao pogonskog
goriva potrebnog za generiranje pare u kotlu, dok na potrošnju ELLU i Eurodizela nema
utjecaj. Smanjena koliĉina ugljena djelomiĉno ima utjecaj i na potrošnju vapnenog
brašna, meĊutim budući da na potrošnju vapnenog brašna utjeĉe i postotak sumpora u
ugljenu koji varira od pošiljke do pošiljke ovo se neće uzeti u razmatranje.
Vremenski period kroz koji će se promatrati ušteda potrošnje ugljena je od
samog poĉetka rada bloka 1999.god. do kraja 2013. godine. Potrošnja po godinama i
ukupna dosadašnja potrošnja ugljena prikazana je prema stvarnom utrošku ugljena, a
na temelju podataka Službe proizvodnje TE Plomin.
U tablici 8 prikazane su koliĉine utrošenog ugljena u TE Plomin blok 2 za
razdoblje 1999.-2013. godine.
58
Tablica 8: Prikaz utroška ugljena za blok 2 u razdoblju od 1999.-2013. godine
Tablica potrošnje ugljena za blok 2
Godina
Potrošnja ugljena
t
1999
15.575,00
2000
302.847,90
2001
350.410,90
2002
511.040,20
2003
646.139,40
2004
570.930,60
2005
627.655,00
2006
637.857,00
2007
567.818,00
2008
607.253,00
2009
328.493,00
2010
618.177,00
2011
616.249,00
2012
558.689,00
2013
592.643,00
SUMA
7.551.778,00
Izvor: Autor
Iz tablice 8 vidljivo je da je blok 2 u dosadašnjem radu potrošio ukupno
7.551.778,00 tona ugljena. Da su tehniĉka rješenja koja donosi retrofit bila primijenjena
u izvornoj konstrukciji turbine ukupni utoršak ugljena od 1999. - 2013. god. bi tada bio
umanjen za 3,25% (izraĉunato u 4.4.1 toĉki ovog rada), a što iznosi:
7.551.778,00 t x 3.25% = 254.432,79 t
, a ova koliĉina predstavlja uštedu ugljena u visini kapaciteta 3,8 brodova.
5.5 Smanjenje proizvodnje lebdećeg pepela i ostalih nusprodukata procesa
proizvodnje
Nusprodukti koji nastaju sagorijevanjem ugljena u kotlu su šljaka, lebdeći pepeo
i gips koji nastaje u procesu odsumporavanja. U tablici 9 prikazane su koliĉine
sagorijelog ugljena i time nastalih nusproduka za petogodišnje razdoblje od 2009.2013. godine. Ovi podaci koristiti će se kao baza za izraĉun smanjenja proizvodnje
nusprodukata godišnje, a vezano uz uštedu goriva koja nastaje poboljšanjima koje
donosi retrofit.
59
Tablica 9: Sagorjela koliĉina ugljena i time nastala koliĉina nusprodukata sagorijevanja za razdoblje
2009.-2013. god.
2009.
2010.
2011.
2012.
2013.
328.493
618.177
616.249
558.689
592.643
LEB. PEPEO (t)
26.126
41.588
47.815
40.979
37.289
ŠLJAKA (t)
6.114
6.596
8.446
5.581
11.277
GIPS (t)
1.2022
18.609
36.068
24.255
25.787
UGLJEN (t)
Izvor: Autor prema podacima Službe za proizvodnju
Ako se izraĉunaju petogodišnje sume nusprodukata izgaranja u tonama
i
stavljajući ih u odnos sa sumom sagorijelog ugljena u istom razdoblju, takoĊer u
tonama, dolazi se do sljedećih rezultata:
LEBDEĆI PEPEO / UGLJEN = 193.797 / 2.624.251 = 0,0738
ŠLJAKA / UGLJEN = 30.814 / 2.624.251 = 0,0117
GIPS / UGLJEN = 116.741 / 2.624.251 = 0,0445
Pod pretpostavkom da blok radi, za investitora u najpovoljnijem režimu vožnje, s
povećanom snagom od 6,1 MW i povećanom proizvodnjom od 48.800 MWh, godišnja
ušteda u utrošku ugljena tada iznosi 19.458 tona kako je izraĉunato u toĉki 4.4.1 rada.
Za ovu koliĉinu ugljena blok će godišnje proizvoditi manje nusprodukata prema
sljedećem izraĉunu:
LEBDEĆI PEPEO = 19.458 x 0,0738 = 1.436,00 t
ŠLJAKA = 19.458 x 0,0117 = 227,66 t
GIPS = 19.458 x 0,0445 = 868,88 t
Uz već navedena poboljšanja koja donosi retrofit rezultat je i smanjena
proizvodnja nusprodukata i to: lebdećeg pepela za 1437,00 t/god., šljake za 227,66
t/god. i gipsa za 868,88 t/god. U vremenima kada je slaba potražnja ovih nusprodukata
od strane cementne industrije i betonara ovo povoljno utjeĉe na rad bloka jer umanjuje
troškove transporta do deponije nusprodukata i rasterećuje samu deponiju.
Izgled deponije na koju se odlažu nusprodukti procesa proizvodnje prikazan je na
slici 22.
60
Slika 22: Deponija nusprodukata TE Plomin
Izvor: Autor
5.6 Smanjenje emisija CO2
Sustav trgovanja emisijskim jedinicama stakleniĉkih plinova u RH uspostavlja se
za razdoblje 2010.-2012. godine, te se odvija u dvije faze. Prva faza je praćenje emisija
stakleniĉkih plinova iz postrojenja koja je zapoĉela 1. 1. 2010. godine. Druga faza je
dodjela emisijskih kvota i mogućnost sudjelovanja u trgovini emisijskim jedinicama, koja
zapoĉinje pristupanjem Republike Hrvatske Europskoj Uniji i ukljuĉivanjem na europski
sustav trgovanja emisijskim jedinicama (EU ETS).
Europski sustav trgovanja emisijskim jedinicama stakleniĉkih plinova (EU ETS)
zapoĉeo je 1.1. 2013. god. s trećim razdobljem trgovanja i trajat će do 31. 12. 2020.
godine. Republika Hrvatska postala je sastavni dio ovog sustava od 1. 1. 2013. godine,
pola godine prije pristupanja u Europsku Uniju. U trećem razdoblju trgovanja
primjenjuje se jedinstvena dodijeljena kvota na emisije stakleniĉkih plinova za cijelu EU
umjesto prethodnih 27 nacionalnih kvota. Emisijske jedinice dodjeljuju se putem dražbe.
Za postrojenja kojima se emisijske jedince dodjeljuju besplatno, usklaĊena su pravila
raspodjele koja vrijede diljem EU, a temelje se na ambicioznim pravilima za praćenje
emisija stakleniĉkih plinova. U trgovanje emisijskim jedinicama stakleniĉkih plinova u
trećem razdoblju trgovanja u EU ETS su ukljuĉeni sljedeći sektori:
-
Ugljikov dioksid (CO2) iz proizvodnje elektriĉne i toplinske energije, energetskiintenzivni
proizvodnja
industrijski
sektori,
ukljuĉujući
rafinerije
nafte,
ĉeliĉane
te
željeza, aluminija, metala, cementa, vapna, stakla, keramike,
celuloze, papira, kartona, kiselina i rasutih organskih kemikalija,
61
-
Ugljikov dioksid (CO2) iz civilnog zrakoplovstva i
-
Didušikov oksid (N2O) iz proizvodnje dušiĉne kiseline, adipinske kiseline,
kaprolaktama, glioksala i glioksilne kiseline
TE Plomin 2 za proizvodnju elektriĉne energije koristi, kao što je već i navedeno,
ĉetri vrste goriva ĉijim izgaranjem nastaje emisija CO2 i to: ugljen kao glavni izvor
emisija CO2, te ELLU, Eurodiesel i vapneno brašno. Emisije CO2 obzirom na korištenu
koliĉinu ELLU, Eurodiesela i vapnenog brašna su male i u ovom radu se neće
razmatrati. Izvori emisija CO2 prikazani su na shemi 2.
Shema 2: Tokovi izvora emisija dimnih plinova u TE Plomin
Izvor: Autor iz Plana praćenja emisija stakleniĉkih plinova u TE Plomin
Najveći izvor emisija stakleniĉkih plinova je parni kotao ĉiji je osnovni energent
kameni ugljen, a samo u fazi upuštanja bloka u pogon kratkotrajno koristi i ELLU.
Nadalje sa gotovo zanemarivim emisijama CO2 je pomoćni parni kotao koji kao gorivo
koristi
ELLU i potreban je samo u fazi upuštanja bloka u pogon. Slika 23 prikazuje
parni kotao i pomoćni parni kotao bloka 2.
62
Slika 23: Parni kotao i pomoćni parni kotao bloka 2
Izvor: Autor
Treći izvor je dizel agregat koji se koristi za izvanredne situacije npr. nestanak
napajanja iz mreže što je vrlo rijedak sluĉaj i posljednji izvor je postrojenje za
odsumporavanje dimnih plinova.
Najveće koliĉine CO2 dobiju se izgaranjem ugljena ĉija se potrošnja mjeri
traĉnom vagom (MI1) kao što je to prikazano u shemi 2. Prilikom dobave i kupnje
ugljena kod svakog broda vrši se uzrokovanje ugljena tijekom iskrcaja broda po tzv.
lotovima (svakih 10 000 t uzima se uzorak - lot), te se od strane nezavisnog i
akreditiranog laboratorija odreĊuju kemijske analize svakog pojedinog lota, te na kraju i
reprezentativnog kompozitnog uzorka. Time se odreĊuje donja ogrjevna vrijednost
ugljena - DOVuglj za svaki ugljen koji izgara u kotlu bloka 2. Godišnja vrijednost DOV uglj
korištenih ugljena odreĊuje se ponderiranjem. Na isti naĉin uzimanjem lotova od strane
nezavisnog i akreditiranog laboratorija se odreĊuje i emisijski faktor ugljena - EFuglj za
svaki ugljen koji izgara u kotlu. Oksidacijski faktor - OF odreĊuje se iz priloga II.
Pravilnika o praćenju, izvješćivanju i verifikaciji izvješća o emisijama stakleniĉkih plinova
iz postrojenja i zrakoplova u razdoblju koje zapoĉinje 1. sijeĉnja 2013. godine.
Svi su ovi faktori potrebni za izraĉun emisija CO2 i to prema izrazu:
, gdje je:
63
CO2
emisije od izgaranja ugljena
t
POTRuglj
potrošnja ugljena
t
DOVuglj
donja ogrjevna vrijednost ugljena
EFuglj
emisijski faktor za ugljen
tCO2/TJ
OF
oksidacijski faktor za ugljen
1
TJ/t
Pri ĉemu se DOV uglj i EFuglj za ugljen odreĊuju ponderiranjem prema sljedećim izrazima:
i to za sve vrste ugljena utrošene u toku godine od 1 do n.
Oksidacijski faktor jednak je 1,0 prema prilogu VI. Pravilnika o praćenju,
izvješćivanju i verifikaciji izvješća o emisijama stakleniĉkih plinova iz postrojenja i
zrakoplova u razdoblju koje zapoĉinje 1. sijeĉnja 2013. godine.
U nastavku rada izraĉunat će se godišnje smanjenje emisija CO 2 koje su
posljedica uštede goriva radi retrofita turbine i koliko bi iznosilo ukupno smanjenje
emisija CO2 da je blok od poĉetka rada koristio 3D lopatice. Kod sljedećih izraĉuna
emisija CO2 radi pojednostavljenja izraĉuna koristiti će se prosjeĉne vrijednosti za
DOVuglj u
[TJ/t] i EFuglj u [tCO2/TJ], pa slijedi da bi radi retrofita blok 2 godišnje
proizvodio manje CO2 u iznosu:
POTRuglj = 19.458 t
DOVuglj = 25.038 TJ/t
EFuglj = 0,0936 tCO2/TJ
OF = 1
CO2god = 19.458 x 25.038 x 0,0936 x 1 = 45.600,93 t
Kao što je već i navedeno da su tehniĉka rješenja koja donosi retrofit bila
primijenjena u izvornoj konstrukciji turbine ukupni utoršak ugljena bio bi smanjen za
254.432,79 tona.
64
Prema niže navedenim podacima :
POTRuglj = 254.432,79 t
DOVuglj = 25.038 TJ/t
EFuglj = 0,0936 tCO2/TJ
OF = 1
to bi prouzroĉilo ukupno manju emisiju CO2 u radu bloka 2 za:
CO2ukup = 254.432,79 x 25.038 x 0,0936 x 1 = 604.422,39 t
Može se zakljuĉiti da projekt retrofita godišnje smanjuje emisiju CO 2 za znaĉajni
iznos od 45.600,93 tona, odnosno da su tehniĉka rješenja koja donosi retrofit bila
primjenjena u izvornoj konstrukciji turbine emisija CO2 bi u dosadašnjem radu bloka bila
smanjena za 604.422,39 tona.
5.7 Emisije NOx , SO2, CO i ĉestica PM10 (Particulate Matter)
Uz ugljikov dioksid (CO2) procesom proizvodnje blok 2 u atmosferu ispušta i
dušiĉne okside NOx, sumporov dioksid (SO2), ugljiĉni monoksid (CO) i ĉestice PM10.
Emisija ovih tvari u atmosferu kontinuirano se mjeri i dostupna je za javnost na
stranicama Agencije za zaštitu okoliša (AZO). Ukupne godišnje koliĉine ovih tvari koje
se ispuštaju u atmosferu izraĉunava „EKONERG – Institut za energetiku i zaštitu
okoliša“ i dostavlja TE Plominu u vidu tablica „Verificirane godišnje emisije za TE Plomin
- blok 1 i blok 2“. Tablica 10 prikazuje godišnje emisije NOx, SO2, CO i ĉestica PM10
za parni kotao bloka 2, a podaci iz tablice koristiti će se u daljnjem izraĉunu smanjenja
emisija ovih tvari kao posljedice retrofita.
Tablica 10: Verificirane godišnje emisije NOx, SO 2, CO i ĉestica PM10 za parni kotao blok 2 - 2013. god.
Onečišćujuća tvar
3
Prosječne emisije [mg/m ]
Godišnje emisije [t/god]
NO2
317,75
1684,86
SO2
105,45
559,15
CO
7,11
37,69
čestice PM10
2,43
12,91
Izvor: Autor prema „Verificirane godišnje emisije za 2013. god. za parni kotao bloka 2“ – Ekonerg Zagreb
65
Dušiĉni oksidi (NOx) u koji spadaju dušik (II)-oksid (NO) i dušik (IV)-oksid) (NO2)
nastaje izgaranjem svih vrsta fosilnih goriva, a nastala koliĉina ovisi o:
- koliĉini goriva,
- pretiĉku zraka za izgaranje,
- sadržaju dušika (N) u gorivu i
- temperaturi plamena tijekom izgaranja
NO u atmosferi vrlo brzo oksidira u NO2 pod djelovanjem fotokemijskih efekata i
sunĉevih zraka uz prisutnost raznih organskih spojeva u zraku, pa su u tablici 9
navedeni upravo podaci za NO2. Dozvoljena emisija NOx iz energetskih objekata
tj.
ložišta propisana je zakonskom regulativom o dozvoljenim emisijama u okolinu, a
ovisno o vrsti goriva, naĉinu izgaranja i kapacitetu ložišta.22 Treba napomenuti da je
trenutno TE Plomin u toku prikupljanja ponuda za ugradnju DeNOx postrojenja na blok
2 u svrhu ispunjenja graniĉnih vrijednosti emisija dušikovih oksida koje stupaju na
snagu 1.sijeĉnja 2018. godine.23
Koliĉina NO2 za 2013. god. koju je emitirao kotao bloka 2 prema tablici 10 iznosi
1.684,86 tona i to za utrošenih 592.643,00 tona ugljena prema tablici 8 godišnje
potrošnje ugljena. Pod pretpostavkom da se uvjeti izgaranja u procesu nisu mijenjali za
smanjeni utrošak ugljena od
19.458 t/god.
koji je posljedica retrofita dolazi se do
sljedećih podataka o smanjenju emisije NO2 :
odnos NO2 / utrošeni ugljen = 1.684,68 t / 592.643,00 t = 0,00284
, pa smanjenje emisija NO2 radi retrofita iznosi:
NO2 = 19.458 t/god. x 0,00284 = 55,26 t/god.
Iz izraĉuna slijedi da će nakon izvedenog retrofita turbine blok 2 svake godine
emitirati 55,26 tona manje NO2.
Sumporov dioksid (SO2) nastaje izgaranjem fosilnih goriva koja sadrže sumpor
i glavni je uzrok oneĉišćenja zraka u mnogim dijelovima svijeta. Iako se SO 2 u okolišu
pojavljuje i iz prirodnih izvora (npr. vulkani), najveći izvori njegovih emisija u Europi su
upravo antropogene aktivnosti (aktivnosti nastale djelovanjem ĉovjeka). U atmosferi
22
<http://www.riteh.uniri.hr/zav_katd_sluz/zvd_teh_term_energ/katedra4/Inzenjerstvo_zastite_okolisa/6 .pdf>
(14.05.2014.)
23
<http://www.huzz.hr/radovi/HEPP-smanjivanje%20emisija.pdf> (15.05.2014.)
66
SO2 se veže na vodu i vraća na zemlju u obliku kiselih kiša koje štetno djeluju na biljni i
životinjski svijet, a taloženjem u tlu ovaj spoj uzrokuje njegovo zakiseljavanje. 24
Koliĉina SO2 koja se ispušta u atmosferu zavisna je o koliĉini sagorijelog ugljena
i o postotku sumpora u gorivu koji se kreće od 0,3 do1,4 %. Smanjenje emisija SO2 koje
bi bile posljedica smanjenog utroška ugljena izraĉunat će se na temelju podataka iz
tablice 10, pa se dobiva:
odnos SO2 / utrošeni ugljen = 559,15 t / 592.643,00 t = 0,000944
, pa smanjenje emisija SO2 radi retrofita iznosi:
SO2 = 19.458 t/god. x 0,000944 = 18,36 t/god.
Iz izraĉuna slijedi da će nakon izvedenog retrofita turbine blok 2 svake godine
emitirati 18,36 tona manje SO2.
Ugljiĉni monoksid (CO) je otrovan plin koji se oslobaĊa prilikom nepotpunog
sagorijevanja goriva, odnosno sagorijevanja bez dovoljne koliĉine kisika.25 Nastajanje
CO uvjetovano je procesom izgaranja, a ovisi o: pretiĉku zraka, temperaturi zraka i
plina, toplinskom opterećenju, gorivu i prisilnom hlaĊenju plamena. Najveći dio
antropogenih emisija ovog plina odnosi se na motorna vozila, a ostali izvori su
termoelektrane na ugljen i tvornice.
Smanjenje emisija CO koje bi bile posljedica smanjenog utroška ugljena radi
retrofita izraĉunat će se na temelju podataka iz tablice 10, pa se dobiva:
odnos CO / utrošeni ugljen = 37,69 t / 592.643,00 t = 6,36x10-5
, pa smanjenje emisija CO radi retrofita iznosi:
CO = 19.458 t/god. x 6.36x10-5= 1,24 t/god.
Iz izraĉuna slijedi da će nakon izvedenog retrofita turbine blok 2 svake godine
emitirati 1,24 tona manje CO.
Ĉestice u zraku PM10 (Particulate Matter) su kompleksna mješavina razliĉitih
organskih i anorganskih kemijskih spojeva promjera manjeg od 10 μm. Veliĉina ĉestica
direktno je povezana s potencijalom ĉestica da naškode ljudskom zdravlju. Lebdeće
ĉestice PM10 su uglavnom prisutne u emisijama koje dolaze iz industrije, prometa i
24
25
<https://www.google.hr/search?q=emisija+so2&hl=hr&gbv=2&oq=emisije+so2&gs_l=heirloom> (11.05.2014.)
<http://www.izvorienergije.com/energija_i_ekologija.html > (16.05.2014.)
67
grijanja, a budući da zbog svoje veliĉine mogu proći kroz dišni sustav ljudi mogu
uzrokovati razliĉite zdravstvene probleme.26
Smanjenje emisija ĉestica PM10 koje bi bile posljedica smanjenog utroška ugljena radi
retrofita izraĉunat će se na temelju podataka iz tablice 10, pa se dobiva:
odnos PM10 / utrošeni ugljen = 12,91t / 592.643,00 t = 2,18x10 -5
, pa smanjenje emisija PM10 radi retrofita iznosi:
PM10 = 19.458 t/god. x 2,18x10-5= 0,42 t/god.
Iz izraĉuna slijedi da će nakon izvedenog retrofita turbine blok 2 svake godine
emitirati 0,42 tona manje ĉestica PM10.
5.8 Pregled smanjenja emisija kao posljedica retrofita turbine
Retrofitom turbine godišnje će se trošiti 19.458 t manje ugljena, a što će
rezultirati smanjenjem emisija CO2, NO2, SO2, CO i ĉestica PM10 za koliĉine prikazane
u tablici 11.
Tablica 11: Tablica godišnjeg smanjenja emisija nastalog kao posljedica uštede goriva zbog retrofita
turbine
SMANJENJE EMISIJA KAO POSLJEDICA RETROFITA TURBINE (t/god.)
CO2
NO2
SO2
CO
PM10
45.6000,93
55,26
18,36
1,24
0,42
Izvor: Autor
Iz tablice 11 vidljivo je da će radi retrofita turbine TE Plomin blok 2 imati manju
godišnju emisiju plinova i to za : 45.600,93 tona CO2, 55,26 tona NO2, 18,36 tona SO2,
11,24 tona CO i 0,42 tona ĉestica PM10, te je ovim dokazan i pozitivan uĉinak retrofita
na emisije dimnih plinova i ĉestica pepela.
26
<http://www.sisak.hr/uploads/documents/2014/ZASTITA_OKOLSIA/Akcijski_plan.pdf> (17.05.2014.)
68
6 ZAKLJUĈAK
Obradom teme ovog diplomskog rada „Analiza opravdanosti retrofita turbine 210
MW TE Plomin blok 2“ došlo se do zakljuĉaka koji se odnose na:
- tehniĉke aspekte retrofita
- ekonomske aspekte retrofita
- ekološke aspekte retrofita
Pojam retrofit turbine podrazumijeva zamjenu odreĊenih dijelova parne turbine s
pozicijama znatno drugaĉijeg, poboljšanog i suvremenijeg dizajna. Ove izmjene izvode
se u cilju:
- povećanja snage turbine,
- poboljšanja termiĉkih karakteristika turbine,
- povećanja stupnja korisnog djelovanja,
- smanjenja utroška goriva,
- povećanja tehniĉke sigurnosti turbine,
- povećanja raspoloživosti,
- produžavanja životnog vijeka turbine,
- povećanja meĊuremontnog razdoblja i
- smanjenja negativnog utjecaja na okoliš.
Zakljuĉci analize tehniĉkog aspekta retrofita
Radovi ovog projekta retrofita na niskotlaĉnom dijelu turbine obuhvaćaju:
- zamjenu rotora NT,
- zamjenu statorskih lopatica NT,
- zamjenu vanjskih parnih brtvi NT turbine i
- zamjenu sustava za ušpricavanje u NT dio turbine
Najvažniji razlozi zbog kojih se izvodi retrofit su:
-produženje životnog vijeka turbine za narednih 25 - 30 godina,
-poboljšanje stupnja korisnog djelovanja turbine,
-smanjenje specifiĉnog potroška topline,
-povećanje izlazne snage turbine,
-smanjenje emisije stakleniĉkih plinova,
-poboljšanje pouzdanosti i sigurnosti u radu turbine,
-smanjenje troškova održavanja,
69
-prilagodba bloka novim uvjetima proizvodnje,
-smanjenje utroška goriva i
-smanjenje proizvodnje nusprodukata.
Investitor naglasak stavlja na dva razloga za retrofit i to:
- koristi dobivene ulaganjem zbog povećanja snage
- koristi dobivene ulaganjem zbog smanjenog utroška goriva i emisije CO2
Minimalno povećanje snage je najmanje povećanje snage koje ponuditelj garantira i
koje se ovakvim projektom retrofita mora postići, a za ovaj sluĉaj iznosi 6,1 MW ili
povećanje za cca 2,9% nominalne snage.
Utjecaj greške mjerenja na povećanje snage:
- za grešku mjerenja od 1,0 % realno povećanje snage iznosi 3,96 MW,
- za grešku mjerenja od 1,5 % realno povećanje snage iznosi 2,89 MW i
- za grešku mjerenja od 2,0 % realno povećanje snage iznosi 1,82 MW.
U konaĉnici se može zakljuĉiti da uz ukupnu grešku mjerenja od 2 % realno povećanje
snage iznosi 1,82 MW što predstavlja samo 29,8 % garantiranog minimalnog povećanja
snage, odnosno da je toĉnost garantnih mjerenja od presudne važnosti za ocjenu
rezultata retrofita.
Vrijeme realizacije projekta iznosi cca 3 godine.
Zakljuĉci analize ekonomskog aspekta retrofita
Radi zaštite tajnosti financijskih podataka ponuditelja i investitora sve stvarne
novĉane vrijednosti u ovom radu pomnožene su korektivnim faktorom.
Vrijednost ulaganja je podatak o cijeni cjelokupne investicije retrofita i za ovaj projekt
iznosi: 69.437.250,00 kn
Koristi dobivene ovim projektom mogu se sagledavati na dva naĉina zavisno dali
investitor želi da nakon retrofita blok proizvodi u režimu povećane snage ili režimu
uštede goriva.
Vrijeme povrata investicije:
- rad s povećanjem snage od 6,1 MW
2,60 godina,
- rad s povećanjem snage od 2,89 MW
5,49 godina,
- ušteda na gorivu i CO2 za snagu 6,1 MW
3,95 godina i
- ušteda na gorivu i CO2 za snagu 2,89 MW
8,46 godina.
Zakljuĉno vezano uz ekonomsku analizu retrofita može se reći da se najbolji rezultati
postižu u režimu rada s povećanom snagom za 6,1MW kada je godišnja proizvodnja
70
veća za 48.800 MWh što rezultira povećanjem prihoda od 26.686.768,00 kuna i
vremenom povrata ukupne investicije od 2,6 godina.
Zakljuĉci analize ekološkog aspekta retrofita
Za najpovoljniji režim rada bloka s povećanom snagom od 6,1 MW i povećanom
proizvodnjom od 48.800 MWh, godišnja ušteda u utrošku ugljena iznosi 19.458 tona. Za
ovu koliĉinu ugljena blok će godišnje proizvoditi manje nusprodukata:
- lebdeći pepeo za
1.436,00 t,
- šljaka za
227,66 t i
- gips za
868,88 t.
, a emisija dimnih plinova i ĉestica smanjit će se za:
- CO2
45.600,93 t,
- NO2
55,26 t,
- SO2
18,36 t,
- CO
11,24 t i
- ĉestica PM10
0,42 t.
Ovim je dokazan pozitivan uĉinak retrofita na emisije dimnih plinova i ĉestica pepela.
Analizom izvršenom u ovom diplomskom radu dokazano je da projekt retrofita
turbine 210 MW TE Plomin blok 2 ima pozitivne tehniĉke, ekonomske i ekološke uĉinke
koji se ogledaju u produljenju životnog vijeka turbine, kratkom vremenu povrata
ulaganja i u smanjenju proizvodnje nusprodukata i emisija dimnih plinova.
Obradom teme došlo se i do potvrde hipoteze rada da je revitalizacijom
postojećih elektro-energetskih objekata, a koristeći se pri tom najsuvremenijim
tehnologijama moguće u kratko vrijeme i s manje ulaganja osigurati veću koliĉinu
elektriĉne energije s uĉinkovitijim korištenjem izvora energije i smanjenom emisijom
dimnih plinova u atmosferu.
71
PRILOG 1: Lista mjernih mjesta s pripadajućim instrumentima
Redni
br.
Pozicija iz
mjerne
sheme
1
2
HB
TB
3
4
5
6
7
Nel
U
I
PT
CT
8
9
10
11
12
13
ΔP0-1
ΔP23
ΔP24
ΔP112
ΔP121
ΔP126
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
P0-1
P1-1
PCV1
PCS
P2-1
P3-1
P_IP1
P5
P6
P7
P8
P9
P10
P11A
P12-1
P21
P22
P23
P24
P25
P26
P27-1
P28
P40
P101
P112
P121
Mjerena vrijednost
1. PARAMETRI OKOLINE
Barometarski tlak
Temperatura okoline
2. PARAMETRI GENERATORA
Snaga
Napon
Struja
Napon
Struja
3. PROTOK PARE
Pad tlaka svježe pare
Pad tlaka na deareatoru
Pad tlaka prije NTZ
Pad tlaka kondenzata prije deareatora
Pad tlaka vode na ušpricavanju u pregrijače
Pad tlaka napojne vode prija kotla
4. TLAKOVI
Tlak svježe pare prije mjerne blende
Tlak svježe pare prije STOP zasuna
Tlak svježe pare nakon STOP zasuna
Tlak pare na ulazu u VT turbinu
Tlak pare na izlazu iz VT turbine
Tlak međupregrijana pare ispred ST ventila
Tlak pare iza ST turbine
Tlak pare 6. oduzimanja
Tlak pere 7. oduzimanja
Tlak pare na BLAA10
Tlak pare 4. oduzimanja
Tlak pare 3. oduzimanja
Tlak pare 2. oduzimanja
Tlak pare 1. oduzimanja
Tlak pare u prestrujnom cjevovodu ST-NT
Tlak pare prije VTZ2
Tlak pare prije VTZ1
Tlak pare prije mjerne blende na BLAA10
Tlak pare prije NTZ4
Tlak pare prije NTZ3
Tlak pare prije NTZ2
Tlak pare prije NTZ1
Tlak pare prije kondenzatora
Tlak pare u BLAA10
Tlak kondenzata iza kondenz pumpi
Tlak kondenzata prije BLAA10
Tlak napojne vode prije ušpr. u međupregrijač
Mjerni
instrument
Netočnost
mjerenja
barometar
termometar
±0.10%
±0.20%
analiz. snage
analiz. snage
analiz. snage
nap. trafo
strujni trafo
±0.10%
±0.10%
±0.10%
±0.20%
±0.20%
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
± 0.075%
± 0.10%
± 0.10%
± 0.075%
± 0.10%
± 0.075%
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
± 0.1%
72
Red.
br
41
42
43
44
45
Pozicija iz
mjerne
sheme
P122
P126
PCon_1
P200-1
P201-1
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
T0-1
T1-1
T2-1
T3-1
T5
T6
T7
T8
T9
T10
T12-1
T21
T22
T23
T24
T25
T26
T27-1
T28
T31
T32
T33
T34
T35
T36
T37
T100-1
T101
T102
T103
T104
T105
T106
T107
T108
T109
T110
T112
T120-1
T121
Mjerena vrijednost
Tlak napojne vode prije VTZ1
Tlak napojne vode prije mjerne blende
Tlak pare na izlazu iz NT turbine
Tlak RMV na ulazu u kondenzator
Tlak RMV na izlazu kondenzatora
5. TEMPERATURE
Temperatura svježe pare prije turbine
Temperatura svježe pare prije BZV VT
Temperatura pare na izlazu iz VT
Temperatura međupreg. pare prije BZV ST
Temperatura pare oduzimanja VTZ2
Temperatura pare oduzimanja VTZ1
Temperatura pare oduzimanja za BLAA10
Temperatura pare oduzimanja za NTZ4
Temperatura pare oduzimanja za NTZ3
Temperatura pare oduzimanja za NTZ2
Temp. pare prestrujnog cjevovoda ST-NT
Temperatura pare prije VTZ2
Temperatura pare prije VTZ1
Temperatura pare prije BLAA10
Temperatura pare prije NTZ4
Temperatura pare prije NTZ3
Temperatura pare prije NTZ2
Temperatura pare prije NTZ1
Temperatura pare prije KBP
Temperatura odvodnjavanja VTZ2
Temperatura odvodnjavanja VTZ1
Temperatura odvodnjavanja NTZ4
Temperatura odvodnjavanja NTZ3
Temperatura odvodnjavanja NTZ2
Temperatura odvodnjavanja NTZ1
Temperatura odvodnjavanja KBP
Temperatura pare na izlazu iz kondenzatora
Temperatura kondenzata iza kondenz pumpi
Temperatura kondenzata prije KBP
Temperatura kondenzata iza KBP
Temperatura kondenzata prije NTZ1
Temperatura kondenzata iza NTZ1
Temperatura kondenzata iza NTZ2
Temperatura kondenzata prije NTZ3
Temperatura kondenzata iza NTZ3
Temperatura kondenzata prije NTZ4
Temperatura kondenzata iza NTZ4
Temp. kondenzata prije mjer. blende BLAA10
Temperatura napojne vode na izlazu BLAA10
Temp. napojne vode prije ušpric. međupreg.
Mjerni
instrument
Netočnost
mjerenja
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
transm. tlaka
± 0.1%
± 0.1%
± 0.075%
± 0.1%
± 0.1%
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
73
Redni
br.
Pozicija iz
mjerne
sheme
86
87
88
89
90
91
92
T122
T123
T124
T125
T126
T200-1
T201-1
93
94
L1
L2
95
96
97
98
99
100
HP_CV1
HP_CV2
HP_CV3
HP_CV4
IP_CV1
IP_CV2
Mjerena vrijednost
Temperatura napojne vode prije VTZ1
Temperatura napojne vode iza VTZ1
Temperatura napojne vode prije VTZ2
Temperatura napojne vode iza VTZ2
Temperatura napojne vode prije mjer. Blende
Temperatura RMV na ulazu u kondenzator
Temperatura RMV na izlazu iz kondenzatora
6. NIVOI
Nivo kondenzata u deaeratoru
Nivo kondenzata u hotwelu
7. OTVORENOST VENTILA
Otvorenost ventila RV1 VT
Otvorenost ventila RV2 VT
Otvorenost ventila RV4 VT
Otvorenost ventila RV4 VT
Otvorenost ventila RV1 ST
Otvorenost ventila RV2 ST
Mjerni
instrument
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
termopar
Netočnost
mjerenja
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
± 0,65°C
sust. nadzora
sust. nadzora
1 mm
1 mm
sust. nadzora
sust. nadzora
sust. nadzora
sust. nadzora
sust. nadzora
sust. nadzora
1%
1%
1%
1%
1%
1%
74
PRILOG 2: Shema mjernih mjesta za garancijska ispitivanja
75
POPIS LITERATURE
KNJIGE:
1. Elĉić, Z.: Parne turbine, ABB Tvornica energetskih postrojenja d.o.o., Karlovac,
1995.
2. Feretić, D., et.al.: Elektrane i okoliš, Element, Zagreb, 2000.
3. Kazić, L.: Termoenergetski priruĉnik sa riješenim zadacima, Savez
energetiĉara BiH, Sarajevo, 1989.
4. Moser, J.: Pregled razvoja elektroprivredne djelatnosti u Hrvatskoj 1875.2000.,Kigen d.o.o., Zagreb, 2003.
5. Razumović, F.: Parne turbine, Savez energetiĉara SR Hrvatske, Zagreb, 1984.
6. Rechnagel, H., Sprenger, E.: Priruĉnik za grijanje i klimatizaciju, IRO
GraĊevinska knjiga, Beograd, 1982.
7. Šivak,M.: Nauka o toplini, Savez energetiĉara Hrvatske, Zagreb, 1977.
8. Udoviĉić, B.: Elektroenergetika, Školska knjiga, Zagreb, 1983.
9. Višković, A.: Elektroenergetika zemalja Europske Unije u devedesetima,
Kigen d.o.o Zagreb, 2005.
10. Zanki, V., Pavković, B.: Priruĉnik za energetsko certificiranje zgrada, UNDP,
Zagreb, 2010.
OSTALI IZVORI:
11. Delbianco, L.: Energetska uĉinkovitost, Politehnika Pula, digitalni oblik, Pula,
2010.
12. Pomenić, L.: Prilog istraţivanju procesa korozije lopatica parnih turbina –
doktorska disertacija, Rijeka, Tehniĉki fakultet Rijeka, 1998.
13. Staniša, B.: Strojarstvo – ĉasopis za teoriju i praksu u strojarstvu , ĉlanak
„Proizvodnja parnih turbina u Jugoslaviji“, Zagreb, 1988.
14. TE2 - BHB - Pogonski priruĉnik - B.7.1 Parno-turbinsko postrojenje, 1999.
15. TE2 - BHB - Pogonski priruĉnik - B.7.3 VT-, ST-, NT turbina,1999
16. < http://www.hep.hr>
17. <http://library.fes.de/pdf-files/bueros/kroatien/08880.pdf>
18. <https://www.google.hr/search?hl=hr&source=hp&q=ISKUSTVA+SA+PRIJEMNI
H+ISPITIVANJA+PARNOG+TURBOPOSTROJENJA+U+TE+NIKOLA+TESLA+
A6>
19. <http://www.riteh.uniri.hr/zav_katd_sluz/zvd_teh_term_energ/katedra4/Inzenjerst
vo_zastite_okolisa/6.pdf>
20. <http://www.huzz.hr/radovi/HEPP-smanjivanje%20emisija.pdf>
<https://www.google.hr/search?q=emisija+so2&hl=hr&gbv=2&oq=emisije+so2&g
s_l=heirloom>
21. <http://www.izvorienergije.com/energija_i_ekologija.html> (16.05.2014.)
22. <http://www.sisak.hr/uploads/documents/2014/ZASTITA_OKOLISA/Akcijski_plan
.pdf>
76
POPIS SLIKA, TABLICA, GRAFIKONA I SHEMA
Slika 1: Ciljevi energetske politike do 2020. godine u EU .............................................................. 2
Slika 2: Lokacija TE Plomin ............................................................................................................ 5
Slika 3: Detalj istovara ugljena s broda tipa „Panamax“................................................................. 6
Slika 4: Strujanje pare kroz statorske i rotorske lopatice turbine ................................................... 9
Slika 5: Slikoviti prikaz strujanja pare kroz jedan stupanj akcijske i reakcijske turbine ............... 10
Slika 6: Naĉelni prikaz odvijanja procesa pretvorbe energije za tri stupnja reakcijske turbine ... 11
Slika 7: Uzdužni presjek kroz turbinu 210 MW TE Plomin blok 2 ................................................ 13
Slika 8: NT rotor turbine 210 MW TE Plomin blok 2 na transportnom stalku .............................. 24
Slika 9: Uzdužni presjek kroz NT turbinu 210 MW bloka 2 .......................................................... 25
Slika 10: Pojedinaĉni otkivci rotora prije zavarivanja ................................................................... 26
Slika 11: Uzdužni presjek zavarenog NT rotora ........................................................................... 26
Slika 12: Izgled suvremene reakcijske 3D statorske i rotorske lopatice ...................................... 28
Slika 13: Naĉin montaže suvremenih reakcijskih rotorskih i statorskih 3D lopatica .................... 29
Slika 14: Primjeri 3D rotorskih i statorskih lopatica niskog tlaka .................................................. 30
Slika 15: Detalj NT rotora turbine 210 MW uz demontiranu gornju polovicu NT kućišta............. 32
Slika 16: Termin plan aktivnosti retrofita turbine 210 MW TE Plomin .......................................... 39
Slika 17: Prikaz kontinuiranog mjerenja emisija iz sustava SIEMENS TXP za voĊenje i nadzor
procesa proizvodnje bloka 2 ......................................................................................................... 53
Slika 18: Deponija ugljena s rotobagerima ................................................................................... 55
Slika 19: Spremnici ELLU kapaciteta 2x150m 3 ............................................................................ 56
Slika 20: Dizel agregat 800 kVA bloka 2 ...................................................................................... 57
Slika 21: Postrojenje za odsumporavanje (FGD) i skladište gipsa bloka 2 ................................. 58
Slika 22: Deponija nusprodukata TE Plomin ................................................................................ 61
Slika 23: Parni kotao i pomoćni parni kotao bloka 2 .................................................................... 63
Tablica 1: Tabliĉni prikaz ostvarene proizvodnje bloka 2 u razdoblju od 1999.-2013. godine .....18
Tablica 2: Izvedeni retrofiti parnih turbina od strane Alstom Powera............................................33
Tablica 3: Utjecaj greške mjerenja na rezultat povećanja snage dobivenog retrofitom ...............37
Tablica 4: Tehniĉke i ekonomske podloge iz Gospodarskog plana za 2014. god. .......................41
Tablica 5: Koristi dobivene retrofitom turbine 210 MW TE Plomin................................................50
Tablica 6: Tabliĉni prikaz srednjih dnevnih vrijednosti emisija za TE Plomin 2 za mjesec veljaĉu
2014.god.........................................................................................................................................54
Tablica 7: Potrošnja ELLU za TE Plomin blok 2 ............................................................................57
Tablica 8: Prikaz utroška ugljena za blok 2 u razdoblju od 1999.-2013. godine...........................59
Tablica 9: Sagorjela koliĉina ugljena i time nastala koliĉina nusprodukata sagorijevanja za
razdoblje 2009.-2013. god. ............................................................................................................60
Tablica 10: Verificirane godišnje emisije NOx, SO 2, CO i ĉestica PM10 za parni kotao blok 2 2013. god........................................................................................................................................65
Tablica 11: Tablica godišnjeg smanjenja emisija nastalog kao posljedica uštede goriva zbog
retrofita turbine ...............................................................................................................................68
Grafikon 1: Odvijanje aktivnosti na izgradnji TE Plomin blok 2………………………………………………………8
Grafikon 2: Godišnji prikaz sati rada bloka 2 .................................................................................16
Grafikon 3: Broj upuštanja bloka 2 u pogon po godinama ............................................................18
Grafikon 4: Grafiĉki prikaz ostvarene proizvodnja elektriĉne energije bloka 2 u razdoblju od
1999. do 2013. godine ...................................................................................................................19
Grafikon 5: Financijske koristi dobivene retrofitom turbine 210 MW TE Plomin...........................50
Grafikon 6: Grafikon vremena povrata investicije za projekt retrofita turbine 210 MW ................51
Shema 1: Pojednostavljeni prikaz cirkulacije u krugu voda-para TE Plomin blok 2 .....................16
Shema 2: Tokovi izvora emisija dimnih plinova u TE Plomin........................................................62
77

Vrućak i minera. pdf

Program uz koji su se sluπatelji mogli opustiti

Proizvodnja električne energije - Prednosti i nedostaci postojećih

Analiza postojećeg i prijedlog novog rješenja procesnog grijanja iz

Preuzeti (PDF 0.2 MB) - Bosch Industriekessel GmbH

"U maniru zaboravljenih majstora racionalizma", Pogled #3

assessment of istrian coal bed methane production

Labin Art Express XXI – operativni plan 2014. - Club 21

tehnički opis