Kogenerační technologie v rodinných domech a v malých bytových komplexech

Kogenerační technologie společné výroby elektrické energie a tepla se stále více dostávají do popředí zájmu. Jejich výhodou je nejen vyšší využití primární energie ve srovnání s výrobou elektřiny bez využití tepla, ale i nové možnosti pro zásobování odběratelů těmito energiemi, a to jak na úrovni celých států, měst, tak i na mikroúrovni rodinných domů. Příspěvek se zabývá využitím kogeneračních technologií zejména pro rodinné domy a malé bytové komplexy z hlediska ekonomické výhodnosti. Jsou popsány hlavní oblasti uplatnění, posouzení optimálního výkonu kogenerační jednotky a postup při ekonomickém hodnocení provozu kogenerační jednotky z hlediska spolehlivosti provozu.

Možnosti kogeneračních technologií

Elektrická energie a teplo jsou různé druhy energie lišící se možnostmi po­užití, ale také výrobními náklady a technickou obtížností jejich pořízení. Elektrickou energii považujeme za nejkvalitnější druh energie, kterou můžeme všestranně využívat a měnit na jinou formu energie. Její výroba se uskutečňuje převážně transformací tepelné energie uvolněné z primárních energetických zdrojů (PEZ) v elektrárenských zařízeních. V uhelných parních elektrárnách činí průměrná účinnost této přeměny cca 33 %. V dosud nejdokonalejších paroplynových elektrárnách, spalujících zemní plyn, přesahuje celková účinnost jen o málo 55 %. Tepelná energie je energií méně hodnotnou, neboť její použití je omezené, přeměna na jiný druh energie je technicky obtížná a může být uskutečněna jen částečně.

V tomto příspěvku je používán termín kogenerace a pojmy z něj odvozené. Vítaným důsledkem použití kogenerace je snížení spotřeby primárních energetických zdrojů, pokud je zajištěna spotřeba nejen vyprodukované elektrické energie, ale i tepla.

Při odděleném způsobu výroby můžeme předpokládat, že se elektřina vyrobí v referenční kondenzační elektrárně spalující hnědé energetické uhlí a teplo v plynové výtopně.

Předpokládejme, že účinnost výroby elektřiny, včetně ztrát v rozvodech k místu spotřeby, je cca 33 % a účinnost výtopny cca 90 %. Pro ilustrační výpočet uvažujme dodávku 1 GJ tepla spotřebiteli a současně také 0,22 MWh elektrické energie. Při výrobě 0,22 MWh elektřiny spotřebuje kondenzační elektrárna cca 2,38 GJ tepla z paliva, z čehož 1,58 GJ se odvede do okolí jako ztráta (větší část přes chladicí věže). Výtopna při dodávce 1 GJ tepla spotřebuje v palivu cca 1,12 GJ, z toho je 0,12 GJ odvedeno do okolí jako ztráta (většinou komínem).

Při kogeneračním způsobu se 1 GJ tepla a 0,22 MWh elektřiny vyrobí v jediném zařízení. Pro tento příklad předpokládejme jako kogenerační zařízení spalovací turbínu s kotlem na odpadní teplo, která při celkové účinnosti cca 90 % při výrobě 1 GJ tepla, vyrobí právě 0,22 MWh elektrické energie. V palivu přitom spotřebuje cca 1,91 GJ tepla, z čehož 0,19 GJ se odvede do okolí jako ztráta (převážně výfukovými spalinami). Při odděleném způsobu výroby se z paliva (tedy z PEZ) spotřebuje 3,5 GJ tepla, při stejné dodávce energií spotřebuje kogenerační zdroj z PEZ jen 1,91 GJ tepla. Úspora tepla z PEZ je tedy 1,59 GJ, což představuje cca 45 % z celkové spotřeby při odděleném způsobu výroby.

Druhy kogeneračních technologií

Vývoj v posledních desetiletích vytvořil širokou paletu kogeneračních technologií umožňujících jejich instalování přesně podle požadavků odběratelů energií. Většina kogeneračních jednotek se skládá ze čtyř základních částí:

• motoru (pohonné jednotky),
• elektrického alternátoru a připojení na spotřebitelskou a veřejnou elektrickou síť,
• kotle nebo výměníků tepla včetně propojení na tepelné sítě,
• kontrolního a řídicího systému.

V současné době se jako pohony v kogeneračních jednotkách nejčastěji po­užívají:

• parní turbíny,
• spalovací turbíny,
• spalovací motory,
• paroplynová (kombinovaná) zařízení.

S intenzivním vývojem přicházejí na trh nové druhy pohonných jednotek jako jsou:

• Stirlingovy motory,
• mikroturbíny,
• zařízení využívající organický cyklus (ORC),
• systém Talbott,
• parní motory,
• palivové články,
• ostatní.

Hlavní oblasti uplatnění kogeneračních technologií

Vzhledem k zaměření příspěvku se věnujeme pouze malým kogeneračním zařízením navrhovaným převážně pro účely vytápění rodinných domů a malých bytových komplexů. Zde nacházejí největší uplatnění zejména kogenerační jednotky se spalovacími motory a dále technologické novinky pohonů kogeneračních jednotek jako jsou např. mikroturbíny, Stirlingovy motory nebo palivové články.

Kogenerace se spalovacími motory

Spalovací motory, používané pro kogeneraci, jsou většinou pístové s vnitřním spalováním, odvozené od klasických mobilních spalovacích motorů (vozidlových, trakčních a lodních).

Provozem spalovacích motorů vznikají nevyvážené síly a tyto motory proto potřebují speciálně navržené uložení na základ absorbující vzniklé vibrace. Problémem je také hluk, zejména jeho nízkofrekvenční složky. Motory je proto nutné vybavit kvalitní hlukovou izolací. Spalovací motory obsahují mnoho vzájemně se pohybujících součástí, pro které je nutné zajistit mazání ke snížení třecích sil. Důsledkem jsou vyšší požadavky na údržbu a častější odstavování z provozu. Menší frekvenci údržby vyžadují spalovací stroje pracující při nižších otáčkách.

Motor, pohánějící elektrický generátor, produkuje současně odpadní teplo. Jedná se o teplo z chlazení motoru (blok válců a hlava motoru), z chlazení mazacího oleje a o teplo z výfukových plynů. Chlazení oleje je prováděno vodním chladicím okruhem, z něhož je teplo odváděno otopnou vodou. Ohřev této vody může být proveden nejvýše na teplotu cca 80 °C.

Využívá-li se ve zvláštním výměníku chladicí teplo z bloku motoru a hlav válců, může výstupní teplota otopné vody dosahovat cca 100 až 110 °C, jestliže je primární okruh proveden jako tlakový. Vzhledem k tlakovým poměrům v primárním chladicím okruhu motoru je ovšem výhodnější, je-li požadováno ohřátí otopné vody jen na cca 90 až 100 °C. Ve výměníku využívajícím teplo výfukových plynů, jejichž teplota je nejčastěji v rozmezí cca 400 až 540 °C, je možné ohřát tlakovou vodu na teplotu vyšší než 110 °C (omezení je dáno tlakem v okruhu ohřívané vody) nebo vyrábět přímo páru.

Technologicky nejjednodušší je využití odpadního tepla pro přípravu otopné vody na teplotu cca 90 °C. Výroba páry představuje jisté technické obtíže a může být efektivní jen za předpokladu hybridní potřeby tepla, tj. za současné potřeby tepla v páře a v teplé vodě. Požadovaný tlak páry by neměl být příliš velký, aby se mohlo dosáhnout dostatečného vychlazení spalin. U zařízení větších jednotkových výkonů je možno dochlazení spalin provést přídavným výměníkem ohřívajícím teplou vodu. V současné době se měrné ceny za dodávku kogeneračních jednotek, vztažené na jejich elektrický výkon, pohybují přibližně v rozsahu 15 000 až 20 000 Kč/MW_e. Do investičních nákladů na kompletní instalaci kogenerační jednotky je obvykle nutné započíst náklady na přívod plynu, vyvedení elektrického a tepelného výkonu, odvod spalin, olejové hospodářství a stavební úpravy. Podle konkrétní situace mohou tyto vyvolané ­náklady zvýšit uvedenou měrnou cenu až o 40 %.

Menší kogenerační jednotky se spalovacími motory jsou obvykle dodávány jako kompletizované zařízení připravené pro napojení.

Kogenerace s mikroturbínami

Komerčně dostupné jsou v současnosti mikroturbíny již o výkonu jen 25 kW. Mohou být navrženy v rozsahu elektrického výkonu od 25 kW až po 250 kW. Jsou to velmi kompaktní malé vysoko­otáčkové stroje obsahující kompresor, spalovací komoru, regenerační výměník, turbínu a generátor. Dodávku tepla je vhodné uskutečnit prostřednictvím teplé nebo horké vody. Mikroturbíny jsou menší než konvenční spalovací motory a nižší jsou rovněž jejich investiční náklady a náklady na údržbu. Mají environmentální výhody, včetně nižších emisí NO_x v rozpětí 10 až 25 ppm, i nižší (při O₂ 15 % ekvivalentu). Mohou být použity jako decentralizované zdroje elektřiny pro výrobce i spotřebitele, včetně průmyslu a obchodu, a v budoucnosti pravděpodobně i pro pokrytí potřeby elektřiny a tepla v bytové a komunální sféře. Své místo nacházejí také jako nouzové zdroje elektřiny.

Kogenerace a Stirlingovy motory

Stirlingův motor má dlouhou historii vývoje. Skotský inženýr Robert Stirling patentoval tento motor už v roce 1816. V následujících desetiletích se jeho teplovzdušný motor úspěšně uplatnil v řadě odvětví. Koncem 19. století jej rozvoj spalovacích zážehových a vznětových motorů odsunul do pozadí a téměř k zapomenutí. V posledních desetiletích došlo k jeho znovuzrození. Ukázalo se, že tento typ motoru může najít své místo ve stacionárním provedení, a to zejména při kogenerační výrobě elektřiny a tepla.

V pracovních prostorách motoru je uzavřeno stálé množství pracovního plynu, které je opakovaně přemisťováno mezi horkou a studenou komorou. Je proto možné zvolit plyn s nejlepšími vlastnostmi pro daný účel. V současné době bývá nejčastěji použito helium nebo vodík. Teplo je u Stirlingova motoru přiváděno k pracovnímu plynu z vnějšku, jedná se tedy o motor s vnějším spalováním, a to umožňuje využít různé druhy zdrojů tepla, nejen plyn.

Skutečný Stirlingův motor je navrhován v několika typových modifikacích. Maximální pracovní tlak realizovaných motorů se pohybuje v mezích 15 až 20 MPa, maximální teplota plynu 630 až 730 °C. Tyto parametry umožní dosažení elektrické účinnosti 30 až 33 %, což je účinnost u motorů, o jednotkovém výkonu 8 až 25 kW, vynikající. Teplo pro topné účely je v kogeneračním zapojení získáváno odváděním tepla z chladiče prostřednictvím otopné vody a dále ochlazením spalin vnějšího spalování, vystupujících z motoru.

Kogenerace využívající palivové články

Palivové články jsou galvanické články, které mohou přeměňovat energii obsaženou v palivu přímo na energii elektrickou. Zdrojem energie je nejčastěji vodík, který spolu s kyslíkem (ze vzduchu) může exotermním procesem (při současném uvolňování tepla) vyrábět elektrickou energii prostřednictvím elektrolytu za vzniku vody nebo vodní páry. Na porézní anodě pokryté vrstvou katalyzátoru dochází ke štěpení vodíku na protony a elektrony. Protony procházejí elektrolytem ke katodě rovněž pokryté katalyzátorem a reagují tam s adsorbovanými kyslíkovými atomy na vodní páru, zatímco elektrony protékají elektricky vodivou anodou a uzavřeným okruhem jako elektrický proud.

Ideálním palivem palivových článků je vodík. V současné době je možné komerčně uvažovat jen se zemním plynem, který je tvořen převážně metanem. Proto musí být zemní plyn před použitím v palivovém článku rozložen na vodík a oxidy uhlíku (CO₂ a CO). To se děje v procesní jednotce (v konvertoru), v níž metan reaguje s vodní párou (parní reforming). Vedle konvertoru a palivového článku je systém doplněn elektrickým invertorem pro přeměnu vznikajícího stejnosměrného proudu na střídavý. Kogenerační jednotky s palivovými články již přešly do stádia komerčního využívání. V oblasti malých výkonů vhodných pro rodinné domy probíhá řada provozních testů v reálných podmínkách.

Návrh výkonu a ekonomika kogeneračních technologií

Optimální výkon kogenerační jednotky

Návrh výkonu kogeneračního zdroje, popř. též špičkového zdroje tepla, zásadním způsobem ovlivňuje výsledný ekonomický efekt celého zdroje. Návrh výkonu zdroje musí vycházet z nejpodrobnějších informací o spotřebě tepla v zásobované oblasti. Je nutno zjistit zejména tyto skutečnosti:

• skladba spotřebitelů tepla a jejich nároky,
• reálná současná spotřeba tepla (výpočtová obvykle nedává spolehlivé údaje),
• spotřeba tepla během roku, v průběhu charakteristických dnů (zima, léto, přechodné období, pracovní den, neděle apod.),
• výhled další spotřeby nejméně na deset let,
• přehled o stávajících energetických zdrojích, rozvodech a jejich stavu,
• spotřeby různých druhů energie (paliv) za poslední rok, rozložení ve sledované oblasti, prognóza dalšího vývoje,
• napojení na elektrickou a plynovou síť,
• environmentální situace v místě instalace.

Z uvedených dat se sestrojí diagram spotřeby energie, což je časová závislost potřebného výkonu na čase. Spotřební diagram lze sestrojit pro spotřebu elektřiny nebo tepla a pro různá období – denní, měsíční, roční atd. dle potřeby. Denní diagram spotřeby má obvykle charakteristický tvar s ranní a večerní špičkou.

Spotřební diagramy se mohou významně lišit. Například i tentýž průmyslový závod může mít tvar odlišný podle počtu pracovních směn a druhu výroby a podobně rodinný dům podle chování jeho uživatelů. Plocha omezená čarou spotřeby a základnou spotřebního diagramu odpovídá v měřítku diagramu celkovému množství spotřebované energie za dané období. Pro návrh kogeneračního zdroje je výhodnější diagram trvání tepelných výkonů. V diagramu ­trvání výkonů se vynáší od počátku časové osy součtová doba trvání určitého výkonu. Protože pro kogenerační zdroj je prvořadá dodávka tepla, sestrojuje se obvykle diagram trvání výkonů tepla, a to pro roční období. Typický tvar čáry trvání tepelných výkonů roční spotřeby obyvatelstva je na obr. 5. Diagram má v oblasti nejvyšších výkonů špičku, takže maximální spotřeba tepla trvá jen několik hodin v roce (období velkých mrazů).V oblasti nejnižších výkonů vytváří čára trvání plochu, která odpovídá spotřebě tepla pro teplé období, převážně se jedná o přípravu teplé vody.

Plocha pod čarou trvání opět odpovídá v měřítku diagramu celkové spotřebě tepla za dané období. Navrhovat kogenerační jednotku na nejvyšší výkon (P_max) by bylo, zejména u velkých zdrojů, nehospodárné. Jednotka by pracovala s maximálním výkonem jen krátkou dobu v roce a většinu roku by pracovala s mnohem nižším výkonem, než je výkon jmenovitý, tj. také s nižší účinností. Proto se kogenerační jednotky navrhují na menší výkon (P_k) a výkon ve špičce diagramu (někdy také výkon pro přípravu teplé vody) se vykrývá ze špičkových zdrojů tepla.

Ekonomické hodnocení provozu kogenerační jednotky

Návrh optimálního jmenovitého výkonu kogenerační jednotky je složitý. Je možné jej stanovit pouze na základě podrobné technicko-ekonomické analýzy variantních výkonů s odpovídajícím časovým využitím instalovaného elektrického a tepelného výkonu dle zjištěných harmonogramů odběru tepla a elektrické energie. Přitom je nutné zadat všechny finanční vstupy, nejen náklady na zemní plyn a investice na instalaci kogenerační jednotky, ale i související zařízení, připojení na systém dodávky tepla a elektrické energie. Jsou to rovněž náklady na servis a plánované opravy kogenerační jednotky. Navržené varianty se ekonomicky vyhodnotí na základě vhodných ekonomických kritérií. Ekonomické hodnocení by mělo respektovat všechny toky finančních prostředků – náklady, výdaje, daně, tržby, příjmy, půjčky, dotace atd. Analýza toku hotovosti stanoví čistý tok hotovosti v jednotlivých letech hodnoceného období. Délka hodnoceného období se volí nejčastěji 10, 15 nebo 20 let. Ekonomické hodnocení je nutné provádět pro určitou úroveň diskontní sazby, která umožňuje převádět ekonomické veličiny během hodnoceného období na hodnotu k počátku hodnoceného období. Ekonomické hodnocení ovlivňuje volba způsobu financování projektu. Ekonomická hodnoticí kritéria obvykle jsou:

• prostá a diskontovaná doba návratnosti (SP),
• čistá současná hodnota (NVP),
• vnitřní výnosové procento (IRR),
• diskontovaná doba splatnosti.

Ekonomická analýza umožňuje kvantifikovat i rizika spojená se změnami vstupů, především nákladových položek, například nepravidelný růst ceny zemního plynu nebo výše tržeb (cena vyrobené elektrické energie a tepla). Vliv změn vstupů na výsledek ekonomie provozu kogenerační jednotky se posoudí citlivostní analýzou. Optimální jmenovitý výkon kogenerační jednotky je potom stanoven z porovnání dosažených ekonomických kritérií jednotlivých variant. Popis podrobného postupu přesahuje rámec tohoto příspěvku.

Metodika ekonomického hodnocení kogenerace

Pro ekonomické hodnocení projektu s kogenerační jednotkou jsou v zásadě možná tři hlediska.

A) Hodnocení z hlediska projektu 

– z projekčních podkladů jsou vypočítány základní ekonomické vstupy:

• investiční náklady,
• výrobní a provozní náklady,
• výnosy, provozní zisk a tok hotovosti.

Z těchto údajů jsou následně vypočítány požadované základní ekonomické ukazatele:

• diskontovaný zisk,
• vnitřní výnosové procento,
• doba návratnosti.

B) Hodnocení z hlediska investora 

– v zásadě odpovídá předchozímu hodnocení, je však doplněno o různé možné způsoby financování a různé strategie odepisování investice.

C) Hodnocení z hlediska optimalizace nákladů 

– hodnocení předpokládá, že investiční náklady a způsob splácení je pevně určen a vlastní hodnocení se soustřeďuje na optimalizaci provozních nákladů a tržeb.

Provoz kogeneračních technologií z hlediska spolehlivosti

Kogenerační jednotky, prakticky ve všech uvedených provedeních, v důsledku provozu podléhají opotřebování jak vlastní technologie, tak spotřebování nebo degradaci provozních kapalin. Pro dosažení požadované provozní spolehlivosti a zabezpečení bezporuchového provozu kogeneračních jednotek je nezbytná přiměřená údržba a průběžné sledování všech významných provozních parametrů – monitoring.

Plánovaná údržba

Kogenerační jednotky se spalovacími motory pracují bezobslužně. K běžné kontrole slouží denní obchůzky, jež mají odhalit poruchy či jiné nepravidelnosti chodu. Základní údržba spočívá především v následujících činnostech:

• výměna mazacích olejů,
• výměna zapalovacích svíček,
• čištění a seřízení kontaktů,
• nastavení ventilů,
• čištění výměníku tepla výfukových spalin,
• výměna hlavy motoru.

K plánovaným opravám je možno zařadit tyto činnosti:

• běžné prohlídky – po 700 až 1000 provozních hodin,
• střední opravy – po 6000 až 8000 provozních hodin,
• generální opravy – po 20 000 až 50 000 provozních hodin.

Organizace servisních prací a oprav může být provedena jedním z následujících způsobů:

• provozovatel využije sazbového servisu, kdy mu dodavatel provádí jednak veškeré plánované výkony podle schváleného plánu údržby, jednak neplánované opravy za předem smluvně stanovenou částku vztaženou buď k provozním hodinám, nebo k vyrobeným kWh elektrické energie,
• dodavatel zařízení provádí plánované i neplánované servisní úkoly a prohlídky na základě objednávek provozovatele a za cenu dohodnutou pro každý úkon – servisní oddělení dodavatelské organizace má obvykle zabezpečenou nepřetržitou službu a mělo by být schopno v co nejkratší lhůtě po objednávce provést příslušné práce (dodavatelé uvádí 24, 48 nebo 72hodinovou lhůtu s odpovídajícími cenami),
• provozovatel si organizuje provádění servisní a opravárenské činnosti sám na vlastní náklady.

Dálkový monitoring

U nových instalací se prosazuje stále častěji dálkový monitoring provozu kogeneračních jednotek. Ten umožňuje odbornému pracovišti průběžně sledovat a vyhodnocovat všechny významné provozní hodnoty včetně hlášení závad. Monitoring je v současnosti možné provádět v nejrůznějších intervalech, nepřetržitě, případně i podle potřeby a podle toho volit možnost vyhodnocení informací.

Pro dálkový monitoring je možné vy­užít více technologií včetně těch, které komunikují po internetu.

Použití kogeneračních technologií v bytové oblasti

Rodinné domy a malé bytové komplexy

V současnosti jsou běžně komerčně dostupné kogenerační jednotky pro rodinné domy, malé bytové domy, menší hotely, penziony, školky, atd. Jejich malé rozměry umožňují v kotelně soustředit jak přívod paliva, tak odběr tepla, elektřiny i odvod spalin. Pro tyto jednotky se ustálilo pojmenování mikrokogenerace. Řada renomovaných výrobců nabízí kogenerační jednotky s elektrickým výkonem v rozsahu 1 až 10 kW a s tepelným výkonem v rozsahu 5 až 30 kW.

Roční doba využití maximální potřeby tepla (vytápění) je poměrně malá. Potřeba elektřiny je vzhledem k potřebě tepla také velmi malá. Pro výhodnou ekonomiku provozu je žádoucí legislativně dlouhodobé zajištění prodeje vyrobené elektřiny za příznivou cenu. V Evropě lze, podle údajů výrobců, ­odhadnout počet instalovaných mikro­kogeneračních jednotek v řádu sto tisíc v závislosti na národních podmínkách podpory jejich provozu. U nás jde zatím o ojedinělé instalace.

Tepelné zdroje centralizovaného zásobování teplem

Výkonový rozsah je velmi široký, od několika MW pro zásobování menších sídlišť, po mnoho desítek MW pro velké městské aglomerace. Vytápění trvá po dobu otopné sezóny, tj. 220 až 250 dnů v roce. Diagram trvání potřeby tepla má špičkový charakter s dobou využití maximálního tepelného výkonu kolem 2 000 hodin.

Pro zajištění potřebné provozní doby je výhodné jednotku navrhnout jen pro pokrytí částečného výpočtového tepelného výkonu. Přijatelný je výkon kolem 30 až 40 % maxima (teplárenský součinitel 0,3 až 0,4), při kterém se roční doba vy­užití instalovaného výkonu kogenerační jednotky pohybuje v rozsahu 3500 až 4000 hodin. Příprava teplé vody vyžaduje tepelný výkon 15 až 30 % maximální potřeby s poměrně velkou roční dobou využití, cca 4000 až 6000 hodin i více. Pro tento účel dodávky tepla je kogenerace přijatelná, pokud je potřebný dostatečně velký tepelný výkon a palivová základna zdroje je vhodná (zemní plyn). Nové zdroje mohou být navrženy na spalování zemního plynu, bioplynu, biomasy a s dodávkou teplé nebo výjimečně i horké vody. Použití kogenerace a její druh závisí na velkosti potřeby tepla.

Kogenerační technologie nacházejí uplatnění i v dalších oblastech, jako jsou internáty, vysokoškolské koleje, administrativní budovy a školy, obchodní domy, plovárny, rekreační a sportovní střediska atd.

Vyhodnocení vhodnosti objektu

Vyhodnocení z hlediska využití kogeneračních technologií probíhá postupně v několika krocích, které na základě kritérií eliminují objekt pro využití určitého typu kogenerační technologie na:

• nevhodný,
• méně vhodný,
• vhodný.

Jako prvotní kritéria pro hodnocení lze uvést dostupnost zemního plynu, hranice spotřeby tepla, elektrický výkon atd. V rámci dalšího hodnocení se hodnotí objekt z těchto hledisek:

• v kotelně je již instalovaná kogenerační jednotka,
• decentralizace přípravy teplé vody,
• příliš nízká vlastní spotřeba elektrické energie,
• příliš nízká vlastní spotřeba tepla.

Provozní údaje

Vypočítají se především na základě předpokládané doby ročního využití technologie srovnáním předpokládaného průběhu spotřeby elektrické energie, zejména ve vysokém tarifu a spotřeby tepla. Jako limitující se uvažuje provoz s plným využitím vyrobeného tepla, kdy se předpokládá plný provoz (12 hodin denně) v topném období a provoz dle potřeby odběru tepla v letním období (1 až 12 hodin/den) s akumulací vyrobeného tepla. Na základě určených provozních hodin a výkonu kogenerační jednotky se stanoví celková roční výroba elektrické energie a ve srovnání s potřebou objektu je stanoveno pokrytí potřeby elektřiny vlastní výrobou v rámci kogenerační jednotky. Stejným způsobem se stanoví i roční výroba tepla a pokrytí potřeby tepla výrobou v kogenerační jednotce.

Ekonomické údaje se stanoví na základě

• roční úspora nákladů za elektrickou energii jako násobek ceny činné elektřiny a vyrobeného množství (v případě, že výroba elektřiny je vyšší než vlastní spotřeba, pak se uvažuje, že výroba nad výši vlastní spotřeby bude prodávána místně příslušné distribuční společnosti v příslušné ceně),
• příplatek za kombinovanou výrobu jako násobek vyrobeného množství elektřiny a příplatku za kombinovanou výrobu dle příslušného Cenového rozhodnutí Energetického regulačního úřadu,
• náklady na zemní plyn jako násobek ročního využití, příkonu a příslušné ceny plynu,
• úspora nákladů na teplo jako násobek roční výroby tepla v kogenerační jednotce a ceny tepla vyrobeného v plynových kotlích (cena zemního plynu vzhledem k účinnosti kotlů),
• navýšení nákladů na údržbu jako násobek roční výroby elektřiny a průměrných měrných nákladů na údržbu v příslušné výši,
• roční výnos je určen dle kalkulačního vzorce tj. (roční úspora nákladů na elektřinu + příplatek za kombinovanou výrobu + úspora nákladů za teplo) – (navýšení nákladů na zemní plyn + navýšení nákladů na údržbu),
• předpokládaná investice jako násobek instalovaného elektrického výkonu a měrné výše investice,
• návratnost jako podíl předpokládané investice a ročního výnosu.

Takto stanovené ekonomické, provozní a technické údaje se shrnou do tabulky (viz tab. 5), která tvoří základní charakteristiku pro vyhodnocení a využití určitého typu kogenerační technologie (jednotky) vhodné pro příslušný objekt.

Navržené varianty použití příslušného typu kogenerační jednotky pro stavební objekt se ekonomicky vyhodnotí při použití ekonomických kritérií uvedených v předcházejícím textu pro hodnocené období, které se obvykle volí 10 roků.

Velkou úlohu při ekonomickém hodnocení má cena elektrické energie. Odběr nízkého napětí (NN) představuje relativně malé množství elektrické energie s případnými odběrovými špičkami. V takovém případě se nevyplatí investovat do vlastní trafostanice. U větších zařízení se doporučuje prověřit opodstatněnost odběru ze sítě NN, případně instalaci vlastní trafostanice a přechod na odběr ze sítě vysokého napětí (VN).

Závěr

Kombinovaná výroba elektrické energie a tepla (v teplárenské praxi je zaveden pojem KVET) je velice efektivní proces, který přináší značné úspory ve spotřebě primárního paliva a může přinést značné úspory finanční a snížení produkce škodlivých emisí.

Správný návrh včetně nezbytného ekonomického vyhodnocení optimálního využití kogeneračních technologií není jednoduchou záležitostí u velkých objektů, ale ani pro rodinné domy.

Skutečnost, že v některých objektech jsou kogenerační jednotky provozovány již několik let bez technických problémů a s prokazatelným přínosem v úspoře provozních nákladů potvrzuje jejich výhody.

Aktuální poznámka

Od 1. ledna 2013 je v platnosti nové Cenové rozhodnutí Energetického regulačního úřadu (ERÚ) č. 4/2012 ze dne 26. listopadu 2012, kterým se stanovuje podpora pro podporované zdroje energie. Uvedené Cenové rozhodnutí ERÚ přináší významnou změnu v podmínkách přidělování podpory kombinované výrobě elektrické energie a tepla (KVET). Původně platné Cenové rozhodnutí ERÚ předpokládalo pro přidělení maximálního příplatku 1650,– Kč/MWh denní provoz kogeneračního zařízení ve výši max. 8 hodin. To v praxi znamenalo, že ekonomika byla podmíněna celoročním využitím a využitím pro vlastní spotřebu (z důvodu vysoké ceny ušetřené elektřiny). Proto byl výkon kogenerační jednotky navrhován s ohledem na spotřebu tepla pro přípravu teplé vody a objekty jako např. školy, byly z důvodu letních a zimních prázdnin naprosto nevhodné.

V novém Cenovém rozhodnutí ERÚ č. 4/2012 činí maximální podpora 2010,– Kč/ MWh pro jednotky do instalovaného výkonu 200 kW pro provoz do 3000 hodin za rok. To v praxi znamená, že KVET může být provozována v období například jen listopad až březen (3600 hodin celkem), kdy je spolehlivě zajištěno upotřebení tepla a pokud by měrná cena investice celkem, tj. cena za kogenerační technologii a příslušné stavební náklady nepřekročila 20 tis. Kč/kW elektrického výkonu, byla by návratnost při stávajících cenách zemního plynu a výkupní ceny elektrické energie cca 6 let. A to i v případě prodeje vyrobené elektřiny do elektrické sítě místně příslušného provozovatele rozvodné sítě, a bez ohledu na průběh a výši vlastní spotřeby elektřiny.

To platí prakticky pro všechny objekty vytápěné zemním plynem, bez ohledu na způsob přípravy teplé vody, se spotřebou tepla pro vytápění, bez přípravy teplé vody, vyšší než cca 400 MWh/rok. V případě pouze přípravy teplé vody, bez vytápění, se tato hranice pohybuje okolo 170 MWh/rok v průběhu celého roku.

V případě vlastní spotřeby vyrobené elektřiny je stanovení ekonomiky provozu složitější.

Obecně lze konstatovat, že s novým Cenovým rozhodnutím ERÚ se podstatně rozšířily možnosti instalace KVET, a to i bez využití zařízení pro přípravu teplé vody v letním období. Vše je ale samozřejmě podmíněno dobou platnosti stávající legislativy.

Literatura

[1] KUBÍN M., KUČÁK L., FABUŠ M.: Využiteľnosti mikrokogeneračných jednotiek a kogeneračných jednotiek malého výkonu na dodávku tepla, elektriny a chladu do priemyselných objektov, obytných budov, škôl a zdravotníckych zariadení. Studie. Zadavatel Západoslovenská energetika ZSE – E.ON, Bratislava 2008.
[2] DVORSKÝ E., HEJTMÁNKOVÁ P.: Kombinovaná výroba elektrické energie a tepelné energie. Praha, BEN – technická literatura 2005. ISBN 80-7300-118-7.
[3] KRBEK J., POLESNÝ B.: Kogenerační jednotky – Zřizování a provoz. Praha, GAS 2007. ISBN 978-80-7328-151-9.