Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2011 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji

§ 1. Rozporządzenie określa sposób obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa

pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowy zakres

obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia

świadectw pochodzenia z kogeneracji, uiszczania

opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych

dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej

w wysokosprawnej kogeneracji, w tym

1) sposób obliczania

a) średniorocznej sprawności przemiany energii

chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji, zwanej dalej „średnioroczną sprawnością ogólną”,

b) ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji,

c) ilości ciepła użytkowego w kogeneracji,

d) oszczędności energii pierwotnej uzyskanej

w wyniku zastosowania kogeneracji w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych

wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego, zwanej dalej „oszczędnością energii pierwotnej”;

3) referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania

rozdzielonego, oddzielnie dla energii elektrycznej

i ciepła, służące do obliczania oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w wyniku zastosowania

kogeneracji;

w.

rcl

4) wymagania dotyczące pomiarów ilości energii

elektrycznej i ciepła użytkowego w jednostkach

kogeneracji oraz ilości paliw zużywanych do ich

wytwarzania, w tym na potrzeby realizacji obowiązku potwierdzania danych, o którym mowa

w art. 9l ust. 8 ustawy;

1) Minister Gospodarki kieruje działem administracji rządo-

ww

wej — gospodarka, na podstawie § 1 ust. 2 rozporządzenia

Prezesa Rady Ministrów z dnia 16 listopada 2007 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Gospodarki

(Dz. U. Nr 216, poz. 1593).

2) Przepisy niniejszego rozporządzenia wdrażają postanowienia dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2004/8/WE

z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie promowania kogeneracji

w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku

wewnętrznym energii oraz zmieniającej dyrektywę

92/42/EWG (Dz. Urz. UE L 52 z 21.02.2004, str. 50, z późn.

zm.; Dz. Urz. UE Polskie wydanie specjalne, rozdz. 12, t. 3,

str. 3), decyzji Komisji 2007/74/WE z dnia 21 grudnia 2006 r.

ustanawiającej zharmonizowane wartości referencyjne wydajności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej

i ciepła zgodnie z dyrektywą 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (Dz. Urz. UE L 32 z 06.02.2007, str. 183)

oraz decyzji Komisji 2008/952/WE z dnia 19 listopada

2008 r. w sprawie określenia szczegółowych wytycznych

dotyczących wykonania i stosowania przepisów załącznika

II do dyrektywy 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (Dz. Urz. UE L 338 z 17.12.2008, str. 55).

3) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały

ogłoszone w Dz. U. z 2006 r. Nr 104, poz. 708, Nr 158,

poz. 1123 i Nr 170, poz. 1217, z 2007 r. Nr 21, poz. 124,

Nr 52, poz. 343, Nr 115, poz. 790 i Nr 130, poz. 905, z 2008 r.

Nr 180, poz. 1112 i Nr 227, poz. 1505, z 2009 r. Nr 3, poz. 11,

Nr 69, poz. 586, Nr 165, poz. 1316 i Nr 215, poz. 1664,

z 2010 r. Nr 21, poz. 104 i Nr 81, poz. 530 oraz z 2011 r.

Nr 94, poz. 551 i Nr 135, poz. 789.

5) wymagania dotyczące pomiarów, rejestracji i sposobu obliczania ilości energii elektrycznej i ciepła

użytkowego wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostkach kogeneracji, o których

mowa w art. 9l ust. 1 i 1a ustawy, w tym wymagania dotyczące pomiarów bezpośrednich ilości

energii elektrycznej i ciepła użytkowego oraz ilości

paliw zużywanych do ich wytwarzania, dokonywanych na potrzeby wydawania świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9l ustawy;

6) wielkość i sposób obliczania udziałów ilości energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej

kogeneracji, wynikających z obowiązku uzyskania

i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l

ust. 1 ustawy, lub uiszczenia opłaty zastępczej,

w sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom końcowym, oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1—2 ustawy;

7) maksymalną wysokość i sposób uwzględniania

w kalkulacji cen energii elektrycznej ustalanych

w taryfach przedsiębiorstw energetycznych, o których mowa w art. 9a ust. 8 ustawy

a) kosztów uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 ustawy,

b) poniesionej opłaty zastępczej, o której mowa

w art. 9a ust. 8 pkt 2 ustawy.

§ 2. Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają

1) jednostka mikrokogeneracji — jednostkę kogeneracji o mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej

50 kW;

2) jednostka kogeneracji na małą skalę — jednostkę

kogeneracji lub grupę jednostek kogeneracji

o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej dla

źródła energii poniżej 1 MW.

2. Ilość wytworzonej energii elektrycznej brutto

oblicza się jako sumę ilości wytworzonej energii elektrycznej brutto, zmierzonej na zaciskach generatorów

lub ogniw paliwowych wchodzących w skład jednostki kogeneracji.

3. Ilość energii elektrycznej odpowiadającej energii mechanicznej brutto wytworzonej w jednostce kogeneracji oblicza się jako sumę ilości energii wykorzystanej na potrzeby własne jednostki kogeneracji do

bezpośredniego napędzania urządzeń lub dostarczonej na zewnątrz tej jednostki. Energię mechaniczną

przelicza się na energię elektryczną w stosunku 1:1.

4. Ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczoną symbolem „Quq”, o którym mowa w ust. 1, obejmuje ilość ciepła użytkowego w kogeneracji uzyskanego z upustów i wylotów turbin parowych, kotłów

odzysknicowych, ciepłowniczych turbin gazowych

i silników spalinowych, stanowiących wyodrębniony

zespół urządzeń jednostki kogeneracji, oraz dostarczonego do instalacji lub sieci ciepłowniczej i przeznaczonego

.go

Załącznik nr 2

v.p

l

REFERENCYJNE WARTOŚCI SPRAWNOŚCI DLA WYTWARZANIA ROZDZIELONEGO ENERGII

ELEKTRYCZNEJ I CIEPŁA UŻYTKOWEGO

1. R e f e r e nc y jne warto ści sp rawn o ści dla w y t w a r z a nia r ozd zi el o n eg o en erg i i el ek t r y czne j

1.2. Zharmonizowane referencyjne wartości sprawności są określone dla następujących warunków

1.1. Referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej i ciepła użytkowego, o których mowa w § 7 ust. 1 rozporządzenia,

wyznacza się dla okresu roku kalendarzowego, według zharmonizowanych referencyjnych wartości

sprawności, na podstawie rzeczywistych parametrów

i wielkości dla jednostki kogeneracji w normalnych

warunkach jej pracy.

2) ciśnienie atmosferyczne 1013 hPa;

3) wilgotność względna 60%.

1.3. Do wyznaczania referencyjnych wartości

sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii

elektrycznej stosuje się zharmonizowane referencyjne

wartości sprawności określone w tabeli nr 1, wyrażone w procentach.

.go

Tabela nr 1

1) temperatura otoczenia 15°C;

Zharmonizowane referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej,

przyjmowane do obliczeń w latach 2009—2015

Rodzaj paliwa zużytego

w jednostce kogeneracji

Rok rozpoczęcia eksploatacji jednostki kogeneracji

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006—

2015

42,3%

42,7%

43,1%

43,5%

43,8%

44,0%

44,2%

41,8%

węgiel

brunatny,

brykiety z węgla

brunatnego

39,4%

39,9%

40,3%

40,7%

41,1%

41,4%

41,6%

41,8%

torf, brykiety

z torfu

37,5%

37,8%

38,1%

38,4%

38,6%

38,8%

38,9%

39,0%

drewno

opałowe oraz

odpady

drzewne

28,5%

29,6%

30,4%

31,1%

31,7%

32,2%

32,6%

33,0%

biomasa

pochodzenia

rolniczego

22,1%

22,6%

23,1%

23,5%

24,0%

24,4%

24,7%

25,0%

odpady

komunalne

ulegające

biodegradacji

22,1%

22,6%

23,1%

23,5%

24,0%

24,4%

24,7%

25,0%

nieodnawialne

odpady

komunalne

i przemysłowe

22,1%

22,6%

23,1%

23,5%

24,0%

24,4%

24,7%

25,0%

łupek naftowy

38,9%

38,9%

38,9%

38,9%

38,9%

38,9%

38,9%

39,0%

olej

(olej napędowy,

olej opałowy),

LPG

41,8%

42,3%

42,7%

43,1%

43,5%

43,8%

44,0%

44,2%

biopaliwa

41,8%

42,3%

42,7%

43,1%

43,5%

43,8%

44,0%

44,2%

odpady

ulegające

biodegradacji

22,1%

22,6%

23,1%

23,5%

24,0%

24,4%

24,7%

25,0%

nieodnawialne

odpady

22,1%

22,6%

23,1%

23,5%

24,0%

24,4%

24,7%

25,0%

ciekłe

ww

stałe

w.

rcl

węgiel

kamienny, koks

Rok rozpoczęcia eksploatacji jednostki kogeneracji

Rodzaj paliwa zużytego

w jednostce kogeneracji

1999

2000

2001

gaz ziemny

51,1%

51,4%

gaz rafineryjny,

wodór

41,8%

biogaz

gaz

koksowniczy,

gaz

wielkopiecowy,

inne gazy

odlotowe,

odzyskane

ciepło

odpadowe

2003

2004

2005

2006—

2015

51,7%

51,9%

52,1%

52,3%

52,4%

52,5%

42,3%

42,7%

43,1%

43,5%

43,8%

44,0%

44,2%

39,0%

39,6%

40,1%

40,6%

41,0%

41,4%

41,7%

42,0%

35,0%

35,0%

35,0%

35,0%

35,0%

35,0%

35,0%

35,0%

v.p

l

2002

.go

gazowe

Poz. 1052

1.4. Dla jednostki kogeneracji, której eksploatację

rozpoczęto w okresie ostatnich dziesięciu lat przed rokiem, dla którego ustala się referencyjną wartość

sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii

elektrycznej, stosuje się zharmonizowane referencyjne wartości sprawności określone w tabeli nr 1 dla roku rozpoczęcia eksploatacji tej jednostki. Rokiem rozpoczęcia eksploatacji jednostki kogeneracji jest rok

kalendarzowy, w którym rozpoczęto wytwarzanie

energii elektrycznej.

i=1

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Uqbi — udział energii chemicznej zawartej w strumieniu i-tego rodzaju paliwa w całkowitej

energii chemicznej zawartej w paliwach,

o której mowa w pkt 6.1 załącznika nr 1 do

rozporządzenia, wprowadzonych do jednostki kogeneracji w [GJ/GJ],

Șrefe Zi — zharmonizowane referencyjne wartości

sprawności dla i-tego rodzaju paliwa spalanego w jednostce kogeneracji, określone

w tabeli nr 1, w [%],

n

— ilość strumieni energii chemicznej paliw

spalanych w jednostce kogeneracji.

1.9. W przypadku gdy paliwo spalane w danej jednostce kogeneracji nie zostało wymienione w tabeli

nr 1, stosuje się dla tego paliwa zharmonizowane referencyjne wartości sprawności odpowiadające paliwu

o najbardziej zbliżonych charakterystycznych cechach.

1.10. Referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej należy korygować w celu dostosowania średniej rocznej temperatury otoczenia, wynoszącej, dla warunków panujących w Polsce, 8°C, do warunków, o których mowa

w pkt 1.2, w następujący sposób

1) o 0,1 punktu procentowego obniżenia sprawności

za każdy stopień powyżej 15°C;

2) o 0,1 punktu procentowego wzrostu sprawności

za każdy stopień poniżej 15°C.

w.

rcl

1.5. Dla jednostki kogeneracji uruchomionej

w okresie poprzedzającym ostatnie dziesięć lat przed

rokiem, dla którego ustala się referencyjną wartość

sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii

elektrycznej, stosuje się zharmonizowane referencyjne wartości sprawności określone w tabeli nr 1, dla

roku rozpoczęcia eksploatacji odpowiadającego jednostce dziesięcioletniej.

n

Șrefe pal = - Uqbi · Șrefe Zi

1.6. W przypadku gdy jednostka kogeneracji została zmodernizowana lub odbudowana, za rok rozpoczęcia eksploatacji przyjmuje się rok, w którym

1) dokonano modernizacji lub odbudowy jednostki

kogeneracji, jeżeli wartość inwestycji przewyższyła 50% nakładów inwestycyjnych na budowę porównywalnej nowej jednostki kogeneracji;

2) rozpoczęto eksploatację jednostki kogeneracji, jeżeli wartość inwestycji nie przewyższyła 50% nakładów inwestycyjnych na budowę porównywalnej nowej jednostki kogeneracji.

1.11. Referencyjną wartość sprawności, o której

mowa w pkt 1.10, skorygowaną ze względu na temperaturę otoczenia, oznaczoną symbolem „Șrefe to” i wyrażoną w procentach, określa się według wzoru

1.8. W przypadku gdy w jednostce kogeneracji

spalane są różne rodzaje paliw, referencyjną wartość

sprawności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej skorygowaną ze względu na różnorodność

paliw, oznaczaną symbolem „Șrefe pal” i wyrażoną

w procentach, oblicza się według wzoru

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Șrefe pal — referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej, o której mowa w pkt 1.8, w [%],

to

— średnią roczną temperaturę otoczenia,

przyjętą jako 8°C.

ww

1.7. W przypadku gdy jednostka kogeneracji składa się z dwóch lub więcej jednostek kogeneracji, które

zostały zbudowane w różnych latach, o ile jest to możliwe, każda jednostka kogeneracji powinna być oceniana osobno. Jeżeli ocena każdej jednostki kogeneracji osobno jest niewykonalna, wówczas wiek całego

układu określa się jako średnią ważoną, liczoną na

podstawie udziału inwestycji w latach rozpoczęcia

eksploatacji poszczególnych jednostek kogeneracji.

Șrefe to = Șrefe pal + 0,1 · (15 – to)

1.12. Korekty referencyjnych wartości sprawności,

o których mowa w pkt 1.10, nie stosuje się dla ogniw

paliwowych.

v.p

l

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Șrefe to — referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej, o której mowa w pkt 1.11, w [%],

Ui

— udział i-tego strumienia energii elektrycznej na danym poziomie napięcia, dla

określonego profilu wykorzystania w całkowitym strumieniu energii elektrycznej

z jednostki kogeneracji w [MWh/MWh],

Zi

— wartości mnożników dla i-tego strumienia

energii elektrycznej, określone w tabeli

nr 2, wielkości bezwymiarowe,

n

— ilość strumieni energii elektrycznej w jednostce kogeneracji.

Mnożniki określone w tabeli nr 2 nie mają zastosowania do drewna opałowego i odpadów drzewnych

oraz biogazu. Dla energii wytworzonej z tych paliw

przyjmuje się wartość mnożnika równą jeden.

1.13. Referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej, oznaczoną

symbolem „Șrefe” i wyrażoną w procentach, koryguje

się ze względu na straty sieciowe z wykorzystaniem

mnożników określonych w tabeli nr 2. Mnożniki odnoszą się do poziomu napięcia sieci elektroenergetycznych, do których oddawana jest energia z jednostki

kogeneracji. Referencyjną wartość tej sprawności

określa się według wzoru

i=1

Tabela nr 2

.go

n

Șrefe = Șrefe to · -Ui · Zi

Poz. 1052

Wartości mnożników korygujących ze względu na straty sieciowe

Wartość mnożnika korygującego

energia oddawana do systemu

elektroenergetycznego

w.

rcl

Poziom napięcia

> 200 kV

energia sprzedawana liniami

bezpośrednimi lub zużyta

na własne potrzeby

1

0,985

100—200 kV

0,985

0,965

50—100 kV

0,965

0,945

0,4—50 kV

0,945

0,925

< 0,4 kV

0,925

0,860

2. Referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego ciepła użytkowego

2.1. Referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego ciepła użytkowego należy wy-

znaczać według zharmonizowanych referencyjnych

wartości sprawności, wyrażonych w procentach,

określonych w tabeli nr 3.

Tabela nr 3

ww

Zharmonizowane referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego ciepła użytkowego

para technologiczna/

gorąca woda grzewcza

bezpośrednie

wykorzystanie gazów

spalinowych

węgiel kamienny, koks

88%

80%

węgiel brunatny, brykiety z węgla brunatnego

86%

78%

Rodzaj paliwa zużytego w jednostce kogeneracji

stałe

Rodzaj czynnika

torf, brykiet torfowy

86%

78%

drewno opałowe oraz odpady drzewne

86%

78%

biomasa pochodzenia rolniczego

80%

72%

odpady komunalne ulegające biodegradacji

80%

72%

nieodnawialne odpady komunalne i przemysłowe

80%

72%

łupek naftowy

86%

78%

Rodzaj czynnika

ciekłe

olej (olej napędowy, olej opałowy), LPG

biopaliwa

odpady ulegające biodegradacji

nieodnawialne odpady

biogaz

gaz koksowniczy, gaz wielkopiecowy,

inne gazy odlotowe

2.2. Referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego ciepła użytkowego z poszczególnych paliw, oznaczone symbolem „Șrefc R” i wyrażone

w procentach, koryguje się ze względu na różne rodzaje ciepła użytkowego określone w tabeli nr 3 i oblicza według wzoru

n

Șrefc R = -Uqui · Șrefc Zi

i=1

bezpośrednie

wykorzystanie gazów

spalinowych

89%

81%

89%

81%

80%

72%

80%

72%

90%

82%

89%

81%

70%

62%

80%

72%

.go

gazowe

gaz ziemny

gaz rafineryjny, wodór

para technologiczna/

gorąca woda grzewcza

v.p

l

Rodzaj paliwa zużytego w jednostce kogeneracji

n

Șrefc = - Uqbi · Șrefc Ri

i=1

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Uqbi — udział energii chemicznej zawartej w strumieniu i-tego rodzaju paliwa w całkowitej

energii chemicznej zawartej w paliwach,

o której mowa w pkt 6.1 załącznika nr 1 do

rozporządzenia, wprowadzonych do jednostki kogeneracji, w [GJ/GJ],

Șrefc Ri — referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego ciepła użytkowego

z i-tego paliwa, o których mowa w pkt 2.2,

w [%],

n

— ilość strumieni energii chemicznej paliw

spalanych w jednostce kogeneracji.

w.

rcl

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Uqui — udział ilości ciepła użytkowego i-tego rodzaju w całkowitej ilości ciepła użytkowego, o którym mowa w pkt 5.2 załącznika

nr 1 do rozporządzenia, wyprodukowanego

w jednostce kogeneracji, w [GJ/GJ],

Șrefc Zi — zharmonizowane referencyjne wartości

sprawności dla wytwarzania rozdzielonego

ciepła użytkowego dla i-tego rodzaju ciepła

użytkowego w jednostce kogeneracji,

określone w tabeli nr 3, w [%],

n

— ilość rodzajów ciepła użytkowego wyprodukowanego w jednostce kogeneracji.

rygować ze względu na różne rodzaje paliw spalanych

w jednostce kogeneracji, określone w tabeli nr 3 według wzoru

ww

2.3. Referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego ciepła użytkowego, oznaczaną

symbolem „Șrefc” i wyrażaną w procentach, należy ko-

2.4. W przypadku gdy paliwo spalane w danej jednostce kogeneracji nie zostało określone w tabeli

nr 3, stosuje się dla tego paliwa zharmonizowane referencyjne wartości sprawności odpowiadające paliwu o najbardziej zbliżonych charakterystycznych cechach.

§ 3. 1. Do obliczania ilości energii elektrycznej

z wysokosprawnej kogeneracji, średniorocznej sprawności ogólnej oraz wielkości oszczędności energii

pierwotnej stosuje się wartości określane na podstawie rzeczywistych parametrów funkcjonowania jednostki kogeneracji w normalnych warunkach jej pracy, oraz danych dotyczących ilości i jakości wytwarzania energii elektrycznej i ciepła użytkowego w okresie

od dnia 1 stycznia do dnia 31 grudnia danego roku.

Poz. 1052

v.p

l

Dziennik Ustaw Nr 176

2. Dla jednostki mikrokogeneracji obliczenia, o których mowa w ust. 1, mogą być wykonane na podstawie parametrów i wartości określonych w dokumentacji technicznej tej jednostki oraz czasu jej pracy

w ciągu roku.

1) do ogrzewania budynków i przygotowania ciepłej

wody użytkowej;

2) do przemysłowych procesów technologicznych;

3) dla obiektów wykorzystywanych do produkcji rolnej, roślinnej lub zwierzęcej, w celu zapewnienia

odpowiedniej temperatury i wilgotności w tych

obiektach;

4) do wytwarzania chłodu w przypadkach, o których

mowa w pkt 1—3.

w.

rcl

3. Przepisy ust. 1 i 2 stosuje się do obliczania ilości

energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji

i wielkości oszczędności energii pierwotnej, określonej we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia

z kogeneracji, obejmujących okres jednego miesiąca

lub kilku następujących po sobie miesięcy danego roku kalendarzowego, oraz dla jednostek kogeneracji

nowo budowanych, z wyjątkiem wartości średniorocznej sprawności ogólnej oraz wartości współczynnika określającego stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji, które

przyjmuje się na podstawie wartości planowanych dla

danego roku kalendarzowego.

4. Sposób obliczania danych stosowanych do obliczania ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej

kogeneracji oraz wielkości oszczędności energii pierwotnej, o których mowa w ust. 1, dla różnych rodzajów i układów urządzeń wchodzących w skład jednostki kogeneracji określają załączniki nr 1 i 2 do rozporządzenia.

§ 4. 1. Średnioroczną sprawność ogólną, oznaczoną symbolem „d” i wyrażoną w [%], oblicza się według wzoru

3,6 · Ab + Quq

d = ––––––––––––– · 100%

Qb – Qbck

ww

gdzie poszczególne symbole oznaczają

— całkowitą ilość energii elektrycznej brutto, roAb

zumianą jako sumę ilości wytworzonej energii elektrycznej brutto i ilości energii elektrycznej odpowiadającej energii mechanicznej brutto, wytworzonych w jednostce kogeneracji, w [MWh],

Quq — ilość ciepła użytkowego w kogeneracji

w [GJ],

— ilość energii chemicznej zawartej w paliwach

Qb

zużytych w jednostce kogeneracji w [GJ],

Qbck — ilość energii chemicznej zawartej w paliwach

zużytych do wytworzenia ciepła użytkowego

w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji w [GJ].

5. Do ilości ciepła użytkowego w kogeneracji nie

wlicza się ciepła wykorzystywanego do dalszego wytwarzania energii elektrycznej lub mechanicznej oraz

ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji.

6. Ilość energii chemicznej, oznaczoną symbolem

„Qb”, o którym mowa w ust. 1, oblicza się jako sumę

ilości energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w jednostce kogeneracji. Ilość tej energii zawartej

w paliwach określa się, stosując metodę bezpośrednią, na podstawie wartości opałowej paliw i ich ilości.

7. W przypadku gdy stosowanie metody bezpośredniej, o której mowa w ust. 6, z powodów technicznych nie jest możliwe lub koszty jej stosowania są niewspółmiernie wysokie w stosunku do wartości energii

z wysokosprawnej kogeneracji wytworzonej w tej jednostce kogeneracji, a metoda pośrednia daje co najmniej taką samą dokładność jak metoda bezpośrednia, wówczas ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w źródle energii, w skład którego

wchodzą jednostki kogeneracji, można rozdzielić na

poszczególne urządzenia wchodzące w skład tego

źródła, stosując metodę pośrednią.

§ 5. 1. Ilość energii dostarczonej do jednostki kogeneracji z innych procesów, zwanej dalej „równoważnikiem paliwowym”, należy doliczyć do ilości

energii chemicznej zawartej w paliwie, o której mowa

w § 4 ust. 1, zużytym

1) w jednostce kogeneracji, o której mowa w art. 9l

ust. 1 pkt 1 ustawy, gdy równoważnik paliwowy

pochodzi ze spalania paliwa gazowego;

2) w jednostce kogeneracji, o której mowa w art. 9l

ust. 1 pkt 1a ustawy, gdy równoważnik paliwowy

pochodzi ze spalania metanu uwalnianego i ujmowanego podczas dołowych robót górniczych

w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych

kopalniach węgla kamiennego lub gazu uzyskiwanego z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2

ust. 1 pkt 2 ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (Dz. U. Nr 169,

poz. 1199, z późn. zm.4));

3) w jednostce kogeneracji, o której mowa w art. 9l

ust. 1 pkt 2 ustawy, w pozostałych przypadkach.

3. Współczynnik zmiany mocy wyznacza się na

podstawie aktualnych pomiarów przeprowadzonych

oddzielnie dla każdego strumienia energii dostarczonej do jednostki kogeneracji z innego procesu lub wyprowadzonej z tej jednostki.

4. Sposób określania

3. Jeżeli określenie wartości współczynnika określającego stosunek energii elektrycznej z kogeneracji

do ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczonego

symbolem „C”, o którym mowa w pkt 1.6 załącznika

nr 1 do rozporządzenia, nie jest technicznie możliwe

w wyniku pomiarów, do obliczeń przyjmuje się następujące wartości domyślne współczynnika „C”

1) 0,95 dla układu gazowo-parowego z odzyskiem

ciepła,

2) 0,45 dla turbiny parowej przeciwprężnej,

3) 0,45 dla turbiny parowej upustowo-kondensacyjnej,

4) 0,55 dla turbiny gazowej z odzyskiem ciepła,

5) 0,75 dla silnika spalinowego

— pod warunkiem że obliczona ilość energii elektrycznej z kogeneracji jest niższa lub równa całkowitej produkcji energii elektrycznej z tej jednostki.

.go

2. Równoważnik paliwowy oblicza się z uwzględnieniem współczynnika określającego zmianę ilości

wytwarzanej energii elektrycznej lub mechanicznej

w wyniku dostarczenia energii z innych procesów przy

stałej ilości energii chemicznej zawartej w zużytych

paliwach, zwanego dalej „współczynnikiem zmiany

mocy”.

Poz. 1052

v.p

l

Dziennik Ustaw Nr 176

§ 7. 1. Oszczędność energii pierwotnej, oznaczoną

symbolem „PES”, wyrażoną w procentach, oblicza się

według wzoru

w.

rcl

1) ilości energii chemicznej zawartej w zużytych paliwach, o której mowa w § 4 ust. 1,

4. W przypadku jednostek kogeneracji będących

w pierwszym roku eksploatacji, dla których nie można

wyznaczyć wartości współczynnika określającego stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła

użytkowego w kogeneracji, oznaczonego symbolem

„C”, o którym mowa w pkt 1.6 załącznika nr 1 do rozporządzenia, na podstawie danych pomiarowych,

przyjmuje się wartość współczynnika na podstawie

danych konstrukcyjnych.

2) ilości wytworzonej energii elektrycznej i mechanicznej, o której mowa w § 4 ust. 2,

3) ilości ciepła użytkowego w kogeneracji dla różnych układów urządzeń wchodzących w skład jednostki kogeneracji, o której mowa w § 4 ust. 4,

4) równoważnika paliwowego,

5) współczynnika zmiany mocy

— zawiera załącznik nr 1 do rozporządzenia.

ww

§ 6. 1. Obliczona zgodnie z art. 3 pkt 36 ustawy

ilość energii elektrycznej z kogeneracji, oznaczona

symbolem „Abq”, o którym mowa w § 7 ust. 3, jest

równa ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej

kogeneracji, pod warunkiem uzyskania przez jednostkę kogeneracji oszczędności energii pierwotnej, obliczonej w sposób określony w § 7 ust. 1, w wysokości

określonej w art. 3 pkt 38 ustawy.

2. Wartość współczynnika określającego stosunek

energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczonego symbolem „C”, o którym mowa w pkt 1.6 załącznika nr 1 do rozporządzenia, oblicza się na podstawie rzeczywistych parametrów technologicznych jednostki kogeneracji dla danego przedziału czasowego w sposób określony

w tym załączniku.

4) Zmiany wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U.

z 2007 r. Nr 35, poz. 217 i Nr 99, poz. 666, z 2009 r. Nr 3,

poz. 11, z 2010 r. Nr 21, poz. 104, Nr 229, poz. 1496 i Nr 238,

poz. 1578 oraz z 2011 r. Nr 153, poz. 902.

£1

¥

PES = ²1–

––––––––––

– ´ . 100%

d



d

²

qc

qe ´

–––– + ––––

d

¦

¤d

refc

refe

gdzie poszczególne symbole oznaczają

dqc — sprawność wytwarzania ciepła użytkowego

w kogeneracji w [%],

drefc — referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego ciepła w [%],

dqe — sprawność wytwarzania energii elektrycznej

z kogeneracji w [%],

drefe — referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej

w [%].

2. Sprawność wytwarzania ciepła użytkowego

w kogeneracji, oznaczoną symbolem „dqc”, wyrażoną

w procentach, oblicza się według wzoru

Quq

dqc = –––– · 100%

Qbq

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Quq — ilość ciepła użytkowego w kogeneracji,

o której mowa w § 4 ust. 1,

Qbq — ilość energii chemicznej zawartej w paliwach

zużytych do wytwarzania energii elektrycznej

z kogeneracji i ciepła użytkowego w kogeneracji w [GJ].

3. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej

z kogeneracji, oznaczoną symbolem „dqe”, wyrażoną

w procentach, oblicza się według wzoru

3,6 . Abq

dqe = –––––––– · 100%

Qbq

Poz. 1052

§ 9. 1. Zakres obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectwa pochodzenia z kogeneracji lub uiszczenia opłaty zastępczej, o którym mowa

w art. 9a ust. 8 ustawy, określa się na poziomie

v.p

l

Dziennik Ustaw Nr 176

1) dla jednostki kogeneracji, o której mowa w art. 9l

ust. 1 pkt 1 ustawy

a) 3,3% w 2011 r.,

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Abq — ilość energii elektrycznej z kogeneracji

w [MWh],

Qbq — ilość energii chemicznej zawartej w paliwach

zużytych do wytwarzania energii elektrycznej

z kogeneracji i ciepła użytkowego w kogeneracji w [GJ].

Qbq = Qb – Qbck – Qbek

2) dla jednostki kogeneracji, o której mowa w art. 9l

ust. 1 pkt 1a ustawy

a) 0,4% w 2011 r.,

b) 0,6% w 2012 r.,

c) 0,9% w 2013 r.,

.go

4. Ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła

użytkowego w procesie kogeneracji, oznaczoną symbolem „Qbq”, o którym mowa w ust. 2, wyrażoną

w [GJ], oblicza się według wzoru

b) 3,5% w 2012 r.;

d) 1,1% w 2014 r.,

e) 1,3% w 2015 r.,

f) 1,5% w 2016 r.,

g) 1,8% w 2017 r.,

h) 2,3% w 2018 r.;

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Qb — ilość energii chemicznej zawartej w paliwach

zużytych w jednostce kogeneracji w [GJ],

Qbck — ilość energii chemicznej zawartej w paliwach

zużytych do wytworzenia ciepła użytkowego

w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji w [GJ],

Qbek — ilość energii chemicznej zawartej w paliwach

zużytych do wytworzenia energii elektrycznej

w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji w [GJ].

2. Zakres obowiązku, o którym mowa w ust. 1,

określa minimalny udział ilościowy sumy energii elektrycznej wynikającej z uzyskanych i umorzonych świadectw pochodzenia z kogeneracji lub z uiszczonej

opłaty zastępczej, odniesiony do

5. Referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej i ciepła użytkowego określa załącznik nr 2 do rozporządzenia.

1) całkowitej sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom końcowym przez przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w art. 9a ust. 1a pkt 1 ustawy;

3) dla jednostki kogeneracji, o której mowa w art. 9l

ust. 1 pkt 2 ustawy

a) 22,2% w 2011 r.,

w.

rcl

b) 23,2% w 2012 r.

§ 8. 1. Pomiaru ilości energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji, w tym na potrzeby realizacji obowiązku potwierdzania danych, o którym

mowa w art. 9l ust. 8 ustawy, dokonuje się na zaciskach generatorów lub ogniw paliwowych wchodzących w skład jednostki kogeneracji.

ww

2. Pomiaru ilości ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji i dostarczonego do instalacji lub sieci ciepłowniczej, o której mowa w § 4

ust. 4, dokonuje się na granicy bilansowej jednostki

kogeneracji lub wyodrębnionego zespołu urządzeń

wchodzących w skład tej jednostki.

3. Pomiaru ilości paliw zużywanych w jednostce

kogeneracji dokonuje się na granicy bilansowej tej jednostki lub wyodrębnionego zespołu urządzeń jednostki kogeneracji.

4. Miejsca pomiarów i granicę bilansową jednostki

kogeneracji, o których mowa w ust. 1—3, oznacza się

na schemacie wyodrębnionego zespołu urządzeń

wchodzących w skład tej jednostki, o którym mowa

w art. 9l ust. 10 ustawy.

2) dokonanego zakupu energii elektrycznej na giełdzie towarowej w transakcjach zawieranych we

własnym imieniu przez odbiorców końcowych,

o których mowa w art. 9a ust. 1a pkt 2 ustawy;

3) dokonanego zakupu energii elektrycznej na giełdzie towarowej w transakcjach realizowanych

przez towarowy dom maklerski lub dom maklerski, o których mowa w art. 2 pkt 8 i 9 ustawy z dnia

26 października 2000 r. o giełdach towarowych

(Dz. U. z 2010 r. Nr 48, poz. 284, z późn. zm.5)), na

zlecenie odbiorców końcowych.

§ 10. 1. Koszty uzasadnione uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji albo poniesienia opłaty zastępczej uwzględnia

się w kalkulacji cen energii elektrycznej ustalanych

w taryfach przedsiębiorstw energetycznych realizujących te obowiązki, przyjmując, że każda jednostka

energii elektrycznej sprzedawana przez dane przedsiębiorstwo energetyczne odbiorcom końcowym jest

w tej samej wysokości obciążona tymi kosztami.

5) Zmiany

tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały

ogłoszone w Dz. U. z 2010 r. Nr 81, poz. 530 i Nr 182,

poz. 1228 oraz z 2011 r. Nr 94, poz. 551 i Nr 106, poz. 622.

2) opłaty zastępczej poniesionej w roku poprzedzającym rok sporządzania taryfy, z uwzględnieniem

ust. 4.

1) uzyskania świadectw pochodzenia z kogeneracji,

obliczonym według wzoru

3. Ilość energii elektrycznej, oznaczonej symbolami „Epg”, „Epk” i „Epm”, o których mowa w ust. 2,

nie może być wyższa od ilości energii elektrycznej wynikającej z udziałów ilościowych, o których mowa

w § 9, pomniejszonej o ilość energii wynikającą z poniesionej opłaty zastępczej w roku poprzedzającym

rok sporządzania taryfy.

Ksm = Ozg · Epg + Ozk · Epk + Ozm · Epm

4. W przypadku gdy przedsiębiorstwo energetyczne, w roku poprzedzającym rok sporządzania taryfy,

zrealizowało obowiązek wynikający z udziałów ilościowych, o których mowa w § 9, uiszczając opłatę zastępczą w wysokości odpowiadającej ilości energii elektrycznej wyższej niż 10% ilości energii elektrycznej

wynikającej z obowiązku uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji albo uiszczenia

opłaty zastępczej, w kosztach, o których mowa

w ust. 1, uwzględnia się 80% kosztów poniesionej

opłaty zastępczej.

.go

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ksm — maksymalny koszt uzasadniony uzyskania świadectw pochodzenia z kogeneracji

w [zł],

Ozg — jednostkową opłatę zastępczą, o której

mowa w art. 9a ust. 8 pkt 2 ustawy, dla

jednostek kogeneracji, o których mowa

w art. 9l ust. 1 pkt 1 ustawy, w [zł/MWh],

Epg — ilość energii elektrycznej wynikającą ze

świadectw pochodzenia z kogeneracji wydanych dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których

mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1 ustawy, które

przedsiębiorstwo energetyczne planuje

przedstawić do umorzenia, w [MWh],

Ozk — jednostkową opłatę zastępczą, o której

mowa w art. 9a ust. 8 pkt 2 ustawy, dla

jednostek kogeneracji, o których mowa

w art. 9l ust. 1 pkt 2 ustawy, w [zł/MWh],

Epk — ilość energii elektrycznej wynikającą ze

świadectw pochodzenia z kogeneracji wydanych dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których

mowa w art. 9l ust. 1 pkt 2 ustawy, które

przedsiębiorstwo energetyczne planuje

przedstawić do umorzenia, w [MWh],

Ozm — jednostkową opłatę zastępczą, o której

mowa w art. 9a ust. 8 pkt 2 ustawy, dla

jednostek kogeneracji, o których mowa

w art. 9l ust. 1 pkt 1a ustawy, w [zł/MWh],

Epm — ilość energii elektrycznej wynikającą ze

świadectw pochodzenia z kogeneracji

wydanych dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji,

o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1a

ustawy, które przedsiębiorstwo energetyczne planuje przedstawić do umorzenia, w [MWh];

v.p

l

2. Maksymalna wysokość kosztów, o których mowa w ust. 1, uwzględnianych w kalkulacji cen energii

elektrycznej ustalanych w taryfach, jest równa kosztom

ww

w.

rcl

§ 11. Przy ustalaniu zakresu obowiązku, o którym

mowa w § 9 ust. 1 pkt 2 lit. a, nie uwzględnia się energii elektrycznej, o której mowa w § 9 ust. 2, która została zakupiona lub sprzedana przed dniem wejścia

w życie niniejszego rozporządzenia.

§ 12. Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie

14 dni od dnia ogłoszenia.6)

Minister Gospodarki: wz. M. Kasprzak

6) Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządze-

niem Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 r.

w sprawie sposobu obliczania danych podanych we

wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania

i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania

opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. Nr 185, poz. 1314), które na

podstawie art. 21 ustawy z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy — Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz. U. Nr 21, poz. 104) traci moc

z dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia.

v.p

l

Elektronicznie

podpisany przez

Grzegorz Paczowski

Data: 2011.08.26

15:57:00 +02'00'

— 10248 —

Poz. 1052

1052

v.p

l

ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI1)

z dnia 26 lipca 2011 r.

w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia

z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych

świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii

elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji2)

2) sposoby wykorzystania ciepła użytkowego w kogeneracji przyjmowanego do obliczania danych

podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji, o którym mowa w art. 9l

ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo

energetyczne, zwanej dalej „ustawą”;

.go

Na podstawie art. 9a ust. 10 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r.

Nr 89, poz. 625, z późn. zm.3)) zarządza się, co następuje

Załączniki do rozporządzenia Ministra Gospodarki

z dnia 26 lipca 2011 r. (poz. 1052)

Załącznik nr 1

SPOSÓB OBLICZANIA DANYCH STOSOWANYCH DO OBLICZANIA ILOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Z WYSOKOSPRAWNEJ KOGENERACJI ORAZ WIELKOŚCI OSZCZĘDNOŚCI ENERGII PIERWOTNEJ

1. Za k r e s

1.1. Określa się sposób obliczania danych stosowanych do obliczania ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w okresie sprawozdawczym oraz oszczędności energii pierwotnej uzyskanej

w kogeneracji w porównaniu z wytwarzaniem energii

elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych.

1) układ gazowo-parowy z odzyskiem ciepła;

2) turbina parowa przeciwprężna;

3) turbina parowa upustowo-kondensacyjna;

4) turbina gazowa z odzyskiem ciepła;

5) silnik spalinowy;

6) mikroturbiny;

7) silniki Stirlinga;

gdzie poszczególne symbole oznaczają

C

— współczynnik określający stosunek energii

elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji w [GJ/GJ],

Quq — ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, o której mowa w § 4 ust. 1 rozporządzenia, w [GJ].

1.7. W jednostce kogeneracji, opalanej paliwami

gazowymi lub metanem uwalnianym i ujmowanym

podczas dołowych robót górniczych w czynnych,

likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla

kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania

biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy z dnia

25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach

ciekłych wspólnie z innymi paliwami, ilość energii

elektrycznej z kogeneracji w okresie sprawozdawczym

uzyskaną ze spalania poszczególnych paliw, oznaczoną symbolem „Abqi” i wyrażoną w [MWh], oblicza się

odpowiednio do udziału energii chemicznej zawartej

w poszczególnych paliwach w całkowitej ilości energii

chemicznej zawartej w paliwach zużytych do wytwarzania energii elektrycznej z kogeneracji i ciepła użytkowego w kogeneracji w okresie sprawozdawczym

według wzoru

w.

rcl

8) ogniwa paliwowe;

Quq

Abq = C · ––––

3,6

.go

1.2. Ustala się następujące typy urządzeń stosowanych w jednostkach kogeneracji

1.6. W przypadku gdy średnioroczna sprawność

ogólna obliczona w sposób określony w § 4 ust. 1 rozporządzenia nie osiąga wartości granicznej określonej

w pkt 1.3 i 1.4 dla danej jednostki kogeneracji, ilość

energii elektrycznej z kogeneracji w okresie sprawozdawczym, oznaczoną Abq, wyrażoną w [MWh], oblicza się według wzoru

9) silniki parowe;

10) organiczny obieg Rankine’a;

11) pozostałe rodzaje technologii pracujących w kogeneracji.

1.3. Wartość średniorocznej sprawności granicznej wytwarzania energii elektrycznej i ciepła łącznie,

o której mowa w art. 3 pkt 36 ustawy, dla poszczególnych typów urządzeń kogeneracji, o których mowa

w pkt 1.2, wynosi

1) 75% w jednostkach kogeneracji, o których mowa

w pkt 1.2 ppkt 2 i 4—11;

2) 80% w jednostkach kogeneracji, o których mowa

w pkt 1.2 ppkt 1 i 3.

ww

1.4. W przypadku jednostki kogeneracji wytwarzającej energię w zespołach urządzeń o różnej sprawności granicznej przyjmuje się wartość najwyższej

sprawności granicznej obowiązującej dla typów urządzeń kogeneracji występujących w tej jednostce.

1.5. W przypadku gdy średnioroczna sprawność

ogólna obliczona w sposób określony w § 4 ust. 1 rozporządzenia osiąga lub przekracza wartość graniczną

określoną w pkt 1.3 i 1.4 dla danej jednostki kogeneracji, przyjmuje się, że nie jest wytwarzana energia elektryczna poza procesem kogeneracji, a ilość energii

elektrycznej z kogeneracji w okresie sprawozdawczym, o którym mowa w pkt 1.10, jest równa całkowitej ilości energii elektrycznej brutto wytworzonej

w jednostce kogeneracji w tym okresie.

Qbi

Abqi = Abq · ––––

Qb

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Abq — ilość energii elektrycznej z kogeneracji, o której mowa w § 7 ust. 3 rozporządzenia,

w [MWh],

Qb — ilość energii chemicznej zawartej w paliwach,

o której mowa w § 4 ust. 1 rozporządzenia,

w [GJ],

Qbqi — ilość energii chemicznej zawartej w i-tym paliwie zużytym w jednostce kogeneracji w [GJ].

1.8. Wartość współczynnika określającego stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczonego symbolem „C”

i wyrażonego w [GJ/GJ], o którym mowa w pkt 1.6,

dla okresów sprawozdawczych wyznacza się na podstawie rzeczywistych parametrów technologicznych

jednostki kogeneracji według wzorów

1) dla jednostek kogeneracji z ubytkiem mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.2

Șek — ȕ . Șgr

C = ––––––––––––

Șgr — Șek

2) dla jednostek kogeneracji bez ubytku mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.4

Șek

C = ––––––––––

Șgr — Șek

2) jeden miesiąc lub kilka kolejno następujących po

sobie pełnych miesięcy danego roku kalendarzowego; w takim przypadku dane ilościowe podaje

się łącznie za cały okres sprawozdawczy w podziale na poszczególne miesiące tego okresu.

2. Wy ma ga nia dot y czą ce

pomia r ów e ne r gii

pr ze pr ow a dz an i a

2.1. Obliczając ilość energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, o której mowa

w § 6 ust. 1 rozporządzenia, oraz oszczędności energii

pierwotnej, o której mowa w § 7 ust. 1 rozporządzenia,

należy zapewnić dokładność pomiarów wartości wielkości fizycznych będących danymi wejściowymi do

algorytmów obliczeniowych. Na granicy bilansowej

jednostki kogeneracji lub wyodrębnionego zespołu

urządzeń wchodzących w jej skład powinny być mierzone i monitorowane wszystkie strumienie paliw

i energii wprowadzanych do jednostki kogeneracji

oraz energii elektrycznej i ciepła użytkowego wyprowadzanych poza tę jednostkę w danym okresie sprawozdawczym.

.go

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Șek — sprawność wytwarzania energii elektrycznej

poza procesem kogeneracji, o której mowa

w pkt 1.9, w [%],

Șgr — średnioroczną sprawność graniczną określoną stosownie do pkt 1.3 i 1.4 w [%],

ȕ — współczynnik zmiany mocy, o którym mowa

w pkt 7.1, w [GJ/GJ].

Poz. 1052

v.p

l

Dziennik Ustaw Nr 176

1.9. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej

poza procesem kogeneracji w jednostce kogeneracji,

oznaczoną symbolem „Șek” i wyrażoną w procentach,

dla okresów sprawozdawczych oblicza się według

wzorów

1) dla jednostek kogeneracji z ubytkiem mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.2

1) która nie jest wyposażona w urządzenia do odprowadzenia ciepła odpadowego i charakteryzuje się

stałym stosunkiem ilości energii elektrycznej do

ciepła użytkowego we wszystkich warunkach eksploatacyjnych, dopuszcza się tylko pomiar ilości

energii elektrycznej wyprowadzanej poza jednostkę kogeneracji; pomiar ciepła użytkowego i zużycia paliw nie jest konieczny;

w.

rcl

3,6 · Ab + ȕ · Quq

Șek = –––––––––––––––– · 100%

Qb – Qbck

2.2. Dla jednostki kogeneracji na małą skalę

2) dla jednostek kogeneracji bez ubytku mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.4

3,6 · Ab

Șek = ––––––––––

· 100%

Qb – Qbck

ww

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ab — całkowitą ilość energii elektrycznej brutto,

o której mowa w § 4 ust. 1 rozporządzenia,

w [MWh],

Quq — ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, o której mowa w § 4 ust. 1 rozporządzenia, w [GJ],

Qb — ilość energii chemicznej zawartej w paliwach

zużytych w jednostce kogeneracji, o której

mowa w § 4 ust. 1 rozporządzenia, w [GJ],

Qbck — ilość energii chemicznej zawartej w paliwach

zużytych do wytworzenia ciepła użytkowego

w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji w [GJ],

ȕ

— współczynnik zmiany mocy, o którym mowa

w pkt 7.1, w [GJ/GJ].

1.10. Okres sprawozdawczy dotyczy okresu pracy,

rozruchów i postojów jednostki kogeneracji i może

obejmować

1) dany rok kalendarzowy, w szczególności w celu

wypełnienia obowiązku, o którym mowa w art. 9a

ust. 8 ustawy;

2) wyposażonej w urządzenia do odprowadzania ciepła odpadowego lub dla której stosunek ilości

energii elektrycznej do ciepła nie jest stały we

wszystkich warunkach eksploatacyjnych, wykonuje się pomiar ilości energii elektrycznej, ciepła

użytkowego i zużycia paliw.

2.3. Dla jednostki mikrokogeneracji wielkości,

o których mowa w pkt 2.1, mogą być określane na

podstawie wartości określonych w dokumentacji technicznej urządzeń wchodzących w skład tej jednostki.

Obliczenia mogą być wykonywane na podstawie wyników testów urządzeń, potwierdzonych certyfikatem

wydanym przez kompetentną i niezależną jednostkę

certyfikującą. Dokumentacja ta przedkładana jest Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki zgodnie z art. 9l

ust. 10 ustawy.

2.4. Pomiary, o których mowa w pkt 2.1, powinny

być wykonywane z wykorzystaniem układów lub przyrządów pomiarowych spełniających wymagania

określone w przepisach o miarach, a w przypadku gdy

przepisy te nie określiły wymagań — stosuje się wymagania określone w normach dotyczących tych układów lub przyrządów. W przypadku gdy wyniki pomiarów dokonywane za pomocą przyrządu pomiarowego

są uznawane za podstawę transakcji handlowych lub

opłat podatkowych, to wynik tego pomiaru uznaje się

za spełniający wymagania.

2.5. Pomiarów wielkości fizycznych, o których mowa w pkt 2.1, dokonuje się w następujący sposób

1) pomiary energii, przepływu, ciśnienia, temperatury oraz momentu obrotowego wykonuje się za pomocą oznaczonych urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych, przy czym za oznaczone uważa się właściwe dla danego rodzaju pomiaru urządzenia,

oznakowane w sposób umożliwiający ich jednoznaczną identyfikację;

2) ilość paliwa wprowadzonego do jednostki kogeneracji mierzy się, dokonując pomiaru masy lub

pomiaru objętości dla paliw płynnych i gazowych;

trycznej i ciepła użytkowego oraz ilości paliw zużywanych do ich wytworzenia dokonuje się metodą bezpośrednią.

3. Ok r e śla nie gr a nicy bila nsow e j i sch em at

je dnost k i k oge ne r a cji

3.1. Dla jednostki kogeneracji należy określić granicę bilansową wokół procesu kogeneracji, obejmującą wszystkie urządzenia biorące udział w tym procesie i urządzenia towarzyszące, służące do odzyskiwania ciepła, oraz przedstawić schemat jednostki kogeneracji. Schemat ten powinien zawierać główne elementy znajdujące się wewnątrz granicy bilansowej

jednostki kogeneracji, ich wzajemne połączenia,

a także miejsca wprowadzenia paliw i innych strumieni energii oraz miejsca wyprowadzenia energii elektrycznej i ciepła użytkowego (pary, gorącej wody

i spalin). Przyrządy pomiarowe służące do pomiaru

strumieni energii powinny być umieszczone na granicy bilansowej jednostki kogeneracji lub wyodrębnionego zespołu urządzeń wchodzących w jej skład i zaznaczone na schemacie.

.go

3) ilość ciepła zawartego w parze wprowadzonej do

jednostki kogeneracji i wyprowadzonej z niej,

a także ilość ciepła zawartego w wodzie uzupełniającej, mierzy się na granicy bilansowej jednostki

kogeneracji lub wyodrębnionego zespołu urządzeń wchodzących w jej skład; entalpia właściwa

dla zmierzonego ciśnienia i temperatury pary powinna być wyznaczana z wykorzystaniem tablic

parowych lub wykresów pary, które posiadają poziom odniesienia 0oC i 1013 hPa;

Poz. 1052

v.p

l

Dziennik Ustaw Nr 176

4) ilość ciepła użytkowego zużywanego w jednostce

kogeneracji na jej potrzeby mierzy się za pomocą

zainstalowanych przyrządów pomiarowych; jeżeli

przyrządy pomiarowe nie zostały zainstalowane

lub są nieodpowiednie, dopuszcza się określanie

ilości przepływu ciepła na podstawie metody pośredniej;

w.

rcl

5) ilość energii elektrycznej brutto z generatorów

o mocy znamionowej 1 MVA i wyższej mierzy się

za pomocą przyrządów pomiarowych klasy nie

gorszej niż 0,5 lub C, a ilość energii elektrycznej

brutto z generatorów o mocy znamionowej poniżej 1 MVA — za pomocą przyrządów pomiarowych

klasy nie gorszej niż 1 lub B;

3.2. W granicy bilansowej jednostki kogeneracji

powinno się umieszczać tylko te urządzenia do wytwarzania ciepła użytkowego lub energii elektrycznej,

które biorą udział w procesie kogeneracji. W przypadku gdy jednostka kogeneracji wyposażona jest w urządzenia, które umożliwiają oddzielne wytwarzanie

energii elektrycznej lub ciepła użytkowego, wytwarzanie takie powinno być odliczone od całkowitej produkcji w jednostce kogeneracji, a energia chemiczna zużyta na jej wytworzenie powinna być odliczona od całkowitej ilości energii chemicznej zawartej w paliwach,

o których mowa w pkt 6.1.

6) współczynnik zmiany mocy, o którym mowa

w pkt 7.1, mierzy się dla różnych stanów pracy jednostki kogeneracji, oddzielnie dla każdego strumienia energii wyprowadzonej lub doprowadzonej

do jednostki kogeneracji, za pomocą jednogodzinnych testów wykonywanych w warunkach maksymalnie zbliżonych do warunków projektowych;

7) ilość paliwa wprowadzonego do urządzeń spalania pomocniczego i uzupełniającego oraz produkcję ciepła użytkowego i energii elektrycznej, w wyniku tego spalania, mierzy się oddzielnie za pomocą odpowiednich testów;

ww

8) sprawność urządzeń spalania pomocniczego i uzupełniającego mierzy się za pomocą jednogodzinnych testów, przy pełnym oraz częściowym obciążeniu palnika, przeprowadzonych w warunkach

maksymalnie zbliżonych do warunków projektowych.

2.6. Procedury stosowane do próbkowania paliwa

i ustalania jego wartości opałowej określają właściwe

normy. Poszczególne wartości opałowe stosuje się

tylko do danej dostawy paliwa albo partii paliwa, zużytej lub dostarczonej jednorazowo lub w sposób ciągły, dla której próbki paliwa są reprezentatywne.

2.7. W jednostce kogeneracji, o której mowa

w art. 9l ust. 1a ustawy, pomiarów ilości energii elek-

3.3. Pomocnicze turbiny parowe służące do napędu pomp lub sprężarek, dostarczających ciepło do odbiorcy lub energię wykorzystywaną do napędu urządzeń, włącza się w granicę bilansową jednostki kogeneracji, a energię elektryczną lub mechaniczną wytwarzaną przez te turbiny zalicza się do energii wyprowadzonej z tej jednostki.

3.4. W układach połączonych szeregowo urządzeń

przetwarzających energię chemiczną paliw w energię

elektryczną, mechaniczną i ciepło, urządzenia, w których to ciepło wykorzystane jest do dalszej produkcji

energii, nie mogą być traktowane rozdzielnie, nawet

jeżeli wytwarzanie energii odbywa się w innym miejscu.

3.5. Główne urządzenia i przyrządy pomiarowe

przedstawione na schemacie jednostki kogeneracji powinny być opisane za pomocą prostych oznaczeń,

składających się z przedrostka oznaczającego typ i numer urządzenia oraz zamieszczonego w nawiasie przyrostka oznaczającego podtyp urządzenia, np.: TP1 (K),

TP2 (U/K), ST1 (G), ST2 (DP), M1 (FcS), M2 (TR). Skróty

tych oznaczeń zawiera poniższa tabela. Do oznaczenia

odbiorcy ciepła stosuje się oznaczenie OC. Strumienie

doprowadzane do jednostki kogeneracji oraz wyjścia

energii elektrycznej i ciepła użytkowego powinny być

jednoznacznie opisane i zawierać informację o przepływającym medium, a w przypadku pary i gorącej

wody — także robocze ciśnienie i temperaturę.

Skróty oznaczeń

Typ urządzenia

BYP

urządzenie obejściowe (by-pass)

TG

turbina gazowa

ST

silnik tłokowy

Przyrostek

Podtyp

(G)

silnik gazowy

(W)

TP

turbina parowa

(DP)

silnik dwupaliwowy

ciężki olej opałowy

(P)

przeciwprężna

(D)

(K)

„dopustowa”

kondensacyjna

para

stacja pomiarowa

(W)

gorąca woda

(SpU)

spalanie uzupełniające

(SpP)

spalanie pomocnicze

(P)

podstawowy

(RG)

w rezerwie gorącej

(RZ)

w rezerwie zimnej

(F)

przepływy/(Fc) przepływ

skorygowany

(E)

energia elektryczna

(Q)

ciepło

(T)

temperatura

(P)

ciśnienie

(An)

analizator

(I)

wskaźnik

w.

rcl

M

kocioł

(P)

upustowa

.go

K

kocioł odzysknicowy

silnik wysokoprężny

(COO)

(U)

KO

v.p

l

Przedrostek

(R)

rejestrator

(M)

ciężar

(S)

licznik

1) pompy wody zasilającej kocioł napędzane turbiną

parową,

4.1. Ilość energii mechanicznej, o której mowa

w § 4 ust. 3 rozporządzenia, wytworzonej w jednostce

kogeneracji w okresie sprawozdawczym określa się,

dokonując pomiaru za pomocą miernika momentu

obrotowego. Dopuszcza się określanie ilości energii

mechanicznej na podstawie bilansu energii napędzanego urządzenia lub, jeżeli jest to niemożliwe, na podstawie bilansu całego silnika.

2) pompy wody chłodzącej,

ww

4. Ok r e ś la nie il o ści en erg i i el ektryczne j w y t w or z one j w j ed n o stce ko g en eracj i

4.2. W przypadku trudności z wykonaniem pomiaru energii wykorzystywanej do napędu urządzeń,

o których mowa w pkt 3.3, dopuszcza się wykorzystanie wyników przeprowadzonych badań testowych

tych urządzeń lub danych projektowych producenta,

z uwzględnieniem aktualnego stanu technicznego

urządzenia.

4.3. Moc mechaniczna stosowana do napędu

urządzeń pomocniczych jednostki kogeneracji, takich

jak

3) pompy kondensatu,

4) wentylatory i sprężarki powietrza technologicznego

— dla których alternatywny napęd stanowi silnik

elektryczny, może być zaliczona do wyjściowej energii mechanicznej tej jednostki kogeneracji.

4.4. Ilość energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji wyznacza się w przypadku, gdy średnioroczna sprawność ogólna obliczona stosownie do § 4 ust. 1 rozporządzenia jest niższa niż sprawność graniczna danej

jednostki kogeneracji określona w sposób, o którym

mowa w pkt 1.3 i 1.4. Ilość tej energii oznaczoną symbolem „Abk”, wyrażoną w [MWh], w okresie sprawozdawczym, oblicza się według wzoru

Abk = Ab – Abq

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ab — całkowitą ilość energii elektrycznej brutto,

o której mowa w § 4 ust. 1 rozporządzenia,

w [MWh],

Abq — ilość energii elektrycznej z kogeneracji, o której mowa w § 6 ust. 1 rozporządzenia,

w [MWh].

5. Ok r e ś la nie il o ści ci ep ł a u żytko wego w y t w or z one go w ko g en eracj i w j ed nost ce

k oge ne r a c ji

Quq = Qu – Quk

rzonego w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji, w szczególności z uwzględnieniem

1) upustu pary świeżej przed turbiną;

2) kotłów parowych bez zainstalowanych za nimi turbin parowych;

3) kotłów odzysknicowych z pomocniczym lub uzupełniającym spalaniem bez zainstalowanych za

nimi turbin parowych.

6. Ok r e śla nie ilości e ne r gii che micznej z aw a r t e j w pa liw a ch zuży t y ch w je dno s tc e

k oge ne r a cji

6.1. Ilość energii chemicznej, oznaczoną symbolem „Qb”, o której mowa w § 4 ust. 1 rozporządzenia,

wyrażoną w [GJ], zużytą w jednostce kogeneracji

w okresie sprawozdawczym, określa się jako sumę ilości energii chemicznych zawartych we wszystkich

wprowadzonych do tej jednostki paliwach, określoną

według wzoru

.go

5.1. Ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczoną symbolem „Quq”, o którym mowa w § 4 ust. 1

rozporządzenia, i wyrażoną w [GJ], wytworzoną

w jednostce kogeneracji w okresie sprawozdawczym,

określa się na podstawie pomiarów dokonanych za

pomocą oznaczonych urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych i oblicza według wzoru

Poz. 1052

v.p

l

Dziennik Ustaw Nr 176

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Qu — ilość ciepła użytkowego wytworzonego

w jednostce kogeneracji w [GJ],

Quk — ilość ciepła użytkowego wytworzonego

w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji w [GJ].

j=1

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Bj — ilość zużytego j-tego paliwa w [t] lub w [m3],

Qrj — wartość opałową zużytego j-tego paliwa

w [kJ/kg] lub w [kJ/m3],

n — ilość rodzajów paliw wprowadzanych do jednostki kogeneracji.

w.

rcl

5.2. Ilość ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji, oznaczoną symbolem „Qu”, o którym mowa w pkt 5.1, i wyrażoną w [GJ], oblicza się

jako całkowitą ilość ciepła użytkowego wytworzonego

w tej jednostce w okresie sprawozdawczym, przeznaczonego do ogrzewania budynków i przygotowania

ciepłej wody użytkowej, do wytwarzania chłodu, do

przemysłowych procesów technologicznych lub dla

obiektów wykorzystywanych do produkcji rolnej, roślinnej lub zwierzęcej, dostarczanego w postaci

n

Qb = -Bj · Qrj · 10–3

1) pary o różnych poziomach ciśnienia i temperatury; w takim przypadku ilość ciepła użytkowego dla

każdego poziomu określa się na podstawie entalpii właściwej pary, zgodnie z pkt 5.3;

2) gorącej wody lub oleju grzewczego;

3) gazów spalinowych.

ww

5.3. Do ilości ciepła użytkowego wytworzonego

w jednostce kogeneracji w postaci pary, o którym mowa w pkt 5.2 ppkt 1, zalicza się całkowitą ilość energii

pary opuszczającej granice bilansowe, niepomniejszoną o ilość energii zawartej w kondensacie powrotnym pary dostarczanej odbiorcom.

5.4. Zużycie ciepła na potrzeby własne jednostki

kogeneracji nie może być zaliczone do energii wyprowadzanej z jednostki, z wyjątkiem ciepła zużytego do

ogrzewania budynków i przygotowania ciepłej wody

użytkowej, które w przeciwnym razie byłoby dostarczone z innych źródeł.

5.5. W przypadku gdy w jednostce kogeneracji jest

wytwarzane ciepło użytkowe poza procesem kogeneracji, oznaczone symbolem „Quk”, o którym mowa

w pkt 5.1, i wyrażone w [GJ], wyznacza się ilość tego

ciepła w okresie sprawozdawczym, obliczoną jako suma wszystkich strumieni ciepła użytkowego wytwo-

6.2. W przypadku stosowania jednostek miary objętości należy zastosować przeliczenie w celu uwzględnienia różnic ciśnienia i temperatury, w jakich działa

urządzenie pomiarowe, a standardowymi warunkami,

dla których określono wartość opałową dla odpowiednich rodzajów paliw.

6.3. Miejsca pomiaru ilości paliw oraz wielkości

niezbędnych do określenia ilości energii chemicznej

zawartej w tych paliwach powinny być zaznaczone na

schemacie jednostki kogeneracji, o którym mowa

w pkt 3.1.

6.4. Ilość poszczególnych rodzajów paliw zużywanych w jednostce kogeneracji w okresie sprawozdawczym, oznaczoną symbolem „B”, określa się za pomocą oznaczonych urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych

jako całkowitą ilość spalonego paliwa, bez uwzględniania pośredniego etapu jego składowania, lub dla

jednostek innych niż wymienione w art. 9l ust. 1a

ustawy — z uwzględnieniem pośredniego etapu składowania paliwa przed jego spaleniem w instalacji,

według wzoru

B = Bz + (Bs – Be) – Bo

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Bz — ilość paliwa dostarczonego do źródła energii

z jednostką kogeneracyjną w danym okresie,

Bo — ilość paliwa zużytego do innych celów (transport lub sprzedaż) w danym okresie,

Bs — zapas paliwa na początku danego okresu

określany na podstawie obmiaru geodezyjnego,

Be — zapas paliwa na końcu danego okresu określany na podstawie obmiaru geodezyjnego.

6.5. W przypadku gdy ilość energii chemicznej zawartej w paliwach, wyznaczona metodą bezpośrednią, jest rozdzielana na poszczególne urządzenia

wchodzące w skład danego źródła energii proporcjonalnie do jej zużycia — określonego metodą pośrednią — stosuje się metodę obliczania zużycia paliwa

określoną we właściwej normie.

6.10. Równoważnik paliwowy należy wyznaczyć

dla energii wprowadzonej do jednostki kogeneracji

z innych procesów, zużytej do wytwarzania energii

elektrycznej lub mechanicznej i ciepła użytkowego

w tej jednostce. Energia ta może być wprowadzona

w postaci

1) pary lub gorącej wody z dowolnej instalacji, przy

czym strumienie energii pary lub wody, które są

częściowo lub w całości sprzedawane ponownie

bez wykorzystania w kogeneracji, umieszcza się

poza granicą bilansową jednostki kogeneracji;

2) gorącego gazu z gazów procesu wysokotemperaturowego, wytwarzanych w wyniku reakcji chemicznych zachodzących podczas spalania paliwa

w piecach reakcyjnych lub wytwarzanych podczas

egzotermicznych reakcji chemicznych.

6.11. W szczególnym przypadku, gdy para wprowadzana do jednostki kogeneracji ma takie same parametry jak para świeża wytwarzana przez tę jednostkę, równoważnik paliwowy, oznaczony symbolem

„Qbr”, można określić z wykorzystaniem sprawności

kotła tej jednostki według wzoru

.go

6.6. W przypadku gdy w jednostce kogeneracji innej niż wymieniona w art. 9l ust. 1a ustawy jest spalanych kilka rodzajów paliw, a ilość energii chemicznej

zawartej w jednym z tych paliw nie może być wyznaczona metodą bezpośrednią z wystarczającą dokładnością, brakującą ilość energii chemicznej można wyznaczyć na podstawie bilansu energii, odejmując od

całkowitej ilości energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w danej jednostce sumę ilości energii

chemicznych zawartych w pozostałych paliwach, wyznaczanych metodą bezpośrednią. Ilość całkowitej

energii chemicznej zawartej we wszystkich zużytych

paliwach w tej jednostce kogeneracji wyznacza się

metodą pośrednią, mierząc ilość otrzymywanej energii elektrycznej oraz ciepła użytkowego w postaci pary

lub gorącej wody.

Poz. 1052

v.p

l

Dziennik Ustaw Nr 176

ȕ·Q

Q

Qbr = –––––– · 102 = ––– · 102

Șek

Șk

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Q — ilość energii wprowadzonej w parze do jednostki kogeneracji w [GJ],

ȕ — średni współczynnik zmiany mocy, o którym

mowa w pkt 7.1, w [GJ/GJ],

Șek — sprawność wytwarzania energii elektrycznej

poza procesem kogeneracji, o której mowa

w pkt 1.9, w [%],

Șk — sprawność kotła jednostki kogeneracji w [%].

w.

rcl

6.7. Dla jednostek innych niż wymienione w art. 9l

ust. 1a ustawy dopuszcza się stosowanie metod pośrednich do wyznaczania energii chemicznej zawartej

w spalanych paliwach, gdy pomiar bezpośredni jest

mniej dokładny lub powoduje zbyt wysokie koszty ze

względu na niedokładny pomiar strumienia masy paliwa, jego zmienną wartość opałową lub gęstość oraz

w przypadku niejednorodnych paliw zawierających

frakcje posiadające ziarna dużych rozmiarów lub trudności z poborem reprezentatywnych próbek.

6.8. Jeżeli część energii chemicznej zawartej w paliwie zużywanym w jednostce kogeneracji jest odzyskiwana w postaci związków chemicznych i wprowadzana ponownie do tej jednostki, tę część energii odlicza się od całkowitej ilości energii chemicznej, o której

mowa w pkt 6.1, przed obliczeniem średniorocznej

sprawności ogólnej.

6.9. Równoważnik paliwowy, oznaczony symbolem „Qbr” i wyrażony w [GJ], określa się według wzoru

n

-ȕi · Qi

i=1

Qbr = –––––––––

· 102

Ș

ww

ek

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Qi — ilość energii wprowadzonej do jednostki kogeneracji z innych procesów dla i-tego strumienia energii w [GJ],

ȕi — średni współczynnik zmiany mocy, o którym

mowa w pkt 7.1, który wyznacza się oddzielnie

dla każdego i-tego strumienia energii wprowadzonej do jednostki kogeneracji z innych procesów, w [GJ/GJ],

Șek — sprawność wytwarzania energii elektrycznej

poza procesem kogeneracji, o której mowa

w pkt 1.9, w [%],

n — ilość strumieni energii wprowadzanych do jednostki kogeneracji.

6.12. W przypadku gdy w następstwie spalania pomocniczego z doprowadzeniem dodatkowego powietrza lub spalania uzupełniającego bez doprowadzenia

dodatkowego powietrza

1) odbywa się dalszy proces kogeneracji, wówczas

ilość energii dodatkowego paliwa należy doliczyć

do ilości energii chemicznej zawartej w paliwach

zużytych w jednostce kogeneracji, o których mowa w pkt 6.1;

2) w dalszym ciągu technologicznym, po procesie

spalania nie zachodzi dalszy proces kogeneracji,

wówczas spalanie to jest uznawane za wytwarzanie ciepła użytkowego poza procesem kogeneracji, o którym mowa w pkt 5.5, a uzyskaną w wyniku spalania pomocniczego lub uzupełniającego

ilość ciepła użytkowego, oznaczoną symbolem

„Quk”, oblicza się według wzoru

Quk = Qbck · Șck · 10–2

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Qbck — ilość energii chemicznej zużytej do wytwarzania tak uzyskanego ciepła użytkowego

w [GJ],

Șck — sprawność wytwarzania ciepła poza procesem kogeneracji w [%].

6.13. W przypadku gdy w jednostce kogeneracji

może być wytwarzane ciepło użytkowe poza procesem kogeneracji, określa się ilość energii chemicznej

zawartej w paliwach zużytych do wytworzenia ciepła,

wyznaczoną jako sumę wszystkich strumieni energii

chemicznej zawartych w paliwach zużytych do wytwarzania tego ciepła w okresie sprawozdawczym.

6.14. Ilość energii chemicznej zawartej w paliwach

zużytych w okresie sprawozdawczym w jednostce kogeneracji do wytworzenia energii elektrycznej poza

procesem kogeneracji, oznaczoną symbolem „Qbek”

i wyrażoną w [GJ], oblicza się według wzoru

3,6 · Abk

Qbek = ––––––––

· 102

Șek

Poz. 1052

o której mowa w pkt 6.1. Przykładowo — w jednostkach kogeneracji z turbiną parową kondensacyjną,

upustowo-kondensacyjną lub upustowo-przeciwprężną, w których część pary przepływa do skraplacza.

v.p

l

Dziennik Ustaw Nr 176

7.3. W przypadku gdy w danej jednostce kogeneracji występuje więcej niż jedno ciśnienie pary upustowej lub pary zasilającej procesy technologiczne,

średnie współczynniki zmiany mocy, oznaczone symbolem „ȕ”, powinny być wyznaczone jako średnia ważona dla wszystkich poziomów ciśnienia, proporcjonalnie do ciepła użytkowego pobieranego z upustów,

według wzoru

 m

- (ȕi · Quqi)

i=1

ȕ = –––––––––––––

m

.go

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Abk — ilość energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji, o której mowa w pkt 4.4, w [MWh],

Șek — sprawność wytwarzania energii elektrycznej

poza procesem kogeneracji, o której mowa

w pkt 1.9, w [%].

7. W s półc z y nniki zm i an y m o cy w j ed nost ce

k oge ne r a c ji

i=1

gdzie poszczególne symbole oznaczają

ȕi

— współczynnik zmiany mocy dla strumienia

energii wyprowadzonej w i-tym upuście jednostki kogeneracji w [GJ/GJ],

Quqi — ilość ciepła użytkowego w kogeneracji wytworzonego dla strumienia energii wyprowadzonej w i-tym upuście jednostki kogeneracji

w [GJ],

m — ilość strumieni energii wyprowadzonych z jednostki kogeneracji.

w.

rcl

7.1. Współczynniki zmiany mocy w jednostce kogeneracji określają zmianę ilości energii elektrycznej

lub mechanicznej wyprodukowanej w tej jednostce

w okresie sprawozdawczym z zachowaniem stałej ilości energii chemicznej zawartej w paliwach wprowadzanych do jednostki kogeneracji, o której mowa

w pkt 6.1. Zmiana mocy może następować w przypadku

- Quqi

1) zmniejszenia ilości energii elektrycznej spowodowanego poborem części pary do produkcji ciepła

użytkowego;

2) zwiększenia ilości energii elektrycznej spowodowanego wprowadzeniem do jednostki kogeneracji

energii w postaci, o której mowa w pkt 6.10, z procesów zewnętrznych w stosunku do jednostki kogeneracji.

ww

7.2. Jednostkami kogeneracji z ubytkiem mocy

elektrycznej są jednostki kogeneracji, w których wzrost

ilości wytwarzanego ciepła użytkowego następuje

kosztem obniżenia produkcji energii elektrycznej przy

zachowaniu stałej ilości energii chemicznej zawartej

w paliwach wprowadzanych do jednostki kogeneracji,

7.4. Jednostkami kogeneracji bez ubytku mocy

elektrycznej, dla których współczynnik zmiany mocy

jest równy zero, są jednostki, w których, przy zachowaniu stałej ilości energii chemicznej zawartej w doprowadzanych paliwach, o której mowa w pkt 6.1,

ilość wytwarzanej energii elektrycznej pozostaje na

stałym poziomie pomimo

1) doprowadzenia dodatkowej energii, o której mowa w pkt 6.10;

2) wzrostu produkcji ciepła użytkowego, w szczególności w turbinach parowych przeciwprężnych, ogniwach paliwowych, turbinach gazowych z kotłem

odzysknicowym i silnikach spalinowych.

7.5. Współczynniki zmiany mocy wyznacza się na

podstawie aktualnej charakterystyki techniczno-ruchowej, wyznaczonej na podstawie pomiarów dokonywanych w danej jednostce kogeneracji.