Home Blog Left Sidebar

CIEPŁO SYSTEMOWE NARZĘDZIEM POLITYKI ENERGETYCZNO-KLIMATYCZNEJ CZ. 1 Sticky

Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Polska należy do grupy krajów UE w których dostarczanie ciepła z wykorzystaniem systemów ciepłowniczych stanowi najbardziej istotny sposób pokrywania potrzeb na ciepło.

Jacek Szymczak,
prezes IGCP

fot. IGCP

Zgodnie z informacjami pochodzącymi z ostatniego Spisu Narodowego z roku 2011, około 42 proc. gospodarstw domowych korzysta z ciepła systemowego. Jako że ta forma zaopatrzenia w ciepło jest domeną miast, w tej grupie odbiorców końcowych jego udział wynosi prawie 60 proc. Jest wiele aglomeracji, gdzie udział ten sięga nawet 80 proc. Na znaczącą pozycję ciepła systemowego w zaopatrzeniu w ciepło wpływa między innymi fakt, że jest to jedno z najważniejszych narzędzi dla kreowania gospodarki niskoemisyjnej, między innymi dzięki pozytywnemu skonsumowaniu „efektów skali”. Dotyczy to obszarów: technologicznego, ekonomicznego i ekologicznego – w zakresie ograniczania i likwidacji zarówno wysokiej jak i niskiej emisji. W obszarze oddziaływania ciepłownictwa systemowego oprócz obiektów mieszkalnych jest znacząca liczba obiektów użyteczności publicznej, oświatowych, służby zdrowia, kultury oraz usługowych, których liczba i ogrzewana powierzchnia rośnie z roku na rok.

Biorąc pod uwagę potencjał sektora, jak również fakt, że jest to sektor interdyscyplinarny, można wskazać przynajmniej sześć ważnych obszarów społeczno-gospodarczych, w których ciepłownictwo systemowe odgrywa istotna rolę:
– klienci/odbiorcy końcowi – konieczny wzrost świadomości pozwalający na przeprowadzanie reform, poprzez prowadzenie długoterminowych programów edukacyjnych kształtujących racjonalne zachowania,
– budynki – dążenie do redukcji zużycia energii przez budynki, dekarbonizacja budynków nie jest celem samym w sobie,
– efektywność energetyczna – odnosi się do obszarów produkcji i dystrybucji ciepła w zakresie poprawy efektywności energetycznej,
– ochrona środowiska – analizowana z dwóch punktów widzenia:
emisji ze źródeł podmiotów gospodarczych (odniesienie do dyrektyw IED i MCP) oraz niskiej emisji (z indywidualnych pieców),
– bezpieczeństwo energetyczne – ważne z nie tylko z uwagi na pewność dostaw ciepła, ale również z punktu widzenia sektora elektroenergetycznego. Bezpieczeństwo to oznacza możliwości budowy nowych źródeł kogeneracyjnych (CHP ), co pozwala na uzupełnienie mocy w systemie elektroenergetycznym Polski i redukcje skutków wyłączeń awaryjnych w elektrowniach oraz zwiększenie elastyczności systemu (CHP plus akumulatory ciepła),
– polityka paliwowa – niezbędne jest szerokie podejście do struktury paliwowej zapewniające bezpieczeństwo energetyczne oraz właściwe wykorzystywanie krajowych zasobów paliw, co oznacza również zwiększenie niezależności energetycznej wszystkich państw UE.

Ciepłownictwo systemowe stanowi zatem efektywne narzędzie realizacji wielu celów krajowej i unijnej polityki energetyczno-klimatycznej.

grafika: Jacek Gonciarz/Studio Graficzne Svart

IGCP O PLANIE NA RZECZ ENERGII I KLIMATU Sticky

Do 18 lutego trwały konsultacje dokumentu „Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030” (KPEiK). Swoje uwagi w imieniu branży ciepłowniczej zgłosiła Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie, podkreślając m.in. że określone w projekcie krajowe cele mogą być zbyt niskie w stosunku do celów zawartych w polityce energetyczno-klimatycznej całej unii.

Ponadto pozytywnie oceniając uwzględnienie ciepłownictwa systemowego w projekcie ciepłownicy wskazali na niewystarczające wykorzystanie jego potencjału w kontekście współpracy z sektorem elektroenergetycznym i w walce z niską emisją.

Przedstawiony do konsultacji projekt Krajowego Planu na rzecz energii i klimatu ma zapewnić rzetelne, wszechstronne, racjonalne pod względem kosztów, przejrzyste i przewidywalne zarządzanie unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu, które zagwarantuje osiągnięcie założeń i celów unii energetycznej na rok 2030 oraz w perspektywie długoterminowej, zgodnie z Porozumieniem paryskim z 2015 r. w sprawie zmian klimatu. Jego opracowanie wynika z obowiązku nałożonego na państwa członkowskie UE rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie zarządzania unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu. Finalna wersja polskiego dokumentu ma zostać zgłoszona do Komisji Europejskiej w terminie do 31 grudnia 2019 r.

Krajowe założenia i cele

Projekt polskiego dokumentu bazuje na zaniżonych celach dla udziału OZE (21 proc., podczas gdy Dyrektywa OZE mówi o celu 32 proc.) oraz efektywności energetycznej (na poziomie 23 proc. przy obowiązującym 32,5 proc.), stąd niebezpieczeństwo, iż w takiej formie projekt może wywołać zastrzeżenia KE.

Według Ministerstwa Energii nadal jedynym instrumentem wspierającym poprawę efektywność energetycznej ma być system „białych certyfikatów”, co biorąc pod uwagę negatywne doświadczenia z jego działaniem, jest zawężeniem narzędzi i środków. Obecny system jest nie tylko kosztotwórczy, ale również niewydolny organizacyjnie i nie przynoszący wymiernych efektów poprawy efektywności w tych obszarach, które są najbardziej oczekiwane. IGCP stoi na stanowisku, które wyrażała już wcześniej w ramach kolejnych nowelizacji przepisów z zakresu efektywności energetycznej, że dla uzyskania racjonalnych kosztowo i realnych fizycznie efektów konieczne jest rozszerzenie wachlarza środków, z wykorzystaniem systemu dobrowolnych zobowiązań czy systemu podatkowego lub innych zachęt finansowych.


NASA/Goddard/Flickr

Według ciepłowników rozwój ekologicznych i efektywnych systemów ciepłowniczych jest istotnym narzędziem obniżenia emisji gazów cieplarnianych oraz poprawy efektywności energetycznej, przyczyniając się także do zrównoważonego rozwoju miast i poprawy jakości powietrza oraz wsparcia gospodarki o obiegu zamkniętym. W 2017 r. tylko 20 proc. systemów spełniało kryterium efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego lub chłodniczego. Jest to poziom dalece niesatysfakcjonujący i odbiegający od potencjału Polski w tym zakresie. Dlatego dla mobilizacji działań i narzędzi oraz środków w tym zakresie, zasadne jest określenie w KPEiK mierzalnego i ambitnego celu jakim jest „Wszystkie systemy ciepłownicze do 2030 r. powinny osiągnąć status efektywnych systemów zgodnie z definicją zawartą w ustawie Prawo energetyczne.” Zwiększenie liczby efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych i chłodniczych przede wszystkim powinno nastąpić poprzez rozwój źródeł kogeneracyjnych i OZE. Projekt dokumentu nie uwzględnia natomiast potencjału rozwoju kogeneracji także w aspekcie bezpieczeństwa energetycznego oraz dywersyfikacji krajowych źródeł energii elektrycznej. Tymczasem przy wykorzystaniu technologii kogeneracyjnej realnym jest wygenerowanie 3-4 tys. MWe w perspektywie do 2030 roku. Oznacza to realne wsparcie dla sektora elektroenergetycznego w kraju ( nowe źródła w sposób stabilny produkujące energię elektryczną ) ale również racjonalną dywersyfikację nośników energetycznych ( systematyczny wzrost udziału gazu oraz różnego rodzaju OZE ). Już dzisiaj energia elektryczna produkowana w kogeneracji stanowi ok.14 proc. w całym systemie. Koniecznym jest zapewnienie warunków dla co najmniej podwojenia tego udziału.

Polityki i działania

Według ciepłowników ważnym narzędziem poprawy jakości powietrza i walki z niską emisją będzie rozwój i modernizacja ciepłownictwa, w tym w szczególności poprzez budowę efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych. Na terenach, na których istnieją techniczne i ekonomiczne warunki dostarczenia ciepła z systemu ciepłowniczego, odbiorcy w pierwszej kolejności powinni korzystać z ciepła systemowego, o ile nie zastosują bardziej ekologicznego rozwiązania. W 2015 r. do sieci ciepłowniczej na obszarach miejskich przyłączonych było 61 proc. gospodarstw domowych – celem jest sukcesywne zwiększanie tego wskaźnika. Aktualnie istnieje obowiązek podłączenia do efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego, ale tylko dla obiektów, których przewidywana szczytowa moc cieplna instalacji i urządzeń do ogrzewania wynosi co najmniej 50 kW. Obowiązek ten powinien zostać rozszerzony na wszystkie scentralizowane systemy ciepłownicze, w odniesieniu do wszystkich obiektów budowlanych. Zwiększenie liczby przyłączonych odbiorców i odchodzenie od indywidualnego ogrzewania tam gdzie zlokalizowana jest sieć, przyczyni się do walki z niską emisją, a jednocześnie zwiększy się komfort życia mieszkańców dotychczas wykorzystujących piece na paliwa stałe. Równocześnie powinno być zapewnione funkcjonowanie mechanizmu egzekwowania obowiązku przyłączenia obiektów do sieci ciepłowniczej w trakcie procesu budowlanego, co umożliwi powszechną realizację tego obowiązku. W celu pełnego wykorzystania ciepła systemowego, w tym kogeneracji, w rządowej Strategii rozwoju i transformacji ciepłownictwa powinny być szczegółowo określone działania legislacyjne i pozalegislacyjne, narzędzia i środki dla realizacji tego celu. Jako element niezbędny do zrealizowania celów w tym zakresie jest stworzenie (a nie jedynie rozważenie) także mechanizmów wsparcia dla przebudowy infrastruktury wewnętrznej w budynkach. W zakresie efektywnej ochrony powietrza ciepłownicy wskazują na konieczność wprowadzenia zasady łączenia w jednorodne obszary zurbanizowane indywidualnych projektów likwidacji palenisk węglowych z wykorzystaniem ciepła systemowego.

Eksperci podkreślają też, iż KPEiK wąsko patrzy na wachlarz możliwych do wykorzystania technologii OZE, nie wspominając o potencjale energetycznym energii słonecznej, odpadowej i termicznej utylizacji odpadów komunalnych.

Ocena skutków planowanych polityk i środków

Założenia realizacji zaproponowanego w KPEiK scenariusza nie w pełni pokrywają się z celami UE w perspektywie 2030. Co więcej w przypadku ciepłownictwa niesłusznie zakłada się, że wzrost celu krajowego zostanie oparty tylko na ciepłownictwie systemowym, co jest niezgodne z obszarem energetycznym, jakim jest ciepłownictwo, a skutkowałoby niekorzystnie ekonomicznie dla odbiorców ciepła systemowego. Cele UE w ciepłownictwie powinni realizować wszyscy uczestnicy „rynku ciepła”, a nie tylko zawodowi dostawcy ciepła.

Ocena skutków planowanych polityk i środków Założenia realizacji zaproponowanego w KPEiK scenariusza nie w pełni pokrywają się z celami UE w perspektywie 2030. Co więcej w przypadku ciepłownictwa niesłusznie zakłada się, że wzrost celu krajowego zostanie oparty tylko na ciepłownictwie systemowym, co jest niezgodne z obszarem energetycznym, jakim jest ciepłownictwo, a skutkowałoby niekorzystnie ekonomicznie dla odbiorców ciepła systemowego. Cele UE w ciepłownictwie powinni realizować wszyscy uczestnicy „rynku ciepła”, a nie tylko zawodowi dostawcy ciepła.

Autor: Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie
Opr. Agnieszka Kołogrecka
Fot. Chuckyeager/Flickr
Fot. Pixabay

NOWY PROGRAM PILOTAŻOWY “CIEPŁOWNICTWO POWIATOWE” Sticky

Wybrane przedsiębiorstwa ciepłownicze otrzymują z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej informację oraz zaproszenie do pilotażowego programu „Ciepłownictwo Powiatowe”. To instrument wsparcia, który wynika z potrzeby dostosowywania się do zaostrzających norm emisyjnych oraz ograniczenia negatywnego wpływu na środowisko polskiego sektora ciepłowniczego na szczeblu powiatowym.

Program kierowany jest do średnich przedsiębiorstw ciepłowniczych (do 50 MW), w których większościowym udziałowcem są jednostki komunalne. Warunkiem otrzymania wsparcia jest zrealizowanie inwestycji, która pozwoli na wcześniejsze dostosowanie się do wymogów UE.

W najbliższych latach polskie ciepłownictwo systemowe musi zrealizować szereg, niezwykle kapitałochłonnych, inwestycji w zakresie odpylania, odsiarczania i odazotowania instalacji, aby dostosować się do restrykcyjnych wymogów unijnych. Konkretnie chodzi tu o sprostanie przepisom tzw. Dyrektywy IED (dotyczącej emisji przemysłowych), aktualnych konkluzji dotyczących najlepszych dostępnych technik (tzw. Konkluzje BAT) oraz normom emisyjnym wynikającym z Dyrektywy o średnich źródłach spalania (tzw. Dyrektywa MCP). Według szacunków nakłady niezbędne na dostosowanie bloku energetycznego do nowych standardów wynoszą ok. 30-40 mln zł dla źródeł poniżej 50 MW, ok. 100 – 150 mln zł (dla 500 MW) oraz 300-600 mln zł dla (1000 MW).

Ciepło systemowe okrywa aż 42 proc. krajowego zapotrzebowania na ciepło (15 mln odbiorców i 21 tys. km długość sieci ciepłowniczych). Likwidacja nieefektywnych i najbardziej trujących indywidualnych źródeł ciepła i podłączenie odbiorców do sieci ciepła systemowego jest jednym z najbardziej skutecznych i efektywnych ekonomicznie mechanizmów działania na rzecz czystego powietrza i ograniczania niskiej emisji. Oprócz korzyści środowiskowych i ekonomicznych rozwój ciepła systemowego wpłynie na poprawę bezpieczeństwa energetycznego, a także będzie przeciwdziałał zjawisku ubóstwa energetycznego.

Jednym z podstawowych czynników ograniczających możliwość rozwoju systemów ciepłowniczych jest to, że przepisy pozwalają na udzielenie pomocy publicznej jedynie na modernizację systemów spełniających definicję „efektywnego systemu ciepłowniczego” (czyli takiego, w którym do produkcji ciepła lub chłodu wykorzystuje się co najmniej: w 50 proc. energię z OZE lub w 50 proc. ciepło odpadowe lub w 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji lub w 50 proc wykorzystujące połączenie ww. energii i ciepła). W Polsce prawie 90 proc. systemów ciepłowniczych nie spełnia tego warunku. Dotyczy to głównie przedsiębiorstw w mniejszych miastach do 100 tys. mieszkańców.

Problem „nieefektywności” oraz braku możliwości ubiegania się o pomoc publiczną dotyczy głównie ciepłownictwa „powiatowego”.

W dużych miastach powyżej 500 tys. mieszkańców 100 proc. ciepła jest produkowane w oparciu o efektywne systemy. Zatem problem „nieefektywności” oraz braku możliwości ubiegania się o pomoc publiczną dotyczy głównie ciepłownictwa „powiatowego”. Przekształcenie nieefektywnego systemu w efektywny oraz sprostanie unijnym standardom emisyjnym wymaga kapitałochłonnych inwestycji, których realizacja z uwagi na słabą kondycję finansową mniejszych przedsiębiorstw (zwłaszcza tych komunalnych), bez dostępu do zewnętrznych źródeł finansowania jest niemalże niemożliwa. pilotażowy program wsparcia „Ciepłownictwo Powiatowe” skierowany został tylko do 130 przedsiębiorstw o całkowitej mocy cieplnej do 50 MW, w których większościowym właścicielem są jednostki samorządu lub miasta i w których udział prywatnego kapitału nie przekracza 30 proc.

Program wdrażany będzie do 2025 roku. Jego budżet oszacowano na 500 mln zł, z czego 300 mln zł będzie niskooprocentowanym wsparciem zwrotnym, a 150 mln bezzwrotnym finansowaniem (pożyczki umarzane do wysokości 5 mln zł oraz dotacje do 30 proc. kosztów kwalifikowanych lub do 50 proc. kosztów przy inwestycjach w technologię ORC pozwalającą na wykorzystanie ciepła o niskich parametrach np. odpadowego lub energii geotermalnej).

„Ciepłownictwo Powiatowe-pilotaż” oferuje wsparcie dla przedsięwzięć z zakresu: ograniczenia lub uniknięcia szkodliwych emisji do atmosfery, zmniejszenia zużycia surowców pierwotnych, poprawy efektywności energetycznej, nowych źródeł ciepła i energii elektrycznej, modernizacji i rozbudowy sieci ciepłowniczych oraz energetycznego wykorzystania zasobów geotermalnych.

Autor: Bogusław Regulski, wiceprezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie
Opr. Agnieszka Kołogrecka
fot. Sebastian Marek/Flickr

ECSW PRZEKAZANA DO EKSPLOATACJI

Blok gazowo-parowy w Stalowej Woli został przekazany do eksploatacji. Tym samym nowa jednostka rozpoczęła pracę w systemie energetycznym Polski.

W drugim półroczu 2020 roku finalizujemy dwie główne inwestycje w moce konwencjonalne TAURONA – Elektrociepłownię Stalowa Wola i Blok 910 MW w Jaworznie. Nowoczesne jednostki będą stanowić istotny element bezpieczeństwa energetycznego Polski – wyjaśnia Wojciech Ignacok, prezes zarządu TAURON Polska Energia. – Nowy blok gazowo-parowy produkujący również ciepło sieciowe to ważna inwestycja dla Stalowej Woli i całego województwa podkarpackiego – dodaje prezes TAURONA.

Blok gazowo-parowy w Stalowej Woli będzie pracował w kogeneracji – zapewni ok. 450 MW mocy elektrycznej dla krajowego systemu energetycznego oraz dostawy ciepła dla mieszkańców Stalowej Woli i Niska. Moc jednostki w przeliczeniu mogłaby zasilić 1,2 mln gospodarstw domowych. W początkowej fazie jednostka będzie pracowała z mocą na poziomie 330 MW, a po okresie optymalizacji i ruchu niezawodnościowego osiągnie swoją moc docelową – na poziomie 450 MW.

Ogromnie cieszy nas, że dotarliśmy do celu tej inwestycji i rozpoczęliśmy eksploatację nowego bloku gazowo-parowego Elektrociepłowni Stalowa Wola. Dla Grupy PGNiG nowa jednostka jest bardzo istotna w kontekście rosnącego wykorzystania gazu ziemnego w Polsce, które pełnić będzie rolę paliwa przejściowego w drodze do transformacji energetycznej. W Stalowej Woli roczne zużycie gazu wyniesie ok. 0,6 mld m sześć. Biorąc pod uwagę podobne zużycie w finalizowanym bloku gazowo-parowym Elektrociepłowni na Żeraniu w Warszawie, widzimy, jak duże znaczenie mają takie inwestycje dla zapotrzebowania na paliwo gazowe – skomentował Jerzy Kwieciński, prezes zarządu PGNiG.

Dobra energia dla regionu

Dzięki wykorzystaniu gazu ziemnego jako paliwa, stalowowolska jednostka spełnia bardzo restrykcyjne normy środowiskowe. Emisja dwutlenku węgla, która wynosi około 360 kg/MWh, wpisuje się wymagania konkluzji BAT (Best Available Techniques). Blok charakteryzuje również bardzo niska emisja tlenków azotu oraz praktycznie brak emisji tlenków siarki. Dodatkowo z uwagi na usytuowanie bloku w centrum miasta, bardzo ważny jest brak emisji pyłów.

Oddanie bloku do eksploatacji poprzedził wieloetapowy proces rozruchu, strojenia i regulacji oraz synchronizacji bloku z krajową siecią elektroenergetyczną. Pierwsza zsynchronizowana została turbina gazowa, następnie z końcem sierpnia cała jednostka. Po osiągnięciu mocy nominalnej, blok przejedzie serię pomiarów gwarancyjnych potwierdzających zgodność osiąganych parametrów z założeniami projektowymi.

Nowy blok

W Elektrociepłowni Stalowa Wola zakończono budowę rezerwowego źródła ciepła, na które składają się kotłownia oraz instalacje pomocnicze i łączące kotłownię z instalacjami bloku gazowo-parowego. W kotłowni zainstalowane są cztery kotły podgrzewające wodę sieciową na potrzeby grzewcze systemu ciepłowniczego Stalowej Woli i Niska oraz jeden kocioł wytwarzający parę wodną dla lokalnych odbiorców przemysłowych. Ciepło będzie w niej wytwarzane w czasie postoju bloku 450 MW – kotłownia stanowi zatem niezbędne uzupełnienia podstawowego źródła ciepła, jakim staje się nowa jednostka. Oba nowe źródła ciepła – podstawowe i rezerwowe – zastąpią wysłużone bloki 120 MWe, które zostaną wkrótce wycofane z użytkowania. Przekazanie instalacji do eksploatacji nastąpi w 2020 roku.

ECSW, spółka, w której TAURON oraz PGNiG mają po 50 proc. akcji, wybudowała w Stalowej Woli nowoczesny blok gazowo-parowy o mocy ok. 450 MWe. Po odstąpieniu od realizacji Kontraktu z Generalnym Wykonawcą, w 2016 r. wykonano inwentaryzację zrealizowanych do dnia odstąpienia robót, dostaw i usług, po czym opracowano formułę dokończenia inwestycji. Realizacja inwestycji w formule Menedżera Kontraktu pozwoliła na zakończenie trudnego procesu sukcesem.

Źródło: Tauron
Fot. Tauron

NOWA INWESTYCJA W ELEKTROCIEPŁOWNI ZIELONA GÓRA

Elektrociepłownia „Zielona Góra” – należąca do PGE Energia Ciepła, spółki z Grupy PGE – oraz GE Gas Power podpisały umowę na modernizację turbiny gazowej. Celem inwestycji jest modernizacja – wymiana istniejącej turbiny na nowszy model, który zapewni dotrzymanie poziomów emisji wymaganych Konkluzjami BAT, podniesie sprawność wytwarzania oraz zwiększy elastyczność bloku gazowo-parowego.

Inwestycja w Elektrociepłowni „Zielona Góra” S.A. jest częścią remontu Bloku Gazowo-Parowego (BGP), wybudowanego w 2004 roku. Modernizacja turbiny do nowszej wersji, podniesie jej sprawność do 36 proc., tj. sprawność o 2,4 punkty procentowe większą od istniejącej turbiny, a tym samym moc osiągalna elektryczna brutto turbozespołu będzie równa lub większa od 137 MW (przy obecnych 126 MW).

Z technicznego punktu widzenia modernizacja turbiny zwiększy znacząco możliwości regulacyjne bloku. Obecnie, ze względu na określone cechy układu spalania, wielokrotne uruchamianie BGP jak i obniżanie jego mocy poniżej 76 proc. mocy znamionowej nie jest preferowanym trybem pracy turbiny i może doprowadzić do awarii.

PGE Energia Ciepła, jako lider rynku ciepła w Polsce, jest inicjatorem zmian i postaw pro środowiskowych. Inwestujemy w nowe rozwiązania gazowe, które w perspektywie czasu przyczynią się do poprawy jakości powietrza. Nowa turbina w zielonogórskiej elektrociepłowni zapewni dotrzymanie poziomów emisji, wymaganych Konkluzjami BAT, podniesie sprawność wytwarzania oraz zwiększy elastyczność bloku gazowo-parowego. PGE Energia Ciepła obecnie prowadzi oraz przygotowuje kolejne projekty inwestycyjne, związane z budową nowych źródeł kogeneracyjnych gazowych w ośmiu lokalizacjach, w których prowadzi działalność. Dzisiejsze podpisanie umowy z GE Gas Power na modernizację turbiny gazowej wpisuje się w nasze działania – mówi Przemysław Kołodziejak, p.o. Prezesa Zarządu PGE Energia Ciepła.

Elektrociepłownia Zielona Góra dysponuje jednym z najnowocześniejszych w kraju bloków gazowo-parowych o mocy 198 MW. Podpisaliśmy dziś umowę z GE Gas Power na modernizację turbiny gazowej oddanego do użytkowania w 2004 roku Bloku Gazowo-Parowego. Planowany termin rozpoczęcia prac na terenie elektrociepłowni to maj 2022 roku. Po zakończeniu tej inwestycji, należąca do PGE Energia Ciepła, Elektrociepłownia w Zielonej Górze będzie nadal jednym z najnowocześniejszych wytwórców ciepła i energii elektrycznej w Polsce, z perspektywą ciągłej produkcji do 2036 roku – podkreśla Krzysztof Kwiecień, Prezes Zarządu Elektrociepłowni „Zielona Góra” S.A.

Wykonawcą prac modernizacyjnych jest GE Gas Power, dostawca technologii wspierających dywersyfikację miksu energetycznego poprzez wykorzystanie takich źródeł energii jak gaz czy OZE.

Na polskim rynku dostarczamy technologie na potrzeby m.in. projektów wytwarzających energię w sposób tradycyjny, jak i OZE. Wykorzystujemy nasze rozwiązania i know-how także do modernizacji działających już elektrowni, wydłużając ich zdolności produkcyjne, aby utrzymać istniejącą flotę przy optymalnej eksploatacji przez następne lata. Rozwój odnawialnych źródeł energii oznacza zwiększoną potrzebę inwestycji w elastyczne źródła mocy konwencjonalnej, która będzie wspierała niestabilne dostawy energii pochodzącej z OZE. Będąc równoległym dostawcą turbin wiatrowych, jesteśmy i będziemy aktywnym uczestnikiem procesu zrównoważonej transformacji energetycznej naszego kraju – mówi Robert Butzke, V-ce Prezes i członek Zarządu GE Power Polska. I dodaje: – Powierzenie nam modernizacji turbiny gazowej 9E.03 jest rezultatem współpracy pomiędzy Elektrociepłownią „Zielona Góra”, a GE Gas Power. Przeprowadzenie modernizacji turbiny gazowej umożliwi jej dalszą bezpieczną eksploatację z zachowaniem wszelkich wymogów dotyczących ochrony środowiska.

Źródło: PGE EC
Fot. PGE EC

USTAWA O WSPARCIU TERMOMODERNIZACJI WRACA DO KOMISJI

Po wniesionych we wtorek poprawkach do ustawy o wsparciu termomodernizacji, ta powróci do komisji – wspólne sprawozdanie mają przygotować komisja infrastruktury, samorządu i administracji, środowiska oraz ds. klimatu.

Wcześniej poprawki zaproponowała jedynie komisja nadzwyczajna ds. klimatu. Przewidywała ona skreślenie artykułów o stworzeniu Centralnej Ewidencji Emisyjności Budynków (CEEB) oraz Ekologicznego Funduszu Poręczeń i Gwarancji w Banku Gospodarstwa Krajowego. CEEB miał stać się narzędziem informatycznym dla samorządów, służącym do identyfikowania źródeł emisji w sektorze komunalno-bytowym oraz bazą danych nt. stanu energetycznego budynków, formach dotacji przyznanej na termomodernizację lub wymianę kotłów w budynkach.

Jeżeli zaś chodzi o „Stop smog”, nowela przewiduje zmniejszenie minimalnej liczby budynków jednorodzinnych, która umożliwi JST wnioskowanie o środki z programu (z 2 do 1 proc. lub 20 budynków) . Pojawi się również możliwość jednorazowego zniesienia tego limitu. Ponadto usprawnienie programu ma również nastąpić dzięki zmniejszeniu z 50 na 30 proc. wymaganej redukcji zapotrzebowania na ciepło grzewcze oraz skrócenie utrzymania efektów przedsięwzięć niskoemisyjnych z 10 do 5 lat. Zgodnie z treścią noweli rozszerzone zostaną również inwestycje – pojawi się m.in. możliwość przyłączenia budynku do sieci elektroenergetycznej, modernizację istniejącego przyłącza ciepłowniczego, gazowego lub elektroenergetycznego.

Na program „Stop Smog” przewidziano budżet w wysokości 1,2 mld zł. Ma być on realizowany do końca 2024 r.

Źródło: CIRE
Fot. Senat

500 MILIONÓW NA BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE ŚLĄSKA

Ponad pół miliarda złotych inwestuje rocznie TAURON w sieć dystrybucyjną województwa śląskiego. Inwestycje są prowadzone na wszystkich poziomach napięć, jednak największe efekty dla klientów przynoszą duże projekty realizowane w perspektywie kilkuletniej.

Śląsk to szczególny teren nie tylko na naszej mapie działania, ale również w perspektywie ogólnopolskiej. Aglomeracja katowicka to najbardziej zurbanizowany teren w Polsce z koncentracją przemysłu, a tym samym z ogromnym zapotrzebowaniem na energię elektryczną – mówi Robert Zasina, prezes zarządu TAURON Dystrybucja. – Dlatego tak ważne są stałe poprawianie stanu i rozbudowa infrastruktury energetycznej na tym terenie – dodaje prezes Zasina.

Stacja Janów w Nikiszowcu

Do najważniejszych dużych zadań inwestycyjnych zrealizowanych w ostatnim okresie na Śląsku należy kompleksowa przebudowa stacji elektroenergetycznej 110/6 kV Janów w Katowicach, zasilającej cztery dzielnice miasta: Janów, Nikiszowiec, Giszowiec i Zawodzie.

Przebudowa stacji zapewniła zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego aglomeracji katowickiej oraz poprawę niezawodności dostaw energii elektrycznej z wykorzystaniem funkcjonalności sieci inteligentnej tzw. smart grid.

Stacja Janów powstała już w 1959 r. i jest zlokalizowana na zabytkowym i ciekawym architektonicznie Nikiszowcu. Rozwiązania techniczne zastosowane w stacji były jednak przestarzałe, a urządzenia wyeksploatowane, dlatego podjęta została decyzja o całkowitej jej przebudowie.

Ze względu na lokalizację stacji w gęstej i zabytkowej zabudowie miejskiej, została ona wykonana w wersji wnętrzowej. Zrealizowany zakres prac obejmował: budowę nowego budynku, demontaż istniejącej rozdzielni 110 kV i transformatorów 110/6 kV oraz budowę nowej rozdzielni 110 kV w technologii modułowej GIS i zabudowę transformatorów 110/20/6 kV, budowę rozdzielni 20 kV i 6 kV oraz przebudowę powiązań liniowych stacji po stronie 110kV i budowę nowych powiązań z siecią 20kV i 6kV.

Na przykładzie stacji Janów najlepiej widać, jakie efekty przynosi unowocześnienie infrastruktury energetycznej. Modernizacja stacji dała możliwość wdrożenia funkcjonalności sieci inteligentnej, co skutkuje ograniczeniem strat energii i zapewnia warunki techniczne dla realizacji nowych przyłączeń oraz upraszcza obsługę ruchową – wyjaśnia Dariusz Zygmunt, dyrektor Oddziału TAURON Dystrybucja w Gliwicach.

Modernizacja stacji została dofinansowana w ramach „Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020”. Wartość całkowita projektu brutto przekroczyła 18 mln zł, z czego ponad 7,5 mln zł wynosiło dofinansowanie z Unii.

Poprawa zasilania Raciborza

Kolejny kluczowy realizowany na Śląsku projekt infrastrukturalny TAURONA to poprawa zasilania miasta Racibórz i ościennych gmin. Projekt jest wieloetapowy i koncentruje się wokół przebudowy dwóch linii wysokiego napięcia zasilających miasto. Chodzi o zasilanie podstawowe, czyli ciąg linii 110 kV (wysokie napięcie) od Stacji Rydułtowy do Stacji Studzienna (zlokalizowanej w centrum Raciborza) oraz o dodatkową linię 110kV zapewniającą zasilanie rezerwowe tego miasta.

Obecnie realizowany jest etap 4B budowy zasilania podstawowego miasta, którego zakończenia jest planowane na I kw. 2021 r. Wartość inwestycji tylko tego etapu prac, to ok. 10,5 mln zł. Dla miasta Racibórz oraz gmin sąsiednich zakończenie inwestycji oznaczać będzie poprawę pewności zasilania w energię elektryczną, między innymi przez likwidację przestarzałych i wyeksploatowanych elementów sieci, to jest słupów z lat międzywojennych oraz izolatorów i przewodów z lat 80-tych. Dzięki inwestycji wzrosną możliwości przesyłowe linii Rydułtowy-Studzienna, co z kolei umożliwi przyłączanie nowych mocy dla klientów komercyjnych. Jeden z nowo przyłączanych klientów złożył zamówienie na dodatkowe 22 MW mocy. Całkowita wartość projektu „Poprawa zasilania dla miasta Racibórz” to koszt 41 mln zł.

Modernizacje na Podbeskidziu

Na terenie Podbeskidzia, gdzie ukształtowanie terenu i charakterystyka regionu jest inna niż konurbacji śląskiej w kwietniu tego roku zakończona została modernizacja stacji elektroenergetycznej 110kV/15kV GPZ (Głównego Punktu Zasilania) Wisła w Istebnej.

Prace polegały na rozbudowie rozdzielni wysokiego i średniego napięcia, co pozwoliło finalnie na przyłączenie do sieci TAURONA i zapewnienie zasilania dla czterech dużych podmiotów komercyjnych. W samym Bielsku natomiast przeprowadzona została modernizacja GPZ Metalowe. Efektem inwestycji jest ograniczenie strat w sieci poprzez umożliwienie rozwoju sieci 15 kV na terenie miasta Bielska-Białej (obecnie częściowo pracującej na napięciu 6kV) oraz na przyłączenie odbiorców przemysłowych.

Duża część działań inwestycyjnych prowadzonych przez TAURON Dystrybucja jest odpowiedzią na oczekiwania klientów w zakresie przyłączenia do sieci. Tak jest również w przypadku budowy stacji GPZ Czechowice Zachód, której realizacja przypada na lata 2020-2022.

Inwestycje na północy województwa

W północnej części województwa śląskiego w latach 2019-2020 zostały zrealizowane lub są aktualnie w trakcie budowy, kolejne ważne dla regionu inwestycje sieciowe. Mowa tu np. o budowie pola liniowego 110 kV w stacji elektroenergetycznej Koksownia w Częstochowie. Prace te są wykonywane w celu przyłączenia prywatnego wytwórczego bloku energetycznego o mocy 25,64 MVA. W samym mieście trwają prace przy zmianie rozdzielni 15kV Kiedrzyn w związku z przyłączeniem podstacji trakcyjnej Miejskiego Przedsiębiorstwa Komunikacji dla zasilania zmodernizowanej linii tramwajowej.

Kolejne inwestycje związane ze zwiększeniem pewności zasilania klientów obejmują: kompleksową modernizację stacji elektroenergetycznej 110/15 kV w Szczekocinach oraz budowę stacji elektroenergetycznej 110/15 kV Sabinów. W planach są prace modernizacyjne lub budowa trzech kolejnych stacji WN, w tym na terenie Częstochowskiej Strefy Ekonomicznej.

Niezależnie od dużych inwestycji na terenie województwa cały czas trwają modernizacje oraz odtworzenie wyeksploatowanej sieci niskiego napięcia w celu poprawy parametrów dostarczanej energii oraz obsługi zabudowywanych coraz częściej, odnawialnych źródeł energii w gospodarstwach domowych.

Źródło: Tauron
Fot. Tauron

PGE ENERGIA CIEPŁA ZAKOŃCZYŁA MODERNIZACJĘ INSTALACJI ODSIARCZANIA SPALIN

PGE Energia Ciepła, spółka z Grupy PGE, która jest właścicielem krakowskiej elektrociepłowni zakończyła modernizację instalacji mokrego odsiarczania spalin (IMOS). Dzięki zrealizowanej inwestycji – dwukrotnie spadną emisje tlenków siarki oraz emisje pyłu. Tym samym krakowska elektrociepłownia dostosowała w tym zakresie swoje instalacje do nowych norm środowiskowych, które będą obowiązywały od sierpnia 2021 roku.

Ostatnie miesiące to czas intensywnych inwestycji i remontów w PGE Energia Ciepła m.in. związanych z przyjętą strategią dostosowania instalacji krakowskiej elektrociepłowni do wymogów określonych w Konkluzjach BAT dla dużych obiektów energetycznego spalania. Prace modernizacyjne dotyczące urządzeń instalacji odsiarczania spalin w krakowskiej elektrociepłowni trwały łącznie ponad 2 miesiące. W instalacji mokrego odsiarczania spalin (IMOS) została dołożona półka sitowa w celu obniżenia emisji tlenków siarki do powietrza. Na kominie IMOS zamontowano również dodatkową instalację do ciągłego monitoringu emisji.

W przyszłym roku zakończą się prace związane z modernizacją elektrofiltrów na wszystkich – czterech kotłach blokowych oraz zostanie dołożona dodatkowa – trzecia warstwa katalizatorów. Modernizacja objęła zarówno część mechaniczną jak i elektryczną. Dzięki zastosowaniu w istniejących elektrofiltrach najlepszych dostępnych technologii, możliwe będzie użytkowanie tych jednostek przez kolejne lata, spełniając przy tym wszystkie wymagania dotyczące emisji pyłów do atmosfery.

– Program inwestycyjny PGE Energia Ciepła wpisuje się w długofalowy proces umacniania pozycji naszej spółki na rynku ciepła oraz jako partnera miast i regionów w ich zrównoważonym rozwoju. Prace dostosowujące instalacje do przyszłych norm środowiskowych trwają w elektrociepłowniach we Wrocławiu, Gdańsku, Gdyni, Kielcach i w Krakowie – mówi Przemysław Kołodziejak, p. o. prezesa zarządu PGE Energia Ciepła.

– Prace zmierzające do dostosowania krakowskiej elektrociepłowni do nowych norm emisyjnych, wymagają koordynacji działań służb remontowych, eksploatacyjnych, handlowych oraz BHP. W tym celu opracowano aż sześć projektów zmierzających do dostosowania urządzeń do nowych wymogów środowiskowych. Jednocześnie zainicjowano szereg rozwiązań, które w czasie inwestycji miały na celu utrzymanie sprawności pozostałych urządzeń oraz instalacji w elektrociepłowni – mówi Grzegorz Żebrowski, dyrektor krakowskiej elektrociepłowni PGE Energia Ciepła.

W najbliższych miesiącach zostanie również zmodernizowanie laboratorium chemiczne, które działa przy krakowskiej elektrociepłowni od lat 70-tych. W efekcie przeprowadzonych prac laboratorium zostanie doposażone w nowe analizatory. Ciągłe doskonalenie nadzoru i kontroli poprawności funkcjonowania procesów w elektrociepłowni pozwala na samodzielne realizowanie wymaganych badań laboratoryjnych, bez konieczności zlecania ich na rynku.
Działania związane z dostosowaniem instalacji elektrociepłowni do wymogów określonych w konkluzjach BAT, to tylko część zadań inwestycyjnych realizowanych na terenie krakowskiej elektrociepłowni. Trwają prace związane z przygotowaniem elektrociepłowni do wymagań rynku mocy oraz prowadzone są modernizacje i remonty, które mają na celu utrzymanie odpowiednich parametrów technicznych instalacji i urządzeń na terenie krakowskiej elektrociepłowni.

Źródło: PGE EC
Fot. PGE EC

MAŁOPOLSKA – NOWY PROGRAM SMOGOWY

28 września Sejmik Województwa Małopolskiego przyjął nowy program dla regionu. Małopolska jest pierwszym województwem w Polsce, które zakazuje dotowania z pieniędzy publicznych kotłów węglowych. Przyjęto też inne przepisy, które zmobilizują gminy do bardziej aktywnych działań antysmogowych.

28 września 2020 r. radni Sejmiku Województwa Małopolskiego przyjęli nowy Program ochrony powietrza. Wytycza on kierunek walki ze smogiem na najbliższe trzy lata. Radni nie ugięli się pod naciskami lobby węglowego, producentów urządzeń grzewczych oraz niektórych gmin i wzmocnili przepisy antysmogowe dla Małopolski.

Nowe regulacje zobowiązują gminy do podjęcia konkretnych działań antysmogowych, a mieszkańcom dają szansę na oddychanie czystym powietrzem. Najważniejsze zapisy programu przedstawiamy poniżej.

  1. Wycofanie publicznych dotacji do kotłów węglowych już od 1.01.2021 roku. Województwo małopolskie jako pierwsze zdecydowało się na taki krok.
  2. Skrócenie do 12 godzin maksymalnego czasu na przeprowadzenie przez gminę kontroli interwencyjnej w odpowiedzi na zgłoszenie np. spalania odpadów. To odpowiedź na skargi mieszkańców wielu gmin, gdzie nie ma straży gminnej, którzy musieli czekać na przeprowadzenie kontroli wiele dni, a nawet tygodni.
  3. Otwarcie od stycznia 2021 w każdej gminie punktu dostępu do rządowego Programu Czyste Powietrze, oferującego dotacje do wymiany starych kotłów i pieców oraz powołanie najpóźniej do końca września 2021 w każdej gminie ekodoradców, którzy będą pomagać i doradzać mieszkańcom w wymianie kotłów i pieców emitujących zanieczyszczenia.
  4. Zwiększenie częstotliwości akcji informacyjnych na temat obowiązku wymiany do końca 2022 roku tzw. kopciuchów, czyli kotłów na węgiel i drewno emitujących duże ilości zanieczyszczeń (gminy będą musiały co pół roku wysyłać taką informację do mieszkańców).
  5. Zakaz użytkowania kominków przy wysokich stężeniach pyłu, czyli przekroczeniu poziomu dopuszczalnego 50 ug/m3 średniodobowo, z wyłączeniem sytuacji, w których kominek nie stanowi jedynego źródła ciepła.

Ostatnie dwa punkty powinny przełożyć się na zwiększenie wymiany „kopciuchów”, czyli pozaklasowych kotłów, emitujących duże ilości zanieczyszczeń. Uchwała antysmogowa dla Małopolski zobowiązuje do ich wymiany do końca 2022 roku. Pozostało jeszcze ok. 300 tysięcy takich kotłów do wymiany, a w 2019 r. wymieniono zaledwie 20 tysięcy tego typu urządzeń. Tempo wymiany kotłów musi ulec przyspieszeniu, a gminy muszą się w ten proces bardziej zaangażować.

To ważny dzień dla Małopolski. Gratulujemy radnym Sejmiku odpowiedzialności. Doceniamy tę decyzję, zwłaszcza w obliczu intensywnych zabiegów lobbujących za osłabieniem zapisów POP. Wycofanie zgody na dotowanie węgla pokazuje zmianę podejścia nie tylko radnych Sejmiku, ale i obywateli do akceptowalnej metody ogrzewania domów. Mamy przede wszystkim nadzieję, że dzięki nowym regulacjom gminy znacznie bardziej zaangażują się w walkę ze smogiem i wreszcie wzrośnie tempo wymiany „kopciuchów” w naszym województwie. Niezmiernie ważny jest przepis, mówiący, że gminy będą musiały zapewnić kontrolę paleniska (np. gdy zgłaszamy że sąsiad pali śmieci) w przeciągu 12 godzin od zgłoszenia. Do tej pory mieszkańcy gmin, gdzie nie ma straży gminnych czekali na takie interwencje tygodniami. Liczymy na to, że przepisy te znacznie ukrócą proceder spalania odpadów.

Małopolska to jedno z najbardziej zanieczyszczonych województw w Polsce. Nowy Program ochrony powietrza to sygnał dla władz lokalnych i obywateli, że walka ze smogiem wkracza w nowy etap. Gminy muszą teraz podjąć bardziej zdecydowane działania, aby zrealizować cele Programu.

Źródło: Polski Alarm Smogowy
Fot. Krakowski Alarm Smogowy

AMSTERDAM STAWIA NA CIEPŁO ODPADOWE

CyrusOne współpracuje z gminą Haarlem i parkiem biznesowym PolanenPark w zakresie badań nad wychwytywaniem ciepła odpadowego w swoim centrum danych Amsterdam I.

Centrum danych REIT bada ekonomiczne i techniczne możliwości pozyskania ciepła odpadowego z procesu chłodzenia wody w obiekcie, ulepszenia go i wprowadzenia do nowej sieci ciepłowniczej, aby pomóc ogrzać 15 000 domów w gminie. Haarlem planuje odcięcie się od gazu ziemnego do 2040 r., co oznacza, że musi znaleźć inne sposoby ogrzewania domów i firm.

Ciepły Meerwijk

Jest jeden problem. Jak większość centrów danych, ciepło odpadowe CyrusOne wychodzi przy średniej temperaturze 30°C (86°F), która jest jednocześnie zbyt niska dla sieci ciepłowniczej (która potrzebuje wody o temperaturze 70°C) i zbyt wysoka dla potrzeb chłodzenia obiektu. Dlatego też trzy zainteresowane strony zaproponowały wykorzystanie pompy ciepła do przekazywania ciepła z wody powrotnej do strumienia wyjściowego.

Wykorzystuje ona gaz chłodzący, który rozpręża się w celu absorpcji ciepła z jednego miejsca i jest sprężany w celu jego uwolnienia, przenosząc ciepło z jednego miejsca do drugiego. Pompy ciepła wykorzystują energię elektryczną, ale ponieważ przenoszą ciepło, a nie je wytwarzają, są kilka razy bardziej efektywne niż wykorzystanie tej energii do bezpośredniego wytwarzania ciepła.

“Bardzo ważne jest, abyśmy budowali centra danych, które działają w sposób zgodny z zasadami zrównoważonej przyszłości”, powiedział Matt Pullen, EVP i MD z CyrusOne w Europie.

Zaspokajanie potrzeb

„Pandemia Covid-19 zwiększyła zapotrzebowanie na pojemność centrów danych, ponieważ konsumenci stają się bardziej zależni od cyfrowych narzędzi do pracy zdalnej, nauki i rozrywki”, powiedział Pullen.

“Podpisanie tego protokołu ustaleń jest ogromnym postępem dla branży centrów danych i mamy nadzieję, że jest to pierwszy z wielu przypadków, w których organy samorządowe i właściciele gruntów, takie jak Urząd Miasta Haarlem i PolanenPark SADC, wykazują zaangażowanie we współpracę z CyrusOne przy podobnych zrównoważonych projektach”.

Zmiana ta nastąpiła zaledwie kilka miesięcy po tym, jak w szerszym obszarze metropolitalnym Amsterdamu zniesiono roczne moratorium na budowę nowego centrum danych, po tym, jak zgłoszono obawy dotyczące wykorzystania energii elektrycznej i stwierdzono, że branża musi poprawić sposób współpracy z lokalną społecznością.

Arnoud van der Wijk, dyrektor projektu PolanenPark, powiedział: “Amsterdamski Obszar Metropolitalny stosuje bardzo surowe warunki zrównoważonego rozwoju dla rozwoju centrów danych”.

“PolanenPark i Schiphol Trade Park w Hoofddorp, oba obiekty SADC, to dwie z bardzo niewielu lokalizacji w regionie, które spełniają te warunki. Wykorzystanie ciepła odpadowego jest jednym z ważnych filarów obu koncepcji tzw. Green Datacenter Campus. Jestem dumny, że robimy to razem: wykorzystując rurociąg do odprowadzania ciepła odpadowego do domów Meerwijk i tym samym przyczyniając się w dużym stopniu do transformacji energetycznej. Ten projekt jest unikalny dla Holandii i daleko poza nią”.

Źródło: DCD
Fot. Pixabay

INTELIGENTNE SIECI CIEPŁOWNICZE – SPOSÓB NA TRANSFORMACJĘ

Carsten Østergård Pedersen, dyrektor ds. energii w Grundfos Holding A/S w rozmawie z „Open Access Government” opowiedział o olbrzymich korzyściach płynących z inteligentnych systemów ciepłowniczych oraz tego, dlaczego zrównoważony rozwój powinien pozostać w centrum innowacji.

Grundfos, globalna firma zajmująca się pompami, opracowuje rozwiązania wodne dla milionów ludzi na całym świecie. Ponadto, zrównoważony rozwój pozostaje w centrum wszystkiego, co robią, ponieważ przesuwają one granice możliwości w zakresie efektywności energetycznej i oszczędzania wody.

Odpowiadając na pytanie w jaki sposób innowacje i zrównoważony rozwój pozostają w centrum wszystkiego, co robi Grundfos, powiedział:

„Od lat Grundfos koncentruje się na podnoszeniu sprawności naszych pomp. Teraz przenosimy ją na wyższy poziom, wykorzystując możliwości cyfrowe i przyczyniając się do zwiększenia wydajności systemu, np. inteligentnie wykorzystując dane. W ten sposób przyczyniamy się do realizacji kilku celów ONZ w zakresie zrównoważonego rozwoju, ze szczególnym uwzględnieniem działań na rzecz klimatu i czystej wody. Ta koncentracja na klimacie jest głęboko zakorzeniona w naszych wartościach i widzimy, że sięga ona aż do naszego założyciela, który stwierdził, że naszym obowiązkiem jest pozostawienie świata wnukom w lepszym stanie, niż go odziedziczymy”.

Podkreślił także wagę inteligentnego ciepłownictwa komunalnego i sposobach realizacji trzech obietnic dotyczących rozwiązań pompowych: niezawodności, wydajności i inteligencji.

„Jednym z podstawowych, ale kluczowych elementów systemu ciepłowniczego jest pompowanie ciepłej wody. Jeśli pompy nie będą działać, nie będzie ciepłej wody – co będzie miało wpływ na wielu odbiorców. Pompy muszą działać, więc niezawodność jest tak samo głęboko zakorzeniona w firmie Grundfos, jak sprawność, i to był nasz główny wyróżnik przez lata. W ostatnich latach dodaliśmy więcej inteligencji do naszej oferty, wdrażając czujniki i zaawansowane sterowanie naszymi pompami i systemami, w których one działają, co przyniosło znacznie większe oszczędności i redukcję emisji dwutlenku węgla. W ciepłownictwie doskonałym przykładem jest Grundfos iGRID, gdzie tworzymy strefy niskotemperaturowe, które zmniejszają straty ciepła i umożliwiają dodanie większej ilości odnawialnych źródeł energii, co skutkuje znacznym ograniczeniem emisji dwutlenku węgla. Jest to realizowane przy użyciu danych z sieci energetycznej w czasie rzeczywistym, rozwiązania chmury obliczeniowej, inteligentnego sterowania i standardowych pętli mieszających”.

Strefy niskotemperaturowe mogą w zrównoważony sposób zminimalizować straty ciepła, spełniając jednocześnie dokładne potrzeby odbiorców i zmniejszając ogólne ciśnienie w systemie.

„Sieci ciepłownicze są często sterowane w oparciu o wymagania klienta dotyczące najwyższego ciśnienia i temperatury. Oznacza to, że wszystkie inne odbiorniki w sieci zazwyczaj uzyskują znacznie wyższą temperaturę i ciśnienie niż faktycznie potrzebne” – powiedział.

Dodał również, że „Dzięki podziałowi miasta na mniejsze strefy o podobnym zapotrzebowaniu na ciśnienie i temperaturę można znacznie obniżyć temperaturę (np. z 90C do 60C). Prowadzi to do znacznego zmniejszenia strat ciepła z rur, a tym samym do znacznej redukcji emisji dwutlenku węgla. Niższa temperatura zasilania oznacza również, że znacznie bardziej efektywne staje się wykorzystanie odnawialnych źródeł energii w pobliskim obszarze, np. w połączeniu z pompami ciepła, które uzyskają znacznie wyższy współczynnik COP niż w przypadku umieszczenia ich w centralnej elektrowni. Pod względem ciśnienia następuje duży spadek ciśnienia od produkcji energii do ostatniego odbiorcy, co oznacza, że ciśnienia na początku sieci są zazwyczaj bardzo wysokie. Jeśli jednak zamiast tego dodamy ciśnienie tam, gdzie jest ono potrzebne (w tych strefach), ciśnienie może zostać znacznie zredukowane, a system stanie się znacznie bardziej elastyczny. Zarówno obniżenie temperatury, jak i ciśnienia doprowadzi do dłuższej żywotności rur i innych instalacji w sieci. Doprowadzi to również do zmniejszenia przepływu obejściowego z linii zasilającej do linii powrotnej, a w konsekwencji do obniżenia temperatury powrotu i zwiększenia wydajności produkcji”.

Firma Grundfos iGRID oferuje strefy temperaturowe (prefabrykowane pętle mieszalnicze) w wyrobiskach podziemnych. Są one znormalizowane, aby zapewnić klientowi krótki zwrot z inwestycji, ale są to również pompy typu “plug’n’pump”, co oznacza, że przedsiębiorstwo ciepłownicze musi tylko wykopać dół, podłączyć trzy rury, a następnie są gotowe do szybkiego uruchomienia. Po uruchomieniu dane i wartości zadane będą dostępne w naszym internetowym portalu klienta iGRID lub bezpośrednio we własnym systemie SCADA.

Źródło: Open Access Government
Fot. Pixabay

JERZY KWIECIŃSKI PODKREŚLA ZNACZENIE GAZU W CIEPŁOWNICTWIE

W czwartek odbyła się konferencja Impact’20 na której Jerzy Kwieciński podkreślił olbrzymią rolę jaką gaz odegra w ciepłownictwie.

Wziął on udział w panelu „Ambicje Polski do 2050 roku: neutralność klimatyczna oraz przyszłość polskiej energetyki: gaz, atom czy wiatr?” Tematem był między innymi plan Komisji Europejskiej związany z obniżeniem emisji gazów cieplarnianych w UE do 2030 r. o co najmniej 55 proc. w stosunku do poziomu z 1990 r.

“Z punktu widzenia Polski jest to celem szalenie ambitnym. W tej chwili to co dzieje się w Unii, to ustalanie, jakie będą cele dla poszczególnych krajów członkowskich i dla nas. Uważam, że przed Polską stoją największe wyzwania ze wszystkich krajów unijnych” – powiedział Kwieciński, dodając: „Co dla nas ważne, że pomimo, iż gaz jest uznawany za paliwo kopalne – bo jest nim, chociaż jest najmniej emisyjne i najbardziej przyjazne środowisku – to gaz ziemny w UE został uznany na czas osiągania neutralności klimatycznej, jako paliwo przejściowe. On u nas będzie odgrywał olbrzymią rolę. Nie tylko w samej czystej elektroenergetyce, ale przede wszystkim w ciepłownictwie. Bo ciepłownictwo jest jeszcze bardziej zależne niż czysta energetyka, od węgla”.

Prezes PGNiG ocenił, że celów klimatycznych stawianych przez UE nie da się osiągnąć bez gazu ziemnego, które ma być paliwem przejściowym. Cieszy go również pozytywny trend transportowania gazu w postaci płynnej (LNG), co pozwala na dywersyfikację.

Dodał również: „Gaz ziemny daje stabilność. Takiej stabilności w energetyce na razie jeszcze nie dają farmy wiatrowe i farmy słoneczne, które produkują prąd wtedy, kiedy świeci i kiedy wieje”.

Źródło: CIRE
Fot. PGNIG

SENACKA KOMISJA PRZYJĘŁA NOWELĘ USTAWY O TERMOMODERNIZACJI

Nowe przepisy mające udoskonalić m.in. działanie programów antysmogowych „Czyste powietrze” oraz „Stop smog” dostały od senackiej komisji środowiska zielone światło. Nie zaproponowała ona poprawek do nowelizacji ustawy o wspieraniu termomodernizacji i remontów.

Co zmienia nowela ustawy o wspieraniu termomodernizacji i remontów? Przede wszystkim usprawnia programy antysmogowe, tak by więcej osób mogło być beneficjentami wymiany źródła ciepła, termomodernizacji budynku. Nowe przepisy przewidują również stworzenie Centralnej Ewidencji Emisyjności Budynków – informatycznego narzędzia, “mapy” na której umieszczona byłaby informacja jakiego rodzaju ogrzewanie stosowane jest w budynkach.

Zmniejszona zostanie także liczba budynków jednorodzinnych, która umożliwi samorządom wnioskowanie o środki z programu (z 2 do 1 proc. lub 20 budynków). Jeżeli zajdzie potrzeba, przepisy przewidują jednorazowe zniesienie tego limitu – warunkiem jest wcześniejsze zawarcie przynajmniej jednego porozumienia przez gminę.

Skuteczność programu „Stop smog” ma być zagwarantowana poprzez skrócenie z 10 do 5 lat okresu utrzymania efektów przedsięwzięć niskoemisyjnych. Inwestycje zostaną rozszerzona o przyłączenie budynków do sieci elektroenergetycznej, modernizacją przyłączy ciepłowniczych czy gazowych.

Gminy będą mogły się zrzeszać i wspólnie wnioskować o wsparcie z programu. Przedsięwzięcia niskoemisyjne dotkną również mieszkań znajdujących się w zasobach mieszkaniowych gminy.

Kwota 1.2 mld zł będzie płynęła do beneficjentów programu do roku 2024.

Z kolei w przypadku „Czystego powietrza” – bez wątpienia jednego ze sztandarowych programów rządu, nowelizacja przewiduje powstanie Funduszu Ekologicznego Poręczeń i Gwarancji. Fundusz ten ma działać przy Banku Gospodarstwa Krajowego i być wspierany pieniędzmi pochodzącymi z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Zajmie się udzielaniem gwarancji i poręczeń spłaty kredytów i pożyczek udzielonych na projekty ekologiczne.

Z NFOŚiGW popłynęła teraz środki do wojewódzkich funduszy ochrona środowiska. Ta zmiana w noweli ma zapewnić z kolei realizację proekologicznych inwestycji na poziomie samorządu terytorialnego.

Narzędzie informatyczne, które posłuży do identyfikacji źródeł niskiej emisji z budynków to Centralna Ewidencja Emisyjności. System będzie gromadził informacje nt. źródeł emisji w sektorze komunalno-bytowym, które zostaną pozyskany w ogólnopolskiej powszechnej inwentaryzacji. Znajdą się w nim dane o stanie energetycznym budynków, formach udzielanej pomocy publicznej. CEEB – jak przewidują przepisy ustawy – będzie w pełni dostępna dla samorządów.

Źródło: CIRE
Fot. Pixabay