Home Archive by category Dobre praktyki

Dobre praktyki

BIOMASA JAKO POTENCJAŁ ROZWOJOWY POLSKIEGO CIEPŁOWNICTWA

Marek Pronobis, Sylwester Kalisz – Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki, Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych, Zakład Kotłów i Wytwornic Pary Politechnika Śląska Gliwice; Jerzy Majcher – MJ Doradztwo Energetyczne Jerzy Majcher, Nowa Iwiczna; Józef Wasylów – Biuro Techniki Kotłowej Sp. z o.o., Tarnowskie Góry; Józef Sołtys – Przedsiębiorstwo Techniczno-Handlowe INTERMARK, Gliwice

Mimo, iż w Polsce zarówno moc zainstalowana w ciepłownictwie jest większa od mocy zainstalowanej w elektrowniach podstawowych jak i wytwarza się więcej energii cieplnej niż elektrycznej, to stanowi ciepłownictwa poświęca się znacznie mniej uwagi zarówno pod względem prawnym jak i organizacyjnym, prawdopodobnie tylko dlatego, że dotychczas ten subsektor energetyczny miał charakter tylko sezonowy.

Tymczasem biorąc pod uwagę wymagania dyrektywy IED wraz z BREF i konkluzjami BAT, obowiązującej obydwa te subsektory energetyki zawodowej, trzeba odnotować, że znaczenie ciepłownictwa pogarsza się z roku na rok z racji zapóźnień inwestycyjnych. Ciepłownictwo zdalne będące naturalnym monopolem podlega ścisłemu nadzorowi regulacyjnemu, a zatem inwestycje finansowane z taryfowych przychodów nie zawsze prowadzą do pozytywnej oceny efektywności finansowej. O ile w zakresie wytwarzania energii elektrycznej inwestuje się w nowe elektrownie (w tym i węglowe), OZE i rozważa się budowę elektrowni atomowej, to sytuacja w ciepłownictwie pogarsza się systematycznie wraz ze starzejącym się wyposażeniem ciepłowni.

Zrozumiałe jest, że dla użytkownika końcowego najważniejsza jest cena jednostki ciepła, która – jak dotąd- jest ceną regulowaną przez URE. Nacisk społeczny na niepodwyższanie cen spowodował znaczące ograniczenie roli typowych czynników rynkowych pozwalających na rozwój tej gałęzi energetyki, a tym samym ograniczenie jej zdolności do inwestowania i perspektywicznego wieloletniego rozwoju.

Na cenę ciepła wpływ mają głównie następujące czynniki:

  1. koszt inwestycji
  2. koszt surowców energetycznych i koszty wytwarzania ciepła,
  3. koszty utrzymania infrastruktury (O&M)
  4. koszty uprawnień do emisji CO2,
  5. koszty wynagrodzeń.

Obecnie ponad 80 proc. systemów ciepłowniczych w polskich miastach opartych jest na kotłach węglowych i zwykle są to jednostki liczące kilkadziesiąt lat. Konieczność ich modernizacji, lub wymiany, wynikająca z wymogów przepisów IED i BAT wymagać będzie poniesienia nakładów na poziomie kilkudziesięciu miliardów złotych.

Sytuacja taka nakazuje przeanalizowanie kierunku rozwoju polskiego ciepłownictwa, które znalazło się w ślepym zaułku braku środków finansowych, z pętlą ograniczeń emisyjnych z jednej strony i oczekiwań społecznych na ograniczenie wzrostu cen ciepła z drugiej.

Wymagania ograniczenia emisji CO2, NOx, SO2 i pyłów oraz dążenie do dekarbonizacji przy równoczesnym wzroście znaczenia odnawialnych źródeł energii przemawiają za dokładnym przeanalizowaniem roli jaką w tym zakresie w Polsce może odegrać biomasa, zwłaszcza pochodzenia rolniczego (tzw. biomasa Agro).

Prawdopodobne jest, że na koniec 2030 roku cena ciepła z przesyłem może wzrosnąć nawet do 100 zł/GJ, jeśli nie będzie znaczących innowacji w tym zakresie.

Ciepło systemowe z dotychczasowych konwencjonalnych źródeł drożeje i jak wskazują prognozy prawdopodobnie będzie drożeć, gdyż:

  • ceny uprawnień do emisji CO2 wzrosły poziomu 7 EURO/t do 27 EURO/t, a ponadto już obecnie niemal 70 proc. uprawnień do emisji gazów cieplarnianych z wytwarzania ciepła trzeba nabyć odpłatnie;
  • spółki ciepłownicze będą się musiały dostosowywać do nowych BAT, co w przypadku węgla będzie bardzo kosztowne;
  • mniejsze systemy muszą się dostosować się do standardów emisyjnych z dyrektywy MCP;
  • konieczna jest modernizacja systemów, szczególnie mniejszych i przestawianie ich na gaz lub biomasę;
  • do 2030 ma być zrealizowany cel dotyczący podniesienia efektywności energetycznej o 30 proc., co może oznaczać spadek sprzedaży ciepła, a zatem rozłożenie tych samych lub nawet wyższych (po modernizacji) kosztów stałych na mniejszy wolumen sprzedaży.

Zatem prawdopodobne jest, że na koniec 2030 roku cena ciepła z przesyłem może wzrosnąć nawet do 100 zł/GJ, jeśli nie będzie znaczących innowacji w tym zakresie.

Analiza źródeł pozyskiwania ciepła w krajach UE wskazuje, że dobrym rozwiązaniem może być rozwój ciepłowni opartych na spalaniu biomasy, w tym zwłaszcza biomasy Agro. Przy czym dokładna analiza tego problemu wymaga odpowiedzi na kilka istotnych pytań:

  1. Czy Polska ma odpowiednie warunki do stabilnej produkcji biomasy w celach energetycznych?
  2. Czy biomasa może być bezpiecznym dla środowiska i tanim źródłem OZE?
  3. Jaki wpływ może mieć biomasa na cenę wytwarzania ciepła?
  4. Jakie warunki powinny być spełnione dla optymalnego wykorzystania biomasy?

Potencjalne zasoby biomasy w Polsce
Polska ma w porównaniu z innymi krajami UE bardzo korzystne warunki do produkcji biomasy na cele energetyczne i dotyczy to zarówno biomasy leśnej jak i pochodzenia rolniczego (Agro).

Zgodnie z danymi Instytutu Upraw, Nawożenia i Gleboznawstwa w Puławach, tylko całkowita nadwyżka słomy z upraw zbożowych, która może być wykorzystana na cele energetyczne wynosi 12,7 mln ton rocznie, a potencjał biomasy stałej z plantacji energetycznych wynosi ok. 20 mln ton, co przy założeniu wartości opałowej ok. 15 GJ/t jest równoważne ok. 300 PJ [1].

Do tego doliczyć należy jeszcze inne źródła biomasy jak odpady z zieleni komunalnej, przemysłu rolno-spożywczego, odpadów biologicznych. Sumaryczny potencjał biomasy można zatem przyjąć nawet w granicach ok. 835 PJ rocznie [2].

W 2017 r. wg danych URE firmy ciepłownicze wytworzyły (łącznie z ciepłem odzyskanym w procesach technologicznych) 431,7 PJ ciepła, a sprzedaż odbiorcom końcowym ciepła w 2017r. była na poziomie 380,196 PJ [3]. Natomiast całkowite zapotrzebowanie na ciepło w Polsce z uwzględnieniem wszystkich odbiorów szacowane jest na ok. 973 PJ w roku [4]. Można więc stwierdzić, że całe zapotrzebowanie na ciepło w naszym kraju teoretycznie mogłoby prawie w całości być pokryte tylko z biomasy, a zatem z odnawialnego paliwa pierwotnego.

Na podstawie danych URE można w przybliżeniu przyjąć, że z biomasy uzyskano ok. 32 PJ ciepła. Zakładając sprawność układów generacji ciepła tylko na poziomie ok. 75 proc. (obecnie kotły biomasowe bez problemów uzyskują ok. 87 proc.), oznacza to, że zużyto w tym celu niecałe 3 mln ton biomasy. Praktycznie oznacza to, że to nie brak tego źródła energii może stanowić problem dla krajowej energetyki, ale zorganizowanie całego spójnego systemu jej produkowania, przetwarzania i efektywnego spalania.

O tym, że jest to możliwe przekonuje produkcja rzepaku na przestrzeni ostatnich lat. Rzepak jest produkowany na cele konsumpcyjne i energetyczne (głównie produkcja biopaliw ciekłych). Solidność relacji komercyjnych pomiędzy producentami, a odbiorcami rzepaku zapewnia stałość dostaw przy stabilnym układzie cen [5]. A nie jest to problem marginalny, bo uprawy rzepaku w Polsce obejmują ok. 800-900 tys. ha zaś jego zbiory wynoszą w ostatnich latach 2,2-2,7 mln ton [6].

Ponadto oprócz rzepaku do zagospodarowania pozostaje słoma rzepakowa w ilości 3-5 t/ha (w zależności od warunków uprawy), co oznacza 2,5- 4 mln ton słomy rocznie, co przy wartości opałowej 15 GJ/t oznacza potencjalne źródło ciepła w granicach 37-60 PJ.

Tylko ten wybrany przykład udowadnia, że przy dobrej polityce rolnej i energetycznej można w krótkim czasie pozyskać duże ilości energii cieplnej z krajowej biomasy, bez potrzeby jej importowania. Przy dobrej organizacji tego rynku całe niezbędne dla gospodarki ciepło może być pozyskane tylko z samej biomasy krajowej.

Za lokalną biomasą przemawia także fakt, że z powodu kosztów transportu opłacalne jest jej stosowanie w promieniu do 50 km od miejsca produkcji. Ponieważ producenci ciepła są rozmieszczeni w miarę równomiernie na ternie kraju i biomasa jest możliwa do pozyskania ze źródeł na terenach lokalnych, to oprócz pozytywnego efektu ekologicznego wziąć pod uwagę istotne znaczenie tego źródła OZE na gospodarcze pobudzenie regionu.

Wracając do pytania: czy biomasa jest bezpiecznym i ekologicznym źródłem OZE?
W energetyce biomasa jako OZE występuje głównie w dwóch postaciach – jako biomasa leśna i pochodzenia rolniczego (Agro). Biomasa leśna jest paliwem nie sprawiającym energetyce praktycznie żadnych problemów. Spala się nie powodując żadnych negatywnych zjawisk we wszystkich typach kotłów, pozostawia niewiele popiołu (0,5 do 3 proc.), który można zagospodarować w różny sposób.

Spalanie drewna budzi jednak wiele zastrzeżeń, ponieważ wyższe ceny uzyskuje ono w innych zastosowaniach (np. w budownictwie). Z tego powodu do spalania używane są odpady przemysłu drzewnego, papierniczego i sadownictwa, których wartość energetyczna szacowana jest na ok. 160 PJ [2].

Gorzej sytuacja wygląda z biomasą Agro. Zawiera ona znacznie większą niż biomasa drzewna ilość metali alkalicznych (Na i K) pochodzących głównie z nawożenia, których zawartość może dochodzić nawet do 4 proc.. Spory udział chloru (Cl) powoduje również poważne kłopoty związane z destrukcją (korozja chlorowa) powierzchni ogrzewalnych kotłów.

Nawożenie ziemi uprawowej jest niezbędne w celu uzyskania wysokich plonów, zwłaszcza, że na uprawy biomasowe przeznaczane są gleby o niskiej bonitacji (V, VI klasa), często są to nieużytki i ugory. Najbardziej znane rośliny „energetyczne” w Polsce to: wierzba energetyczna, wierzba ostrolistna, wierzba wiciowa, topola hybrydowa, słonecznik bulwiasty, miskant olbrzymi, róża wielokwiatowa, rdest sachaliński, malwa pensylwańska. Dzięki stosowanym optymalnym metodom prowadzenia plantacji energetycznych uzyskać można plony wynoszące nawet do 30 ton suchej masy rocznie z hektara, co odpowiada ok. 400-500 GJ/ha [7].

Na tym tle warto zwrócić uwagę na ostatnio głoszone hasła potrzeby sadzenia setek milionów drzew w naszym kraju.

Według Państwowego Monitoringu Lasów w Polsce średni roczny przyrost miąższości drzew w lasach określony na podstawie pomiarów inwentaryzacji wielkoobszarowej wynosi ok. 9 m3/ha. Prawie 46 proc. przyrostu (4,1 m3/ha) jest odkładane na pniu a tylko 54 proc. podlega użytkowaniu [8]. Oznacza to, że praktycznie można wykorzystać do celów gospodarczych (w tym i energetycznych) ok. 5 m3, co ok. 2,5- 3,5 tonom suchej masy (zależnie od rodzaju drzewa) o wartości energetycznej 37-52 GJ/ha.

Wykorzystanie powierzchni przewidywanej na zalesianie do upraw roślin energetycznych pozwoli nie tylko na kilkakrotne zwiększenie ilości pozyskanej energii OZE ale także na kilkakrotne zwiększenie ilości CO2 pochłanianego z atmosfery.

Nie sposób też zgodzić się z doktrynalnym założeniem, że rolnictwo krajowe ma produkować tylko żywność, podczas gdy produkcja biomasy zawsze towarzyszy i jest komplementarna z uprawami dedykowanymi żywności. Biomasa typu Agro nie powinna być jednak marnowana, a jej zagospodarowanie na cele energetyki cieplnej, które wymaga pewnego wysiłku organizacyjnego, powinno być wspierane czytelną polityką gospodarczą państwa, tak jak się to dzieje w Austrii, Niemczech, Holandii i krajach Skandynawii.

Należy jednak wziąć pod uwagę, że biomasa typu Agro spalana w czystej postaci, ze względu na swe właściwości, powoduje praktycznie we wszystkich typach kotłów pewne negatywne zjawiska jak:

  1. zagniwanie w okresie składowania połączone z emisją bakterii, zarodków pleśni i związków odorowych,
  2. żużlowanie i zanieczyszczanie powierzchni ogrzewalnych kotła spowodowane niską temperaturą spiekania popiołu,
  3. wysokotemperaturowa korozja chlorowa,
  4. zwiększona ilość emisji pyłów;
  5. trudności z zagospodarowaniem popiołów.

Te problemy spowodowały znaczne podwyższenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła z tego paliwa, co wynika z obniżenia sprawności kotłów, konieczności częstego ich zatrzymywania i kilkudniowego postoju w celu czyszczenia z nawisów żużla i osadów popiołu lotnego oraz często, usuwania uszkodzeń korozyjnych. Dla zakładów energetycznych wykorzystujących biomasę koszty utrzymania i eksploatacji mogą być nawet 6-krotnie wyższe niż dla zakładów spalających węgiel, co ma istotny wpływ na koszty produkcji ciepła [9].

Możliwość poprawienia procesu spalania biomasy
Zagadnienia związane z poprawą procesu spalania biomasy Agro są od wielu lat przedmiotem badań naukowców z Zakładu Kotłów i Wytwornic Pary Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej. Prace badawcze realizowano w laboratoriach, a następnie na kotłach różnych typów o mocy od kilku kW do 200 MW. Wynikiem tych prac było opracowanie technologii przetwarzania i spalania biomasy, zwłaszcza typu Agro w różnych typach i konstrukcjach kotłów. Przedmiotem badań były różne dodatki do biomasy jako jej komponenty a także sposób ich aplikacji. Badano m.in. kaolin, bentonit, dolomit, oliwin oraz haloizyt ze złoża Dunino.

Najlepszym z nich z punktu widzenia eliminacji negatywnego oddziaływania okazał się haloizyt Dunino. Ten rzadki minerał należy do grupy glinokrzemianów warstwowych. Jego strukturę kryształów zbudowanych z nanopłytek i nanorurek uwidacznia zdjęcie obrazu mikroskopowego – Rys. 1.

Haloizyt Dunino ma mieszaną budowę płytkowo-rurkową [Rys. 1] i odznacza się następującymi cechami:

  1. duża powierzchnią właściwa (surowy – 65 m2/g, aktywowany – do 500 m2/g)
  2. duża porowatość ziaren (ok. 70 proc.) ułatwiająca reaktywność całej ich objętości,
  3. zdolność wiązania metali alkalicznych (K, Na) i ciężkich
  4. wysoka temperatura topnienia (pow.1500oC),
  5. katalityczne właściwości w czasie procesu spalania ułatwiające spalanie węglowodorów ciężkich (smolistych),
  6. zdolność aglomeracji nanocząstek popiołu, co sprzyja redukcji emisji pyłów.
Rys 1 Widok mikroskopowy SEM haloizytu Dunino

Zalety stosowania haloizytu Dunino jako dodatku w czasie spalania biomasy, RDF i węgla w energetyce zestawiono w Tabl. 1


Tabl. 1 Zalety haloizytu Dunino w zakresie stosowania go jako dodatku do spalania w energetyce

Warunkiem pełnego wykorzystania jego właściwości jest zastosowanie go w postaci optymalnie dobranej dla danego paliwa i typu kotła. Jak wynika z dotychczasowych badań, najlepsze wyniki uzyskuje się w następujących przypadkach:

  1. Wstępne mieszanie haloizytu z paliwem w postaci granulatu, peletu lub brykietu.
    Ta metoda sprawdza się we wszystkich rodzajach kotłów. Przyleganie ziaren dodatku do powierzchni paliwa i jego dobra dyspersja zapewnia dobre oddziaływanie haloizytu jako katalizatora, sorbentu i czynnika sprzyjającego aglomeracji nanocząstek popiołu.
    Tak przygotowane paliwo nie wymaga żadnych zmian konstrukcyjnych kotłów i zapewnia uzyskanie najlepszych rezultatów przy najmniejszej ilości dodatku. Zmodyfikowane paliwo przygotowywane jest przez dostawców, przy czym także oni nie muszą zmieniać swego wyposażenia produkcyjnego.
  2. Dodawanie haloizytu o odpowiednim uziarnieniu do złoża w kotłach fluidalnych.
    Ziarna haloizytu stopniowo się ścierają uwalniając płytkowe i rurkowe kryształy ze swej powierzchni, które działają na stałe i gazowe produkty spalania. Haloizyt do złoża może być podawany wraz z paliwem lub oddzielnie. W takim przypadku kocioł powinien być wyposażony w odpowiednią instalację dozującą.
  3. Wdmuchiwanie pylistego haloizytu do komory spalania.
    Ta metoda ma zastosowanie głównie w kotłach pyłowych. Parametry podawania haloizytu do kotła i miejsce jego podawania powinno zapewniać homogeniczność ładunku palnego. Krótki czas spalania utrudnia uzyskanie jednorodności składu substratów w turbulentnej komorze spalania, co wiąże się z niepełnym wykorzystaniem dodatku.
  4. Dodawanie haloizytu na linię transportu (taśmociąg) podawania paliwa.
    W przypadku pyłowych kotłów spalających biomasę (a także węgiel) korzystne jest także podawania gruboziarnistego i surowego haloizytu na linię paliwa przed młynami. Mielenie haloizytu wraz z biomasą poprawia warunki mielenia, zmniejsza możliwość samozapłonu biomasy i sprzyja redukcji rozmiaru ziaren, co ma korzystny wpływ na proces spalania.

Na Rys.2 i 3 oraz w Tabl. 2 pokazano pozytywny wpływ zastosowania haloizytu na proces spalania w różnych typach kotłów.

Rys. 2 Wpływ dodatku haloizytu na strukturę popiołu z przedpaleniska kotła zasilanego biomasą (obraz B wykazuje wyraźnie mniejsze oblepienie powierzchni ogrzewalnych rur ekranowych popiołem i żużlem)

Rys. 3 Wpływ dodatku haloizytu na emisję pyłów w kotle OP 650 przy współspalaniu biomasy i węgla

Pokazane przykłady potwierdzają szerokie możliwości i zalety zastosowania haloizytu Dunino w energetyce cieplnej wskazując na istotne polepszenie warunków użytkowania kotłów. W kontekście ciepłownictwa na uwagę zasługuje zastosowanie tego dodatku w kotłach rusztowych, stanowiących źródło większości wytwarzanego ciepła. Spalanie w tych kotłach biomasy z dodatkiem haloizytu w postaci pelet lub brykietu, przy odpowiedniej ilości i homogenizacji dodatku, powinno zapewnić poprawę sprawności procesu spalania, zredukować zjawiska szlakowania i zanieczyszczania powierzchni ogrzewalnych a także zredukować emisję pyłów, szkodliwych gazów i metali ciężkich.



Tabl. 2 Wpływ dodatku haloizytu na wskaźniki pracy kotła ze złożem fluidalnym w elektrowni Cuijk (Holandia)

Mieszanie samego haloizytu z paliwem w postaci kawałkowej wymaga większej ilości dodatku i bardzo intensywnego mieszania, przy czym uzyskiwane rezultaty są gorsze niż w przypadku paliwa wstępnie przygotowanego np. w postaci pelet. Należy też podkreślić,że niestaranne mieszanie, lub zasypywanie haloizytu na warstwę paliwa przynieść może tylko nieznaczne korzyści, bądź nawet może przyczynić się do pogorszenia niektórych parametrów spalania (np. kiedy warstwa haloizytu pokryje paliwo w stopniu utrudniającym dostęp tlenu).

W przypadku spalania biomasy w rusztowych kotłach węglowych należy także mieć na uwadze odmienny przebieg spalania obu paliw.

W przypadku wykorzystania pyłu drzewnego zawsze trzeba pamiętać, że w mieszance z powietrzem tworzy on mieszaninę wybuchową. Istotną zaletą haloizytu jest to, że jego dodanie podnosi temperaturę zapłonu i zmniejsza ryzyko samozapłonu lub wybuchu. Samozapłon pyłu z biomasy, nie musi występować tylko w zasobnikach pyłu, lecz także we wszystkich innych miejscach, gdzie taki pył może osiadać.

W zależności od jakości przygotowania biomasy (stopień rozdrobnienia, pelety, pył) należy zmodernizować istniejące kotły rusztowe, przystosowując je do spalania biomasy „Agro” lub zabudować w ich miejsce nowe kotły. Zabudowując nowe kotły przystosowane do spalania odpowiednio przygotowanego paliwa, można wykorzystać istniejącą w kotłowni infrastrukturę (budynek kotłowni, instalacje pompową, wyciągową, AKPiA, itp.).

Należy tu zwrócić uwagę, że obecnie projektowane i budowane kotły na biomasę odznaczają się wysoką sprawnością, niskimi kosztami O&M oraz niskimi wskaźnikami emisji szkodliwych gazów, co już czyni je jednostkami bardzo konkurencyjnymi w porównaniu z kotłami węglowymi, a czas działa szybko na ich korzyść jeśli uwzględni się radykalne i szybkie działania dekarbonizacyjne w krajach UE.

Aspekty ekonomiczne – możliwości obniżenia kosztów wytwarzania ciepła
Panuje ogólne przekonanie, że biomasa musi być paliwem drogim, a wytwarzana z niej energia należy do najdroższych wytwarzanych ze źródeł odnawialnych. Nic bardziej błędnego, jeśli się wykona rachunek ciągniony i uwzględni wszystkie koszty w tym koszty uniknięte, wynikające z zastosowania addytywu w postaci haloizytu.

Według różnych źródeł na cenę ciepła w ciepłowniach osiedlowych składają się koszty jego produkcji (ok. 70 proc.), koszty węzłów cieplnych (ok. 5 proc.) i koszty przesyłu (ok. 25 proc.). Z kolei udział paliwa w samych kosztach produkcji ciepła wynosi 40-50 proc.. Jest faktem, że dotychczas w przypadku spalania zwlaszcza biomasy Agro szczególnie wysokie są wysokie koszty stałe i zmienne utrzymania i eksploatacji kotła.

Biomasa Agro z powodu swego składu (matale alkaliczne) powoduje zwiększone szlakowanie i zanieczyszczanie powierzchni ogrzewalnych kotła, korozję chlorową, zmniejsza sprawność procesu spalania.

O ile kocioł węglowy pracować może zwykle przez cały rok przechodząc tylko normalne przeglądy okresowe, to kotły spalające biomasę Agro muszą być zatrzymywane w celu czyszczenia, zwykle co kilka tygodni do kilku miesięcy, przy czym częstość czyszczenia jest zależna od składu biomasy. Każdy postój to nie tylko koszty czyszczenia i ewentualnych napraw, ale także utrata zysków pochodzących ze sprzedaży energii i ewentualnych dofinansowań (np. zielone certyfikaty, dofinansowania z aukcji mocy dyspozycyjnej). Wg dostępnych danych, koszty eksploatacyjne kotłów biomasowych mogą być nawet 5-6 krotnie wyższe od tych kosztów dla kotłów węglowych [9].

Zastosowanie optymalnie dobranych dodatków do spalania może przynieść następujące korzyści:

  • znaczącą redukcę kosztów eksploatacji,
  • wzrost sprawności procesu spalania biomasy,
  • redukcję kosztów na oczyszczanie spalin,
  • możliwości dodatkowych dochodów ze sprzedażu popiołów, które mogą być użyte do produkcji nawozów i materiałów budowlanych wysokiej jakości (np. geopolimery).

Według danych URE średnia cena sprzedaży ciepła wytworzonego w jednostkach niebędących jednostkami kogeneracji wynosiła w 2018r. [10]:

  • źródła węglowe – 41,89 zł/Gj
  • źródła OZE (głównie biomasa) – 44,20 zł/GJ
  • źródła gazowe – 63,55 zł/GJ,
  • źródła olejowe – 80,71 zł/ GJ.

Na uwagę zasługują także uśrednione dane dotyczące wskaźnika wykorzystania mocy, które wynoszą [10]:

  • dla węgla – 85 proc.
  • dla biomasy i biogazu – 80 proc..

Z powyższych rozważań widać, że dzięki wykorzystaniu haloizytu, wynik wskaźnika wykorzystania można bez problemu osiągnąć taki sam lub wyższy niż dla węgla.

Zgodnie z danymi KOBIZE, wytworzenie 1 GJ ciepła odpowiada emisji 94,61 – 95,48 kg CO2 dla węgla kamiennego i 106,31-110,76 kg CO2 dla węgla brunatnego, w zależności od rodzaju źródła ciepła [11]. Aktualnie cena emisji jednej jednostki CO2 wynosi już ok. 27 EUR/t, co odpowiada ok. 116 zł/t [12]. Ten wirtualny rynek poprzez administracyjne decyzje w zakresie ograniczania przyznawanych limitów, wyraźnie zmierza do wzrostu cen emisji CO2, co wielokrotnie się ujawniało po każdej interwencji KE UE związanej z ustalaniem limitów pozwoleń na emisję. Zgodnie z dotychczasowymi publikacjami UE, należy się spodziewać w najbliższych latach co najmniej dwukrotnego wzrostu tego wskaźnika.

Zakładając dla węgla wskaźnik emisji tylko na poziomie 95 kg CO2/GJ, oznacza to dodatkowy koszt ceny ciepła ze źródeł scentralizowanych o ok. 11 zł/GJ, a w bliskiej przyszłości ten wzrost kosztu może sięgać nawet ok. 20 zł/GJ.

Jeśli do wytworzenia ciepła użyje się biomasy, pojawi się możliwość uniknięcia tej opłaty emisyjnej. Aktualnie cena biomasy wynosi ok. 15-20 zł/GJ (loco odbiorca). W kwietniu 2019 r. indeks PSCMI 2 odzwierciedlający poziom cen węgla (loco kopalnia) w sprzedaży do ciepłowni przemysłowych i komunalnych i innych odbiorców przemysłowych i pozostałych odbiorców krajowych w przeliczeniu na uzyskiwaną z węgla energię wynosił 13,01 zł/GJ [13]. W sumie zatem korzyść z zastosowania biomasy, uwzględniając tylko koszty związane z paliwem, wynosi ok. 2-9 zł/GJ, co w praktyce daje istotne możliwe zredukowanie kosztów ciepła, zwłaszcza przy obecnych tendencjach wzrostu jego ceny, uwzględniając tylko koszty związane z paliwem.

W sumie zatem, dzięki zastosowaniu osiągalnych i możliwych do szybkiego wprowadzenia zmian w przygotowaniu i spalaniu biomasy, można w krótkim czasie obniżyć koszty wytwarzania ciepła z tego źródła energii
od 12 do 34 zł/GJ

Na wysokie dotychczas koszty wytwarzania energii z biomasy Agro składają się jednak nie tylko koszty paliwa, ale też koszty związane z utrzymaniem ruchu. Eksploatacja kotłów zasilanych biomasą związana jest z wysokimi kosztami ich czyszczenia, napraw i postojów. Dane na ten temat są bardzo rozbieżne, ale i tak wszystkie potwierdzają, że koszty O&M (Operation & Maintenance) wynoszą dla elektrowni zasilanych węglem kamiennym – wg danych URE 50 -71 EUR/kW w skali roku [7] a dla biomasy 124-292 EURO/kW [9], co przy założeniu typowych czasów eksploatacji i sprawności układów oznacza ok. 8-11 zł/GJ dla węgla i 20-50 zł/GJ dla biomasy. Inne źródła podają koszty O&M dla węgla w wysokości ok. 9 zł dla węgla i ok. 53 zł dla biomasy i biogazu.

Jeśli jednak dzięki zastosowaniu dodatków do spalanej biomasy uda się obniżyć koszty O&M tylko o 50%, to będą one porównywalne z tymi kosztami dla węgla, a to będzie oznaczało dalsze obniżenie kosztów wytwarzania ciepła z biomasy o 10 -25 zł/GJ.

W sumie zatem, dzięki zastosowaniu osiągalnych i możliwych do szybkiego wprowadzenia zmian w przygotowaniu i spalaniu biomasy, można w krótkim czasie obniżyć koszty wytwarzania ciepła z tego źródła energii o 12 do 34 zł/GJ. Istnieje więc realna szansa wytwarzania ciepła z biomasy na poziomie kosztów niższych niż ciepła z węgla.

Można zatem stwierdzić, że nie ma w tym zakresie przeszkód natury technicznej, a aktualnie istnieją w Polsce tylko przeszkody natury prawnej i organizacyjnej. Dopóki nie stworzy się dla biomasy sytuacji porównywalnej pod względem prawno-technicznym warunków podobnych do istniejących w zakresie wytwarzania biopaliw ciekłych, to trudno się spodziewać wzrostu produkcji z tego źródła zarówno energii cieplnej jak i elektrycznej. Ciepło z węgla będzie coraz droższe, a ciepła z biomasy nie będzie. W odróżnieniu od energii elektrycznej, ciepła nie da się importować od naszych sąsiadów i trzeba będzie za nie płacić coraz więcej.

Sytuacja w innych krajach UE
Odpowiednie dane pokazano w Tabl. 3.



Tabl. 3 Dane Eurostatu w zakresie wykorzystania biomasy i biopaliw do wytwarzania energii w krajach UE w roku 2016 [14]

Dane w Tabl. 3 pochodzą z 2016r. a od tego czasu sytuacja zmieniła się znacząco na niekorzyść Polski. Od innych krajów Polskę odróżnia brak wizji i perspektywicznej polityki dotyczącej wzrostu roli biomasy w energetyce, w tym i w ciepłownictwie.

W innych krajach działają stabilne i przewidywalne systemy finansowania biomasy w energetyce. Stabilność przepisów powoduje, że ceny energii pozyskiwanej z biomasy systematycznie spadają i w niektórych krajach nie ma już potrzeby wsparcia finansowego tej energii. Na uwagę zasługuje także fakt, że kraje takie jak Niemcy, Holandia czy Dania praktycznie zużywają do celów energetycznych cała dostępną biomasę krajową i aby zwiększyć ilość energii z tego źródła dodatkowo jeszcze importują biomasę. Tymczasem w Polsce co roku marnują się miliony ton tego cennego paliwa, a równocześnie importuje się je w ostatnich latach w ilościach do kilku milionów ton rocznie.

Uwagi końcowe
Biomasa nie znajduje swego miejsca w żadnych planach rozwoju OZE lub jest tylko śladowo uwzględniana pomimo wielkiego potencjału.

Ostatnio słychać głosy o potrzebie zwiększenia upraw buraka cukrowego do celów energetycznych, przy czym pomysły te opierają się na zastosowaniu go do produkcji biogazu. Oczywiście, ten pomysł zasługuje na uwagę, ale przy analizie biomasy jako OZE należy uwzględnić, że energia z biogazu rolniczego jest prawie dwukrotnie droższa niż energia pozyskiwana ze spalania biomasy, przy czym ilość energii pozyskanej z jednego hektara z roślin energetycznych jest większa niż z buraków przetwarzanych na biogaz. Nie bez znaczenia pozostaje też fakt, ze biogazowni w Polsce jest zaledwie kilkadziesiąt, a kotłów wytwarzających ciepło z węgla, które mogą być przystosowane do spalania biomasy jest kilka tysięcy, przy czym są one już podłączone do sieci grzewczej.

Zasilanie ciepłowni lokalną biomasą przystosowaną do spalania w różnych kotłach nie tylko obniżyłoby koszty wytwarzania ciepła, lecz także przyczyniłoby się do lokalnego ożywienia gospodarczego obejmującego zarówno producentów biomasy jak i zakłady jej przetwarzania.

Przeznaczenie na ten cel części środków z programu „Ciepło powiatowe” przyniosłoby wieloletnie pozytywne skutki zarówno dla energetyki jak i dla polskiego rolnictwa. Koncentrowanie się w zakresie rozwoju OZE tylko na energii solarnej i z wiatru nie uwzględnia braku przewidywalności pozyskiwania energii z tych źródeł, podczas gdy energia z biomasy jest możliwa do pozyskiwania w każdym czasie. Wszystkim zainteresowanym uruchomieniem produkcji biomasy zmodyfikowanej do postaci paliwa niestwarzającego problemów eksploatacyjnych w kotłach wszystkich typów oraz przystosowaniem istniejących instalacji do tego paliwa autorzy opracowania służą swym doświadczeniem i pomocą przy podejmowaniu stosownych decyzji.

Stworzenie warunków do wykorzystania krajowej biomasy w energetyce pozwoliłoby Polsce na spełnienie przyjętych zobowiązań dotyczących OZE przy relatywnie niewielkich nakładach inwestycyjnych i przy dużych korzyściach dla całej gospodarki i tym samym uniknąć wysokich grożących naszemu krajowi kar.
Fot. Pixabay

Literatura

[1]http://www.biomasa.pw.iung.pulawy.pl/pdf/prezentacje_biomasa/1_Jarosz_BIOMASALUBLIN 2015.pdf

[2] Ekonomiczne i prawne aspekty wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Polsce http://www.pga.org.pl/prawo/ekonomiczne_i_prawne_aspekty.pdf

[3] https://www.ure.gov.pl/pl/cieplo/charakterystyka-rynku/7674,2017.html

[4] Regulski B.: Energetyka cieplna – oferta dla pakietu https://slideplayer.pl/slide/17162068/

[5] /https://agroprofil.pl/aktualnosci/rzepak-najtanszy-od-8-lat/

[6] Główny Urząd Statystyczny, Użytkowanie gruntów i powierzchnia zasiewów w 2017r., Warszawa 2018.

[7] Krawczyk A.: Biomasa pochodzenia rolniczego – uprawa i wykorzystanie https://www.dodr.pl/II/5/22/4/6/5.pdf

[8] Stan zdrowotny Lasów w Polsce

[9] Mrowiec D.: Jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej (LCOE) jako wskaźnik porównawczy kosztów produkcji różnych źródeł. Energetyka nr 2/2019.

[10] Sprawozdanie Prezesa URE za 2018r.

[11] Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami – Wartości opałowe (WO) i wskaźniki emisji CO2 (WE) w roku 2015 do raportowania w ramach Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji za rok 2018).

[12] Notowania uprawnień EUA do emisji CO2, ceny węgla energetycznego ARA na przyszły rok oraz ceny paliw. CIRE, 27.06.2019 r. https://www.cire.pl/item,182649,1.html)

[13] https://polskirynekwegla.pl/indeks-pscmi-2

[14] Bioenergy Europe, Statistical Report, 2018 Edition.

POLSCY NAUKOWCY KONTRA SMOG I LOTNE POPIOŁY

Naukowcy z Krakowa, Lublina i Warszawy pracują nad technologią przetworzenia lotnych popiołów powstających podczas spalania węgla w materiały przydatne do konserwacji zabytków, oczyszczania ścieków lub nawożenia gleb. Popioły lotne powstające podczas spalania węgla m.in. potęgują zjawisko smogu.

Prace są realizowane przez konsorcjum FUNash, w ramach którego siły połączyli naukowcy z Politechniki Lubelskiej, Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie i Uniwersytetu Warszawskiego. Na projekt otrzymali ponad 21 mln zł od Fundacji na rzecz Nauki Polskiej w ramach programu TEAM-NET – poinformowała PAP.

– Zamierzamy wykorzystać otrzymane materiały do produkcji mieszanek mineralno-asfaltowych na ciepło oraz betonów samonaprawiających. Całkowitą nowością będzie technologia produkcji biocementów w konsolidacji gleb piaszczystych i rewitalizacji uszkodzeń powierzchni kamiennych, w tym zabytków kultury – powiedział PAP prof. dr hab. inż. Wojciech Franus z Wydziału Budownictwa i Architektury Politechniki Lubelskiej, która jest liderem projektu FUNash.



MIĘDZYJEDNOSTKOWA FEDERACJA EKSPERTÓW
Prace badawcze w projekcie FUNash będą prowadzone przez sześć niezależnych zespołów badawczych. Będą one ściśle ze sobą współpracować i wymieniać się uzyskiwanymi wynikami – co zdaniem kierownika projektu może zaowocować powstaniem nieoczywistych i unikatowych rozwiązań technologicznych. Federacja PL, AGH i UW będzie świadczyła usługi oraz dostarczy nowych technologii i produktów wytworzonych na bazie popiołów lotnych. Takie portfolio będzie oferowane różnym gałęziom gospodarki.

Naukowcy opracują technologie dla wielu dziedzin gospodarki, m.in. budownictwa, rolnictwa czy inżynierii środowiska. Szacują, że dzięki tak szerokiej gamie produktów i technologii, zagospodarowanie popiołów lotnych w Polsce zwiększy się o 3 do 5 proc.

To istotne – zaznaczają, ponieważ co roku w polskich elektrowniach i elektrociepłowniach powstaje około 4 mln ton popiołów lotnych. Około 60 proc. tych odpadów wykorzystuje się do produkcji betonu i cementu, do stabilizacji gruntów przy budowie dróg oraz jako materiał podsadzkowy i do likwidacji otworów wiertniczych w kopalniach.

– Nie zmienia to faktu, że wciąż ogromne ilości popiołów są składowane i zanieczyszczają środowisko. Część z nich, jako materiał drobnoziarnisty, jest wywiewana, co potęguje zjawisko smogu. Ponadto składowiska odpadów zajmują przestrzeń, którą można wykorzystać do innych celów. Do tego dochodzą wysokie koszty składowania i tzw. opłaty środowiskowe, którymi obciążeni są producenci. Korzystniejsza jest zatem utylizacja popiołów, niż ich składowanie – przekonuje prof. Franus.

Popioły z energetyki mogą służyć jako biocement do konserwacji zabytków. Nowe technologie pozwolą przygotować podłoża mineralne o specyficznych właściwościach fizyczno-chemicznych. Następnie zostaną one zaszczepione odpowiednimi bakteriami, np. produkującymi węglan wapnia. Jak wskazuje prof. Franus, taki modyfikowany mikrobiologicznie cement będzie się nadawał do rewitalizacji uszkodzeń na zabytkach kultury. Aby móc wykorzystać biocement na szerszą skalę, najpierw trzeba opracować wydajne technologie syntezy materiałów funkcjonalizowanych na bazie popiołów. Tym właśnie zajmie się w ramach konsorcjum FUNash jeden z zespołów z Politechniki Lubelskiej. Kolejny zespół z tej uczelni będzie tworzyć hybrydy mineralno-mikrobiologiczne i testować możliwości ich wykorzystania w budownictwie

Innym nowatorskim rozwiązaniem będzie zamiana popiołów w sorbenty, przeznaczone do usuwania zanieczyszczeń z wód, ścieków i gleb. Oczyszczą one środowisko z metali, antybiotyków, pestycydów i herbicydów

Innym nowatorskim rozwiązaniem będzie zamiana popiołów w sorbenty, przeznaczone do usuwania zanieczyszczeń z wód, ścieków i gleb. Oczyszczą one środowisko z metali, antybiotyków, pestycydów i herbicydów. To zadanie stoi przed grupą badawczą z Wydziału Geologii, Geozyki i Ochrony Środowiska Akademii Górniczo-Hutniczej.

Nad eliminacją zanieczyszczeń ze środowiska będzie też pracować zespół z Wydziału Biologii Uniwersytetu Warszawskiego. Naukowcy wzbogacą materiały otrzymane z popiołów substancjami organicznymi (np. serwatką lub melasą), a następnie osadzą na nich bakterie przeprowadzające proces bioremediacji wody, gleby lub powietrza.

– Dzięki takiemu połączeniu bakterie będą działały stabilniej i efektywniej, a proces bioltracji będzie miał większe szanse powodzenia. Analogiczną metodą będzie zastosowanie w oczyszczalniach ścieków bakterii denitrykacyjnych osadzonych na materiałach funkcjonalizowanych, pochodzących od popiołów lotnych” – mówi prof. Wojciech Franus.

W ramach projektu powstanie technologia produkcji nawozów mineralno-organicznych z dodatkiem węgla brunatnego, przeznaczonych dla gatunków roślin dominujących w Europie. Ten etapu prac przeprowadzą badacze z Akademii Górniczo-Hutniczej.

Biolodzy z Uniwersytetu Warszawskiego zamierzają wykorzystać materiały wytworzone z popiołów jako podłoża dla mikroorganizmów stymulujących wzrost roślin, przyspieszających proces kompostowania lub hamujących rozwój patogenów roślinnych. To ostatnie zastosowanie pozwoli na naturalne wyeliminowanie topatogenów, bez konieczności używania groźnych dla środowiska pestycydów. Naukowcom udało się już wyselekcjonować i przetestować szczepy bakterii i grzybów, nadające się do wykorzystania w zaproponowanych bionawozach. Szczepy zimnolubne można stosować w naszej strefie klimatycznej.
Fot. Pixabay

CENTRUM ZDROWIA DZIECKA PRZEJDZIE TERMOMODERNIZACJĘ

Szpital Instytut Pomnik – Centrum Zdrowia Dziecka w Międzylesiu przejdzie termomodernizację. Koszt całej inwestycji to ok. 64 mln zł, z czego ok. 58 mln zł pochodzić będzie z dotacji NFOŚiG.

Termomodernizacja obejmie 15 budynków wchodzących w skład Instytutu. Projekt obejmuje m.in. montaż 14 instalacji ogniw fotowoltaicznych o łącznej powierzchni 1075 m2, wymianę oświetlenia, wymianę instalacji wewnętrznych, ocieplenie przegród zewnętrznych, wymiana elewacji w budynku głównym, modernizację instalacji wentylacji, wymianę okien oraz wymianę drzwi.

Celem remontu jest redukcja emisji CO2, obniżenie kosztów zużycia energii elektrycznej i cieplnej oraz zmniejszenie zapotrzebowania na energię pierwotną i końcową w budynku. Prace związane z termomodernizacją zakończą się 31.12.2021 r.

W podpisaniu umowy uczestniczyli ministrowi: środowiska Henryk Kowalczyk i zdrowia Łukasz Szumowski.

Henryk Kowalczyk
minister środowiska (z prawej)

– Wsparcie ze strony Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki wodnej będzie miało podwójny skutek. Termomodernizacja pozwala znacznie obniżyć zużycie energii w budynku. Skorzysta na tym nie tylko środowisko, ale i sam szpital – bo zmiany pozwolą na znaczne obniżenie kosztów funkcjonowania. Przełoży się to także na komfort przebywających tu pacjentów i ich bliskich – powiedział minister Henryk Kowalczyk.
Fot. Pixabay, materiały prasowe Ministerstwa Środowiska

KALORYFER DO WYMIANY

Wymiana lub likwidacja grzejnika w mieszkaniu to kłopot dla całej wspólnoty, a zwłaszcza dla administratora, jeśli nie przestrzega się odpowiednich przepisów.

Zdarza się, że podczas remontu właściciel mieszkania rezygnuje z grzejnika w jednym z pomieszczeń. Bo mieszkanie było zbyt ciepłe, bo na ścianie, gdzie był kaloryfer chce teraz postawić szafę, bo burzy ściankę działową, przy której był grzejnik. I wydaje mu się, że skoro dokonuje zmiany wewnątrz swojego mieszkania, może to zrobić bez niczyjej zgody lub powiadomienia zarządcy budynku.


Grzejniki są integralną częścią instalacji grzewczej budynku. Z tego względu ich wymiana wymaga zgody właściciela budynku oraz jego zarządcy, odpowiedzialnych za stan instalacji

Nic bardziej mylącego. Grzejniki są integralną częścią instalacji grzewczej budynku. Z tego względu ich wymiana wymaga zgody właściciela budynku oraz jego zarządcy, odpowiedzialnych za stan instalacji. Likwidacja grzejnika, albo zamontowanie dodatkowego, jest niezgodne z prawem oraz zakłóca bilans cieplny obiektu. W takiej bowiem sytuacji pomieszczenie, w którym nie ma już grzejnika, ale pozostały piony, pobierać będzie z nich więcej ciepła. W dodatku do pomieszczenia z niższą temperaturą przez ściany i stropy będzie przenikać więcej ciepła z lokali położonych obok. To oznacza większe koszty po stronie sąsiadów.

Parametry do ustalenia
Dlatego aby dokonać tego rodzaju zmiany nawet we własnym mieszkaniu musimy uzyskać zgodę wspólnoty. Inaczej mogą czekać nas sankcje prawne i finansowe. Podobnie zresztą kłopoty może mieć zarządca wspólnoty. Bo to na zarząd wspólnoty mieszkaniowej nakłada się obowiązek powiadomienia nadzoru budowlanego o samowolnym demontażu grzejnika przez mieszkańca. W myśl bowiem rozporządzenia ministra spraw wewnętrznych i administracji w sprawie warunków technicznych użytkowania budynków mieszkalnych z 16 sierpnia 1999 roku każdy budynek powinien być eksploatowany zgodnie z uzyskanymi warunkami technicznymi użytkowania.

Jak dobrać grzejnik do pomieszczenia?

Ponieważ parametry cieplne lokalu nie mogą się zmienić, dlatego tak ważne jest, by wspólnota mieszkaniowa określiła parametry grzejnika do usunięcia lub wymiany, a zasady wymiany grzejników i ponoszenia kosztów tej operacji zawarła w zapisach regulaminu rozliczania ciepła, przyjętego uchwałą przez wszystkich właścicieli lokali. Zgoda wspólnoty powinna być poprzedzona obliczeniami cieplnymi i hydraulicznymi, żeby nowy grzejnik nie zakłócał pracy systemu i spełniał wymagania dokumentacji technicznej (moc, nastawy).

Wymiana powinna być przeprowadzona przez konserwatora wspólnoty lub pod jego nadzorem tak, by założone w projekcie nastawy były odpowiednie. Jeśli właściciel chce zmienić grzejnik na ładniejszy, w innym kolorze czy kształcie, to on pokrywa wszelkie koszty.
Fot. Pixabay

EKSPANSJA OZE TRWA

Międzynarodowa Agencja Energetyczna (International Energy Agency – IEA) opublikowała raport Renewables 2018, czyli analizę rynku OZE w latach 2018-2023. Pokazuje ona m.in. światowe trendy rozwoju energetyki odnawialnej w sektorach energii elektrycznej, ciepła i transportu.

Autorzy raportu zauważają, że odnawialne źródła energii będą kontynuowały ekspansję w ciągu najbliższych pięciu lat, dzięki czemu pokryją 40 proc. globalnego wzrostu zużycia energii.
Co ważne, wykorzystanie OZE nadal najszybciej wzrasta w sektorze energii elektrycznej, a ze względu na słabsze wsparcie polityczne i dodatkowe bariery w zakresie wdrażania, wykorzystanie źródeł odnawialnych rozwija się znacznie wolniej w sektorach transportu i ciepła.

Globalny wzrost zużycia energii w roku 2018

Według raportu prognozują kontynuację wzrostu energetyki słonecznej i wiatrowej w sektorze energii elektrycznej. Natomiast bioenergia ma pozostać największym źródłem energii odnawialnej ze względu na powszechne zastosowanie w sektorze ciepła i transportu, w sektorach, w których inne odnawialne źródła energii odgrywają obecnie znacznie mniejszą rolę.

Takie rozwiązania to część strategii IEA dotyczącej „martwych punktów” systemu energetycznego, czyli kwestii, które są kluczowe dla rozwoju sektora energetycznego, ale które otrzymują mniej uwagi niż na to zasługują. Tutaj IEA mówi m.in. o wpływie klimatyzatorów na popyt na energię elektryczną, a także rosnącym wpływie produktów petrochemicznych na światowe zapotrzebowanie na ropę naftową.

Chiny przodują
Raport jako lidera globalnego wzrostu w energii wskazuje Chiny, co w ocenie autorów opracowania jest wynikiem polityki prowadzącej do obniżenia emisyjności wszystkich sektorów i zmniejszenia szkodliwego lokalnego zanieczyszczenia powietrza. Do 2023 r. Chiny przegonią Unię Europejską w konsumpcji energii z OZE. Natomiast największy udział energii z OZE w 2023 roku będzie miała Brazylia – prawie 45 proc. całkowitego zużycia energii końcowej, napędzany znacznym udziałem bioenergii i energii wodnej.


Do 2023 r. Chiny przegonią Unię Europejską w konsumpcji energii z OZE. Natomiast największy udział energii z OZE w 2023 roku będzie miała Brazylia – prawie 45 proc. całkowitego zużycia energii końcowej, napędzany znacznym udziałem bioenergii i energii wodnej

Moc źródeł OZE przyrosła w 2017 r. o 178 gigawatów (GW), odpowiadając za ponad dwie trzecie światowego wzrostu mocy netto. Największy wzrost wśród OZE odnotowały źródła PV – 97 GW, z czego ponad połowa przypada na Chiny. Jednocześnie w ich ocenie mamy do czynienia z niewykorzystanym potencjałem bioenergii m.in. w przemyśle cementowym i cukrowym. Wzrost bioenergii w sektorach przemysłu, transportu i energii elektrycznej może być równie duży, jak w przypadku innych odnawialnych źródeł energii w sektorze energii elektrycznej. Znaczna część tego potencjału opiera się na odpadach.
Fot. Pixabay

CIEPŁO Z CHIŃSKIEGO REAKTORA

Przed 40 laty gorąca woda z elektrowni atomowej w Żarnowcu miała ogrzewać domy Trójmiasta. Skończyło się na pomysłach, bo siłownia atomowa w Polsce nie powstała. Takie siłownie powstały za to w Chinach. I będą ogrzewać mieszkania.

Dwa lata temu władze Pekinu planowały wydać 2,7 mld dolarów na oczyszczenie powietrza w stolicy Chin. Pieniądze te miały zostać przeznaczone na wygaszanie starych przedsiębiorstw i rozpoczętych już budów elektrowni węglowych. Do tego na redukcję starych aut emitujących szkodliwe spaliny. Pilnować tych działań miała specjalna policja smogowa, która miała karać nawet te osoby, które po prostu grillowały na wolnym powietrzu albo spalały śmieci czy drewno. Wszystko na darmo. Pekin leży w kotlinie, otoczony jest od zachodu i północy górami, często więc powietrze nad tą gigantyczną metropolią stoi w miejscu i zbierają się w nim wszystkie zanieczyszczenia emitowane w mieście. W ten sposób powstaje coś w rodzaju kopuły ze smogu. I z piasku! Bo silne w tym rejonie wiatry potrafią przenieść czerwone piaski znad pustyni Gobi i Takla Makan. Piasek, unosząc się w owej smogowej kopule, jeszcze bardziej utrudnia życie mieszkańcom stolicy Państwa Środka.

Sposoby produkcji ciepła: zalety i wady

Nic więc dziwnego, że Chińczycy, w poszukiwaniu rozwiązań energetycznych jak najmniej zanieczyszczających powietrze w Pekinie emisją spalin, sięgnęli po rozwiązanie z zakresu czystej energii. Dlatego China National Nuclear Corporation (CNNC) zakończył instalację cyfrowego systemu sterowania i kontroli w niskotemeperaturowym reaktorze typu basenowego Yanlong, przeznaczonego do zasilania sieci ciepłowniczej. Koncern rozpoczął opracowywanie reaktora Yanlong (DHR-400) dla celów ciepłowniczych w listopadzie 2017 roku. Koncepcja reaktora o mocy 400 MWt bazuje na projekcie reaktora „49-2” opracowanego przez China Institute of Atomic Energy (CIAE) w Tuoli, 35 km na płd. od Pekinu w „China Nuclear Town” oraz doświadczeniach zdobytych przez firmę podczas 50-letniej bezpiecznej i stabilnej eksploatacji reaktorów badawczych typu basenowego. Reaktor pracuje w niskiej temperaturze i pod normalnym ciśnieniem atmosferycznym. Jego projektowany okres użytkowania wynosi 60 lat. Co bardzo ważne, ze względu na niemal brak ryzyka stopienia rdzenia można go zlokalizować w pobliżu miast.

Priorytet czystej energii
Firma CNNC chce budować tego typu reaktory zwłaszcza na potrzeby miast na północy Chin, które w okresie zimy zużywają duże ilości paliwa do ogrzewania mieszkań i infrastruktury. Koszty uzyskiwanego w taki sposób ciepła są znacznie niższe od gazu i porównywalne ze spalaniem węgla. Brak emisji substancji, które tworzą smog, jest w długoterminowej perspektywie także korzystny dla zdrowia ludzi i środowiska.
Chiński rząd przyjął za priorytet wykorzystywanie czystej energii do celów ciepłowniczych. Przyjęto plan do roku 2021, w którym podkreśla się konieczność stosowania innowacyjnych czystych technologii do ogrzewania i zwraca się uwagę na wykorzystywanie do tego celu również energii jądrowej.

Prace badawcze w Chinach nad możliwością stosowania energii jądrowej do celów ciepłowniczych rozpoczęto na początku 1980 roku, czyli w czasie, gdy tysiące kilometrów na zachód od Pekinu miała już działać polska elektrownia atomowa. W latach 1983-1984 Institute of Nuclear Energy and Technology (INET) na Uniwersytecie Tsinghua wykorzystywał reaktor basenowy do ogrzewania pobliskich budynków. W tym czasie w instytucie opracowano dwa rodzaje reaktorów jądrowych do celów grzewczych – jeden typu basenowego i drugi typu zbiornikowego. Ostatecznie zdecydowano się na reaktor zbiornikowy. Konstrukcja eksperymentalnego reaktora jądrowego o mocy 5 MWt (NHR5) zaczęła powstawać w INET w 1986 roku, a ukończono ją w roku 1989. Na podstawie tego projektu opracowano większą, demonstracyjną wersję reaktora ciepłowniczego NHR200-II. Obecnie na Uniwersytecie Tsinghua prowadzone jest studium wykonalności pierwszej ciepłowni jądrowej wykorzystującej technologię reaktora NHR200-II.


Małe reaktory modułowe (SMR) są przewidziane w przyszłości nie tylko do wytwarzania energii elektrycznej, ale także do dostarczania ciepła

– Małe reaktory modułowe (SMR) są przewidziane w przyszłości nie tylko do wytwarzania energii elektrycznej, ale także do dostarczania ciepła – stwierdził podczas sympozjum World Nuclear Association Symposium 2018 Mingguang Zheng, dyrektor Shanghai Nuclear Engineering Research & Design Institute i wiceprezes State Nuclear Power Technology Company. Podkreślił on także, że wykorzystywanie przez Chiny paliw kopalnych do ogrzewania powoduje bardzo poważne zanieczyszczenie powietrza w miesiącach zimowych. – Energia jądrowa, szczególnie stosowana do zasilania centralnego ogrzewania, jest bardzo ważna, aby zapobiegać zanieczyszczeniu powietrza i zwiększać długość życia ludzkiego – stwierdził Zheng.
Fot. Pixabay

POLSKO-DUŃSKIE SYMPOZJUM CIEPŁOWNICZE

„District Heating Road Show -Business Exchange Seminar In Danmark” – taką nazwę nosiło sympozjum z udziałem przedstawicieli sektora ciepłowniczego Polski i Danii.

Głównym celem sympozjum było zapoznanie przedstawicieli sektora ciepłowniczego Polski ze strategiami ciepłowniczymi w Danii, rynkiem biznesowym, kierunkami transformacji duńskiego ciepłownictwa, najnowszymi trendami technik wymiany ciepła, uwarunkowaniami środowiskowymi oraz perspektywą ciepłownictwa 4.0., zakładającą stosowanie w przyszłości sieci niskoparametrowych, powiązanych z rozwiązaniami cyfrowymi.

Wartością dodaną sympozjum były wizyty referencyjne w przedsiębiorstwach ciepłowniczych w Danii, począwszy od przedsiębiorstw ciepłowniczych dużych miast jak Kopenhaga jak i małych lokalnych ciepłowni o mocach rzędu 3MWt zainstalowanych w małych miasteczkach. Każda z wizyt referencyjnych w poszczególnych dystryktach ciepłowniczych poprzedzona była szerokimi prezentacjami teoretycznymi, pełnymi danych technicznych i opisów struktury danego systemu ciepłowniczego. Zebrane doświadczenia na pewno zaprocentują w określaniu kierunków rozwoju i zmian struktur ciepłowniczych trwającej transformacji sektora ciepłowniczego w naszym kraju i w naszym przedsiębiorstwie.

Polski sektor ciepłowniczy reprezentowali przedstawiciele firm: PGNIG Termika, Veolia Energia Poznań S.A., PEC Olsztyn, LPEC Lublin, Veolia Energia Warszawa, PGE Energia Ciepła S.A. PEC Gliwice. W spotkaniu uczestniczyli także przedstawiciele sektora ciepłowniczego Danii oraz delegacje Duńskiej Ambasady w Polsce oraz Polskiej Ambasady w Danii .

Sympozjum zostało zorganizowane przy współudziale: Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie (IGCP), Danish Board of District Heating (DBDH). Całe sympozjum odbyło się pod patronatem Ambasady Królestwa Danii.
Fot. Pixabay

KLIMAT NA LEPSZE

Opracowanie planów adaptacji do zmian klimatu w miastach powyżej 100 tys. mieszkańców to nowatorski projekt Ministerstwa Środowiska, którego głównym celem jest ocena wrażliwości na zmiany klimatu polskich miast i zaplanowanie działań adaptacyjnych, adekwatnych do zidentyfikowanych zagrożeń.

– Adaptacja do zmian klimatu jest stosunkowo nowym trendem w polityce rozwojowej państw i miast, której nie można lekceważyć – mówi wiceminister ochrony środowiska Sławomir Mazurek. Minister zwrócił uwagę, że miasta są szczególnie wrażliwymi obszarami, w których koncentrują się najpilniejsze wyzwania, od niedoboru wody i złej jakości powietrza, po zakłócenia gospodarcze i niestabilność społeczną.

Obecnie ludność polskich miast ocenia się na około 23,3 mln osób, co stanowi ponad 60 proc. populacji kraju – skala problemu jest więc olbrzymia. Projekt stanowi pierwszy krok na drodze do adaptacji terenów miejskich do zmian klimatu, przykład dla innych obszarów i punkt odniesienia dla dalszych prac w zakresie adaptacji w Polsce.

Jakie zmiany klimatu dotykają polskie miasta?
Każde miasto mierzy się ze specyficznymi dla swojej struktury i uwarunkowań zagrożeniami klimatycznymi. Polska jest bardzo zróżnicowana pod tym kątem. Wśród ekstremalnych zjawisk pogodowych dotykających kraj można wymienić m.in. wysokie temperatury (notuje się regularny wzrost średniej rocznej temperatury; w okresie 1951–2010 zaobserwowana różnica wynosi 1,2°C) czy ulewne deszcze (zwiększone opady roczne o 10-15 proc.). Powodzie, podtopienia, susze – to bezpośrednie zagrożenia dla bezpieczeństwa mieszkańców, ich sytuacji mieszkaniowej i infrastruktury miast. Zmiany klimatu niosą za sobą również problem deficytu wody i rozwoju gatunków inwazyjnych, stanowiących zagrożenie dla zdrowia ludzi. Przyrost liczby zachorowań związany jest również m.in. z falami upałów – wyniki badań prowadzonych w Polsce dowodzą wzrost śmiertelności z powodu chorób układu krążenia na poziomie ok. 18 proc. w efekcie ekstremalnie wysokich temperatur.

Jak MPA mogą wpłynąć na życie mieszkańców?
Wdrożenie Miejskich Planów Adaptacji realnie zmieni codzienność mieszkańców miast. Zmodernizowane systemy ochrony przeciwpowodziowej, efektywne schematy gospodarowania zasobami wodnymi czy rozwój systemów informowania i ostrzegania przed zagrożeniami sprawią, że mieszkańcy poczują się bezpieczniej. Estetyczne zmiany w infrastrukturze miejskiej i na terenach zielonych, obniżenie ryzyka termicznego, poprawa warunków mieszkaniowych i inwestycyjnych za sprawą planów zagospodarowania przestrzeni miejskiej – to wszystko wpłynie na komfort życia w mieście i ograniczenie ryzyka, które płynie ze skutków zmian klimatu.

W inicjatywie biorą udział 44 polskie miasta, dzięki czemu jest to największe tego typu przedsięwzięcie w Europie. Miasta otrzymują kompleksowe dokumenty identyfikujące zagrożenia wynikające ze zmian klimatu oraz dopracowane, indywidualnie dobrane rozwiązania adaptacyjne. Jednolita dla wszystkich miast, ale elastyczna metodyka, zapewnia spójność strukturalną wszystkich 44 miejskich planów adaptacji do zmian klimatu  i pozwala uwzględniać cechy indywidualne poszczególnych miast.
Fot. Pixabay

“LEKCJE CIEPŁA” WYRÓŻNIONE PRZEZ KOMISJĘ EUROPEJSKĄ

W konkursie “The EU Sustainable Energy Awards” zorganizowanym przez Komisję Europejską wyróżnione zostały „Lekcje Ciepła” – projekt edukacyjny realizowany w Polsce przez dostawców ciepła systemowego. To jedyny polski projekt, który znalazł się kiedykolwiek w tym konkursie.

W 2019 roku spośród kilkuset nadesłanych do konkursu
“The EU Sustainable Energy Awards” projektów wybrano 12, które wyróżniono w czterech kategoriach: Zaangażowanie, Przywództwo, Innowacyjność i Młodzież.

„Lekcje Ciepła” to projekt edukacyjnoekologiczny, realizowany przez dostawców ciepła systemowego w szkołach podstawowych, na terenie miast w których działają dostawcy. „Lekcje Ciepła”, wraz z dwiema innymi inicjatywami, walczyły o tytuł zwycięzcy w kategorii „Youth” (działania skierowane do młodzieży). Ostatecznie prowadzony przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie projekt edukacyjny znalazł się wśród trzech wyróżnionych w kategorii działań skierowanych do młodzieży.

Agnieszka Ościłowska, koordynatorka projektu
Jacek Szymczak, prezes IGCP

– Edukacja dzieci ma ogromne znaczenie dla naszej przyszłości – mówi Jacek Szymczak, prezes IGCP. – Ucząc je dziś poprawnych zachowań, tworzymy dobre nawyki na przyszłość. Także w obszarze racjonalnego korzystania z energii. Jest to tym bardziej ważne, że to obece dzieci będą przyszłymi konsumentami energii, a być może także decydentami – dodaje prezes. Zdaniem Szymczaka wyróżnienie w konkursie Komisji Europejskiej, to ważny sygnał, że ciepłownictwo systemowe może być skutecznym narzędziem służącym poprawie jakości powietrza i zrównoważonemu wykorzystaniu energii.

O projekcie „Lekcje Ciepła”
Dostawcy ciepła systemowego dbają o świadomość najmłodszych w kwestii ekologii. Z tego względu prowadzą działania edukacyjne w przedszkolach i szkołach podstawowych prowadząc „Lekcje Ciepła”. Podczas zajęć maluchy dowiadują się, w jaki sposób powstaje ciepło oraz jak z niego korzystać mądrze. Pomagają w tym książeczki edukacyjne z serii „Czerwony Kapturek w mieście”. To ciąg dalszy znanej historii, w którym Czerwony Kapturek razem z babcią i mamą decydują się na wyprowadzkę z niebezpiecznego lasu, by zamieszkać na osiedlu. Babcia nie musi już nosić drewna na opał, bo korzysta z ciepła systemowego, a wnuczka może częściej odwiedzać babcię, której towarzyszy zaczarowany kot Klucha, objaśniający dziewczynce skąd ciepło bierze się w kaloryferach oraz jak z niego korzystać, by się nie marnowało.

Dotychczas dostawcy ciepła systemowego przekazali w szkołach i przedszkolach już ponad 50 tys. egzemplarzy edukacyjnych i przeprowadzili wiele lekcji ciepła w ponad 50 miejscowościach na terenie całej Polski. Część zajęć np. w Bełchatowie, Lublinie, Włocławku, Rudzie Śląskiej i Gnieźnie wspierały urzędy miasta i zajęciom patronował prezydent miasta. Lekcje odbywały się w różnych formach – teatralnej z udziałem prezydentów miast oraz dyrektorów szkół w rolach postaci z książeczki, czasem przedstawienie pokazywali starsi uczniowie szkół, w których odbywały się lekcje, innym razem z historią zapoznawali aktorzy z miejscowych teatrów.

Przemyśl
Włocławek
Włocławek
Lublin

Na koniec zajęć dzieci otrzymywały dyplomy i książeczki, a także kolorowanki. Działania edukacyjne dla najmłodszych to dopiero początek działań skierowanych do uczniów. Planowane są także zajęcia dla klas starszych oraz liceów, które będą wyjaśniać kwestie powstawania smogu w miastach oraz emisji zanieczyszczeń do atmosfery. Tymczasem o tym, jak można zlikwidować zanieczyszczenie powietrza w miastach uczy gra edukacyjna „Czarny Smog”, w którą można zagrać na komputerze lub tablecie.

Biała Podlaska
Gniezno
Bełchatów
Kościerzyna

Jeśli chcesz posłuchać bajek w wersji audio, zapraszamy na stronę ciepło dla dzieci.

Działania edukacyjne dostawców ciepła systemowego realizują założenia europejskiej strategii „District Heating and Cooling Strategy” (tłum. Strategia dot. Ciepłownictwa Systemowego i Chłodnictwa), która zakłada inicjowanie działań podnoszących świadomość w zakresie energii i klimatu. Jednym z punktów tej strategii jest realizacja długofalowych programów edukacyjnych i zachęcanie do racjonalnego korzystania z energii.
Fot. Materiały prasowe IGCP

W ESTONII PALIWO I ENERGIA POWSTAJĄ Z OPON

Eesti Energia, spółka macierzysta operującego na polskim rynku Enefitu, rozpoczęła produkcję paliwa płynnego i energii elektrycznej ze zużytych opon, których w Estonii przybywa 12 tys. ton rocznie. Między innymi w ten sposób firma chce przyczyniać się do promowania gospodarki o obiegu zamkniętym oraz do ochrony środowiska.

Grupa Eesti Energia dysponuje kogeneracyjną technologią, która umożliwia jednoczesne wytwarzanie paliwa płynnego i energii elektrycznej. Technologia ta jest unikalna na skalę światową oraz stanowi najbardziej efektywną i przyjazną dla środowiska metodę wzbogacania łupków bitumicznych. Dodatkowo, pozwala między innymi na wytworzenie paliwa poprzez zastąpienie do 10 proc. łupków zużytymi oponami.

Eesti Energia jest jednym z największych wydobywców i przetwórców łupków bitumicznych na świecie oraz największym producentem energii elektrycznej w krajach bałtyckich. Przy tak dużej skali produkcji Grupy, technologia Enefit w znaczny sposób przyczynia się nie tylko do zagospodarowania powstałych odpadów w postaci zużytych opon, ale również do ograniczenia wykorzystania zasobów naturalnych, jakimi są łupki.

Jak zauważa Hando Sutter, prezes zarządu Grupy, produkcja paliwa z opon jest bardzo ważna dla rozwoju przemysłu opartego na łupkach bitumicznych, ponieważ pokazuje, jak przemysł energetyczny może uczestniczyć we wdrażaniu rozwiązań z zakresu gospodarki obiegu zamkniętego i wspomagać ochronę środowiska.


– Pomagamy ponownie wykorzystać cenne zasoby, a tym samym produkujemy energię i jednocześnie redukujemy ślad środowiskowy oraz przyczyniamy się do rozwiązania problemu ekologicznego – mówi Hando Sutter, prezes zarządu Grupy Eesti Energia.

– Pomagamy ponownie wykorzystać cenne zasoby, a tym samym produkujemy energię i jednocześnie redukujemy ślad środowiskowy oraz przyczyniamy się do rozwiązania problemu ekologicznego – mówi Hando Sutter, prezes zarządu Grupy Eesti Energia.

Jak pokazuje przykład Grupy, wdrożenie elementów gospodarki obiegu zamkniętego jest możliwe także w przypadku bardzo dużych koncernów – również tych energetycznych – operujących na szeroką skalę. Technologia Enefit pozwala na poddanie recyklingowi do 260 000 ton zużytych opon rocznie. Początkowo spółka skupi się na przetwarzaniu odpadów zebranych na terenie Estonii. Wydajność elektrowni umożliwia rozważenie pozyskania opon także z innych krajów.

Rozwiązanie wspiera także Ministerstwo Środowiska w Estonii, które zaapelowało do Unii Europejskiej o pozwolenie na wykorzystanie opon w powyższy sposób. Minister Środowiska, Rene Kokk, podkreśla, że wykorzystanie zużytych opon, które dotychczas nie znajdowały zastosowania, jest bardzo ważnym elementem recyklingu odpadów.

Eesti Energia, do której należy działający w Polsce Enefit, jest estońskim państwowym koncernem energetycznym z własnym górnictwem, konwencjonalnym i odnawialnym wytwarzaniem energii, dystrybucją i międzynarodowym obrotem energią. Firma powstała w 1939 roku i jest jednym z największych wydobywców i przetwórców łupków bitumicznych na świecie. Udział Grupy w estońskim rynku energii elektrycznej wynosi 60 proc., a w rynku krajów bałtyckich łącznie 25 proc.

W 2018 r. przychody ze sprzedaży Grupy Eesti Energia sięgnęły 875 mln euro, a EBITDA była równa 283 euro. W tym czasie sprzedaż energii w ramach Grupy Eesti Energia wyniosła 9,2 TWh, a zysk netto 106 mln euro.
Fot. Newseria