Home Archive by category Polecane

Polecane

KU PRZYSZŁOŚCI. JAK SIĘ ZMIENIA POLSKIE CIEPŁOWNICTWO

746 0

Kryzys energetyczny, którego nadal doświadczamy w Polsce i Europie, to szansa na przyspieszenie transformacji sektora ciepłowniczego.

Ciepłownictwo systemowe, jak cała energetyka, stoi przed ambitnymi wyzwaniami wynikającymi z jednej strony z sytuacji gospodarczej i politycznej na kontynencie, z drugiej zaś strony – z wymogami unijnymi odnośnie do celów klimatycznych.

Zadania dla branży

Priorytetem jest dekarbonizacja ciepłownictwa systemowego, przy zachowaniu jego konkurencyjności cenowej. Horyzont czasowy to rok 2050, kiedy wszystkie budynki w Unii Europejskiej, zarówno mieszkalne, jak i użyteczności publicznej, mają spełniać wymóg bezemisyjności. Ten unijny cel przekłada się na dostarczanie ciepła, które nie jest wytwarzane w oparciu o paliwa kopalne.

Ciepło systemowe ogrzewa 42 proc. gospodarstw w Polsce

Zgodnie z danymi URE udział odnawialnych źródeł energii kształtuje się w tej chwili na poziomie około 10 proc. W przygotowywanej nowelizacji dotyczącej OZE dyrektywy Red III zapisano dynamiczny wzrost w systemach ciepłowniczych udziału odnawialnych źródeł o 2,2 pp rocznie. W Sejmie tymczasem znajduje się nowelizacja polskiej ustawy o OZE, do której dopiero ma zostać zaimplementowana dyrektywa Red II! Tymczasem udział OZE w 2030 roku dla całej UE w trzech energochłonnych sektorach – przemyśle, w tym energetyce oraz budynkach i transporcie – powinien osiągnąć ambitny poziom 42,5 proc. 

Jak wynika z raportu URE, obecnie w Polsce 90 proc. OZE stanowi biomasa. Czas na dywersyfikację nośników energii – mocniejsze postawienie na geotermię, produkcję biometanu i opracowanie technologii, która pozwoli na zatłaczanie go do sieci gazowych, oddawanie do użytku instalacji termicznego przekształcania odpadów (rocznie produkujemy około 14 mln ton odpadów komunalnych, z czego 4 mln ton nadają się do przekształcenia), wykorzystywanie w większym stopniu ciepła odpadowego, np. z przemysłu czy serwerowni. Ważnym celem dla IGCP i ciepłowników jest zrównanie ciepła z odpadów i ciepła odpadowego pod względem prawnym. Obecnie tylko część biodegradowalna odpadów (szacowana na około 40 proc.) jest traktowana jako OZE.  

Rozwój energetyki wiatrowej i fotowoltaiki wymusi budowę magazynów ciepła: nie tylko dobowych, ale także sezonowych. Do systemu ciepłowniczego są włączane instalacje fotowoltaiczne czy pompy ciepła. Z drugiej zaś strony – zmienia się zakres usług świadczonych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze: są tworzone rozwiązania wyspowe dla źródeł OZE niepowiązanych z systemem ciepłowniczym.  

Kolejnym kluczowym warunkiem dla przeprowadzenia transformacji, która wymaga olbrzymich nakładów, jest poprawa rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych. Tylko poprawa rentowności zapewni wkład własny – konieczny, by móc skorzystać z zewnętrznych źródeł finansowania.

Strategiczne wyzwania dla sektora ciepłowniczego


*odchodzenie od węgla, zwiększanie udziału OZE i ciepła odpadowego;
*poprawa kondycji ekonomicznej przedsiębiorstw;
*zwiększenie efektywności energetycznej budynków;
*zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego.

Jak pokazuje przygotowany przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie raport „Czyste Ciepło”, wiele przedsiębiorstw ciepłowniczych realizuje ambitne projekty modernizacyjne, implementując nowoczesne technologie i rozwiązania. Te inwestycje wymagają czasu, zapewnienia źródeł finansowania, a także wsparcia legislacyjnego i instytucjonalnego. Branża tymczasem nadal czeka na rozwiązania systemowe – opracowanie strategii dla ciepłownictwa systemowego, która wskazałaby kierunki transformacji i zakres konkretnych zmian.

Nowe wymagania dotyczące budynków

Od 2026 roku budynki użyteczności publicznej, a od 2028 roku wszystkie nowe budynki mieszkalne mają być zasilane bezemisyjnie (czyli ciepłem produkowanym z OZE albo ciepłem odpadowym). Parlament Europejski (PE) przyjął zapis, że budynki nowe i po głębokiej termomodernizacji mogą być także ogrzewane ciepłem produkowanym w systemach ciepłowniczych spełniających warunek efektywnego systemu ciepłowniczego. PE przygotowuje też korzystną nowelizację dyrektywy dotyczącej efektywności energetycznej, która potwierdza, że do 2045 roku również produkcja ciepła w wysokosprawnej kogeneracji będzie pozwalała na zaliczenie systemu ciepłowniczego do efektywnego. Obecnie, około 20 proc. przedsiębiorstw ciepłowniczych spełnia warunek efektywnego systemu. Polityka energetyczna Polski (PEP 2040) zakłada, że w 2030 roku takich systemów będzie 80 proc.

Efektywny energetycznie system ciepłowniczy, zgodnie z obecną definicją (nowa zacznie obowiązywać po przyjęciu dyrektywy o efektywności energetycznej), to taki, w którym wykorzystuje się co najmniej w 50 proc. energię z odnawialnych źródeł energii lub w 50 proc. ciepło odpadowe, lub w 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji, lub w 50 proc. połączenie źródeł energii i ciepła, o których mowa wyżej.

Cały czas otwartą kwestią pozostaje nowelizacja systemu handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla, a tymczasem w ciągu 4–5 lat ma zostać wprowadzony odrębny system, tzw. ETS 2 dla budynków ogrzewanych paliwami kopalnymi oraz transportu. To rozwiązanie wymusi  m.in poprawę efektywności energetycznej budynków poprzez ich głęboką termomodernizację oraz ma zapewnić środki na ochronę gospodarstw domowych.  

Zgodnie z założeniami systemu ETS 2 dostawcy, sprzedawcy paliw kopalnych zostaną obciążeni kosztami emisji. Maksymalna cena uprawnień nie może przekroczyć 45 euro, co oznacza, że wszystkie budynki zasilane ciepłem produkowanym z paliw kopalnych, będą obciążone dodatkowym podatkiem. Jednocześnie zapowiedziano stworzenie społecznego funduszu w wysokości 76,7 mld euro, z czego około 17 proc. środków ma być przeznaczone dla Polski, m.in. osłonowo dla gospodarstw domowych dotkniętych podwyżkami cen ciepła czy energii elektrycznej. Od 2026 do 2030 roku przedsiębiorstwa ciepłownicze będą mogły dodatkowo pozyskiwać 30 proc. darmowych uprawnień (ich równowartość kwotową muszą przeznaczyć na inwestycje redukujące emisję dwutlenku węgla). Warunkiem ich otrzymywania będzie opracowany, a następnie realizowany, program inwestycyjny redukujący emisję dwutlenku węgla.

Ciepło systemowe dla zdrowia i klimatu

Główną przyczyną zanieczyszczenia powietrza w Polsce jest niska emisja z nieocieplonych budynków. Instytut Certyfikacji Emisji  Budynków (ICEB) szacuje, że w okresie zimowym około 97 proc. Polaków jest narażonych na duże i bardzo duże stężenia szkodliwych substancji w powietrzu. Dlatego też jednym z założeń PEP 2040 jest, aby w 2030 roku wszystkie budynki korzystały z ciepła systemowego albo ze źródeł energii zero- lub niskoemisyjnych.

Ciepło systemowe odgrywa bowiem istotną rolę w redukcji emisji dwutlenku węgla i walce ze smogiem. Sektor w znikomym stopniu odpowiada za niską emisję, a co więcej w ciągu ostatnich kilkunastu lat znacznie ograniczył emisję szkodliwych substancji do atmosfery, głównie pyłów (o 89,24 proc.), dwutlenku siarki (o 80,84 proc.), tlenków azotu (o 59,68 proc.), emisja zaś dwutlenku węgla obniżyła się o około 15,54 proc. (za raportem URE „Energetyka cieplna w liczbach” 2021).

Warto zwrócić uwagę na wyniki certyfikacji przedsiębiorstw ciepłowniczych prowadzonej przez ICEB. Pokazują one, ile razy ciepło systemowe służące do ogrzewania budynku i przygotowania ciepłej wody użytkowej generuje mniej zanieczyszczeń do środowiska naturalnego, szczególnie pyłów zawieszonych i wielopierścieniowych węglowodorów aromatycznych, w porównaniu z referencyjnym budynkiem zasilanym z lokalnej kotłowni węglowej.   

Certyfikaty „PreQurs” potwierdzają, że ciepło systemowe jest nierozerwalnie związane z ograniczeniem szkodliwych dla zdrowia Polaków emisji.

Źródło: Magazyn Ciepła Systemowego

OPTYMALIZACJA TECHNICZNO-EKONOMICZNA SYSTEMÓW CIEPŁOWNICZYCH – MODEL CYFROWY CIEPŁOWNI Z OZE I MAGAZYNAMI CIEPŁA

972 0

Ciepłownicy w Polsce w najbliższych latach będą mogli skorzystać z kilku nowych technologii ciepłowniczych,  w tym pogodozależnych OZE i magazynów ciepła,  i wielu szans na pozyskanie finansowania na modernizację systemów. Wobec rosnącej złożoności problemu i niespotykanej wcześniej dynamiki zmian, warto skorzystać z nowoczesnych narzędzi do przygotowania procesów inwestycyjnych w ciepłownictwie,  w tym z modelu cyfrowego ciepłowni.

Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO), na podstawie kilkuletnich praktycznych doświadczeń ,opracował raport: Projektowanie i optymalizacja systemu ciepłowniczego z OZE i magazynami ciepła. Wykorzystanie metodologii „digital twin” i modelowania TRNSYS. Raport jest poradnikiem przedstawiającym ścieżkę uniwersalnego sposobu działania, z której może skorzystać każda ciepłownia. Jego najważniejszą częścią jest połączenie trzech wpływających na siebie elementów: modelu cyfrowego ciepłowni (digital twin), ukierunkowanych na inwestycje analiz przestrzennych i lokalizacyjnych (tzw. warunki brzegowe) oraz dostosowanych do rynku ciepłowniczego analiz ekonomicznych.

Proponowana procedura przygotowania, optymalizacji i realizacji inwestycji wymaga ściślej współpracy z zarządem przedsiębiorstwa energetyki cieplnej. Dysponując raz wykonanym, opartym na rzeczywistych danych i uwzględniającym realne ograniczenia, modelem zmodernizowanego systemu, możliwe jest szybkie wprowadzanie zmian i uzyskanie optymalnych rozwiązań. Cały proces decyzyjny zamyka się wtedy w paru scenariuszach, a przedsiębiorstwo ciepłownicze wybiera z nich ten, który będzie dla niego odpowiedni.

Raport w przystępny sposób pokazuje, jak w racjonalny ekonomiczne (zoptymalizowany) sposób zaprojektować i zoptymalizować system ciepłowniczy z odnawialnymi źródłami energii i magazynem ciepła. Raport poszerza wiedzę o tym, jak mechanizmy prawne i systemy wsparcia oraz narzędzia informatyczne będą wytyczały kierunki rozwoju branży ciepłowniczej w najbliższych latach. Oprogramowanie (środowisko) TRNSYS to narzędzie przydatne dla ciepłowników, pozwalające na dokładne zwymiarowanie i zaprojektowanie systemu ciepłowniczego z OZE oraz ustalanie tzw. hierarchii pracy źródeł wytwórczych.

– Dzięki proponowanej procedurze wspartej modelem cyfrowym ciepłowni i symulacjami, trudne i skomplikowane zadania transformacji energetycznej ciepłowni można i zoptymalizować, i uprościć oraz zmniejszyć ryzyka techniczne i ekonomiczne na etapie prac nad koncepcją i podejmowania decyzji – wyjaśnia Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO). –Symulacje potwierdzają ostatecznie, że pomimo korzystania z pogodozależnych OZE, dzięki magazynom ciepła odbiorcy ciepła w każdej chwili dostaną odpowiednią ilość zdekarbonizowanego ciepła o wymaganej temperaturze i po koszcie nie wyższym niż obecnie.  

Jednym z pierwszych przedsiębiorstw ciepłowniczych, które poszukiwało sposobu na wiarygodny plan przejścia z węgla na zeroemisyjne OZE i uniknięcia nadmiernej ekspozycji na ryzyka związane z cenami tzw. paliw przejściowych (gaz, odpady, biomasa), jest PEC Końskie. Jako pionier w planowaniu ambitnej transformacji ciepłownictwa nie mogło, przynajmniej na początku, korzystać z systemów wsparcia ani z takich narzędzi, jak model cyfrowy ciepłowni.  Tomasz Szatkowski, prezes PEC Końskie, po zapoznaniu się z tezami raportu, stwierdził, że planując wprowadzenie pojedynczych OZE do systemu ciepłowniczego, nie wiedział jeszcze, na czym w szczegółach polegać może przeskok z ciepłowni II do IV-V generacji.

– Najpierw dostrzegłem, że – dążąc do zwiększania udziałów OZE – potrzebuję magazynu ciepła, potem – że najbardziej przyda się magazyn sezonowy, który daje największe możliwości, a potem – że V generacja ciepłowni nie polega na tym, że zastępuje się jedno drożejące źródło ciepła, drugim – najlepiej  tańszym – podkreśla prezes Tomasz Szatkowski. – Muszę też wkalkulować zmienność pogody, dynamikę zmian regulacji i cen paliw, inteligentny system sterowania itp., a tego nie da się zrobić bez elastycznego modelu cyfrowego całej ciepłowni i symulacji pracy każdego źródła.

W sprawie wyboru najtańszych OZE autorzy raportu zwracają  uwagę, że w obliczaniu kosztów ciepła dla odbiorców (LCoH), same nakłady inwestycyjne CAPEX mają często mniejsze znacznie niż koszty operacyjne OPEX, w tym ceny paliw i uprawnień do emisji CO2 i ryzyka z nimi związane.

Na wybór  ostatecznego rozwiązania, po symulacjach i optymalizacji, wpływają też prognozy cen paliw i energii, uzyskane oferty (ceny) na urządzenia w danej technologii, dostępność do odnawialnych zasobów energii i odpowiednich gruntów pod inwestycje czy warunki związane z pozyskaniem finansowania prywatnego, bankowego i dotacji. Autorzy potwierdzają, że (po skoku kosztów w ciepłownictwie w latach 2021-2023)  inwestycje w OZE i magazyny ciepła stały się w Polsce już opłacane na zasadach rynkowych, ale jednocześnie wskazują, że analizowane koncepcje i opracowane studia wykonalności pozwalają na aplikowanie i elastyczne korzystanie z różnych źródeł finansowania, w tym z nowych programów NFOŚiGW, których elementem są zeroemisyjne OZE i magazyny ciepła, takich jak: „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa”, „Digitalizacja sieci ciepłowniczych” czy „Kogeneracja powiatowa”.

Pełna wersja raportu jest dostępna na https://ieo.pl/pl/oze-w-cieplownictwie

Fot: Pixabay

CIEPŁO ODPADOWE. NIEWYKORZYSTANE ŹRÓDŁO ENERGII

936 0

W fabrykach, oczyszczalniach ścieków, sklepach spożywczych, komputerowych centrach danych powstają duże ilości ciepła. Zagospodarowanie tej nadwyżki energii przyczyniłoby się do ograniczenia zużycia paliw kopalnych, a tym samym do transformacji systemów energetycznych.

Ilość ciepła odpadowego wyprodukowanego w krajach Unii Europejskiej wynosi rocznie 2 860 TWh*. To niemalże tyle, ile trzeba, by dostarczyć ciepło i ciepłą wodę do wszystkich w UE mieszkań, domów i budynków użyteczności publicznej. W samej Holandii ilość ciepła odpadowego przewyższa całkowite zapotrzebowanie tego kraju na ogrzewanie wody oraz pomieszczeń. W Warszawie natomiast wykorzystanie ciepła odpadowego z trzech największych źródeł (w tym z oczyszczalni ścieków Czajka) zapewniłoby ciepło systemowe dla ok. 380 tys. gospodarstw domowych (czyli mniej więcej dla połowy miasta)!

Neutralna pod względem emisji dwutlenku węgla energia zawarta w cieple odpadowym to największe na świecie niewykorzystane źródło energii. Ciepło odpadowe może służyć do ogrzewania czy podgrzania ciepłej wody w obiekcie, w którym ciepło odpadowe powstaje (np. w supermarkecie), lub też zostać odprowadzone do sieci ciepłowniczej.

Zastosowanie ciepła odpadowego w ciepłownictwie może przesądzić o uznaniu systemu ciepłowniczego za efektywny energetycznie, a zgodnie z założeniami Polityki Energetycznej Polski 2040, do końca obecnej dekady liczba efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych ma stanowić co najmniej 85 proc. wszystkich systemów ciepłowniczych w Polsce.

Najtańsza i najbardziej ekologiczna jest energia, której nie zużywamy. Ciepło odpadowe plasuje się tuż za nią.

Efektywny system ciepłowniczy

Efektywny energetycznie system to taki, w którym do wytwarzania ciepła lub chłodu wykorzystuje się co najmniej w 50 proc. energię z odnawialnych źródeł energii lub w 50 proc. ciepło odpadowe (np. z instalacji przemysłowych czy systemów kanalizacji), lub w 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji, lub w 50 proc. połączenie wymienionych wyżej źródeł energii i ciepła.

– Źródłem niskotemperaturowego ciepła są np. serwerownie i stacje sprężarek, wysokotemperaturowego – przemysł, głównie hutnictwo, odlewnie, przemysł ceramiczny czy szklarski, także piekarniczy. Praktycznie w otoczeniu każdej sieci ciepłowniczej znajdziemy jakieś ciepło odpadowe. Jeśli gdziekolwiek na świecie na masową skalę stosuje się takie rozwiązania, to znaczy, że również w Polsce jest to możliwe i powinniśmy je rozważnie brać pod uwagę. I wdrażać  – podkreśla Bogusław Regulski, wiceprezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Ciepło odpadowe z przemysłu i baz danych

Przemysłowe ciepło odpadowe powstaje podczas produkcji towarów i przeprowadzania procesów cieplnych.Nie jest obarczone nakładem energii pierwotnej i emisją gazów cieplarnianych, a w czasach kryzysu energetycznego i wysokich cen energii rośnie jego atrakcyjność ekonomiczna.

W Szwecji ciepło odpadowe z przemysłu – np. hut stali – stanowi około 10 proc. ciepła w sieci ciepłowniczej. W Niemczech, w Zagłębiu Ruhry, sieć ciepłownicza UWG zasilana ciepłem odpadowym z zakładów przetwórczych rafinerii BP Gelsenkirchen docelowo ogrzeje około 30 tys. gospodarstw domowych.

Coraz popularniejsze na świecie staje się też wykorzystanie ciepła produkowanego przez serwery oraz zasilanie nim lokalnych systemów ciepłowniczych.

W USA siedziba główna Amazona w Seattle już od ponad dekady jest ogrzewana ciepłem z 34 lokalnych serwerowni. Podobnie centrum danych IBM zaopatruje w ciepło pływalnię w miasteczku Utikon w Szwajcarii. W hrabstwie Południowy Dublin w Irlandii system ciepłowniczy wykorzystuje ciepło odpadowe z pobliskiego centrum danych Amazona. W Odense w Danii ciepło z serwerów Facebooka ma docelowo ogrzać prawie 7 tys. domów. W Finlandii w Espoo ciepło odpadowe, m.in. z serwerowni, trafia do sieci i zaspokaja prawie 20 proc. potrzeb grzewczych miasta, a w miejscowości Mäntsälä serwerownia pełni funkcję dolnego źródła ciepła dla systemu ciepłowniczego opartego na pompach ciepła, który docelowo ma dostarczać ciepło do 4 tys. budynków.

We Frankfurcie nad Menem w Niemczech trwają prace nad wykorzystaniem ciepła odpadowego z centrów danych do pokrycia – do 2030 roku – całkowitego zapotrzebowania na ciepło w gospodarstwach domowych i biurach.

Ciepło odpadowe vs. ciepło z odpadów

Podczas termicznego zagospodarowania odpadów, np. komunalnych śmieci, jest wytwarzana energia elektryczna i ciepło, które można wykorzystać do ogrzewania domów. Ciepło odpadowe natomiast to niewykorzystana energia oddawana do otoczenia. Powstaje najczęściej w procesach przetwarzania energii w urządzeniach energetycznych.

Ogrzane ciepłem odpadowym w Polsce

W Szlachęcinie w Wielkopolsce Veolia Energia Poznań uruchomiła instalację kogeneracyjną połączoną z pompą ciepła, odzyskującą ciepło ze ścieków. Moc elektryczna nowej instalacji wynosi około 1 MW, z czego 700 kW zostanie wykorzystanych do zasilenia pompy ciepła. Nadwyżka 300 kW będzie odbierana przez krajowy system energetyczny. Moc cieplna systemu – kogeneracji i pompy ciepła razem – wynosi około 2,9 MW. Ciepło wygenerowane w Szlachęcinie ma ogrzewać 5000 mieszkańców Murowanej Gośliny. 

W Grupie Kapitałowej Węglokoks Energia działają trzy układy odzysku ciepła ze sprężarek powietrza pracujących na potrzeby zakładów górniczych. W Ciepłowni Bielszowice uruchomiono układ odzysku ciepła z pięciu sprężarek kopalnianych o mocy 1 MW. W Zakładzie Ciepłowniczym Brzeszcze wykorzystuje się dwa układy. Układ odzysku ciepła z czterech kopalnianych sprężarek powietrza jest oparty na kaskadzie 18 pomp ciepła o łącznej mocy 1,4 MW. Podniesiony za ich pomocą do wyższej temperatury czynnik grzewczy wykorzystuje się do celów grzewczych oraz podgrzewu ciepłej wody użytkowej. W układzie odzysku ciepła z kolejnych dwóch kopalnianych sprężarek powietrza o łącznej mocy 0,34 MW jest podgrzewany czynnik grzewczy z rurociągu powrotnego magistrali ciepłowniczej.

W Miasteczku Śląskim Veolia Południe podłączyła 148 budynków do nowo budowanej sieci ciepłowniczej, zasilanej ze źródła ciepła wykorzystującego paliwo odpadowe w postaci gazu poprocesowego z Huty Cynku Miasteczko Śląskie.  

W PEC Gliwice od 2020 roku sprężarki w nowoczesnej sprężarkowni zostały wyposażone w instalację odzysku ciepła odpadowego wygenerowanego podczas pracy kompresorów. Moc cieplna, jaką można odzyskać z pracujących sprężarek, to 0,7 MWt.    

Za pośrednictwem miejskiej sieci ciepłowniczej Veolia Energia Poznań wykorzystuje ciepło wydzielane podczas pracy sprężarek w odlewni Volkswagena (OVW) do ogrzewania budynków. Moduł rekuperacji ciepła w OVW odpowiada źródłu ciepła o mocy około 6 MWt. Ekologiczne ciepło dociera do ponad 30 budynków na Wildzie i Dębcu, w tym do szpitala HCP. W ramach projektu powstały m.in. dwa węzły ciepłownicze oraz blisko 2 km rurociągów.

W Elektrociepłowni Białystok pracuje układ odzysku ciepła ze spalin kotła biomasowego K6. Odzysk energii polega na odebraniu ciepła skraplania wilgoci zawartej w spalinach i przekazaniu do sieci ciepłowniczej. Układ odzysku ciepła pozwala na wyprodukowanie nawet do 305,85 TJ/rok dodatkowego ciepła z tego samego paliwa, co przyczynia się do znacznego ograniczenia emisji.

Trwają także prace projektowe i badawcze nad kolejnymi nowatorskimi rozwiązaniami wykorzystania ciepła odpadowego w ciepłownictwie systemowym.

Pod koniec 2021 roku Szczecińska Energetyka Cieplna, Zakład Wodociągów i Kanalizacji w Szczecinie oraz Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny rozpoczęli wspólny projekt – wykorzystanie ciepła odpadowego do celów grzewczych. Rozwiązania technologiczne mają się opierać na pompach ciepła, których dolnym źródłem ciepła miałyby być ścieki komunalne. 

Z kolei w listopadzie 2022 roku wspólny projekt odzysku ciepła z infrastruktury metra ogłosiły Metro Warszawskie i Veolia Energia Warszawa. Na początek ocenią potencjał energetyczny odzysku ciepła m.in. z tuneli, stacji i systemów wentylacji, w celu zasilenia tym ciepłem warszawskiej sieci ciepłowniczej. Skorzystają z doświadczeń londyńskiego metra, które zapewnia ogrzewanie i ciepłą wodę dla ponad 1350 mieszkań, szkoły i dwóch ośrodków wypoczynkowych na terenie dystryktu Islington.  

* Dane z opublikowanego w marcu br. raportu Danfoss „Największe na świecie niewykorzystane źródło energii: Ciepło odpadowe”

Źródło: https://magazyncieplasystemowego.pl/cieplownictwo/cieplo-odpadowe-niewykorzystane-zrodlo-energii/

FORTUM ROZPOCZYNA BUDOWĘ WAŻNEJ INWESTYCJI DLA MIESZKAŃCÓW ZAWIERCIA I OKOLIC

595 0

Fortum rozpoczyna budowę bezpiecznej instalacji do produkcji paliwa z odpadów w Zawierciu. Do produkcji paliwa alternatywnego z odpadów zostaną wykorzystane tylko te odpady, które nie nadają się do ponownego wykorzystania i recyklingu. Wartość inwestycji to 35 mln złotych. Wyprodukowane w zakładzie paliwo zasili nowoczesną elektrociepłownię w Zabrzu. Powstający zakład jest szansą na wsparcie rozwoju systemu odpadowego Zawiercia zgodnie z priorytetami i zasadami Gospodarki Obiegu Zamkniętego. To również odpowiedź na rosnące ceny zagospodarowania odpadów oraz ceny węgla i wyzwania związane z jego dostępnością, szczególnie w obszarze ciepłownictwa w Polsce.

Produkcja paliwa z odpadów do wytwarzania ciepła i energii elektrycznej to skuteczne wyjście naprzeciw lokalnym wyzwaniom związanym ze składowaniem odpadów. W nowym zakładzie w Zawierciu do wytwarzania paliwa wykorzystywane będą odpady z tzw. frakcji resztkowej. W jej skład wchodzą odpady będące pozostałością po sortowaniu i nie nadające się do dalszego recyklingu. Z tej frakcji można wyprodukować tzw. paliwo alternatywne RDF, które będzie wykorzystywane do produkcji ciepła i energii elektrycznej w wielopaliwowej elektrociepłowni w Zabrzu – jedynej w Polsce instalacji, która w tym celu została zaprojektowana i ma możliwość współspalania takiego paliwa.

Nowoczesna i bezpieczna instalacja, którą zbudujemy w Zawierciu, we współpracy z ZGK i miastem, to nie tylko dopełnienie gospodarki obiegu zamkniętego, w której odpady nie nadające się do recyklingu wykorzystujemy do produkcji ciepła i prądu, ale przede wszystkim ważny element systemu odpadowego Zawiercia. Odpady, które zostają po sortowaniu, nie powinny trafiać na wysypiska – my wiemy jak je dobrze wykorzystać – mówi Piotr Górnik, Prezes Fortum w Polsce.

Harmonogram inwestycji zakłada uruchomienie zakładu w IV kwartale 2023 r. i realizację pierwszych dostaw paliwa dla Elektrociepłowni Zabrze jeszcze przed zakończeniem 2023 r. Wydajność instalacji to ok. 100 tysięcy ton odpadów rocznie.

Ta inwestycja to nie tylko szansa na niwelowanie kosztów związanych z odpadami, które są coraz wyższe. To także nowe miejsca pracy w Zawierciu. Firma poinformowała, że w samym zakładzie zatrudnienie znajdzie 20 osób, a dodatkowo zakład będzie generował potrzeby logistyczne, które zapewnią kolejnych kilkadziesiąt miejsc pracy – podkreśla Prezydent Zawiercia, Łukasz Konarski.

Zakład będzie w pełni zautomatyzowany i zlokalizowany w bezpośrednim sąsiedztwie Zakładu Gospodarki Komunalnej w Zawierciu. Inwestycja stanowi uzupełnienie systemu gospodarki odpadami na terenie miasta i gminy Zawiercie.

Każdego roku powstaje u nas kilkadziesiąt tysięcy ton odpadów, które nie nadają się do recyklingu, ale jednocześnie mają w sobie tyle wartości kalorycznej, że prawdziwym grzechem jest wywozić je na składowisko. I to właśnie te odpady będą naszym wkładem w paliwo RDF. O tyle mniej odpadów trafi na składowisko – mówi Jarosław Mazur, Prezes Zarządu Zakładu Gospodarki Komunalnej w Zawierciu.

Zakład posiada ostateczną decyzję środowiskową i uprawomocnione pozwolenie na budowę.

Źródło: Fortum

WEBINARIUM: KOGENERACJA POWIATOWA – PROGRAM PRIORYTETOWY NFOŚiGW

824 0

Celem webinarium jest przybliżenie m.in. warunków udziału w naborze, katalogu kosztów kwalifikowanych, zasad udzielania pomocy publicznej oraz sposobu oceny i procedowania wniosków. Czas trwania webinarium wyniesie około 30–45 minut.

Poniżej podstawowe informacje dotyczące naboru.

NFOŚiGW prowadzi nabór wniosków o dofinansowanie w ramach programu priorytetowego “Kogeneracja powiatowa”. Nabór odbywa się w trybie ciągłym do 20.12.2023 r. lub do wyczerpania alokacji środków.

Intensywność dofinansowania:

– dotacja do 50% kosztów kwalifikowanych,
– pożyczka do 100% kosztów kwalifikowanych.

Istnieje możliwość ubiegania się o dofinansowanie w formie dotacji i pożyczki łącznie.

Dofinansowanie można uzyskać na inwestycje w jednostki wytwórcze o łącznej mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 1 MW (łącznie moc elektryczna i cieplna) pracujące w warunkach wysokosprawnej kogeneracji (z wyłączeniem energii wytworzonej z węgla) wraz z podłączeniem ich do sieci, w których do produkcji energii wykorzystuje się: ciepło odpadowe, energię z OZE, paliwa gazowe, mieszanki gazów, gaz syntetyczny lub wodór.

ZAPISY: https://ellipsisenergy.clickmeeting.com/kogeneracja-powiatowa/

Powyższy materiał jest reklamą.

JAK PEC CIECHANÓW EFEKTYWNIE ZAGOSPODAROWAŁ CIEPŁO ODPADOWE

925 0

PEC Ciechanów w 2022 roku zbudował kolejną, nową instalację ciepła odpadowego z przemysłu, prawdopodobnie unikatową w skali kraju. Konsekwentnie też dąży do uzyskania statusu efektywnej sieci ciepłowniczej.

Ciepło odpadowe oznacza niemożliwe do uniknięcia ciepło, które jest wytwarzane jako produkt uboczny w instalacjach przemysłowych lub instalacjach wytwórczych energii lub w sektorze usług i które bez dostępu do systemu ciepłowniczego lub chłodniczego pozostałoby niewykorzystane.

Zatem jest to zarówno typowe ciepło technologiczne z kogeneracji, chłodzenia czy powstające podczas wytwarzania ciepła o określonych parametrach o wykorzystania na cele przemysłowe przez ciepłownictwo. Wykorzystanie każdej z jego form leży w interesie Polski, ponieważ pozwala na osiągnięcie ograniczenia zużycia paliw kopalnych i efektywności energetycznej. Jest także istotne dla poprawy efektywności przedsiębiorstw w łańcuchu dostaw ciepła do konsumentów końcowych. Ciepło odpadowe z przemysłu to zmaterializowany synonim definicji energii, której nie zużyliśmy.

Mając tą świadomość PEC Ciechanów w roku 2022 zbudował kolejną, nową instalację ciepła odpadowego z przemysłu, prawdopodobnie unikatową w skali kraju.  Ciepło z procesów chłodzenia kondensatu pary wykorzystywanej do adsorpcji rozpuszczalnika jest wykorzystywane bezpośrednio, bez potrzeby podnoszenia jego parametrów na potrzeby systemu ciepłowniczego. Pomysł wykorzystania ciepła odpadowego z drukarni BPC Sp. z o.o. zrodził się w efekcie analizy możliwości zagospodarowania zasobów przemysłowych ciepła odpadowego. Każdy z otaczających ciepłownię zakładów przemysłowych ma instalacje chłodnicze na potrzeby procesowe produkcji, często są to agregaty sprężarkowe, ponosi więc coraz większe koszty chłodzenia dysponując ciepłem odpadowym. Istotnym czynnikiem mającym wpływ na nasz wybór była odległość od sieci ciepłowniczej, istniejąca infrastruktura i parametry tego ciepła determinujące skalę niezbędnych nakładów. Ponieważ potrzeba zastąpienia dotychczasowego źródła ciepła odpadowego z przemysłu, o którym mowa dalej, była bardzo pilna z powodów ekonomicznych dla PEC Ciechanów i spotkała się z dużym zainteresowaniem tańszą opcją chłodzenia w dobie wzrostu kosztów paliw wynikającego z kryzysu energetycznego po stronie przedsiębiorstwa przemysłowego, bardzo szybko podjęto decyzję o wspólnej realizacji projektu. Przy proporcjonalnej partycypacji w nakładach.  Zwrot inwestycji oszacowano wstępnie dla stron na około rok pracy instalacji. Drukarnia nie dysponowała jednak pomiarami jakości nośnika ciepła odpadowego i kalkulacje opierały się na szacunkach i krótkim pomiarze, ale mając na uwadze, że przy dużym obciążeniu produkcją instalacja odzysku ciepła ma szansę na rozbudowy o nowe moce.

Ciepło odpadowe w przypadku ciechanowskiej instalacji pochodzi z chłodzenia po kondensacji mieszaniny pary i rozpuszczalnika toluenu pochodzącej z procesu desorpcji parą węgla aktywnego adsorbującego rozpuszczalnik z powietrza odsysanego z maszyn drukujących. Układ odzysku rozpuszczalnika ma wydajność oczyszczania z rozpuszczalnika ponad 300 m3/h. Kondensacja następuje po dwóch etapach schładzania a kondensat w drugim etapie był schładzany na chłodni wentylatorowej.

Schemat instalacji odzysku ciepła odpadowego z przemysłu z drukarni BPC Sp. z o.o.

Dyspozycyjność mocy źródła ciepła odpadowego związana jest ściśle poziomem produkcji tj. zadruku papieru w drukarni. Poniższy wykres pokazuje jak ta zmienność wyglądała w trakcie próbnego rozruchu. Na wykresie widać zmienność parametrów temperatury zasilania ciepłem odpadowym w czasie, ale również satysfakcjonującą deltę temperatury sięgającą ponad 10 0C.

Temperatury nośnika ciepła odpadowego z przemysłu z procesów chłodzenia (drukarnia BPC)

Instalacja odzysku ciepła przemysłowego z drukarni przeszła pomyślnie próby i planowane jest jej uruchomienie w trybie normalnej pracy ciągłej w II kwartale 2023r. Pilotaż pracy instalacji w ramach projektu odzysku ciepła przemysłowego powiódł się i pozwolił na pracę instalacji z sukcesem, ze zmiennym obciążeniem przez niecałe 1882 godziny. Poniżej wykres przestawia ilości odzyskanego ciepła w funkcji czasu podczas prób rozruchu w 2022 r.

Energia odpadowa przemysłowa z procesu chłodzenia (drukarnia BPC) narastająco za okres GJ/h

Układ odzysku ciepła z drukarni BPC Sp. z o.o. działa na zasadzie uzupełnieniu chłodni wentylatorowej na wymiennik płytowy mocy 1,5 MWt woda/woda i odbiorze ciepła o zmiennych parametrach na zasadzie powrót – powrót do sieci ciepłowniczej z własnym systemem pompowym w komorze cieplnej. W ramach projektu wykorzystano infrastrukturę służącą wcześniej jako sieć parowa. Potrzebna byłą budowa obiektu kubaturowego dla węzła ciepłowniczego. Poniże zdjęcia pokazują instalację i miejsce włączenia do sieci.

Węzeł odzysku ciepła przemysłowego (widok) oraz obiekt instalacji odzysku ciepła odpadowego z przemysłu i włączenie do sieci ciepłowniczej

Pilotażowe badania efektywności procesu prowadzone przez 3 miesiące 2022 roku wyglądają obiecująco. Od strony technicznej konieczna jest jeszcze przebudowa odcinka istniejącej sieci ciepłowniczej zasilająca aktualnie w sezonie zimowym kilku odbiorców by umożliwić instalacji również w sezonie grzewczym i zmaksymalizować całoroczny poziom odzysku.  Zwrot instalacji faktycznie, jak szacowano, nie przekracza rok pracy ze średnią mocą dyspozycyjną ok. 0,5 MWt. Przebudowa odcinka sieci była wcześniej planowana i jest realizowana w ramach projektu modernizacji sieci ciepłowniczej w celu ograniczenia strat przesyłu i dystrybucji ciepła w ramach działania 1.5 Efektywna dystrybucja ciepła i chłodu oś priorytetowa I Zmniejszenie emisyjności gospodarki POIŚ 2014 – 2020 z finansowaniem pozyskanym z NFOŚiGW. Jej celem miało być wyłączenie z eksploatacji niskoobciążonego odcinka sieci napowietrznej do którego aktualnie włączona jest nowa instalacja odzysku ciepła odpadowego.

Jak już wspominano wyżej w przyszłości wszystko będzie jednak zależne od ilości zleceń na druk w kolejnych latach i tego na ile moce produkcyjne drukarni będą wykorzystane. Nadal więc istnieje duże ryzyko planowania ilości ciepła do taryfy po stronie PEC Ciechanów i potrzeba posiadania alternatywy mocy dyspozycyjnej. Nie ma więc aktualnie motywacji do negocjacji z dostawcą ciepła przemysłowego ceny poniżej koszty wytwarzania własnych alternatywnych mocy dyspozycyjnych.

Argument mający zachęcać do odzysku ciepła odpadowego zawarty w Strategii dla Ciepłownictwa wskazujący na niską cenę ciepła odpadowego z przemysłu jest w obcym stanie regulacji nietrafiony i ten fakt należy sobie uświadomić. Natomiast niezaprzeczalne są inne korzyści tj. brak obciążenia tego kosztami EU ETS, kolejny element sumy ciepła dla efektywnego systemu ciepłowniczego i brak kosztów logistyki.

Wcześniejsze  doświadczenie z ciepłem odpadowym z przemysłu wykorzystywanym w PEC Ciechanów dotyczą odzysku ciepła odpadowego z kogeneracji przemysłowej. W 2011 roku PEC Ciechanów roku podjął współpracę z Sofidel Poland produkującej chusteczki higieniczne, papier toaletowy oraz inną konfekcję papierową, aby kupować niepotrzebne w tej firmie ciepło z turbin gazowych. W tym przypadku nośnikiem ciepła jest woda więc wykorzystano wymiennik płytowy typu woda/woda. Dostawca ciepła odpadowego zbudował na swój koszt przyłącze oraz węzeł umożliwiający zarówno pobór ciepła z sieci ciepłowniczej przez Sofidel (stara nazwa Delitissue) jak i odbiór i zakup ciepła odpadowego z przemysłu dla PEC Ciechanów.  Węzeł był projektowany według założeń PEC Ciechanów. Poniżej schemat węzła odbioru odpadowego ciepłą przemysłowego z kogeneracji.

Schemat technologiczny węzła zakupu/ sprzedaży ciepła od firmy Sofidel, dawniej Delitussue (oznaczone kolorem pomarańczowym)

Turbiny gazowe produkowały parę technologiczną oraz prąd na potrzeby przemysłowe, a nadmiar ciepła był przekazywany poprzez węzeł ciepłowniczy zbudowany na wymiennikach płytowych o mocy około 3 MWt oraz własnym systemem pompowym dostosowany do parametrów dostarczanego ciepła do sieci ciepłowniczej. Praca mogła być realizowana w dwóch opcjach – zasilanie w zasilanie latem lub zasilanie w powrót w sezonie grzewczym. W międzyczasie w systemie ciepłowniczym sukcesywnie obniżane są parametry pracy i tym samym temperatura zasilania co powala dłużej pracować w systemie powrót w powrót.

Schemat technologiczny włączenia instalacji odzysku przemysłowego ciepła odpadowego do sieci ciepłownizej PEc Ciechanów (zrzut z panelu sterowania)

Poniższy wykres pokazuje moce osiągane dla ciepła odpadowego z przemysłu pozyskanego z wytwarzania w kogeneracji na turbinach gazowych. Widoczna jest zmienność mocy, w dość szerokim zakresie, bo od 0 MWt do ponad 2 MWt. Moc dostępna zależy od potrzeb technologii produkcji i jest silnie skorelowana z zapotrzebowaniem produkcji na energię elektryczną. Kiedy zakład nie produkuje brak jest też odpadowego ciepła dla potrzeb systemu ciepłowniczego. Dokładaną analizę statystycznych parametrów ciepła odpadowego z przemysłu prezentuje poniższa tabela 1.

Poniższy wykres przedstawia uporządkowany poziom osiąganych mocy w ciągu 12 miesięcy pracy sieci ciepłowniczej. Zakup ciepła obejmował ponad 6000 godzin rocznie. Latem PEC Ciechanów miał mniejsze możliwości zakupu ciepła odpadowego z uwagi na konieczność zagospodarowania ciepła z odzysku z kotłów parowych wytwarzających na opisane wyżej potrzeby drukarni do odzysku rozpuszczalnika toluenu. Ponadto z uwagi na konieczność termicznego odgazowania wody sieciowej w obiegu parowym. Aktualnie sposób odgazowania uległ zmianie i maksymalizacja wykorzystania odpadowego źródła ciepła latem jest zależna od tego czy będzie bardziej korzystana niż wytwarzanie go we własnej kogeneracji. W sumie w ciągu 20 lat PEC Ciechanów zakupił ponad 522 tys. GJ odpadowego ciepła przemysłowego w systemie ciepłowniczym. Rocznie możliwości zakupu ciepła odpadowego wahały się od ok. 39 tys GJ do ponad 50 tys. GJ. Całkowity udział z sprzedaży ciepła odpadowego w PEC Ciechanów na przestrzeni 20 lat wahał się od 8 % do 11 %.

 Uporządkowany wykres osiąganych mocy źródła kogeneracyjnego SOFIDEL za okres od 10.04.2020r – 31.03 2021r

Powyższe przykłady pokazują, że warto rozejrzeć się wokół i rozmawiać z przemysłem zwłaszcza w obliczu kryzysu energetycznego i deficytu paliw. Pożądane z perspektywy technicznej cechy ciepła odpadowego to jego stała dyspozycyjność, stabilne parametry i jak najwyższa temperatura oraz bliskość systemu ciepłowniczego. Jednak należy mieć świadomość ryzyka, wynikającego z faktu, że w przemyśle dyspozycyjność źródła jest problematyczna bo priorytetem jest realizacja produkcji dóbr, w  reżimie narzuconym przez cechy danego rynku oraz potrzeby technologii w zakresie przeglądów, przestojów. Ciepło może być tu dodatkowym źródłem przychodu, ale niczego nie determinuje i zmieni priorytetów. Oczekiwanie dyspozycyjności i brak elastyczności związany z regulacją powoduje , że obie strony rozchodzą się w pół drogi. Ciepło w przemyśle traktowane jako produkt uboczny procesu produkcji, który może ,ale nie musi być wykorzystany. Może też być oddany środowisku bez uszczerbku dla założonych efektów ekonomicznych i technicznych podstawowej działalności. To zadaniem operatora sieci ciepłowniczej jest dostosować się do uwarunkowań ciepła odpadowego z przemysłu bo dostawca przemysłowy nie dostosuje się do potrzeb sieci ciepłowniczej. Tu tkwi często problem mentalny, organizacyjny oraz ekonomiczny. Problem wynikający nie z samej niechęci do ryzyka czy podjęcia wyzwania technicznego rozwiązania dla optymalnego zagospodarowania ciepła odpadowego z przemysłu w systemie ciepłowniczym tylko z obwiązujących zasad regulacji. Dzisiejszy system regulacji nie daje bowiem  motywacji dla podejmowania ryzyka zagospodarowania ciepła odpadowego z przemysłu i współpracy z przemysłem dlatego mnożą się przypadki zrywania relacji B2B pomiędzy ciepłownictwem i przemysłem. Jeśli ciepło odpadowe z przemysłu ma być odzyskiwane podejście regulacyjne musi ulec zmianie w kierunku respektowania definicji ciepła odpadowego oraz uwolnienia relacji przemysł/ ciepłownictwo ze sztywnych ram taryfowania.

Źródło: PEC Ciechanów | COW

CIEPŁOWNICTWO W LICZBACH: NAJNOWSZY RAPORT URE

441 0

Urząd Regulacji Energetyki prezentuje coroczną analizę będącą kompendium sektora ciepłowniczego w Polsce.

Przed polskim rynkiem ciepła stoi ogromne wyzwanie związane z procesem transformacji, wymuszonym przede wszystkim polityką klimatyczną, w tym zaostrzającymi się wymogami środowiskowymi oraz rosnącym kosztem zakupu uprawnień do emisji CO2. W ostatnim czasie dodatkowym elementem wymuszającym zmiany stał się kryzys na rynku surowców, który został wywołany atakiem Rosji na Ukrainę. Przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą podejmować działania inwestycyjne, które przełożą się na redukcję emisji gazów oraz modernizację i zmianę sposobu wytwarzania ciepła. Bez takich inicjatyw czekają nas bowiem trwałe wzrosty cen ciepła, a w konsekwencji zmniejszanie wykorzystania ciepłownictwa sieciowego.

Stan polskiego ciepłownictwa w 2021 r. obrazuje opublikowany właśnie raport URE pt. Energetyka cieplna w liczbach. Dane zebrane przez Urząd Regulacji Energetyki od ponad 400 koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych wskazują najważniejsze kierunki zmian zachodzących w polskim ciepłownictwie systemowym oraz niezbędne do podjęcia działania.

Co w ciepłownictwie piszczy?

Sektor ciepła w naszym kraju jest silnie zróżnicowany – przedsiębiorstwa różnią się znacząco m.in. pod względem wielkości, infrastruktury wytwórczej, sieciowej i ich stanu czy charakterystyki odbiorców. Choć polskie ciepłownictwo, mające charakter lokalny, oddziałuje na gospodarkę w znacznie mniejszym stopniu niż inne sektory energetyki, to rynek ten w 2021 r. w równym stopniu odczuwał skutki pandemii, a w drugiej połowie roku symptomy destabilizacji na rynku paliw importowanych ze wschodu. W 2021 roku nastąpił drastyczny wzrost kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji CO2, co łącznie ze wzrostem cen paliw znalazło swoje odbicie w wynikach finansowych przedsiębiorstw ciepłowniczych oraz we wzroście średnich cen ciepła sprzedawanego odbiorcom.

Wzrosty cen paliw i uprawnień do emisji CO2

W 2021 r., po raz pierwszy od wielu lat, ciepłownicy musieli mierzyć się ze znaczną destabilizacją rynku dostaw paliw, w szczególności gazu, w przeważającej części importowanego ze wschodu. Nastąpił znaczny wzrost kosztów jednostkowych gazu: koszt jednostkowy gazu ziemnego wysokometanowy wzrósł dwukrotnie, zaś cena gazu ziemnego zaazotowanego wzrosła o 78 proc. Spadły natomiast koszty jednostkowe paliw zużywanych przy wytwarzaniu ciepła: węgla kamiennego, węgla brunatnego oraz oleju opałowego ciężkiego. Czynniki te wpłynęły na poziom cen ciepła, który jest ściśle związany z rodzajem paliwa zużywanego do jego wytwarzania oraz kosztem uprawnień do emisji CO2,-a te w analizowanym roku drastycznie wzrosły.

Rys. 1. Koszt jednostkowy paliw zużywanych w źródłach ciepła w latach 2019-2021

Źródło: Opracowanie własne URE.

Rys. 2. Średnia cena uprawnień do emisji CO2 w 2021 r. liczona dla 30 notowań [zł/MG CO2]

Źródło: Opracowanie własne URE.

Wyższe koszty paliw widoczne w taryfach zatwierdzanych przez URE

Obserwowane w 2021 r. wzrosty cen paliw i kosztów zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla dopiero pod jego koniec przełożyły się na poziom cen i stawek opłat w taryfach dla ciepła zatwierdzanych przez Prezesa URE dla źródeł nie będących jednostkami kogeneracji.

Rys. 3. Ceny ciepła wytworzonego z różnych rodzajów paliw w latach 2019-2021 r. (zł/GJ)

Źródło: Opracowanie własne URE.

Ciepłownictwo rentowne czy nie?

Rentowność ogółem (rok do roku) wszystkich koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych utrzymuje się na poziomie ujemnym już od 2019 r. Dzieje się tak za sprawą niskiej rentowności źródeł kogeneracyjnych stosujących taryfy uproszczone, które nie odzwierciedlają zmienności rynku i rzeczywistych kosztów działalności. Już wcześniej ujemna rentowność tego rodzaju źródeł, w 2021 r. powiększyła się prawie dwukrotnie.

Wzrost kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji CO2 oraz wzrostem cen paliw znalazł swoje odzwierciedlenie również w poziomie rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych kalkulujących taryfy na podstawie kosztów planowanych. W 2021 r. kształtowała się ona na poziomie bliskim zeru. Co ważne, przedsiębiorstwa z tej grupy nie odnotowały rentowności ujemnej i oznacza to, że taryfy zatwierdzane przez regulatora zapewniły pokrycie kosztów związanych z prowadzą działalnością.

Rys. 4. Sprzedaż ciepła oraz przychody koncesjonowanego sektora ciepłowniczego w latach 2002‒2021

Źródło: Opracowanie własne URE.

Działania Regulatora w odpowiedzi na problemy sektora

– Dostrzegając potrzebę zmian oraz konieczność ich intensyfikacji, regulator poświęca branży ciepłowniczej szczególną uwagę. Wiele miesięcy Urząd pracował nad tym, aby model regulacyjny dopasować do dynamicznych zmian w otoczeniu rynkowym – zaznacza Rafał Gawin, Prezes URE.

Aby wspierać inwestycje i transformację w tym sektorze, w połowie 2021 roku Prezes URE zmienił model regulacyjny dla ciepłownictwa. Celem wprowadzanych zmian było dopasowanie modelu do sytuacji rynkowej oraz zapewnienie odpowiedniego zwrotu z kapitału tym przedsiębiorstwom, które chcą prowadzić inwestycje zmierzające do realizacji celów polityki energetyczno-klimatycznej.

– Skupiamy się na poprawie warunków regulacyjnych, tak aby w jak największym stopniu sprzyjały one inwestycjom oraz aby premiowały określonych efekty wynikające z inwestycji podejmowanych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze. Oznacza to wprowadzenie wymiaru jakościowego do polityki regulacyjnej – podsumowuje wprowadzenie nowych wytycznych mających kluczowe znaczenie dla procesu taryfowego Rafał Gawin, Prezes URE.

Źródło: URE

CIEPŁOWNICTWO W POLSCE CZEKAJĄ OGROMNE INWESTYCJE

607 0

Polska produkcja ciepła jest najbardziej w Europie uzależniona od węgla – ciepłownie systemowe spalają co roku ok. 14,5 mln t tego surowca. Dlatego w najbliższych latach ten sektor nieuchronnie czeka transformacja i przechodzenie na technologie nisko- i zeroemisyjne – czytamy na portalu CIRE.PL.

 Tego typu inwestycje od lat były odkładane na później, przez co dziś skala potrzeb inwestycyjnych w tym obszarze jest ogromna, liczona w dziesiątkach miliardów złotych. – Przedsiębiorstwa ciepłownicze potrzebują wsparcia, same sobie z tym nie poradzą – podkreśla Krzysztof Skowroński z KAPE. Jak wskazuje, w tej chwili nie radzą sobie również z zabezpieczeniem odpowiednich ilości surowca do produkcji ciepła przed nadchodzącą zimą. 

Ciepłownictwo jest tym sektorem rynku, który będzie wymagać głębokich przeobrażeń, co wynika m.in. z polityki europejskiej, nowych dyrektyw i potrzeb, ponieważ wszyscy chcemy mieć czyste powietrze. A regulacje Unii Europejskiej, które w tej chwili wchodzą: Fit for 55 i REPowerEU, w pewnym momencie dotkną przedsiębiorstw ciepłowniczych. Dlatego musimy myśleć o tym, żeby zmienić koszyk naszych paliw, żeby przejść w kierunku wykorzystania ciepła odpadowego, a najlepiej przejść całkowicie na energię odnawialną OZE – mówi agencji Newseria Biznes Krzysztof Skowroński, doradca zarządu ds. ciepłownictwa w Krajowej Agencji Poszanowania Energii.

Polska ma drugi, po Niemczech, największy rynek ciepła systemowego w Europie. Do sieci ciepłowniczej przyłączonych jest ponad 40 proc. spośród 13,5 mln gospodarstw domowych – to jeden z najwyższych wskaźników w UE. Łącznie w polskich systemach ciepłowniczych zainstalowanych jest 53,5 GW.

Jednocześnie polska produkcja ciepła jest najbardziej w Europie uzależniona od węgla – ciepłownie systemowe spalają co roku ok. 14,5 mln t tego surowca (dane z raportu Polityka Insight: „Ciepło do zmiany. Jak zmodernizować sektor ciepłownictwa systemowego w Polsce”). Dlatego też rozwój technologii opartych na OZE w ciepłownictwie jest nieunikniony, ponieważ polityka klimatyczna UE zakłada, że do 2040 roku gospodarstwa domowe i przemysł będą ogrzewane przez ciepło systemowe lub niskoemisyjne źródła. Taki cel rząd wyznaczył też w „Polityce energetycznej Polski do 2040 roku”.

Tymczasem – jak wskazuje w tegorocznym raporcie Forum Energii – dziś polskie ciepłownictwo to bardzo zaniedbany obszar, w którym niezbędne zmiany i modernizacje przez lata były odkładane na później. W rezultacie przestarzała infrastruktura ciepłownicza osiąga kres swojej użyteczności, a jej eksploatacja jest droga i powoduje duże szkody środowiskowe w postaci zanieczyszczenia powietrza (raport „Czyste ciepło jako motor polskiej gospodarki”).

Skala potrzeb inwestycyjnych jest rzeczywiście ogromna. Możemy mówić o miliardach złotych, to jest rząd wielkości zbliżony do ok. 100 mld zł w ciągu 10 lat. To jest też przedsięwzięcie bardzo trudne logistycznie samo w sobie, bo przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą pozyskać wykonawców, wcześniej wybrać optymalny wariant i pozyskać środki finansowe – mówi Krzysztof Skowroński. – Z uwagi na kondycję przedsiębiorstw ciepłowniczych te inwestycje muszą być wspierane systemami pomocowymi. Dlatego m.in. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej prowadzi szereg działań w tym kierunku, które mają stworzyć środki pomocowe dla przedsiębiorstw ciepłowniczych.

Jak szacuje Forum Energii, skala inwestycji niezbędnych w sektorze ciepłowniczym w nadchodzących latach to co najmniej 52 mld zł, ale rocznie. Transformacja tego sektora jest jednak szansą, aby czyste ciepło stało się motorem rozwoju polskiego przemysłu. Przy stworzeniu dobrych ram prawnych modernizacja ciepłownictwa może zwiększać polskie PKB o ponad 2 proc. rocznie przez kolejne 30 lat i kreować średnio nawet 400 tys. miejsc pracy rocznie w sektorze.

Polskie firmy ciepłownicze – szczególnie duże grupy, które posiadają moc cieplną rzędu setek megawatów – radzą sobie z tymi wyzwaniami. Zdecydowanie największy problem mają jednak średniej wielkości firmy ciepłownicze, poniżej 50 MW, które stanowią w Polsce prawie połowę sektora. Takie przedsiębiorstwa mają bardzo ograniczone kadry techniczne czy inżynierskie, a ich produkcja ciepła jest w większości oparta na technologii węglowej. Tam konieczne są największe zmiany, a środki finansowe z kolei są najmniejsze. Bez odpowiedniego wsparcia same nie będą w stanie sobie poradzić – podkreśla doradca zarządu ds. ciepłownictwa w Krajowej Agencji Poszanowania Energii.

Rozmawiamy z ciepłownikami o ich potrzebach inwestycyjnych i staramy się aktywnie uczestniczyć we wszystkich projektach – również w tych, które są dofinansowane przez NFOŚiGW. Staramy się dokładać taką domykającą złotówkę do tych projektów poprzez udzielenie kredytu inwestycyjnego – dodaje Joanna Smolik, dyrektor Departamentu Relacji Strategicznych oraz programu Bezpieczeństwo strategiczne w Banku Gospodarstwa Krajowego.

Jak podkreśla, jest to element szerszego wsparcia, jakie BGK oferuje branży ciepłowniczej. W związku z trudną sytuacją na rynkach surowców bank wprowadził do oferty także dwa produkty finansowe, które doraźnie poprawiają sytuację finansową ciepłowni: gwarancję płynnościową oraz kredyt obrotowy. Działania te są realizowane poprzez jeden z kluczowych programów BGK – Bezpieczeństwo strategiczne, którego celem jest m.in. transformacja sektora ciepłowniczego w kierunku niskoemisyjnym przy zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw ciepła.

Zakup surowców energetycznych na najbliższy sezon grzewczy jest w tej chwili pierwszą, najbardziej pilną potrzebą sektora – mówi Joanna Smolik. – Ciepłownicy zabezpieczają jedną z podstawowych potrzeb społeczności, czyli dostawy ciepła. Nie wyobrażamy sobie takiej sytuacji, że – na skutek zawirowań geopolitycznych – mamy w Polsce poważny kryzys z zabezpieczeniem podstawowych potrzeb bytowych lokalnych społeczności. Dlatego zdecydowaliśmy się na podjęcie tych działań krótkoterminowych, żeby wesprzeć spółki ciepłownicze w realizowaniu ich podstawowego zadania.

Gwarancja płynnościowa to rozwiązanie dla dużych i średnich przedsiębiorstw. Jest  zabezpieczeniem spłaty kredytu udzielonego przez bank komercyjny, przeznaczonego na bieżące finansowanie działalności. Przedsiębiorstwa ciepłownicze mogą sfinansować nim zakup surowców na nadchodzący sezon grzewczy. Maksymalna kwota kredytu to 250 mln zł, przy czym gwarancja BGK obejmuje do 80 proc. tej kwoty. Co istotne, gwarancje zabezpieczają kredyty bez konieczności zastawiania majątku przedsiębiorstwa i pozwalają na uzyskanie lepszych warunków kredytowania. Bank komercyjny może udzielić kredytu zabezpieczonego gwarancją na maksymalny okres 39 miesięcy.

Drugi produkt to nieodnawialny kredyt obrotowy, udzielany bezpośrednio przez BGK tym przedsiębiorcom, którzy z różnych powodów nie otrzymali kredytu w bankach komercyjnych. Tacy przedsiębiorcy mogą się do nas zgłosić i uzyskać taki kredyt w wysokości do 20 mln zł pod warunkiem pozytywnej oceny zdolności kredytowej – wyjaśnia dyrektor programu Bezpieczeństwo strategiczne w BGK.

Kredyt obrotowy BGK może być przeznaczony na finansowanie zakupu węgla kamiennego, gazu lub innych paliw, które wykorzystywane są do wytworzenia energii, albo na sfinansowanie zakupu uprawnień do emisji CO2. Data ostatecznej jego spłaty nie może nastąpić później niż 30 czerwca 2024 roku. Urząd Regulacji Energetyki już od kilku miesięcy zachęca dostawców ciepła do korzystania z tych instrumentów pomocowych BGK, które mogą poprawić ich sytuację finansową w trudnym czasie. Zainteresowanie ze strony ciepłowników jest coraz większe.

Zrobiliśmy rozeznanie wśród banków partnerskich, które dystrybuują kredyty zabezpieczone gwarancją płynnościową BGK. I okazuje się, że wniosków składanych przez ciepłowników jest sporo w procesie kredytowym. Spodziewamy się, że to zainteresowanie będzie rosło – mówi Joanna Smolik. – BGK otrzymuje już też pierwsze wnioski o sfinansowanie kredytu obrotowego. I na ten moment ciepłownie są zabezpieczone w węgiel bądź też inne surowce energetyczne na co najmniej 30 dni, ale to jest dopiero początek zimy. W kolejnych miesiącach dostawy surowców muszą być kontynuowane, dlatego spodziewamy się, że ta forma finansowania będzie atrakcyjnym rozwiązaniem dla ciepłowników. 

Debata na temat sytuacji w polskim ciepłownictwie i czekających sektor zmian w kierunku zrównoważonego rozwoju odbyła się w trakcie ogólnopolskiej konferencji BGK dla JST.

Źródło: CIRE

RUSZA BUDOWA KOTŁOWNI GAZOWEJ W PGE EC W RZESZOWIE

374 0

20 października br., w obecności przedstawicieli władz lokalnych odbyło się uroczyste wmurowanie kamienia węgielnego pod budowę kotłowni gazowej w PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Rzeszowie. Inwestycja ta jest jedną z wielu prowadzonych obecnie w Grupie PGE, których celem jest dekarbonizacja obszaru ciepłownictwa.

Obecnie w rzeszowskiej elektrociepłowni paliwem wykorzystywanym do produkcji ciepła i energii elektrycznej jest w 80% gaz ziemny. Około 14% energii i ciepła udaje się odzyskać poprzez przetwarzanie odpadów komunalnych w Instalacji Termicznego Przetwarzania z Odzyskiem Energii (ITPOE). Po zakończeniu budowy kotłowni gazowej w Elektrociepłowni w Rzeszowie nastąpi kolejne istotne ograniczenie wykorzystywania węgla jako paliwa do wytwarzania ciepła.

– Jako lider transformacji energetycznej w Polsce, czujemy się zobowiązani do podjęcia wyzwań, jakie stoją obecnie przed branżą ciepłowniczą, aby mogła ona nadal funkcjonować i zapewniać bezpieczeństwo energetyczne. Budowa proekologicznej jednostki gazowej w Rzeszowie, dzięki zastosowaniu najlepszej dostępnej technologii, przy jednoczesnym zachowaniu dbałości o środowisko, to bardzo ważna inwestycja, na której zyskają mieszkańcy Rzeszowa – podkreśla Przemysław Kołodziejak, prezes zarządu PGE Energia Ciepła.  

Nowe urządzenia zostaną zabudowane w nowym budynku kotłowni gazowej na terenie rzeszowskiej elektrociepłowni. Całkowita moc cieplna kotłowni gazowej wyniesie 186 MWt. Nowoczesna kotłownia będzie wyposażona w urządzenia zapewniające wysoką sprawność przetwarzania energii paliwa w ciepło przy zachowaniu wysokiej niezawodności i dyspozycyjności. Głównym realizatorem inwestycji jest konsorcjum firm POLIMEX ENERGETYKA Sp. z o.o. i POLIMEX MOSTOSTAL S.A. Budowa ma się zakończyć w pierwszym kwartale 2023 roku. Kotłownia będzie dysponować sześcioma identycznymi kotłami o mocy 31 MWt każdy, które zastąpią dwa kotły węglowe, pyłowe WP-120.

 – Budowa nowej jednostki, zasilanej niskoemisyjnym gazem to bardzo ważna inwestycja.  Kotłownia gazowa zagwarantuje produkcję ciepła w sposób efektywny i przyjazny środowisku, zwiększy także w istotny sposób bezpieczeństwo dostaw do naszych odbiorców ciepła. Po przekazaniu nowych urządzeń do eksploatacji do mieszkańców Rzeszowa popłynie ciepło wytworzone z niskoemisyjnych źródeł, co wpłynie na poprawę warunków środowiskowych w mieście. Spalanie gazu nie emituje tlenków siarki, pyłu,  mniejsza jest emisja tlenków azotu, mniejsza jest również emisja CO2 – powiedział Tadeusz Kępski, dyrektor PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Rzeszowie.

– Wmurowanie kamienia węgielnego pod budowę kotłowni gazowej w PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Rzeszowie to ważne święto dla całego zespołu realizującego ten projekt. Inicjujemy tym samym prace nad nowym źródłem ciepła i energii elektrycznej dla Rzeszowa. Mamy nadzieję, że rzeszowska inwestycja PGE Energia Ciepła będzie naszym wspólnym sukcesem i kolejną strategiczną jednostką energetyczną w Polsce. Jesteśmy dumni, że razem z PGE Energia Ciepła możemy uczestniczyć i mieć swój wkład w realizację strategii transformacji polskiego ciepłownictwa – podsumował Krzysztof Figat, prezes Polimex Mostostal.

Źródło: PGE EC

PROJEKT „BUDOWA SYSTEMU KOGENERACJI W SZLACHĘCINIE” JAKO KROK W KIERUNKU TRANSFORMACJI CIEPŁOWNICTWA

1147 0

Transformacja energetyczna  jest obecnie jednym z najczęściej dyskutowanych zagadnień  dotyczących zarówno europejskiej, jak i krajowej polityki klimatyczno-energetycznej. Wyzwania związane z transformacją dotyczą także branży ciepłowniczej. Proces ten jest w głównej mierze wymuszony zaostrzającymi się standardami emisji gazów cieplarnianych (dwutlenku siarki, tlenków azotu) i pyłów z obiektów energetycznego spalania oraz rosnącym kosztem zakupu uprawnień do emisji  CO2.

Na zmiany w ciepłownictwie wpływać będą również obecne uwarunkowania geopolityczne i związana z nimi dynamiczna pod względem ceny i dostępności sytuacja na rynku surowców energetycznych.

Zapowiedź nowej legislacji unijnej („fit for 55”), jak również wspomniane realia rynku surowców energetycznych będą w najbliższych latach mocno oddziaływać na branżę ciepłowniczą i stosowane technologie wytwarzania ciepła. Projekty modernizacyjne w ciepłownictwie będą bardziej kompleksowe, a priorytetem stanie się jak największy udział ciepła z OZE.

Metrolog Sp. z o.o. jako generalny wykonawca inwestycji energetycznych, podążając za ogólnoeuropejskim trendem w tym sektorze, podejmuje się realizacji pionierskich, innowacyjnych projektów, które wpisują się w obecnie  promowaną strategię „zielonego ładu”.

Jednym z takich projektów była budowa systemu kogeneracji w Szlachęcinie, w ramach którego Metrolog Sp. z o.o. wykonała pierwszą w Polsce instalację odzyskującą ciepło ze ścieków. Innowacyjność rozwiązania zastosowanego w Szlachęcinie polega na połączeniu technologii kogeneracji gazowej i pompy ciepła z dolnym źródłem w postaci ścieków oczyszczonych w jeden spójny i centralnie sterowany układ technologiczny. Instalacja została wybudowana dla spółki Veolia Energia Poznań S.A. na terenie oczyszczalni ścieków należącej do Aquanet S.A. Instalacja istotnie odciąży ciepłownię węglową w Bolechowie ograniczając jej ślad węglowy, jak również emisję związków siarki oraz pyłów do atmosfery.

We wrześniu 2021 roku SYSTEM KOGENERACJI W SZLACHĘCINIE otrzymał nagrodę I stopnia w konkursie BUDOWA ROKU 2020. Konkurs organizowany jest od ponad 30 lat przez Polski Związek Inżynierów i Techników Budownictwa we współpracy z Ministerstwem Rozwoju i Technologii oraz Głównym Urzędem Nadzoru Technicznego i stanowi jeden z najbardziej prestiżowych przeglądów osiągnięć polskiego budownictwa. Jury konkursowe doceniło między innymi innowacyjność projektu polegającą na wybudowaniu pierwszej w Polsce instalacji kogeneracyjnej współpracującej z systemem pomp ciepła odzyskujących ciepło ze ścieków oczyszczonych oraz zastosowanie rozwiązań wspierających ideę dekarbonizacji, radykalną redukcję emisji pyłów i gazów cieplarnianych, a także dywersyfikowanie źródeł energii.

ZASTOSOWANE ROZWIĄZANIA

Dolnym źródłem ciepła dla pomp ciepła są ścieki oczyszczone o minimalnej temperaturze wynoszącej 8°C. Przepływ ścieków charakteryzuje się dużą zmiennością, wahając się od 50 m3/h do 350 m3/h, co częściowo zostało skompensowane poprzez zastosowanie nowo wybudowanego żelbetowego zbiornika o pojemności czynnej 300 m3. Obniżając temperaturę ścieków oczyszczonych o 5°C i zakładając przepływ ścieków na poziomie 188 m3/h osiągnięto moc dolnego źródła ciepła na poziomie około 1100 kWt.

Na poniższym rysunku przedstawiona została zmienność przepływu ścieków oczyszczonych w wybranym okresie.

Rys. 1  Przepływy chwilowe (minutowe) i średnie godzinowe ścieków w dniach 12-18.03.2018 r.

Proces odbioru ciepła ze ścieków oczyszczonych i przekazywania energii do sieci cieplnej odbywa się dwustopniowo. Do pierwszego stopnia, złożonego z dwóch pomp ciepła, ciepło ścieków oczyszczonych doprowadzane jest za pośrednictwem obiegu pośredniego z wykorzystaniem mieszaniny glikolu. Ze skraplaczy pomp pierwszego stopnia ciepło przekazywane jest do wody, która stanowi dolne źródło ciepła dla pompy ciepła drugiego stopnia. Drugi stopień zaaranżowano w postaci sześciu pomp ciepła o parametrach wody chłodzącej skraplacze na poziomie 55/65°C, osiągających sumaryczną moc cieplną około 1650 kWt. Skraplacze urządzeń grzewczych drugiego stopnia połączone są z siecią ciepłowniczą poprzez bufor wody grzewczej o pojemności 7,0 m3. Łączny obliczeniowy przepływ wody w obiegu wynosi 144 m3/h i jest on zmienny w zależności od temperatur dolnego (ścieków) i górnego (wody powrotnej z sieci ciepłowniczej) źródła ciepła.

COP (zależne od temperatury ścieków oczyszczonych) w punkcie projektowym dla wyżej wymienionego układu pomp ciepła wynosi 2,71, a moc elektryczna potrzebna do zasilania pomp ciepła około 605 kWe.

Energia elektryczna zasilająca pompy ciepła produkowana jest w agregacie kogeneracyjnym o mocy elektrycznej 1002 kWe i 1300 kWt mocy cieplnej, stanowiącym również drugie źródło ciepła w instalacji. Łączna moc cieplna urządzeń, które będą zainstalowane w projektowanym budynku technicznym, wynosić będzie zatem około 2950 kWt.

Ciepło wytworzone w układzie kogeneracji i pompie ciepła jest przesyłane do miejskiej sieci cieplnej w Bolechowie. Ciepło w okresie zimowym jest wykorzystywane do podgrzewania powracającej wody sieciowej z osiedla Zielone Wzgórze w Bolechowie do ciepłowni Bolechowo oraz na cele grzewcze budynku technologicznego. Ciepło w okresie letnim jest wykorzystywane do pokrycia w 100% zapotrzebowania na ciepłą wodę użytkową (c.w.u.) osiedla Zielone Wzgórza oraz c.w.u. i technologię zakładów Solaris Bus & Coach Sp. z o.o. w Bolechowie.

Energia elektryczna produkowana w układzie kogeneracji jest wykorzystywana na potrzeby własne (przede wszystkim zasilanie układu pomp ciepła), a jej nadwyżka sprzedawana jest do sieci elektroenergetycznej ENEA Operator Sp. z o.o.

Rys. 2  Schemat blokowy systemu – praca w okresie zimowym

Rys. 3  Schemat blokowy systemu – praca w okresie letnim

ZAKRES PROJEKTU

Metrolog Sp. z o.o. jako generalny wykonawca inwestycji zrealizowała poza wyżej opisaną instalacją technologiczną m.in. następujące prace:

  • dokumentację projektową wykonawczą i powykonawczą we wszystkich branżach,
  • projekt budowlany zamienny oraz uzyskanie zamiennego pozwolenia na budowę,
  • budynek technologiczny wolnostojący o wymiarach w rzucie 32 m x 12,8 m i wysokość 7,5 m, powierzchni zabudowy 409,6 m2, powierzchni użytkowej 363,6 m2, kubaturze 2428,3 m3,
  • zbiornik retencyjny na ścieki oczyszczone o pojemności użytkowej 300 m3,
  • modernizację istniejącej komory ciepłowniczej B-10 w zakresie wymiany obudowy i zabudowania układu umożliwiającego zdalną regulację kierunków przepływu i temperatury wody sieciowej z elektrociepłowni w Szlachęcinie,
  • pompownię w zbiorniku retencyjnym składającą się z 2 pomp zatapialnych oraz armatury,
  • sieć technologiczną ścieków oczyszczonych (rurociąg zasilający i powrotny) wykonaną w technologii rur HDPE DN250, łączącą zbiornik retencyjny i budynek technologiczny,
  • sieć cieplną (rurociąg zasilający i powrotny) wykonaną w technologii rur stalowych preizolowanych, łączącą budynek technologiczny i komorę ciepłowniczą B-10,
  • sieci elektroenergetyczne SN 15kV, światłowód, oświetlenie zewnętrzne,
  • układ wyprowadzenia energii elektrycznej od agregatu kogeneracyjnego do stacji transformatorowej SN 15kV ENEA,
  • system automatyki umożliwiający bezobsługową pracę układu kogeneracji we współpracy z układem pomp ciepła,
  • układ sterowania i wizualizacji SCADA ze stacjami operatorskimi w Szlachęcinie i Bolechowie umożliwiającymi zdalną obsługę obiektu.

WNIOSKI

Połączenie kogeneracji i pompy ciepła odzyskującej ciepło ze ścieków jest krokiem w kierunku realizacji idei zielonego ładu i neutralności klimatycznej. Jest to nie tylko powiązanie technologii, ale również połączenie i współpraca branż wodno-kanalizacyjnej i ciepłowniczej. Poza wdrażanymi ideami dekarbonizacji i odzysku ciepła odpadowego inwestycja zapewnia inwestorowi przede wszystkim wymierne korzyści ekonomiczne i ekologiczne. Nie bez znaczenia pozostaje fakt, że układ pozwala na maksymalizację produkcji ciepła przy jak najmniejszym zużyciu gazu ziemnego.

Spodziewane efekty zrealizowanej inwestycji to łączna roczna produkcja ciepła na poziomie 67 tys. GJ, z czego 38 tys. GJ pochodzi z pompy ciepła i 29 tys. GJ z układu kogeneracji zasilanego gazem ziemnym, oraz produkcja 7,7 tys. MWh energii elektrycznej rocznie. Ponadto roczna redukcja emisji CO2 w Ciepłowni w Bolechowie wyniesie około 2 tys. ton.

Biorąc pod uwagę regulacje i trendy w branży ciepłowniczej, jak również trudną sytuację na rynku paliw dla ciepłownictwa, jest wielce prawdopodobne, że ta pierwsza tego typu instalacja w Polsce wykonana przez Metrolog Sp. z o.o. ma szansę stać się projektem replikowalnym, powielanym w wielu lokalizacjach.