Home Archive by category Technologie

Technologie

SPOSÓB ELIMINACJI ŚCIEKÓW Z MOKREGO ODSIARCZANIA SPALIN

W wielu procesach przemysłowych powstają ścieki, ich usunięcie to jeden z poważniejszych problemów eksploatacyjnych między innymi w elektrowniach, elektrociepłowniach oraz ciepłowniach. Wśród różnych nowych rodzajów ścieków takich jak np. koncentraty z układów stosujących membranowe techniki oczyszczania wody, czy ścieki z mycia membran (CIP), na uwagę zasługują ścieki z instalacji mokrego odsiarczania spalin (IMOS). Dotychczas większość ścieków w elektrowniach czy też w elektrociepłowniach była zagospodarowywana w ramach hydrotransportu na składowiska popiołu, co nie sprzyjało rozwojowi zaawansowanych technik oczyszczania ścieków przemysłowych.

Ścieki powstające w IMOS charakteryzuje wysoka zawartość chlorków, siarczanów, metali ciężkich, zawiesin (głównie gipsu), związków azotowych, a ponadto zawierają one duży ładunek substancji organicznych. Pod uwagę należy także wziąć fakt, że ścieki z elektrowni opalanych węglem kamiennym różnią się znacząco od ścieków z elektrowni opalanych węglem brunatnym. Ścieki w pierwszym przypadku zawierają dużą ilość chlorków, a w drugim siarczanów. Jakkolwiek ilość tych ścieków jest stosunkowo mała to ich wpływ na bilans jakościowy całości strumienia ścieków przemysłowych powstających na terenie konkretnego obiektu może być duży i często decydujący o możliwości zrzutu ścieków. Stan ścieków i wód odpadowych regulowany aktualnie jest aktami prawnymi [1, 2]. W elektrowniach starszego typu oczyszczalnia ścieków wyposażona jest w zbiornik ścieków surowych, dwustopniowy układ reakcyjno-sedymentacyjny oraz węzeł korekty pH. Ten system pozwala jedynie na usunięcie zawiesin metali ciężkich oraz korektę pH. Nowszego typu instalacje oczyszczania ścieków z IMOS pomimo znacznie bardziej rozbudowanego systemu oczyszczania (np. z dwoma stopniami strącania zanieczyszczeń i możliwością schłodzenia) nadal nie zapewniają usuwania ze ścieków związków azotu, nadmiaru substancji organicznych oraz nadmiaru chlorków i siarczanów. Często stężenie dobrze rozpuszczalnych soli nawet wzrasta na skutek wprowadzenia do ścieków potrzebnych chemikaliów. Istniejące oczyszczalnie ścieków z IMOS nie są zatem w stanie spełnić wszystkich wymagań stawianych ściekom oczyszczonym przez przepisy krajowe [1] i konkluzje BAT [2]. Tak więc w celu uzyskania wymaganych poziomów zanieczyszczeń ścieków odprowadzanych do środowiska należało by rozbudować już istniejące instalacje oczyszczania ścieków o kosztowne układy wykorzystujące techniki membranowe, odwróconą osmozę elektrodializę lub wyparki, często z dodatkowym układem krystalizacji półproduktu [3 – 6]. Jednak budowa kolejnych węzłów oczyszczania skutkować będzie powstawaniem nowych odpadów – stałych i ciekłych, które trzeba będzie utylizować

Proponowane rozwiązanie

Na podstawie analizy stanu techniki i doświadczeń własnych [7, 8] opracowano rozwiązanie polegającego na wtrysku wstępnie oczyszczonych (z zanieczyszczeń mechanicznych) ścieków do kanału spalin przed elektrofiltrem w celu ich odparowania. Wtrysk ścieków odbywa się za pomocą lanc wtryskowych z systemem dysz dwuczynnikowych w odpowiednio wybranym odcinku kanału spalin. Schemat ideowy instalacji wtrysku ścieków do kanału spalin przed elektrofiltrem przedstawiono na rys. 1.

Rys. 1. Schemat instalacji do wtrysku ścieków z dodatkiem utleniacza do kanału spalin przed elektrofiltrem.

Proponowane rozwiązanie jest przede wszystkim przeznaczone do zastosowania w istniejących blokach energetycznych i jednostkach ciepłowniczych, które posiadają instalacje mokrego odsiarczania spalin. Jest to rozwiązanie, które nie ingeruje w instalację kotłową ani w istniejące instalacje oczyszczania spalin, a ponadto może być również eksploatowane jako instalacja do ograniczania emisji Hg. W takim przypadku do ścieków dodatkowo wprowadzona zostaje odpowiednia dawka selektywnego utleniacza rtęci metalicznej obecnej w spalinach kotłowych. Rozwiązanie polegające na wprowadzeniu utleniacza jest przedmiotem patentu autorów [9]. Zjawiska przebiegające w kanale spalin przed odpylaczem w miejscu wtrysku wpływają na tworzenie się aglomeratów cząsteczek pyłu zawartych w spalinach, a także na tworzenie cząstek pyłu pokrytych powierzchniowo warstewką soli związków zawartych w ściekach. W efekcie następuje odparowanie wody, a powstałe stałe produkty wytrącane zostają w odpylaczu i wraz z głównym strumieniem pyłu usuwane są z niego, a następnie trafiają do systemu zagospodarowania wytrąconych popiołów.

Wyniki testów przemysłowych wtrysku ścieków przed elektrofiltrem

Testy wtrysku ścieków do kanału spalin przed elektrofiltrem prowadzone były na obiekcie przemysłowym wyposażonym w kocioł OP-650 opalany węglem kamiennym i biomasą (do 10%). Ścieki do badań pochodziły z instalacji odsiarczania spalin metodą mokrą (IMOS), która oczyszcza od 500 tys. do 1 600 tys. m3/h spalin wilgotnych w warunkach umownych, o temperaturze 120-140C. Ścieki powstające w procesie odsiarczania są kierowane były do instalacji oczyszczania ścieków gdzie ich oczyszczanie przebiegało w następujących etapach:

  • neutralizacja i wytrącanie metali ciężkich,
  • flokulacja i separacja cząstek stałych,
  • odwadnianie wytrąconego osadu.

Tak oczyszczone ścieki miały pH=8,5 i zawierały jeszcze znaczne ilości chlorków – około 30 000 mg/dm3, siarczanów – około 2 000 mg/dm3 oraz związków rtęci i innych metali ciężkich i nie spełniały norm ustawowych zgodnie z RMGMiŻŚ [1]. Zakres zmienności parametrów wtryskiwanych ścieków do spalin w trakcie testów przedstawiono w tabeli 1.

W celu umożliwienia okresowej eliminacji tych ścieków RAFAKO zaprojektowało i wybudowało instalację wtrysku na dwóch poziomych kanałach przed elektrofiltrem. Układ wtrysku to umieszczone w każdym z dwóch kanałów spalin lance (2 sztuki/kanał), każda wyposażona w 12 dysz dwuczynnikowych. Powietrze służące do wtrysku ścieków jest podgrzewane nagrzewnicą kanałową. Na rys. 2 pokazano rozmieszczenie lanc i dysz wtryskowych

Rys. 2. Lance wtryskowe zamontowane w kanale spalin (a) i próba działania lanc (b)

Wyniki testów

W trakcie testów podawano około 1,2-2,5 m3/h ścieków do jednego z kanałów (lewego lub prawego) przed elektrofiltrem. Temperatura spalin w przekroju pomiarowym na wlocie do elektrofiltru w trakcie wtrysku nie ulegała zmianie, a elektrofiltr pracował bez zakłóceń.

Przed i w trakcie wtrysku pobrano próbki popiołu lotnego w celu określenia składu ziarnowego, rezystywności i składu chemicznego. Na rys. 3 pokazano wyniki analizy składu ziarnowego próbek popiołów pobranych z lejów zbiorczych pierwszych stref, przy dozowaniu ścieków do kanału spalin przed elektrofiltrem i bez wtrysku.

Rys. 3. Skład ziarnowy popiołu lotnego z elektrofiltru za kotłem OP-650 pierwsza strefa odpylania

Charakterystyki pyłów na rys. 3 wskazują, że wtrysk ścieków do kanału spalin przed elektrofiltrem wpływa na skład ziarnowy popiołu wytrąconego w elektrofiltrze i popiół wytrącony w 1-szej strefie elektrofiltru po zastosowaniu wtrysku ścieków ma skład ziarnowy przesunięty w kierunku grubszych ziaren. W trakcie wtrysku ścieków wykonano pomiary skuteczności odpylania,(moc bloku od 140 do 200 MW) a uzyskane wyniki pokazały, że elektrofiltr pracował ze skutecznością powyżej 99%. Skład pierwiastkowy próbek popiołów wykonano metodą fluorescencji rentgenowskiej a przeprowadzona analiza nie wykazała istotnych różnic w składzie chemicznym popiołów z wtryskiem i bez wtrysku ścieków. Z kolei badania próbek pyłu wykonane za pomocą mikroskopu skaningowego metodą spektrofotometryczną wykazały wzrost zawartości Cl w wyniku dozowania ścieków, co niewątpliwie wiąże się z dużą zawartością tego pierwiastka we wtryskiwanych ściekach.
W kolejnym etapie prac badawczych na tym samym obiekcie przemysłowym wybudowano autonomiczną instalację do przygotowania i wtrysku wybranego addytywu utleniającego rtęć metaliczną zawartą w spalinach, przy użyciu istniejących lanc wtryskowych (rys. 2). Ograniczenie emisji rtęci następuje w tym przypadku przez jej związanie na cząstkach popiołu lotnego i usunięcie w elektrofiltrze. Wyniki przeprowadzonych pomiarów wskazują na około 10% wzrost skuteczności ograniczania emisji rtęci w warunkach w jakich prowadzono testy. Doświadczenia autorów wskazują na możliwość znacznie skuteczniejszego ograniczania emisji rtęci przy wykorzystaniu procesów mających miejsce w absorberze IMOS [9, 10].
Podsumowanie
Rosnący problem związany z zaostrzaniem wymagań odnośnie do czystości ścieków odprowadzanych z działalności przemysłowych, w tym w szczególności z elektrowni i innych zakładów energetycznych powoduje konieczność poszukiwania innowacyjnych i tanich rozwiązań. Do tej grupy należy zaproponowane rozwiązanie w postaci instalacji wtrysku ścieków do spalin przed elektrofiltrem. Zapewnia ono jednoczesną eliminację strumienia ścieków, poprawia pracę odpylacza i dodatkowo może być wykorzystane do ograniczenie emisji rtęci co zostało potwierdzone w warunkach przemysłowych.
Jakkolwiek niewątpliwy potencjał proponowanego rozwiązania został potwierdzony to dobór parametrów pracy instalacji wymaga każdorazowo indywidualnego podejścia z uwzględnieniem aktualnych parametrów ścieków i spalin co wiąże się z opracowaniem algorytmu sterowania pracą dysz wtryskowych. W celu oceny możliwych do zastosowania wariantów rozwiązań konstrukcyjnych w danych warunkach pracy obiektu zbudowano przewoźną instalację demonstracyjną przedstawioną na rys. 4.

Parametry pracy instalacji:

  • ciśnienie cieczy: 4-9 bar,
  • strumień cieczy: 0,5-5,0 m3/h,
  • ciśnienie powietrza 3-6 bar,
  • strumień powietrza: 100-200 m3/h,

Rys. 4. Przewoźna instalacja do wtrysku ścieków, ścieków i addytywów utleniających

Zabudowa instalacji nie wymaga istotnych zmian w istniejącej infrastrukturze, często możliwe jest wykorzystanie istniejących kanałów spalin przed elektrofiltrem.

Literatura
[1] Rozporządzenie Ministra Gospodarki Morskiej i Żeglugi Śródlądowej z dnia 12 lipca 2019 r. w sprawie substancji szczególnie szkodliwych dla środowiska wodnego oraz warunków, jakie należy spełnić przy wprowadzaniu do wód lub do ziemi ścieków, a także przy odprowadzaniu wód opadowych lub roztopowych do wód lub do urządzeń wodnych.
[2] Konkluzje BAT dotyczące dużych instalacji spalania wyszczególnionych w załączniku 1 do Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady Europy nr 2010/75/EU z dnia 24 listopada 2010 r. Data publikacji 17 sierpnia 2017.
[3] M. Shuangchen et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 58 (2016) 1143–1151.
[4] H. Hill, M. Heerman, Zero Liquid Discharge Effluent Guidelines Compliance Strategies for Coal-Fired Power Plants’ FGD Wastewater, Power-Gen International December 7-11, 2014.
[5] T. Tong, M. Elimelech, The Global Rise of Zero Liquid Discharge for Wastewater Management: Drivers, Technologies, and Future Directions, Environ. Sci. Technol. 2016, 50, 6846−6855.
[6] Gao Y., Chen Z. S., The new zero discharge of desulfurization wastewater treatment options. HuadianTechnol 2008; 30(4): 73–5.
[7] Jędrusik M., Świerczok A., Głomba M., Mazurek J., Halfar P., Kamiński B.: Wtrysk oczyszczonych ścieków a praca elektrofiltru. Energetyka Cieplna i Zawodowa. 2013, nr 9, s. 50-54,
[8] M. A. Gostomczyk, M. Jędrusik, A. Świerczok, R. Krzyżyńska, J. Mazurek, P. Halfar: Patent Polska, nr 231036. Sposób redukcji emisji rtęci z kotłów spalających węgiel.
[9] M. A. Gostomczyk, M. Jędrusik, A. Świerczok, D. Łuszkiewicz, M. Kobylańska-Pawlisz, Patent Polska nr 420709: Sposób usuwania rtęci i tlenków azotu ze spalin powstających w elektrowniach węglowych.
[10] Jędrusik M., et al., Niskonakładowa technologia ograniczania emisji rtęci ze spalania węgla, Energetyka Cieplna i Zawodowa, 1, 20-24, 2019.

Autorzy i dane kontaktowe:
prof. dr hab. inż. Maria Jędrusik, maria.jedrusik@pwr.edu.pl, tel. 71 320 36 35
dr hab. inż. Arkadiusz Świerczok, prof. uczelni, arkadiusz.swierczok@pwr.edu.pl, tel. 71 320 39 18

TAK TEŻ MOŻNA – W PEŁNI EKOLOGICZNY WIEJSKI SYSTEM CIEPŁOWNICZY

Ekologiczny ciepłociąg gminny zasilany z biogazowni w Gminie Potęgowo w woj. Pomorskim jest wzorcowym przykładem proekologicznego systemu wykorzystującego odnawialne źródła energii.

Jest realizacją postulatu o wykorzystaniu energii odnawialnej wytwarzanej dla celów bytowych w miejscu jej produkowania, a w ten sposób pokazaniu że społeczność gminna może osiągnąć samowystarczalność energetyczną i poprawić jakość powietrza odstępując od tradycyjnych sposobów ogrzewania węglem. Ciepłociąg łączy odnawialne źródło energii cieplnej z mieszkańcami, a wraz z węzłami tworzy jeden z nowocześniejszych systemów ciepłowniczych zachęcając do naśladownictwa inne gminy.

W Potęgowie istniał mały system ciepłowniczy, którego źródłem ciepła była kotłownia miałowo-węglowa o mocy 2,2 MW. Ze względu na niską sprawność i dużą emisyjność- nawet do 3 tys. ton CO2 do atmosfery rocznie- powinna zostać zamknięta lub poddana kosztownej modernizacji. Problemem była również prawie 40-sto letnia czteroprzewodowa sieć ciepłownicza zbudowana w systemie kanałowym z izolacją wełną mineralną, która nie spełniała już żadnych norm, generując liczne awarie i znaczne straty ciepła na przesyle. Topniejący śnieg na trasie starego ciepłociągu wskazywał na zły stan sieci przesyłowej, a odbiorcom w każdej chwili groziło odcięcie ciepła.

Fot. 1. Topniejący śnieg na trasie starej sieci kanałowej.

Geneza projektu związana jest z wybudowaniem w 2013 r. elektrowni wiatrowej w Darżynie przez prywatnego Inwestora Nadmorskie Elektrownie Wiatrowe Darżyno Sp. z o.o. oraz Elektrowni Biogazowej zasilanej masą organiczną dostarczaną z okolicznej produkcji rolno-spożywczej. Efektem ubocznym produkcji energii elektrycznej było ciepło uwalniane bezpośrednio do atmosfery.  Po kilku latach eksploatacji układu postanowiono przeprowadzić analizy techniczno-ekonomiczne, aby odpowiedzieć na pytanie czy ciepło odpadowe może zostać wykorzystane do ogrzewania mieszkańców Potęgowa. Wynik analizy dał pozytywną odpowiedź i przystąpiono do dalszych prac.

W ten sposób powstała inwestycja, przekształcająca wyspową biogazownie produkującą tylko energię elektryczną do systemu energetycznego w elektrociepłownię zasilaną biomasą, której elementami składowymi są urządzenia do wyprowadzenia ciepła o parametrach 90/65oC w sezonie grzewczym dla c.o. i c.w.u. oraz 70/30oC poza sezonem na potrzeby c.w.u., tj. wymiennikownia ciepła o mocy 2,4 MW wspomagana szczytowym kotłem grzewczym niskotemperaturowym Viessman Vitoplex o mocy 0,7 MW zasilanym biogazem.

Fot. 2. Nowa wymiennikownia.

W celu doprowadzenia ciepła do odbiorców wykonano dwuprzewodową sieć magistralną o długości 1788 mb. i średnicy 2xDz 219,1 x 4,5/315 mm oraz 3163 mb. sieci i przyłączy o średnicach od 42,4 ×2,6/110 mm do 219,1 x 4,5/315 mm na terenie miejscowości Potęgowo. Do budowy sieci użyto najwyższej jakości rur preizolowanych Logstor z barierą dyfuzyjną, wyprodukowanych metodą ciągłą osiową (Axial Conti). Rura preizolowana jest zespołem rurowym składającym się ze stalowej rury przewodowej zaizolowanej sztywną pianką PUR oraz płaszcza osłonowego PE-HD. Występuje z systemem alarmowym lub bez.

Fot. 3. Budowa rury preizolowanej Logstor z barierą antydyfuzyjną.
(Źródło: Logstor)

Zastosowane rury wytwarzane są w ciągłym procesie technologicznym poprzez formowanie pienionej izolacji w ruchomych formach z zastosowaniem folii PE z aluminium, a następnie na izolację wytłaczana jest osłona z płynnego PE-HD. Folia umieszczona pomiędzy izolacją a osłoną spełnia funkcję bariery dyfuzyjnej, która zapobiega wymianie gazów pomiędzy pianką PUR a otoczeniem, co pozwala na zachowanie wysokiej jakości izolacji przez kilkadziesiąt lat. Przedmiotowe rury, również charakteryzują się wysokim współczynnikiem przewodzenia ciepła λ50= 0,0223 W/mK (norma PN-EN 253 λ50= 0,029 W/mK), dzięki czemu w okresie 30 lat można obniżyć straty ciepła na przesyle o ok. 25% w porównaniu do rur preizolowanych produkowanych metodą tradycyjną. W przypadku przedmiotowej inwestycji uzyskane oszczędności ciepła na przesyle tylko z tego tytułu mogą wynieść średnio nawet 1220 GJ/rok.

Wykres 1. Różnice w stratach ciepła wynikające ze starzenia izolacji PUR na przestrzeni 30-stu lat. (Źródło: Logstor)

Do izolacji połączeń pomiędzy rurami zastosowano złącza sieciowane radiacyjnie „SX-WP” z korkami wtapianymi, które przechodzą pozytywnie „badania w skrzyni z piaskiem wg PN-EN 489”- badania obciążenia od gruntu na 1000 cykli przemieszczeń w skrzyni z piaskiem. Mufa dzięki swojej specjalnej budowie, umożliwia wcześniejsze podgrzanie środkowej części złącza w celu nadania jej odpowiedniej temperatury przed zalaniem pianką PUR. Dzięki temu Wykonawca miał możliwość kontynuowania prac podczas okresów przejściowych, kiedy występowała niższa temperatura otoczenia.

Sieć została wyposażona w impulsowy system alarmowy, który nadzorują nowoczesne lokalizatory awarii (Logstor X4) w systemie aktywnym.

Dzięki wysokiej jakości wykonania całego systemu preizolowanego Logstor na etapie produkcyjnym, montaż na budowie jest niezwykle przystępny dla Wykonawcy.

Fot. 4. Montaż sieci magistralnej 2xDz 219,1 x 4,5/315 mm w technologii Logstor.

W ramach inwestycji wykonano i zamontowano także 30 węzłów cieplnych w większości dwufunkcyjnych, w tym 6 w obiektach użyteczności publicznej oraz 17 szt. w blokach. Zamontowane zostały węzły cieplne dwufunkcyjne: zmieszania pompowego dla potrzeb instalacji centralnego ogrzewania (c.o.) o parametrach max 80/60°C oraz wymiennikowy z zasobnikiem ciepła dla przygotowania ciepłej wody użytkowej (c.w.u.) o parametrach stałych 60/10°C. Węzły zostały wyposażone w nowoczesną automatykę ciepłowniczą firmy Danfoss która zapewnia dużą niezawodność działania oraz maksymalne dopasowanie parametrów pracy węzłów do instalacji odbiorczych w budynkach przy jednoczesnym ekonomicznym gospodarowaniu pobieranym ciepłem. Zastosowane regulatory pogodowe umożliwiają rozbudowanie systemu o zdalny monitoring pracy węzłów i możliwość zdalnego sterowania.

Cały system ciepłowniczy objął ok. 1000 na 1400 mieszkańców miejscowości Potęgowo oraz obiekty użyteczności publicznej takie jak Urząd Gminy Potęgowo, Szkoła Podstawowa w Potęgowie, Przedszkole w Potęgowie, Gminne Centrum Kultury w Potęgowie, Gminny Ośrodek Pomocy Społecznej w Potęgowie oraz kotłowni osiedlowej w Potęgowie.  Sieć została zaprojektowana w sposób umożliwiający dalszą rozbudowę w przyszłości, a także przyłączanie się nowych użytkowników.

Poza licznymi korzyściami ekologicznymi i społecznymi związanymi z zmniejszeniem emisyjności dzięki wyłączeniu starej kotłowni, uzyskano również oszczędności w opłatach z wyprodukowane ciepło o ok. 20%, które bezpośrednio przekładają się na finanse odbiorców.

Produkcja ciepła i prądu elektrycznego z odpadów spożywczych oraz istnienie elektrowni wiatrowych jak w Potęgowie skłaniają do  budowy „wyspy energetycznej”. Główne elementy już istnieją, potrzebna jest wola prawodawcy i współpraca z nauką,  aby taki model propagował gminną niezależność energetyczną. Kooperacja Gminy Potęgowo z prywatnym Inwestorem Nadmorskie Elektrownie Wiatrowe Darżyno Sp. z o.o. Elektrownia Biogazowa, a także świetna realizacja doświadczonych firm projektowych i wykonawczych stanowi przykład dla innych, że model gminnej niezależności energetycznej jest możliwy do realizacji.

Firma Infracorr Sp. z o.o., lider konsorcjum firm technologicznych i wykonawczych, została finalistą i otrzymała wyróżnienie za wykonanie inwestycji pn. Ekologiczny ciepłociąg gminny zasilany z biogazowni w Gminie Potęgowo w Ogólnopolskim Otwartym Konkursie Modernizacja Roku & Budowa XXI w. w kategorii “odnawialne źródła energii i technologie ochrony środowiska” oraz otrzymała Nagrodę Polskiej Izby Inżynierów Budownictwa. Nagrodę otrzymał również inwestor Gmina Potęgowo i projektant firma Technika Sanitarna Kazimierz Kurkowski Grudziądz.

Autor: mgr inż. Paweł Zapaśnik, Specjalista ds. sieci ciepłowniczych Infracorr Sp. z o.o.
Źródło: Infracorr Sp. z o.o.

WODÓR PRZYSZŁOŚCIĄ CIEPŁOWNICTWA

Dominującym paliwem sektora ciepłowniczego w Polsce pozostaje węgiel. Jednak w horyzontach 2030 i 2050 r. branża będzie się zmieniać. Chodzi o jej dostosowanie do wymogów europejskich i zmniejszanie emisji gazów cieplarnianych. Naturalnym kierunkiem takiej transformacji wydaje się początkowo gaz ziemny, a docelowo wodór. Dlaczego?

Obecnie wodór jest wykorzystywany głównie w przemyśle chemicznym do produkcji amoniaku i metanolu oraz do rafinacji ropy naftowej. Jednak w przypadku elektrolizy proces jego powstawania może być całkowicie bezemisyjny. Chodzi o rozbicie cząsteczki wody na tlen i wodór, który jest magazynowany.

W tym tkwi kluczowy aspekt przyszłości wodoru w produkcji energii: kiedy produkcja energii słonecznej i wiatrowej przekracza zapotrzebowanie sieci energetycznej, „nadwyżka” może zostać wykorzystana do produkcji wodoru. Wodór może być magazynowany, a następnie uruchamiany, gdy energia słoneczna i wiatrowa nie są dostępne.

Wodór może być wykorzystywany do napędzania specjalnych typów turbin gazowych (produkuje je m.in. Siemens), które mogą przekształcić go w energię elektryczną. Inną metodą jest użycie wodoru w ogniwach paliwowych. Podczas spalania czystego wodoru nie powstają żadne emisje – jedynym produktem końcowym oprócz elektryczności jest woda.

Koszt produkcji wodoru zasilanego energią odnawialną cały czas maleje, ponieważ elektrolizery stają się coraz powszechniejsze. Obecnie na świecie jest mniej niż 200 megawatów mocy elektrolizerów wykorzystywanych do produkcji wodoru, a większość z nich jest mniejsza niż jeden megawat. Istnieją jednak plany dotyczące powstania kilku 100-megawatowych projektów, więc moce produkcyjne niebawem gwałtownie wzrosną.

Najbardziej optymistyczne szacunki przewidują, że w przyszłości nawet jedna czwarta światowego zapotrzebowania na energię może zostać zaspokojona dzięki produkcji opartej na wodorze. Wymagałoby to ogromnego wzrostu zdolności do elektrolizy, a także znacznego spadku cen elektrolizerów. Warto jednak podkreślić fakt, że koszty energii słonecznej i wiatrowej nadal spadają, co przełoży się na niższe koszty produkcji wodoru. Obecnie największym składnikiem kosztów wodoru wytwarzanego przez elektrolizę jest energia elektryczna.

No dobrze, a teraz powróćmy do pytania postawionego na początku tekstu – dlaczego wodór to przyszłość ciepłownictwa?

Przy wytwarzaniu wodoru z elektrolizą wydajność wynosi obecnie 60-70 procent, tj. około jedna trzecia zużytej energii elektrycznej marnuje się jako ciepło. Gdy wodór zostanie ponownie wykorzystany do produkcji energii elektrycznej za pomocą turbiny gazowej lub ogniwa paliwowego, wydajność wynosi 40–55%. Zatem ogólna wydajność od energii elektrycznej do wodoru i z powrotem do energii elektrycznej wynosi 24-38 procent.

Jednak wydajność można poprawić, odzyskując ciepło wytworzone podczas elektrolizy. Ciepło odpadowe odzyskane w elektrociepłowniach można wykorzystać w sieciach ciepłowniczych. W takim przypadku ogólna wydajność od energii elektrycznej przez wodór do energii może wynosić nawet 60–80 procent.

To wielka szansa dla branży ciepłowniczej, która w Polsce poszukuje docelowego modelu transformacyjnego. Oczywiście odrębną kwestią pozostaje to za co ją sfinansować. Ten dylemat porusza najnowszy raport IGCP, który można znaleźć tutaj.

Fot. Pixabay

INTELIGENTNE WĘZŁY CIEPŁOWNICZE ODPOWIEDZIĄ NA KORONAWIRUSA

Pandemia koronawirusa pokazała sens funkcjonowania inteligentnych sieci ciepłowniczych. 

Chociaż w Polsce nadal nie ma wyraźnego nakazu pracy zdalnej, to większość odpowiedzialnych firm stara się zabezpieczyć swoich pracowników przed przypadkowym zarażeniem koronawirusem, stwarzając im taką możliwość. O ile w przypadku osób na stanowiskach biurowych wydaje się to łatwe, o tyle w przypadku pracy związanej z zarządzaniem siecią ciepłowniczą może być nieco trudniejsze.

Kiedy w 2018 firma Fortum kończyła dwuletni projekt, w ramach którego wyposażyła ponad 10 tysięcy węzłów w Polsce w system zdalnego monitoringu i sterowania, nie przypuszczano, że będzie on miał kluczową rolę dla zapewnienia bezpieczeństwa także pracownikom firmy. Główną ideą tej inwestycji było bowiem usprawnienie pracy sieci, dzięki możliwości bieżącej reakcji na wszelkie zmiany w parametrach dostawy energii, a także zapewnienie odbiorcom możliwości optymalizacji zużycia ciepła.

Teraz, gdy na wagę złota są wszelkie rozwiązania technologiczne i informatyczne umożliwiające zdalne zarządzanie firmą, inwestycja o wartości ponad 13 milionów złotych przynosi dodatkowe korzyści.

„Zaawansowany system monitoringu sterowania pozwala nam zauważyć nieprawidłowość jeszcze zanim zostanie ona zgłoszona przez klienta” – tłumaczy Rafał Ciesielski, kierownik sieci ciepłowniczej Fortum. „System automatycznie, co 15 minut, sprawdza pracę węzłów i jeśli taką aberrację wykryje, to przesyła informację do operatora. Czasem wystarczy, również zdalnie, zmodyfikować parametry, by zapewnić odbiorcom odpowiednią temperaturę w mieszkaniu”.

Takie rozwiązania sprawiają, że awariom można zapobiegać, lub dokonywać korekt z poziomu komputera, który pracownicy mają….we własnym domu – zgodnie z rekomendowaną zasadą samoizolacji.

„W Fortum nadzoruję pracę naszych sieci ciepłowniczych” – wyjaśnia Andrzej Szydłowski, dyspozytor ruchu. „Od 17 marca robię to zdalnie z Oporowa we Wrocławiu, siedząc w kuchni przy dużym stole. W kuchni, bo tu akurat mam najlepszy zasięg internetu. A internet jest mi niezbędny, aby łączyć się z naszym systemem monitorującym pracę sieci i węzłów oraz systemem monitoringu źródeł ciepła we Wrocławiu, Płocku i Częstochowie. Dzięki temu mogę z własnego domu kontrolować, czy zadane przez nas parametry pracy dla źródeł, które dostarczają ciepło do sieci ciepłowniczej, są wystarczające, tak by klienci byli w 100% zadowoleni. Systemy te pozwalają mi również na bieżąco śledzić istotne zmiany parametrów pracy sieci i zakłócenia pracy węzłów. Jeśli przychodzi jakiś alarm o nieprawidłowościach, to także zdalnie mogę bardzo szybko uruchomić służby, które w możliwie najkrótszym czasie są w stanie usunąć awarię.”

Źródło: Na podstawie materiałów Fortum

Fot. Pixabay

BRYTYJSKI EKSPERYMENT KLUCZOWY DLA NEUTRALNOŚCI KLIMATYCZNEJ UE

Eksperyment uczelni wyższej z Wielkiej Brytanii może okazać się kluczowy dla przyszłości wodoru w Unii Europejskiej. Skuteczne mieszanie tego gazu z tradycyjnym paliwem może stanowić najważniejszy pomost dla wdrażania celu neutralności klimatycznej do 2050 r.

Brytyjski Keele University był jedną z pierwszych uczelni, które przestrzegały przed kryzysem klimatycznym. Z tego względu warto dziś przyglądać się inicjatywom jakie są tam podejmowane. W ostatnim czasie władze tej szkoły wyższej zdecydowały o rozpoczęciu bardzo ciekawego eksperymentu. Ponad sto budynków będzie ogrzewanych gazem ziemnym z 20 proc. domieszką wodoru wytwarzanego przez elektrolizer. Równie istotne wydaje się to, że energii elektrycznej do podziału wody na m.in. wodór dostarczą lokalne turbiny wiatrowe. W założeniu eksperyment powinien pokazać efektywny sposób uzyskiwania ciepła, a cały proces będzie miało dużo mniejszą emisję CO2 aniżeli w przypadku wykorzystania tradycyjnego paliwa w postaci gazu ziemnego.

Dlaczego prace badawcze Keele University są takie ważne? Oczywiście ze względu na kontekst celu osiągnięcia naturalności klimatycznej przez Unię Europejską do 2050 r. To proces, w którym emisje CO2 zbilansują się z ich naturalnym pochłanianiem przez lasy bądź pochłanianiem przez nowe technologie. Ta szeroka transformacja gospodarek Starego Kontynentu ma umożliwić skuteczną walkę ze zmianami klimatu oraz uzyskanie przewag konkurencyjnych w skali globalnej.

Wizja przemian jakie dotkną Europę dopiero się kształtuje, ale już wiadomo, że głębokie zmiany będą potrzebowały paliwa przejściowego, które pozwoli bez zbędnych wstrząsów przejść na nowe technologie. Do tej pory sądzono, że będzie to gaz ziemny spalany w turbinach elektrowni, które w dalszej perspektywie zostaną zmodernizowane do wykorzystywania wodoru. Badania prowadzone w Keele University być może pokażą, że efektywne będzie mieszanie obu gazów dzięki czemu zostanie istotnie zmniejszona emisyjność procesu technologicznego. To ważne także pod kątem infrastrukturalnym np. wykorzystywania gazociągów, które powinny tolerować wodór w niewielkich proporcjach wewnątrz przesyłanej mieszanki.

Docelowo eksperyment prowadzony w Keele University rozwiązałby także kwestię taniego kredytowania nowych inwestycji opartych o gaz w Europie. Przypomnijmy, że Europejski Bank Inwestycyjny uzależnił swoją pomoc inwestycyjną od spełnienia normy 250 g/KWh. Istnieje duże prawdopodobieństwo, że instalacje spalające docelowo gaz z wodorem będą spełniać ten wymóg.

Fot. Wikipedia

SPALANIE WĘGLA: 20 MLN TON PRODUKTÓW UBOCZNYCH

Zagospodarowanie produktów ubocznych powstających podczas spalania węgla pozwoli Polsce ograniczyć emisję CO2. 

Popioły, żużel, gips i inne substancje, które powstają jako produkt uboczny spalania węgla kamiennego i brunatnego (UPS-y), mogą być cennym surowcem dla innych gałęzi przemysłu. Produkuje się z nich m.in. podbudowy, spoiwa czy elementy hydrauliczne, wykorzystywane przy inwestycjach infrastrukturalnych. Zagospodarowanie tych produktów ubocznych, których rocznie powstaje w Polsce ok. 20 mln ton, pozwala też znacznie ograniczyć emisję dwutlenku węgla, przez co stało się szczególnie ważne w kontekście polityki ochrony klimatu.

Tak zwane UPS-y to uboczne produkty spalania – popioły, żużel, gips i inne substancje, które powstają elektrowniach czy elektrociepłowniach w tracie procesu spalania węgla kamiennego i brunatnego.

– Popioły, gipsy i żużel mają rejestrację w systemie REACH, czyli są bezpieczne do wykorzystania w przemyśle, bezpieczne dla środowiska, ludzi i technologii budowlanych. Bardzo dużym klientem jest dla nas przemysł cementowy, który wykorzystuje je do produkcji betonu, oraz budownictwo infrastrukturalne – wymienia w rozmowie z agencją Newseria Biznes Lech Sekyra, członek zarządu Polskiej Unii Ubocznych Produktów Spalania i prezes zarządu spółki PGE Ekoserwis, należącej do PGE Energia Ciepła z Grupy kapitałowej PGE.

Tylko w ramach PGE EC powstaje rocznie prawie 6 mln ton popiołów wapiennych z węgla brunatnego, ponad 2 mln ton gipsu i około 3 mln ton popiołu i żużla z węgla kamiennego. Ich przetwarzaniem w pełnowartościowe surowce dla innych gałęzi przemysłu zajmuje się spółka PGE Ekoserwis.

– Dysponujemy własnymi zakładami produkcji, mamy własne mieszalnie. Produkujemy m.in. spoiwa górnicze, hydrauliczne i hydrotechniczne. Spore wolumeny są dedykowane budownictwu infrastrukturalnemu – mówi Lech Sekyra.

Przetwarzanie UPS-ów w pełnowartościowe i bezpieczne produkty – które mogą następnie zostać wykorzystane w innych gałęziach przemysłu – stało się ważnym elementem wdrażanej właśnie na poziomie ogólnoeuropejskim gospodarki o obiegu zamkniętym (GOZ). Ma również kluczowe znaczenie w kontekście europejskiej polityki klimatycznej i środowiskowej, nastawionej na maksymalne ograniczanie emisji dwutlenku węgla.

– Przykładowo, wykorzystując popioły, ograniczamy zużycie cementu, który jest produktem wysokoemisyjnym. Na jedną tonę popiołu, co zostało potwierdzone przez Organizację Narodów Zjednoczonych ds. Klimatu, przypada około 600 kg mniej emisji dwutlenku węgla niż w przypadku cementu. Dlatego przy obecnej skali jego wykorzystania mówimy o bardzo dużym ograniczeniu emisji – mówi Lech Sekyra. – UPS-y zastępują także surowce naturalne, dzięki czemu ograniczane jest ich wydobycie. Wykorzystanie popiołów czy żużli jako surowców wtórnych pozwala zachować pokłady naturalnych surowców dla przyszłych pokoleń.

Jak podkreśla, pod względem zagospodarowania UPS-ów w Polsce wciąż pozostaje wiele do zrobienia. Największym wyzwaniem pozostaje przetworzenie popiołów wapiennych z węgla brunatnego, ale te są jednocześnie najbardziej korzystne i bezpieczne jako materiał do wykorzystania w wielu gałęziach przemysłu.

– Cały czas mamy duże możliwości w zakresie zmian systemowych w Polsce. Nie ma u nas takich regulacji jak w Europie Zachodniej, gdzie przy inwestycjach infrastrukturalnych trzeba obligatoryjnie wykorzystać określony odsetek surowców wtórnych. Polski rząd przyjął we wrześniu mapę wdrażania gospodarki obiegu zamkniętego, gdzie pierwsze dwa punkty są dedykowane właśnie bezodpadowej energetyce węglowej oraz symbiozie pomiędzy górnictwem a energetyką i budownictwem. Wykorzystanie surowców wtórnych powinno być zdecydowanie większe i rekomendowane przy inwestycjach budowlanych, dzięki czemu byłaby większa możliwość ich upłynnienia – podkreśla Lech Sekyra.

Prezes PGE Ekoserwis ocenia też, że – w porównaniu z innymi krajami jak Indie czy Indonezja, gdzie energetyka węglowa ma cały czas bardzo wysoki udział w miksie energetycznym – Polska jest pozytywnym przykładem i realizuje wiele inwestycji w zakresie zagospodarowania UPS-ów.

– Przez najbliższą dekadę musimy jak najlepiej wykorzystywać tę wartość, jaką stwarzają UPS-y. Na naszym krajowym podwórku istotne jest to, żeby wprowadzony został ten współczynnik antropogeniczności, czyli współczynnik wykorzystania surowców wtórnych przy inwestycjach, i aby zminimalizować wydobywanie surowców naturalnych. Równie ważna jest rekultywacja terenów zdegradowanych działalnością wydobywczą i wykorzystanie materiału, który jest nagromadzony na hałdach. Jeszcze niedawno mówiliśmy o składowiskach odpadów, teraz mówimy już, że są to magazyny z surowcami, które będzie można wykorzystać w przyszłości. W USA i Europie Zachodniej proces wykorzystywania UPS-ów jest na to silnie ukierunkowany – mówi Lech Sekyra.

Prezes spółki PGE Ekoserwis, należącej do PGE EC, wygłosił wystąpienie w drugim dniu konferencji klimatycznej COP 25, na spotkaniu poświęconym wyzwaniom i szansom na osiągnięcie zerowej emisji dwutlenku węgla netto. Przybliżył rozwiązania, jakie realizowane są w polskiej energetyce węglowej w ramach zarządzania UPS-ami, oraz podkreślił znaczenie symbiozy energetyki, górnictwa i budownictwa infrastrukturalnego, która umożliwia gospodarcze wykorzystanie ubocznych produktów spalania i odpadów wydobywczych – zarówno z bieżących procesów produkcyjnych, jak i z zasobów zgromadzonych na składowiskach i hałdach.

Szczyt klimatyczny ONZ COP25 odbywa się od 2 do 13 grudnia w Madrycie. Uczestniczą w nim przedstawiciele blisko 200 państw świata. Tegoroczny szczyt ma na celu sfinalizowanie zasad wdrażania paktu klimatycznego, podpisanego w Paryżu w 2015 roku.

Źródło: Newseria

Fot. Pixabay

KAPLAR: DIGITALIZACJA MOCNO DOTKNIE CIEPŁOWNICTWO

Zdaniem Artura Kaplara, prezesa Samson Sp. z o. o. digitalizacja to trend, który w nadchodzących latach bardzo mocno dotnie branżę ciepłowniczą.

„Digitalizacja to temat, nad którym pracujemy od dawna. Prowadzimy szerokie działania w tym zakresie. Ta tematyka wiąże się głównie z monitoringiem węzłów cieplnych – czyli z transmisją danych i możliwością zdalnego sterowania węzłami tak aby ich eksploatacja była optymalna. Pozwala to zużywać dokładnie tyle energii cieplnej ile jest potrzebne, oszczędzać ją” – stwierdził Artur Kaplar, prezes Samson Sp. z o. o.

„Digitalizacja to element, który będzie decydować czy przedsiębiorstwa ciepłownicze będą pracować efektywnie. Zapewni ona ekonomiczność dostarczania ciepła. Dzięki temu odbiorcy otrzymają dokładnie tyle ciepła ile potrzebują i za rozsądne pieniądze” – dodał menadżer.

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

SEZON NA MAGAZYNY

Malownicza miejscowość Gram w południowej Jutlandii znana jest w Danii nie tylko z powodu szkieletu wieloryba przechowywanego w muzeum mieszczącym się na tamtejszym zamku. To tam wykorzystywane są magazyny sezonowe ciepła.

Przedsiębiorstwo ciepłownicze w Gram jeszcze w 2009 roku produkowało ciepło w oparciu o jednostkę kogeneracyjną (CHP) zasilaną gazem ziemnym, a także dwa kotły wodne także opalane gazem ziemnym. Moc jednostki CHP wynosiła 6,5 MWth, a moc kotłów – 5,0 MWth każdy, tymczasem roczne zapotrzebowanie na ciepło wynosi w Gram około 30 000 MWth. W 2009 roku zbudowano więc pierwszą instalację słoneczną o wielkości ponad 10 tys. m kw. i mocy 6,5 MWth. Instalacja kolektorów słonecznych pokryła wówczas ok. 15 proc. zapotrzebowania na ciepło została podłączona do istniejącego zasobnika zbudowanego ze stali
o pojemności 2,3 tys. m sześc. Sześć lat później postanowiono powiększyć instalację o następną złożoną z kolektorów słonecznych, tym razem o powierzchni 35 tys. m kw. (wówczas moc instalacji wzrosła do 31 MWth). Według przeprowadzonych symulacji, system w takim kształcie może pokryć ok. 60 proc. zapotrzebowania na ciepło. Maksymalne wykorzystanie tak wyprodukowanego ciepła wymagało wcześniejszego przeprowadzenie dokładnych symulacji i analiz zapotrzebowania na ciepło oraz zastosowania sezonowego magazynu ciepła o pojemności 122 tys. m sześc. i pomp ciepła, które pozwalają kolektorom działać przy niższej temperaturze. Bo co robić, aby wykorzystać ciepło wyprodukowane w cieplejszych miesiącach w czasie jesiennych i zimowych chłodów? Odpowiedź jest prosta – zamagazynować  je.

Magazyny ciepła to zaizolowane termicznie stalowe zbiorniki z wymiennikami jedno- dwuwężownicowymi, o odpowiedniej pojemności. Praca w niższej temperaturze zwiększa wydajność pomp. Wykorzystują one niskotemperaturowe ciepło z dna sezonowego magazynu ciepła.

Instalacje magazynów sezonowych ciepła to drogie inwestycje, nawet jak na duńskie warunki. Ale koszty inwestycyjne poważnie spadają wraz ze wzrostem pojemności magazynu. Aby więc uzyskać odpowiedni efekt skali i maksymalizować korzyści płynące z zastosowania tego typu magazynów, trzeba je wprowadzać tam, gdzie rozbiór energii jest odpowiednio duży (np. osiedle domów wielorodzinnych). W przypadku najmniejszych systemów warto wybrać zdecentralizowaną koncepcję wprowadzania ciepła słonecznego.

Czekamy na magazyny
W Polsce magazyny dobowe nie mają jak dotąd zastosowania, a szkoda, bo to dobre rozwiązanie. Działające instalacje grzewcze z OZE wykorzystują tzw. krótko- i średniookresowe magazynowanie ciepła w postaci zbiorników, przez okres od jednego do trzech dni. Zbiorniki takie mają pojemność od kilkuset litrów (dla małych instalacji grzewczych) do 5 m sześc. (dla bardzo dużych instalacji) i są łączone zwykle szeregowo. Jeśli chodzi o ciepło pozyskane ze źródeł konwencjonalnych, które zasilają systemy ciepłownicze, magazynowanie krótkookresowe wykorzystywane jest przede wszystkim w przypadku kogeneracji, w celu wyrównania dobowych dysproporcji między zapotrzebowaniem na ciepło i zapotrzebowaniem na energię elektryczną. Jednakże w przypadku zastosowania OZE w systemach ciepłowniczych kluczowym aspektem przemawiającym za zastosowaniem magazynu ciepła jest sezonowa dysproporcja w podaży ciepła z OZE (szczególnie ciepła słonecznego) i zapotrzebowaniu na ciepło.

Rodzaje magazynów
Magazyny sezonowe dzielą się na kilka rodzajów: wodny naziemny, żwirowo–wodny zagłębiony w grunt, magazyn w warstwie wodonośnej, magazyn typu „sonda ziemna”. Magazyn naziemny (TTES) to najczęściej zbiornik wykonany z żelbetu, stali nierdzewnej, czasem szkła wzmocnionego tworzywem sztucznym napełniany wodą, o pojemnościach od kilku do kilku tys. metrów sześciennych. Zastosowanie ciepłej wody, jako sposobu na zgromadzenie ciepła, wymaga zastosowania właściwego uszczelnienia – musi być ono odporne na temperatury do ok. 80°C. W magazynie żwirowo-wodnym (PTES) do magazynowania ciepła wykorzystywana jest mieszanka ziemi lub żwiru z wodą. Z kolei w magazynach „wodonośnych” (ATES) do gromadzenia ciepła wykorzystuje się naturalne, zamknięte, podziemne zbiorniki wodne. 

Procesy magazynowania energii są jednym z istotnych czynników pozwalających na osiągnięcie celów, jakie stawia się przed efektywną gospodarką niskoemisyjną i prosumencką. Wykorzystują je z powodzeniem Brytyjczycy i Skandynawowie. Czy przyjmą się w Polsce? Czas pokaże.
Fot. Pixabay

OBNIŻENIE PARAMETRÓW TEMPERATUROWYCH MIEJSKIEJ SIECI CIEPŁOWNICZEJ

prof. dr hab. inż. Robert Sekret, Wydział Inżynierii Środowiska i Biotechnologii; Katedra Ciepłownictwa, Ogrzewnictwa i Wentylacji, Politechnika Częstochowska

Streszczenie
W pracy przedstawiono efekty energetyczne, ekologiczne i ekonomiczne usprawnienia miejskiej sieci ciepłowniczej poprzez wprowadzenie nowych tabel regulacyjnych dostosowujących parametry pracy systemu ciepłowniczego do aktualnych potrzeb użytkowników, tj. dostosowania systemu do pracy w warunkach dynamicznie przebiegających procesów termomodernizacyjnych w budownictwie oraz wprowadzania indywidualnych systemów rozliczeń za zużyte ciepło. Na podstawie uzyskanych wyników stwierdzono m.in., że obniżenie temperatury zasilania z 135 do 120oC oraz powrotu z 70 do 60oC pozwala na obniżenie mocy zamówionej i rocznego zużycia nieodnawialnej energii pierwotnej pokrywających straty ciepła na przesyle nośnika ciepła o 12 proc. Zakładając, że prace związane z obniżaniem parametrów temperaturowych sieci ciepłowniczych nie wymuszają wykonania prac skutkujących dodatkową emisją to wraz z efektem energetycznym uzyskany zostaje również efekt obniżenia emisji zanieczyszczeń do atmosfery. Łączna kwota szacowanych oszczędności z tytułu obniżenia strat ciepła sieci ciepłowniczych, poprzez obniżenie temperatur wody sieciowej, może wynieść w tym przypadku 3146 PLN/MW dla standardowego sezonu grzewczego.

1. Wprowadzenie
Udział strat ciepła w sieciach ciepłowniczych w Polsce wynosi od 5 proc. do 15 proc. w okresie sezonu zimowego oraz od 20 proc. do 30 proc. w czasie sezonu letniego [1]. Jednym z parametrów determinujących straty ciepła na przesyle jest temperatura czynnika grzewczego. Wraz z jej wzrostem zwiększa się udział strat, co z kolei pociąga za sobą większe koszty wytworzenia i dostarczenia zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców. Tak jak przedstawiono w pracy [2], można wyróżnić dwa zasadnicze kierunki prac zmierzających do obniżenia strat ciepła w sieci ciepłowniczej. Pierwszy kierunek to wzrost oporu przenikania ciepła przez ściankę przewodów ciepłowniczych. Proces ten realizowany jest w trakcie wymian wyeksploatowanych sieci ciepłowniczych wykonanych w technologii kanałowej na sieć preizolowaną, przy czym są to procesy wymuszone koniecznością bieżącej eksploatacji sieci i często obarczone wysokimi kosztami inwestycyjnymi.

Z drugiej strony straty ciepła w sieci ciepłowniczej są wprost proporcjonalne do różnicy temperatury wody sieciowej i powietrza zewnętrznego. Na rysunku 1 przedstawiono przykładowy rozkład temperatur wody sieciowej w funkcji temperatury powietrza zewnętrznego dla systemu ciepłowniczego pracującego w warunkach braku dostosowania temperatur wody sieciowej do bieżącego zapotrzebowania na ciepło. Jak wynika z danych przedstawionych na rysunku 1 ilość zdarzeń, w których temperatury wody sieciowej są wyższe od wartości założonych w tabelach regulacyjnych jest znacząca. Każdy tego typu stan pracy sieci przyczynia się do wzrostu nieuzasadnionych strat ciepła. Z drugiej strony wyniki pomiarów przedstawione na rysunku wskazują, że eksploatacja prezentowanej sieci ciepłowniczej przy wymuszonej pracy z temperaturami wody zasilającej nie przekraczających 120oC, a więc niższymi w porównaniu do temperatur zgodnych z tabelą regulacyjną, nie spowodowała żadnych problemów z dostawą ciepła do odbiorców końcowych i kolizji z wymaganymi minimalnymi spadkami temperatur w węzłach cieplnych. Kolejnym problemem dotyczącym pracy sieci ciepłowniczych jest występowanie znacznej rozbieżności pomiędzy projektowym a rzeczywistym zapotrzebowaniem na moc cieplną u odbiorców końcowych.

Na rysunku 2 przedstawiono wyniki badań przeprowadzonych na 50-ciu budynkach edukacyjnych na terenie Częstochowy. Jak wskazują badania [3, 4] oraz dane przedstawione na rysunku 2 rozbieżności te mogą wynosić nawet do 60 proc. Dlatego też, modernizacja sieci ciepłowniczych obejmować powinna opracowanie metod określania czynników kształtujących zapotrzebowanie na ciepło przez odbiorców komunalnych w nowych warunkach ich eksploatacji oraz zagadnienia dotyczące optymalizacji obliczeniowych temperatur wody sieciowej.

Rys. 1. Temperatura wody sieciowej w zależności od temperatury zewnętrznej
dla przykładowego systemu ciepłowniczego
Rys. 2. Rozbieżność pomiędzy teoretycznym zapotrzebowaniem na ciepło a rzeczywistym zużyciem ciepła dla 50 budynków edukacyjnych w Częstochowie

Wyniki tych prac pozwolą na uzyskanie najkorzystniejszego cieplnego i hydraulicznego stanu pracy centrali, sieci cieplnej oraz podłączonych do niej węzłów cieplnych, a co za tym idzie dostawę wymaganej przez użytkownika ilości ciepła przy zwiększonej efektywności systemu ciepłowniczego.

2. Zmienność temperatur powietrza zewnętrznego
Zapotrzebowanie na moc cieplną silnie uzależnione jest m.in. od warunków atmosferycznych występujących w danym sezonie grzewczym. Stąd też, w celu określenia właściwych parametrów wody sieciowej wyznacza się wykres regulacyjny, czyli zależność regulowanego parametru (temperatury wody sieciowej, strumienia masy wody sieciowej) od temperatury zewnętrznej. Ocenę sezonów grzewczych dokonać można na podstawie porównania trzech zasadniczych wielkości: długości trwania sezonu, średniej temperatury otoczenia tego okresu, względnie liczby stopniodni ogrzewania. W zależności od przyjętej wielkości sezon może być: długi lub krótki, o wysokiej lub niskiej temperaturze, mniej lub bardziej energochłonny. Stosując więc do oceny minionych sezonów metodę stopniodni w tabeli 1 zestawiono kolejne sezony grzewcze od 1963/1964 do 2009/2010 dla Częstochowy [5] oraz niezbędne dane w postaci: długości sezonu, sezonowej temperatury otoczenia oraz liczby stopniodni sezonu.

Tabela 1. Zestawienie sezonów grzewczych [5]

Wielkości te uzupełniono względną liczbą stopniodni, wyznaczoną jako iloraz aktualnej liczby stopniodni do średniej liczby stopniodni obliczonej dla wszystkich sezonów. Takie ujęcie liczby stopniodni umożliwiło wyznaczenie względnych wartości ekstremalnych. Odczytana wartość maksymalna względnej liczby stopniodni wynosi 1,16, zaś minimalna osiągnęła poziom 0,78. Na podstawie zestawionych danych liczbowych stwierdzić można, iż kryterium energochłonności jest wskaźnikiem uniwersalnym pozwalającym jednoznacznie ocenić analizowany sezon grzewczy. Uzasadnieniem tego stwierdzenia są dane zawarte w tabeli 2, gdzie przedstawiono sezony o małej (2006/2007) i dużej (1978/1979) energochłonności. Sezon 2006/2007 spełniał również kryterium wysokiej temperatury otoczenia, zaś sezon 1978/1979 kryterium długości, sezon długi. Nadmienić należy, że w analizowanych sezonach występował również sezon krótki (1991/1992) o liczbie dni 194, lecz niższej średniej temperaturze powietrza zewnętrznego.

Tabela 2. Porównanie sezonów grzewczych w latach 1963/1964 – 2009/2010 [5]

Można więc przyjąć, zachowując pewien margines dokładności, i pomijając sezony najcieplejsze, że liczba stopniodni, w porównaniu do wartości średniej, zmienia się dla analizowanych sezonów (sezony od 1963/1964 do 2009/2010) o ± 15 proc. Na rysunku 3 zamieszczono przebieg zmian liczby dni ogrzewania, sezonowej temperatury otoczenia oraz, wyrażonej w tysiącach, liczby stopniodni w kolejnych sezonach grzewczych od 1963/1964 do 2009/2010. Dane te ilustrują wzajemną zależność tych trzech parametrów w analizowanym przedziale czasu, jednak trudnym jest określenie systematycznej zależności pomiędzy nimi. Jak przedstawiono na rysunku 3, obserwowany jest trend wzrostu wartości sezonowej temperatury otoczenia wraz z kolejnymi sezonami grzewczymi. Przebieg zmian względnej wartości stopniodni w kolejnych sezonach grzewczych zamieszczono na rysunku 4, który zawiera dwa zestawy krzywych.

Rys. 3. Rozkład liczby dni ogrzewania, liczby stopniodni oraz średniej temperatury otoczenia dla sezonów grzewczych od 1963/1964 do 2009/2010 [5]

Pierwszy z nich reprezentuje względną liczbę stopniodni występującą w poszczególnych sezonach grzewczych, natomiast zestaw drugi przedstawia przebieg tego parametru, uporządkowany malejąco, uzupełniony udziałem procentowym sezonów grzewczych dla założonych przedziałów względnej liczby stopniodni. Przedstawione wyniki analiz wskazują na obniżanie się wartości względnej liczby stopniodni wraz z kolejnymi sezonami grzewczymi. Z analizy zebranych danych wynika, że w rozpatrywanych sezonach grzewczych wystąpiło osiem sezonów o średniej dobowej temperaturze otoczenia niższej od te = -18oC, jednak występowanie minimalnych dobowych temperatur, na poziomie niższym niż te = – 20oC, dotyczy tylko pięciu z nich. Wyznaczone średnie pięciodobowe temperatury otoczenia dla tych sezonów grzewczych wykazały, że w żadnym przypadku nie przekroczona została temperatura obliczeniowa III strefy klimatycznej (te = – 20oC). Przeprowadzona analiza wykazała dodatkowo, że największą różnicę pomiędzy temperaturami maksymalnymi i minimalnymi zaobserwowano dla miesiąca stycznia na poziomie Δt = 13,6oC oraz lutego Δt = 13,5oC, najniższą różnicą na poziomie Δt = 7,1oC charakteryzował się miesiąc wrzesień. Po odrzuceniu dwóch sezonów z minimalną oraz dwóch sezonów z maksymalną wartością względnej liczby stopniodni, przedział wartości tej wielkości mieści się pomiędzy 0,9 a 1,1, tj. odchylenie od wartości średniej wynosi ± 10 proc. Dokonane oceny wskazały także wyraźną tendencję wzrostu wartości sezonowej temperatury otoczenia oraz tendencje obniżania się wartości względnej liczby stopniodni wraz z kolejnymi sezonami grzewczymi.

Rys. 4. Względna liczba stopniodni:
a) w bieżących sezonach grzewczych, b) uporządkowana malejąco [5]

3. Efekty aktualizacji tabel regulacyjnych
Optymalizację temperatur wody sieciowej prowadzi się poprzez obliczenia zdążające do utworzenia nowych tabel regulacyjnych dla źródeł, sieci i użytkowników systemów ciepłowniczych, umożliwiających ich dostosowanie do aktualnych potrzeb odbiorców przy jednoczesnym zagwarantowaniu niezawodności dostaw ciepła. Właściwie ustalona temperatura wody sieciowej, w zależności od parametrów powietrza zewnętrznego, jest zatem bardzo istotnym parametrem decydującym o możliwościach zwiększania efektywności energetycznej systemów ciepłowniczych. Umożliwia ona bowiem, przy jednoczesnym zapewnieniu komfortu cieplnego odbiorców, minimalizację strat ciepła, oszczędność surowców energetycznych, jak i również poprawę wskaźników ekologicznych. Tabele regulacyjne wody sieciowej dla sieci ciepłowniczej przy regulacji centralno-jakościowej systemu ciepłowniczego opracowywane były na podstawie wytycznych ministerialnych [6]. Zgodnie z tymi wytycznymi temperatury wody sieciowej w źródle ciepła były zależne od obliczeniowej wartości współczynnika obciążenia cieplnego i udziału ciepłej wody użytkowej Ucw. Tabele posiadały dziewięć kolumn i uwzględniały temperaturę powietrza zewnętrznego, nasłonecznienie i prędkość wiatru. Ta podstawowa metoda ustalania parametrów wody sieciowej wykorzystywana przy regulacji systemu ciepłowniczego jest powszechnie stosowana dla sieci ciepłowniczych obecnie pracujących, gdzie jak wcześniej stwierdzono występują znaczące rozbieżności pomiędzy projektowym a rzeczywistym zapotrzebowaniem na ciepło. Należy dodać, że z uwagi na zastosowanie w szerokim zakresie automatyzacji węzłów cieplnych, wykres centralnej regulacji ma w rzeczywistości charakter ilościowo – jakościowy, gdyż zmiany zapotrzebowania na moc cieplną w poszczególnych węzłach ciepłowniczych kompensowane są poprzez zmianę przepływu wody sieciowej.

Dlatego też, dla potrzeb poprawy efektywności energetycznej systemu ciepłowniczego coraz częściej w źródłach tych systemów stosuje się regulacje parametrów sieci w oparciu o prognozowane zapotrzebowanie na ciepło. W tym celu wykorzystuje się rozkład parametrów pracy sieci uzyskany z pomiarów przeprowadzonych we wcześniejszych sezonach grzewczych w funkcji temperatury radiacyjno-efektywnej (TRE)1.. W przypadku regulacji jakościowej dostosowanie mocy cieplej do zapotrzebowania przy zmiennych warunkach atmosferycznych, przy stałym przepływie wody sieciowej w ciągu całego sezonu grzewczego, osiągane jest poprzez odpowiednio dostosowane temperatury na zasilaniu (wyjściu ze źródła ciepła). Natomiast temperatura wody sieciowej na powrocie jest wynikiem ilości odebranego ciepła przez użytkowników.

Obecnie brak jest jasnych metod określania temperatur wody sieciowej. Nowe koncepcje sterowania siecią realizowane są w oparciu o indywidualne modele matematyczne opisujące pracę sieci w rzeczywistych warunkach pogodowych na danym terenie, tzn. powstałe modele uwzględniają specyfikę zachowania się odbiorców końcowych dla danej sieci ciepłowniczej, dając tym samym podwaliny pod inteligentne sieci ciepłownicze. Obecnie dąży się do pełnej automatyzacji węzłów, według planu lub idei pracy sieci. W dostępnej literaturze naukowo-technicznej nie proponuje się żadnych jasnych i precyzyjnych metod tworzenia nowych tabel regulacyjnych wody sieciowej w systemach ciepłowniczych pracujących w obecnych realiach rynku ciepła. Dlatego też, w bieżącej pracy zaproponowano zestaw zależności, które można stosować w rozwiązywaniu problematyki aktualizacji tabel regulacyjnych. Rozkład temperatur wody sieciowej opisany zależnościami 1-6 opracowano w oparciu o pracę [7] oraz analizę rozkładu rzeczywistych temperatur wody sieciowej w funkcji TRE dla kliku krajowych systemów ciepłowniczych. Podstawowe dane wymagane do przeprowadzenia obliczeń rozkładu temperatur wody sieciowej przedstawiono na rysunku 5.

gdzie:

gdzie:

tws.z – temperatura wody w rurociągu zasilającym w źródle ciepła, oC,
tws.p – temperatura wody w rurociągu powrotnym w źródle ciepła, oC,
twi.z.obl – obliczeniowa temperatura wody instalacyjnej na zasilaniu w węźle cieplnym, oC,
twi.p.obl – obliczeniowa temperatura wody instalacyjnej na powrocie w węźle cieplnym, oC,
tws.z.obl – obliczeniowa temperatura wody sieciowej na zasilaniu w węźle cieplnym, oC,
tws.p.obl – obliczeniowa temperatura wody sieciowej na powrocie w węźle cieplnym, oC,
tw – temperatura wewnętrzna w pomieszczeniach ogrzewanych, oC,

u – współczynnik redukcji temperatury w węźle cieplnym, -,
αo – względny przepływ wody sieciowej, -,
δtobl – obliczeniowa różnica temperatur zasilania i powrotu instalacji centralnego ogrzewania w węźle cieplnym, K,
∆tobl – obliczeniowy spadek temperatury w instalacji centralnego ogrzewania, oC,
∆tws,z – obniżenie temperatury wody sieciowej dostarczanej ze źródła do danego przyłącza wskutek strat ciepła podczas przesyłania, K,
∆tws,p – obniżenie temperatury wody sieciowej dostarczanej od danego przyłącza do źródła ciepła wskutek strat ciepła podczas przesyłania, K, ∆tw,p – różnica temperatur wody sieciowej i instalacyjnej na powrocie wymagana warunkami techniczno-eksploatacyjnymi wymiennika ciepła, K,
φo – względne zapotrzebowanie na ciepło, -,

Rys. 5. Podstawowe dane wymagane do obliczeń rozkładu temperatur czynnika grzewczego dla sieci ciepłowniczej

Poniżej przedstawiono możliwe do uzyskania efekty energetyczne, ekologiczne i ekonomiczne obniżenia temperatur wody sieciowej na zasilaniu i powrocie dla wybranego systemu ciepłowniczego o mocy cieplnej 340 MW oraz długości łącznej magistral 28 km. Na rysunku 6 przedstawiono uzyskany efekt energetyczny i ekonomiczny. Na podstawie badań stwierdzono, że:
• obniżenie temperatury zasilania z 135 do 120oC oraz powrotu z 70 do 60oC pozwala na obniżenie mocy zamówionej i rocznego zużycia nieodnawialnej energii pierwotnej pokrywających straty ciepła na przesyle nośnika ciepła o 12 proc.,
• łączna kwota szacowanych oszczędności z tytułu obniżenia strat ciepła sieci ciepłowniczych, poprzez obniżenie temperatur wody sieciowej, może wynieść w tym przypadku 3146 PLN/MW dla standardowego sezonu grzewczego.

Na rysunku 7 przedstawiono jednostkowy efekt ekologiczny2 obniżenia strat przesyłu sieci ciepłowniczej pracującej przy temperaturach 135/70oC oraz wyjściowych stratach ciepła na przesyle wynoszących 8 proc. i 15 proc. W obliczeniach jednostkowego efektu ekologicznego przyjęto emisje jednostkowe, które przedstawiono w tabeli 3. Szacowany jednostkowy efekt ekologiczny przedstawiony jako emisja równoważna3 wynikający z obniżenia temperatury zasilania z 135 do 130oC oraz temperatur powrotu z 70do 65oC wyniósł 5,7 kg/MW mocy zainstalowanej oraz przy obniżeniu temperatury zasilania z 135 do 120oC oraz powrotu z 70 do 60oC wyniósł 14,7 kg/MW mocy zainstalowanej dla standardowego sezonu grzewczego oraz stratach wyjściowych sieci na poziomie 8 proc.



Rys. 6. Efekt energetyczny i ekonomiczny obniżenia strat przesyłu sieci ciepłowniczej:
a) Nominalne parametry sieci: 135/70
oC, straty na przesyle 8 proc;
b) Nominalne parametry sieci: 135/70
oC, straty na przesyle 15 proc.
Tabela 3. Emisje jednostkowe przyjęte do obliczeń efektu ekologicznego

W przypadku strat sieci wynoszących 15 proc. emisja równoważna wyniosła odpowiednio 10,7 kg/MW oraz 27,5 kg/MW. Zmiana rzeczywistych warunków pracy sieci ciepłowniczej po procesach termomodernizacji budynków przyłączonych do niej prowadzi także do możliwości obniżenia emisji ditlenku węgla. Zakładając, że prace związane z obniżaniem parametrów temperaturowych sieci ciepłowniczych nie wymuszają w większości przypadków wykonania prac skutkujących dodatkową emisją CO2, to uzyskany efekt redukcji emisji ditlenku węgla jest też wskaźnikiem poprawy efektywności energetycznej sieci ciepłowniczej.

W analizowanym przypadku (rysunek 7) uzyskano obniżenie emisji CO2 odpowiednio od 3,4 do 8,7 kg/MW dla strat ciepła w sieci 8 proc. oraz od 6,4 do 16,4 kg/MW dla strat ciepła w sieci 15 proc. w standardowym sezonie grzewczym.



Rys. 7. Efekt ekologiczny obniżenia strat przesyłu sieci ciepłowniczej;
a) Nominalne parametry sieci: 135/70
oC, straty na przesyle 8 proc.;
b) Nominalne parametry sieci: 135/70
oC, straty na przesyle 15 proc.

4. Podsumowanie
Poprawa efektywności energetycznej powinna być realizowana na każdym etapie systemu, przy czym należy pamiętać aby te działania były bezwzględnie ze sobą skoordynowane. Przykładowo rozpoczynając proces modernizacji źródeł wytwarzania należy brać pod uwagę również kierunki rozwoju technologii w sektorze użytkowników.
Zwiększenie efektywności energetycznej sieci ciepłowniczej można zrealizować poprzez procesy, które nie wymagają znacznych kosztów inwestycyjnych, z jednej strony, i są wymuszane bieżącą eksploatacją sieci, z drugiej strony. Wraz z dynamicznym rozwojem budownictwa energooszczędengo (procesy termomodernizacyjne istniejących budynków oraz nowe standardy energetyczne dla budynków nowych) istnieje pilna potrzeba obniżania temperatur pracy sieci ciepłowniczych, dostosowując je w ten sposób do aktualnych potrzeb użytkowników.
Należy jednak podkreślić, że charakter prac optymalizacyjnych jest zależny od indywidualnych cech systemu ciepłowniczego. Dlatego też, działań tych nie można uogólniać podając rozwiązania, które można zastosować w wielu systemach ciepłowniczych. Są to rozwiązania adekwatne do danej specyfiki systemu ciepłowniczego. Ponadto, obniżenie temperatury wody sieciowej może powodować konieczność wprowadzenia zmian w układach pompowych w ciepłowniach i przepompowniach sieciowych, czy konieczność doregulowania strumienia czynnika grzejnego w węzłach u użytkowników.

PRZYPISY:
1TRE – temperatura efektywno-radiacyjna. Wskaźnik uwzględniający wpływ natężenia całkowitego promieniowaniasłonecznego oraz temperaturę, wilgotność względną powietrza i prędkość wiatru.
2Jednostkowy efekt ekologiczny – różnica emisji zanieczyszczeń przed i po usprawnieniu odniesiona do jednostki mocy zainstalowanej.
3Emisja równoważna – emisja zastępcza, która wynika z zsumowania rzeczywistych emisji poszczególnych rodzajów zanieczyszczeń pochodzących z danego źródła pomnożonych przez ich współczynniki toksyczności.

LITERATURA:
1. JURKIEWICZ A.: Decentralizacja systemów ciepłowniczych, jako metoda na obniżanie kosztów produkcji i dostawy ciepła i możliwość zastosowania odnawialnych źródeł energii i urządzeń rozproszonej energetyki (OZE/URE). XV Forum Ciepłowników Polskich, 18-21 września 2011, Międzyzdroje, 2011
2. KOPICA J., SEKRET R.: Efektywność energetyczna miejskich sieci ciepłowniczych. Rynek ciepła 2011. Materiały i studia, Wydawnictwo KAPRINT, Lublin, 2011
3. LIS P., SEKRET R.: Analiza porównawcza sezonowego zużycia ciepła do ogrzewania budynków edukacyjnych. Budownictwo niskoenergetyczne, IX Międzynarodowe Seminarium Naukowo-Techniczne. Problemy projektowania, realizacji i eksploatacji budynków o niskim zapotrzebowaniu na energię ENERGODOM’2008, str. 305-312, Kraków, 2008
4. LIS P., SEKRET R.: Analiza porównawcza sezonowego zużycia ciepła do ogrzewania budynków edukacyjnych. Czasopismo Techniczne – Budownictwo, nr 1-B/2009 Zeszyt 5, str. 167-174, Wydawnictwo Politechniki Krakowskiej, Kraków, 2009
5. SEKRET R., WILCZYŃSKI W.: Analiza zmian temperatury powietrza zewnętrznego oraz długości sezonu grzewczego na liczbę stopniodni na przykładzie miasta Częstochowa. Rynek Energii, Nr 4 (95), str. 58-63, 2011
6. DECYZJA Nr 4 Ministra Gospodarki Materiałowej i Paliwowej z dnia 4 czerwca 1987 r. w sprawie ustalenia temperatury wody sieciowej w źródłach ciepła i systemach ciepłowniczych.
7. SZKARKOWSKI A., ŁATKOWSKI L.: Ciepłownictwo. Wydawnictwo Naukowo-Techniczne, Warszawa, 2006
Fot. Pixabay