Home Archive by category Technologie

Technologie

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



PRODUKCJA CHŁODU

Produkcja chłodu, trójgeneracja – koncentruje się na tematyce wykorzystywania wytwarzanego dla potrzeb systemów ciepłowniczych ciepła dla produkcji chłodu, dla istniejących i planowanych systemów klimatyzacji i chłodzenia, w szczególności przy pomocy agregatów zasilanych ciepłem sieciowym przy pomocy agregatów sorpcyjnych.

  • Trójgeneracja
  • Techniki sorpcyjne, agregaty chemiczne
  • Konwencjonalne metody produkcji chłodu

Agregaty sorpcyjne to urządzenia wykorzystujące szeroko rozumianą energię cieplną do produkcji chłodu. Energią zasilającą agregaty absorpcyjne może być ciepło pochodzące z dowolnego źródła np. odpadowe ciepło technologiczne, ciepło z miejskiej sieci ciepłowniczej, ciepło ze spalania gazu lub biomasy, ciepło z kolektorów słonecznych, z modułu kogeneracyjnego, odzysk ciepła z silników spalinowych, ze spalin i korpusów.

W przypadku agregatów sorpcyjnych zasilanych gazem ziemnym, energia cieplna pochodzi bezpośrednio ze spalania gazu, energia pierwotna jest przetwarzana bezpośrednio na energię chłodniczą. Agregaty sorpcyjne wymagają zasilania elektrycznego jedynie do podłączenia automatyki oraz systemu sterowania, jednak są to minimalne moce w porównaniu z wydajnością, (~0,8 proc. pobranej mocy elektrycznej w przeliczeniu na uzyskaną moc chłodniczą ).

Agregaty sorpcyjne są idealnym, ekonomicznym rozwiązaniem przy niezagospodarowanej nadwyżce ciepła technologicznego lub odpadowego.
Sprawdzają się również wszędzie tam, gdzie występuje deficyt energii elektrycznej. Urządzenia te znajdują także zastosowanie w systemach trójgeneracyjnych. Ze względów ekonomicznych na całym świecie wzrasta znaczenie technologii sorpcyjnej w optymalizacji zużycia energii pierwotnej.

Fot Pixabay

CIEPŁO ZE ŚCIEKÓW

W związku z intensywną rozbudową infrastruktury służącej odprowadzaniu oraz oczyszczaniu ścieków w Polsce na przestrzeni ostatnich lat, na oczyszczalniach ścieków komunalnych powstaje coraz więcej odpadów w postaci komunalnych osadów ściekowych.

W roku 2010 – ok. 624 tys. ton suchej masy (s.m.) osadów, co stanowi znaczny wzrost w porównaniu do 582 tys. ton s.m. osadów wytworzonych w 2009 r. oraz dla porównania 359 tys. ton s.m. w 2000 r. Wzrost ilości wytwarzanych osadów powodowany jest zwiększającą się przepustowością komunalnych oczyszczalni ścieków oraz stosowania na nich pogłębionego usuwania biogenów. Można wstępnie założyć, że ich ilość wzrośnie do 754 tys. ton s.m. w 2015 roku. W oparciu o powyższe założenie można oszacować, że w roku 2020 może powstawać około 850 – 900 tys. ton s.m. osadu/rok.


Energia dla środowiska
Żródło: YouTube

Wyzwaniem w kolejnych latach będzie więc efektywne zagospodarowanie przyrastającej masy osadów, inne niż składowanie, które od 1 stycznia 2016 r. będzie ograniczone. Konieczna więc będzie zmiana kierunków zagospodarowania osadów ściekowych w Polsce, w celu ograniczenia składowania oraz wprowadzenie nowoczesnych metod przetwarzania osadów ściekowych i ich optymalnego zagospodarowania. Biorąc pod uwagę prognozowany wzrost ilości osadów ściekowych, dominującym kierunkiem ich zagospodarowania w kolejnych latach powinno być ich termiczne przekształcanie. Metody termiczne pozwalają na przekształcanie dużych ilości osadów, znaczną redukcję masy i objętości oraz odzysk zawartej w nich energii, a także rozwiązanie problemu osadów, które w myśl obowiązujących przepisów nie mogą być wykorzystywane w rolnictwie. Wskazane jest więc podejmowanie działań umożliwiających powstanie nowych i modernizację istniejących instalacji przetwarzania komunalnych osadów ściekowych: – instalacji do termicznego przekształcania (spalarnie); – suszarni, umożliwiające dalsze zagospodarowanie komunalnych osadów ściekowych poprzez spalanie, czy, przy zachowaniu odpowiednich parametrów, współspalaniem.

Pożądane będzie również zwiększenie wykorzystywania komunalnych osadów ściekowych w biogazowniach. Zastosowanie instalacji umożliwiających odzysk powstającego biogazu pozwoli na jego wykorzystanie do produkcji energii elektrycznej i cieplnej na potrzeby oczyszczalni ścieków, obniżając tym samym jej koszty eksploatacyjne. Nierozwiązanym do końca problemem pozostaje także oczyszczanie ścieków przemysłowych.


Przeciętny Polak wytwarza w ciągu roku 300-500 kg śmieci

Unia Europejska od roku 2013 nakłada na Polskę obowiązek odpowiedniego zagospodarowania odpadów, tak aby zapewnić, że do 2020 roku minimum 50 proc. masy odpadów tj.: papier, metal, plastik, szkło oraz 70 proc. odpadów budowlanych będzie poddawane przygotowaniu do ponownego wykorzystania, recyklingowi oraz innym metodom odzysku. Jak się okazuje w praktyce, odpady są znaczącym źródłem energii. Przeciętny Polak wytwarza w ciągu roku 300-500 kg śmieci. Wszystko to stwarza możliwości dla przedsiębiorstw energetyki cieplnej w dziedzinie nowatorskich metod pozyskania paliw i energii.
Fot. Pixabay

MODELOWANIE PRACY AKUMULATORA CIEPŁA

Prof. dr hab. inż Tadeusz Orzechowski, Politechnika Świętokrzyska w Kielcach

Rzeczywiste procesy w układach zmiennofazowych są bardzo skomplikowane. Z tego względu modelowanie zachowania się takich układów wymaga indywidualnego opisu uwzględniającego właściwości PCM, geometrię układu oraz usytuowanie zasobnika w instalacji.

Celem niniejszej pracy jest propozycja prostego modelu obliczeniowego, który przy pewnych założeniach ma rozwiązanie analityczne, co ma szczególnie znaczenie w praktyce inżynierskiej. Przedmiotem rozważań jest modelowanie pracy zasobnika zmiennofazowego do współpracy ze źródłem lub odbiornikiem energii cieplnej. Geometrię zasobnika przedstawiono na rysunku 1. Zakłada się, że jest on dobrze izolowany od otoczenia tak, że straty ciepła do otoczenia są pomijalnie małe. Ze względu na niską przewodność PCM oraz odpowiednio gęsty rozstaw kanałów, którymi płynie nośnik ciepła, pomija się strumień ciepła wzdłuż długości, którą dla wygody zastąpiono powierzchnią bieżącą wymiennika F. Wymiana ciepła pomiędzy nośnikiem, a materiałem akumulującym zachodzi jedynie na powierzchni ich rozdziału, gdzie znany jest współczynnik przenikania ciepła U.

Rys. 1. Schemat zasobnika magazynującego

Z bilansu ciepła dla elementarnej objętości układu przedstawionego na rysunku 1 wynikają następujące równania opisujące rozkład temperatury nośnika ciepła T1 oraz PCM T2. Obydwie wielkości są funkcją czasu t i powierzchni F.

gdzie wskaźniki 1, 2 odnoszą się odpowiednio do nośnika ciepła i zmiennofazowego materiału akumulującego, Ft – jest całkowitą powierzchnią wymiany ciepła, M1 – masa PCM w zasobniku, m1 – strumień masy nośnika ciepła, Cp – ciepło właściwe.

Dodatkowo założono, że wymiana ciepła towarzysząca procesom konwekcji swobodnej występująca przy niejednorodnym rozkładzie temperatury wzdłuż wysokości zasobnika jest pomijalnie mała w porównaniu z ciepłem wymienianym pomiędzy obydwiema substancjami, tj. materiałem akumulacyjnym i przepływającym nośnikiem ciepła.

W ogólnym przypadku powyższy układ równań jest nieliniowy, który – po zadaniu warunków początkowych i brzegowego – może być efektywnie rozwiązany numerycznie. Warto zaważyć, że ich prawe strony mają taką samą postać liniowej zależności od różnicy temperatury pomiędzy przepływającym nośnikiem ciepła i materiałem akumulacyjnym. Po sprowadzeniu tego układu do postaci bezwymiarowej można wykazać następującą relację:

W takim przypadku pochodna temperatury nośnika ciepła po czasie w pierwszym równaniu może być pominięta, a równanie (1) przyjmie poniższą postać:

Zależności (2) i (4) stanowią układ równań opisujących niestacjonarny rozkład temperatury w zasobniku. Ilustrację przykładowego procesu ładowania zasobnika z parafiną ze źródła o stałej w czasie temperaturze T1=T10=90oC pokazano na rysunku 2.

Rys. 2. Rozkład temperatury w zasobniku z wypełnieniem parafinowym w przypadku bez uproszczeń (linia ciągła) i po uproszczeniach (linia przerywana)

Dla zasobnika o masie PCM (parafina) M2=50 kg i początkowej temperaturze T20=20o C, przy pojemności wewnętrznej nośnika ciepła (woda) w ilości M1=1 kg i strumieniu masowym m1=0.02 kg/s stwierdzono, że błąd względny wynikający z poczynionych uproszczeń wynosi około 1,65 proc. dla bezwymiarowej temperatury T1/T20 i odpowiednio 2,6 proc. dla T2/T20. Obliczenia te pokazują, że już przy stosunku mas M2/M1=50 można pominąć pochodną lokalną w równaniu opisującym rozkład temperatury nośnika ciepła, a poczyniony błąd w obliczeniach w takim przypadku jest stosunkowo niewielki.

Ładowanie zasobnika z wkładem PCM o dużej masie
Zastosowanie zbiornika akumulującego ciepło pracującego przy zmianie fazy czynnika wymaga ograniczenia negatywnego wpływu niskiej przewodności substancji zmiennofazowej. Można to osiągnąć poprzez dobre rozwiniecie powierzchni biorących udział w wymianie ciepła, co – przy odpowiedniej konstrukcji zasobnika – skutkuje jednakową temperaturą w całej objętości zasobnika. Przyjęcie jednakowej temperatury w całej objętości zbiornika nie wprowadza znaczących błędów w obliczeniach wtedy, kiedy liczba Biota jest mała. Dla obliczeń inżynierskich wystarczy Bi<0,1 [1].

Przy przyjętych założeniach lokalny bilans ciepła prowadzi do następującej zależności:

które opisuje zmianę temperatury wewnątrz zasobnika w funkcji czasu T2=T2(t). Prawa strona tego równania jest ciepłem wymienianym pomiędzy nośnikiem, a PCM w zasobniku i jest proporcjonalna do różnicy temperatury nośnika ciepła na wejściu do T1(t,0)=T10 i wyjściu z zasobnika T1(t,Ft).

W przypadku odpowiednio dużego stosunku M2/M1 równanie na rozkład temperatury wzdłuż długości zasobnika można – jak pokazano wyżej – w postaci (4), tj.:

Przy przyjętych założeniach, w powyższym równaniu czas t jest parametrem, a temperatura zbiornika T2= T2(t) i nie zależy od powierzchni F, zależność (4) można łatwo scałkować. Przyjmując, że na wlocie do zbiornika jest dana temperatura czynnika zasilającego T10 otrzymujemy:

Warto zwrócić uwagę, że zależność temperatury nośnika T1 od czasu jest zależnością pośrednią poprzez T2(t). Wykorzystując powyższe w równaniu (3) otrzymujemy następujące jego rozwiązanie:

gdzie E jest stałą określaną wzorem:

Przy całkowaniu wykorzystano warunek początkowy, przyjmując, że znana jest temperatura zbiornika na starcie procesu ładowania T2(t=0)=T20.


Rys. 3. Zmiana temperatury zbiornika z PCM
oraz nośnika ciepła na wypływie w funkcji czasu

Widoczna na rysunku 3 niewielka różnica pomiędzy temperaturą T2 w zbiorniku z PCM a temperaturą T1(t,Ft) na wylocie ze zbiornika świadczy o poprawnym doborze strumienia cieczy zasilającej (tutaj m1=0,02 kg/s). Jego zwiększenie skutkuje zwiększeniem różnicy tych temperatur, a więc i dłuższym czasem nagrzewania przy zwiększonych oporach przepływu, co jest zjawiskiem niekorzystnym.


Rys. 4. Rozkład temperatury cieczy grzewczej w zasobniku dla różnych czasów
w początkowym okresie akumulacji

Podsumowanie i wnioski
Zapoczątkowane działania ograniczenia zużycia nieodnawialnych nośników energii o przynajmniej 20% w najbliższych latach wymagają wielu technologicznie nowatorskich rozwiązań. Jednym z możliwych jest szersze zastosowanie akumulacji energii, w tym cieplnej niskotemperaturowej. Jej zasób jest ogromny, lecz jej efektywne wykorzystanie jest ograniczone okresową dostępnością: krótkoterminową i długoterminową. W pracy wprowadzono prosty układ równań, który opisuje proces ładowania lub rozładowania zasobnika z wypełnieniem PCM w przypadku niestacjonarnym i jednowymiarowym. Omówiono możliwe uproszczenia tak, aby otrzymać zależności do wykorzystania w praktyce inżynierskiej. Wskazano również na błędy czynionych założeń upraszczających, które zależne są od stosunku masy substancji akumulującej do masy czynnika grzewczego pozostającego w zasobniku.

Modelowanie procesów ładowania i rozładowania zasobnika akumulującego z materiałem zmiennofazowym w instalacjach ze źródłem o okresowej dostępności zezwala na poszukiwanie optymalnych parametrów pracy i dobór charakterystyk sterowania [2].
Fot. Pixabay

Literatura:
[1] Incropera F.P. at al. Fundamentals of Heat and Mass Transfer. John Wiley & Sons. 2007
[2] Orzechowski T., Stokowiec K.: Heat storage tank operation with a phase change bed –numerical calculations. The 15th Conference for Junior Researches Science for Future. Engineering Systems for Building. 12-13 April 2012. Vilniaus Gedimino technikos universitetas. 93-97.

MOŻLIWOŚĆ MODERNIZACJI SPRĘŻARKOWEJ MASZYNOWNI CHŁODNICZEJ NA ABSORPCYJNĄ

Ryszard Zwierzchowski, Zakład Systemów Ciepłowniczych i Gazowniczych, Politechnika Warszawska, Marcin Malicki, doktorant w Zakładzie Systemów Ciepłowniczych i Gazowniczych, Politechnika Warszawska

W artykule przedstawiono możliwości zamiany konwencjonalnej maszynowni sprężarkowej, wykorzystującej chillery elektryczne, zainstalowanej w budynku biurowym na maszynownie opartą na agregatach absorpcyjnych zasilanych przy pomocy węzła cieplnego podłączonego do miejskiej sieci ciepłowniczej.

Jako dane źródłowe wykorzystano rzeczywiste zużycia energii oraz parametry urządzeń zainstalowanych w węzłach cieplnych i chłodniczych eksploatowanych budynków biurowych, na podstawie których przeprowadzono dobór agregatów absorpcyjnych. W celu optymalizacji pracy powstałego węzła cieplno – chłodniczego, system wzbogacono o zbiornik buforowy (akumulator ciepła) wody gorącej.

Zasadność stosowania technologii absorpcyjnej
W ciągu ostatniej dekady zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce systematycznie wzrasta [12]. Jej głównymi odbiorcami są duże aglomeracje miejskie takie jak Warszawa, Łódź, Poznań czy Wrocław. W ich przypadku szczyt zapotrzebowania przypada na okres letni i związany jest w dużej mierze z zasilaniem konwencjonalnych tj. wykorzystujących energię elektryczną urządzeń chłodniczych, pracujących na potrzeby centralnego wytwarzania energii chłodniczej np. dla biur, szpitali, hoteli czy supermarketów [1]. Właśnie w tym okresie na terenie Warszawy w przeciągu ostatnich lat doszło do dwóch poważnych awarii systemu elektroenergetycznego, w trakcie których zabrakło energii m.in. dla tramwajów i metra. W dużych aglomeracjach miejskich tempo wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną jest znacząco większe niż na obszarach mniej zurbanizowanych, co bezpośrednio przekłada się na stałą tendencję wzrostową ceny energii chłodniczej pochodzącej z konwencjonalnych urządzeń sprężarkowych [7]. Dla aglomeracji Warszawskiej tempo wzrostu cen energii elektrycznej jest dwukrotnie większe niż na innych obszarach, a jej cena w przeciągu ostatnich siedemnastu lat wzrosła siedmiokrotnie i należy przyjąć, że energia elektryczna będzie stawała się coraz droższa. Jednocześnie w okresie letnim znacznemu ograniczeniu ulega zapotrzebowanie na ciepło. Sieci wykorzystywane są tylko do pokrycia zapotrzebowania na ciepłą wodę użytkową co prowadzi do ograniczenia wykorzystania mocy wytwórczych oraz zwiększenia strat energii podczas przesyłu ciepła. Zwiększone koszty eksploatacyjne w stosunku do ograniczenia przychodów prowadzą do zwiększenia średniej całorocznej ceny ciepła dla odbiorców końcowych.

Na terenie Warszawy przewidywany jest 25 proc. wzrost powierzchni klimatyzowanej do 2020 roku [8]. Podobny trend można zauważyć w wielu miastach europejskich [3]. Większa część nowopowstających powierzchni klimatyzowanych będzie zlokalizowana w ścisłym centrum miasta, co w wypadku zastosowania konwencjonalnych urządzeń klimatyzacyjnych, dodatkowo pogłębi lokalny deficyt energii elektrycznej, narażając także istniejącą infrastrukturę elektroenergetyczną na dalsze przeciążenie. Zwiększenie powierzchni klimatyzowanej spowodowane powstawaniem nowych powierzchni np. biurowych to nie jedyny powód wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną. W ostatnich latach można zauważyć wyraźny trend modernizacji istniejących obiektów poprzez zainstalowanie układów klimatyzacyjnych. Dodatkowo, ze względu na uwarunkowania techniczne i środowiskowe, cykl życia klasycznych maszynowni chłodniczych opartych na urządzeniach sprężarkowych produkujących energię chłodniczą dla powstałych dekadę bądź dwie temu obiektów dobiega końca, wymuszając odtworzenie mocy chłodniczych, co w połączeniu z prawodawstwem promującym zwiększanie efektywności energetycznej u użytkowników końcowych [13], stwarza szanse zastosowania innej niż konwencjonalna technologii wytwarzania chłodu. Doskonałym rozwiązaniem problemu powstającego deficytu energii elektrycznej związanego ze zwiększaniem powierzchni klimatyzowanych jest zastosowanie chłodziarek absorpcyjnych zasilanych z miejskiej sieci ciepłowniczej. Stanowi to jednocześnie rozwiązanie problemu dociążenia sieci ciepłowniczych w sezonie letnim. Urządzenia absorpcyjne, w odróżnieniu od klasycznych urządzeń sprężarkowych napędzanych energią elektryczną, wykorzystują do produkcji energii chłodniczej gorącą wodę, która mogłaby pochodzić z miejskiej sieci ciepłowniczej. W wypadku zastosowania takiego rozwiązania istniejąca sieć ciepłownicza, wykorzystywana głównie w okresie zimowym na potrzeby ogrzewania, w okresie letnim, poza przygotowaniem ciepłej wody użytkowej, zasilałaby chłodziarki absorpcyjne produkujące wodę lodową na potrzeby klimatyzacyjne budynku. Wykorzystanie chłodziarek absorpcyjnych zasilanych z miejskiej sieci ciepłowniczej nie wiąże się z żadnymi zmianami w istniejącej instalacji klimatyzacyjnej budynku – zmianie ulega tylko źródło energii chłodniczej z wykorzystującego do napędu energię elektryczną na używające energię cieplną. Dzięki dociążeniu sieci ciepłowniczej w sezonie letnim, dla wielu rodzajów stosowanych źródeł skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej, pojawi się możliwość wyprodukowania dodatkowej ilości energii elektrycznej co w połączeniu z ograniczeniem zapotrzebowania na cele zasilania konwencjonalnych urządzeń klimatyzacyjnych doprowadzi do odciążenia krajowego systemu elektroenergetycznego nawet o 3000 – 4000 MW [11]. Powyższa wartość powinna być brana pod uwagę, szczególnie w aktualnej sytuacji kiedy to ze względu na opóźniający się proces odtwarzania mocy jak i przymus przeprowadzania remontów w okresie letnim już latem 2013 roku może pojawić się deficyt energii elektrycznej [9]. W wypadku projektowania nowych źródeł kogeneracyjnych, dzięki wzięciu pod uwagę letniego zapotrzebowania na ciepło na potrzeby zasilania urządzeń chłodniczych, istnieje możliwość zainstalowania większej mocy wytwórczej. Powstałe źródło trójgeneracyjne będzie produkowało w pełnym skojarzeniu energię elektryczną, cieplną i chłodniczą.

Schemat 1: Możliwość wykorzystania sieci ciepłowniczej do zasilania chłodziarek
absorpcyjnych.

W miastach najbardziej efektywną metodą zaspokojenia zapotrzebowania na energię cieplną są sieci ciepłownicze. Energia dostarczana w ten sposób pochodzi najczęściej z dużych źródeł charakteryzujących się wzorowymi wskaźnikami sprawności i ekologii skojarzonej produkcji energii cieplnej i elektrycznej. Dzięki temu w Polskich miastach scentralizowane systemy ciepłownicze pokrywają średnio 72 proc. zapotrzebowania na ciepło [14], a w Europie dostarczają ciepło dla ponad 100 milionów mieszkańców [4]. Stołeczna infrastruktura ciepłownicza należy do jednej z najbardziej rozwiniętych na terenie Europy, szczelnie pokrywając całą stolicę i umożliwiając dostęp do ciepła praktycznie każdemu jej mieszkańcowi. Zastosowanie tej samej sieci ciepłowniczej do zasilania gorącą wodą chłodziarek absorpcyjnych działających na potrzeby klimatyzacyjne budynków zdaje się być doskonałym rozwiązaniem. W celu przeanalizowania technicznych aspektów modernizacji istniejącej maszynowni sprężarkowej na absorpcyjną, wykorzystującą istniejącą infrastrukturę dostawy ciepła oraz rozprowadzenia chłodu, posłużono się przykładem istniejącego budynku biurowego zlokalizowanego na terenie Warszawy.

Studium przypadku
Analizowany przykład opiera się na danych historycznych z eksploatacji budynków przekazanych dzięki uprzejmości Skanska Property S.A [2] dla dwóch bliźniaczych budynków biurowych znajdujących się na terenie stolicy. W obu budynkach zainstalowano identyczny system wytwarzania energii chłodniczej i cieplnej opierający się na konwencjonalnym, szeregowo – równoległym, węźle cieplnym oraz maszynowni chłodniczej składającej się z konwencjonalnych agregatów chłodniczych. Ze względu na bliźniaczą konstrukcję budynków oraz niewielkie różnice w powierzchni, na potrzeby obliczeniowe wprowadzono pojęcie „Budynku 12” dla którego dane zostały przygotowane z uśrednienia danych rzeczywistych pochodzących z Budynku 1 oraz Budynku 2. W celu ułatwienia obliczeń oraz uśrednienia wyników, Budynek 12 w dalszym toku rozważań traktowany jest jako budynek referencyjny.
Energia chłodnicza na potrzeby obu obiektów produkowana jest przez zespół dwóch konwencjonalnych agregatów sprężarkowych o mocach dla Budynku 1 QCH1A = 761 kW oraz QCH1B = 761 kW a dla Budynku 2 QCH2A = 703 kW i QCH2B = 601 kW. Agregaty napędzane są energią elektryczną i produkują wodę lodową ze współczynnikiem ESEER – 4,33. W przypadku każdego z budynków zestaw dwóch agregatów połączony jest z zewnętrznym systemem freecoolingu realizowanym przez chłodnicę wentylatorową o mocy QCHW = 500 kW przy temperaturze zewnętrznej 3oC. Dostępna moc chłodnicza dla Budynku 1 to QCH1 = 1522 kW oraz dla Budynku 2 QCH2 = 1304 kW. Zespół agregatów wraz z drycoolerem połączony jest z instalacją chłodniczą budynku przez zbiornik buforowy wody lodowej. System działa przez cały rok pokrywając zapotrzebowanie na wodę lodową każdego z budynków. Poniżej przedstawiono zestawienie mocy maszynowni chłodniczych Budynku 1, 2 oraz 12 wraz ze schematem instalacji.

Tabela 1: Zestawienie mocy maszynowni chłodniczych dla budynków 1,2 i 12.
Schemat 2: Źródło energii chłodniczej budynków 1, 2 i 12.

Energia cieplna w obu przypadkach dostarczana jest z miejskiej sieci ciepłowniczej przy pomocy węzła szeregowo równoległego. Zainstalowana moc cieplna na potrzeby ogrzewania to dla Budynku 1QCO1= 420 kW oraz dla Budynku 2 QCO2 = 389 kW. Dodatkowo, ze względu na konstrukcję systemu wentylacyjnego, który w okresie zimowym służy także do ogrzewania powierzchni moc cieplna na potrzeby ciepła technologicznego to dla Budynku 1 QCT1 = 1657 kW oraz Budynku 2 QCT2 = 1029 kW. W każdym z budynków występuje także zapotrzebowanie na ciepłą wodę użytkową jednakowe dla obu budynków QCWUMAX = 150 kW. W związku powyższym można przyjąć, że sumaryczna moc węzłów to dla Budynku 1 QW1= 2227 kW oraz Budynku 2 QW2 = 1568 kW. Poniżej przedstawiono zestawienie mocy węzłów Budynku 1, 2 oraz 12.

Tabela 2: Zestawienie mocy węzłów cieplnych dla budynków 1,2 i 12.

Z danych eksploatacyjnych, przekazanych dzięki uprzejmości Skanska Property S.A. wynika, że budynek referencyjny w ciągu roku zużywa 2002 MWh energii cieplnej, a szczyt zapotrzebowania występuje w styczniu. Jest to spodziewana tendencja wynikająca z użytkowania węzła głównie na potrzeby ogrzewania budynku. Poniżej przedstawiono tabele danych prezentującą zużycie energii dla poszczególnych miesięcy:

Tabela 3:Zestawienie zużycia ciepła dla budynku 12.

W związku z brakiem danych rzeczywistych z zakresu produkcji i zużycia chłodu w źródle wytwarzania, a dostępnych tylko danych dotyczących zużycia energii elektrycznej przez źródło, przeliczono na podstawie wskaźnika ESEER spodziewaną miesięczną produkcję energii chłodniczej w postaci wody lodowej z zainstalowanej maszynowni. Wykorzystano do tego celu wskaźnik ESEER (European Sesonal Energy Efficency Ratio) wyliczony przez Eurovent Certification Company ponieważ jest to jeden ze wskaźników uwzględniających obciążenie częściowe agregatu i od 2006 roku jest standardem obejmującym wszystkich producentów agregatów wody lodowej poddających swoje urządzenia certyfikacji Eurovent [5]. Wskaźnik uwzględnia zmienne w ciągu roku warunki pracy urządzeń chłodniczych i zastał opracowany jako element programu „SAVE” po pięcioletnich badaniach współfinansowanych przez Unię Europejską. Geneza opracowania wskaźnika leży w nieadekwatności stosowania do zmiennych obciążeń układu chłodniczego, oraz temperatur w ciągu roku, wartości wskaźnika COP, nie uwzględniającego obciążenia częściowego urządzeń chłodniczych pracujących na potrzeby klimatyzacji. Tabela poniżej prezentuje parametry przyjęte do obliczenia wskaźnika ESEER dla agregatu.

Tabela 4: Parametry obliczania wskaźnika ESEER.

Wskaźnik obliczamy poprzez dodanie wartości EER pomnożonych przez ich wagę: 0,03EER100% + 0,33EER75% + 0,41EER25% + 0,23EER25% = ESEER

Po przeliczeniu produkcji wody lodowej na podstawie zużycie energii elektrycznej oraz wskaźnika ESEER otrzymujemy następujące wartości produkcji wody lodowej przez źródło budynku referencyjnego:

Tabela 4: Parametry obliczania wskaźnika ESEER.

Z danych wynika, że roczne zużycie energii chłodniczej na potrzeby klimatyzacji kształtuje się na poziomie 1206 MWh, na wyprodukowanie której potrzeba 278 MWh energii elektrycznej, a jego szczyt przypada w miesiącu lipcu. W zakresie zapotrzebowania na chłód jest to tendencja spodziewana ze względu na specyfikę wykorzystywania urządzeń chłodniczych budynku referencyjnego głównie do celów klimatyzacyjnych.

Jak widać możemy wyróżnić dwa szczytowe okresy zapotrzebowania na energię dla budynku – w styczniu kiedy to budynek potrzebuje najwięcej energii z węzła cieplnego na potrzeby ogrzewania, oraz w lipcu, kiedy to obciążenie instalacji elektrycznej budynku, związane z produkcją największej ilości energii chłodniczej osiąga wartości szczytowe. Dzięki odwrotnej korelacji zapotrzebowania na energię cieplną na potrzeby ogrzewania i elektryczną na potrzeby chłodzenia, istnieje możliwość optymalizacji wykorzystania energii cieplnej z sieci ciepłowniczej poprzez instalację bromolitowych chłodziarek absorpcyjnych produkujących wodę lodową na potrzeby klimatyzacyjne budynku. Dzięki swojej budowie oraz specyfice pracy bromolitowe chłodziarki absorpcyjne doskonale spełniają wymagania stawiane przed urządzeniami działającymi na potrzeby klimatyzacji tj. zaspokajającymi zapotrzebowanie na energię chłodniczą przy zmiennych obciążeniach i w zmiennych temperaturach zewnętrznych. Zarówno zakres regulacji (od 30 proc. do ponad 100 proc. mocy nominalnej) jak i sprawność produkcji chłodu (która przy obciążeniach częściowych jest większa od nominalnej) są w stanie sprostać zmieniającemu się zapotrzebowaniu. Producenci chłodziarek sprężarkowych niejednokrotnie podają wartości współczynnika COP na poziomie znacząco wyższym od chłodziarek absorpcyjnych, dochodzącym niejednokrotnie do 4 czy 5, jednak biorąc pod uwagę pracę tych urządzeń w warunkach rzeczywistych, uwzględnionych przez wskaźnik ESEER, oraz fakt iż do zasilania używają energii silnie przetworzonej tj. elektrycznej, której największy deficyt pojawia się właśnie w miesiącach letnich, zużycie energii pierwotnej chłodziarek absorpcyjnych zasilanych z miejskiej sieci ciepłowniczej w której ciepło pochodzi ze źródeł wysokosprawnych i niejednokrotnie proekologicznych może być niższe. Bromolitowa chłodziarka absorpcyjna wytwarza wodę lodową na potrzeby klimatyzacyjne dzięki krążeniu czynnika chłodniczego między absorberem (jest w nim pochłaniany), a desorberem (generatorem). Energią napędową dla urządzenia jest, w tym wypadku, gorąca woda z miejskiej sieci ciepłowniczej. Charakterystykę i zasadę działania bromolitowego absorpcyjnego agregatu wody lodowej przedstawiono w [16]. W związku z tym, że chłodziarki absorpcyjne wykorzystują ciepło jako energię napędową, przeliczono zapotrzebowanie na gorącą wodę z węzła cieplnego do produkcji energii chłodniczej dla budynku referencyjnego. Zapotrzebowanie na ciepło na potrzeby chłodzenia zostało wyliczone przy użyciu wskaźnika ESEER dla dobranej wielkością do instalacji chłodniczej bromolitowej chłodziarki absorpcyjnej [6] oraz wyliczonego wcześniej zapotrzebowania na energię chłodniczą budynku referencyjnego.

Tabela 6: Zapotrzebowanie na ciepło na potrzeby zasilania chłodziarek absorpcyjnych.

Jak wynika z powyższej tabeli szczyt zapotrzebowania na energię cieplną na potrzeby chłodu przypada na miesiące letnie, kiedy to zapotrzebowanie na energię chłodniczą jest największe. Energia cieplna do napędu chłodziarek absorpcyjnych może pochodzić z węzła cieplnego już zainstalowanego w budynku, dzięki czemu ograniczona zostanie ingerencja w istniejącą infrastrukturę ciepłowniczą i nakłady inwestycyjne na planowaną modernizację.

Po zsumowaniu zapotrzebowania na ciepło na potrzeby CWU, CO oraz chłodnicze możemy zauważyć, że w miesiącach w których dotąd węzeł był eksploatowany z minimalną mocą (kwiecień –październik) znacząco wzrasta zapotrzebowanie na moc cieplną prowadząc do optymalizacji pracy węzła oraz, dzięki wyłączeniu urządzeń sprężarkowych, ograniczenia zużycie energii elektrycznej przez budynek. Należy dodatkowo zauważyć, że w wypadku zastosowania chłodziarek absorpcyjnych zasilanych z miejskiej sieci ciepłowniczej znaczącemu ograniczeniu ulegnie zapotrzebowanie na moc elektryczną, której szczyt występował dotąd właśnie w miesiącach letnich ze względu na wymóg zasilania chłodziarek sprężarkowych, co doprowadzi do optymalizacji eksploatacji infrastruktury elektroenergetycznej budynku. Na poniższym wykresie zaprezentowano roczny przebieg zapotrzebowania na energię cieplną na potrzeby ogrzewania, chłodniczą, cieplną na potrzeby chłodu wraz z wymaganą mocą węzła cieplno – chłodniczego dla budynku referencyjnego.

Wykres 1: Zestawienie zapotrzebowania na energię cieplną, chłodniczą, cieplną na potrzeby produkcji chłodu oraz wymaganej mocy węzła cieplnego.

Zastosowanie chłodziarek absorpcyjnych zasilanych z miejskiej sieci ciepłowniczej w istniejących budynkach jest możliwe i prowadzi do optymalizacji wykorzystania węzła cieplnego w budynku referencyjnym (dotąd w miesiącach letnich węzeł użytkowany był z mocą minimalną) oraz ograniczenia zużycia energii elektrycznej. Jak widać na poniższym wykresie moc węzła cieplnego w ciągu roku utrzymywana jest na zbliżonym poziomie, a wartości maksymalne osiągane są tylko w momencie pojawiania się szczytowego zapotrzebowania na moc cieplną na potrzeby ogrzewania (styczeń) oraz produkcji chłodu (lipiec).

Wykres 2: Zapotrzebowanie na energię z węzła cieplnego z podziałem na ogrzewanie i
chłodzenie.

Przeprowadzona modernizacja prowadzi do wykorzystywania jako głównego źródła zasilania budynku referencyjnego energii cieplnej z miejskiej sieci ciepłowniczej, której pewność dostawy jest na co najmniej takim samym poziomie jak energii elektrycznej, przy o wiele niższej dynamice wzrostu cen. W analizowanym przykładzie nie wzięto pod uwagę fizycznych ograniczeń zamiany maszynowni sprężarkowej na absorpcyjną. Chłodziarki absorpcyjne są, zarówno w zakresie wymiarów jak i wagi, urządzeniami większymi od dopowiadających mocą urządzeń sprężarkowych, dlatego też przed każdorazową modyfikacją należy uwzględnić wymiary i wagi planowanych urządzeń. Należy jednak zauważyć, że dzięki zastosowaniu zbiornika buforowego wody lodowej istnieje możliwość odtworzenia tylko części mocy projektowej co ograniczyłoby zarówno nakłady inwestycyjne jak i miejsce potrzebne do przeprowadzenia opisanej modyfikacji. Absorpcyjna Centrala Chłodu (AAC) może być zasilana z Elektrociepłowni (EC), bądź z ciepłowni. Schemat układu trójgeneracyjnego z akumulatorem ciepła zasilanego z EC podano w [16], zaś zasilanego z ciepłowni komunalnej podano poniżej na schemacie 3. Wykresy 1 i 2 wyraźnie wskazują na potrzebę zastosowania akumulatora ciepła w przypadku zasilania przez system ciepłowniczy AAC, co znacząco poprawia warunki eksploatacyjne i ekonomiczne tego typu układów trójgeneracyjnych [16].

Schemat 3: Układ trójgeneracyjny z akumulatorem ciepła zasilany z ciepłowni komunalnej.

Oznaczenia: AAC – absorpcyjna centrala chłodu, AK – akumulator ciepła, C – odbiorcy chłodu, H – odbiorcy ciepła (c.w.u. + c.t.), K1 i K2 – kotły, Odm – odmulacz sieciowy, PK – pompy kotłowe, PS – pompy sieciowe, PU-S – pompy uzupełniająco-stabilizujące, PZz – pompy zmieszania zimnego, RT – zawór trójdrogowy zmieszania gorącego, Tpc – temperatura wody powrotnej z AAC, tz – temperatura wody lodowej zasilającej, tp – temperatura wody lodowej powrotnej.

Podsumowanie
Działania modernizacyjne prowadzone przez szereg ostatnich lat doprowadziły do spadku zapotrzebowania na energię cieplną, w szczególności w okresie letnim [10]. Zastosowanie chłodziarek absorpcyjnych zasilanych z miejskiej sieci ciepłowniczej w istniejących obiektach jest możliwe oraz, ze względu na potencjał rynku zapotrzebowania na chłód w aglomeracjach miejskich, mogłoby doprowadzić do znaczącego zwiększenia sprzedaży ciepła w okresie letnim i uwolnienia znaczącej mocy eklektycznej [16]. Ze względu na specyfikę pracy obiektów wytwórczych w dużych aglomeracjach miejskich, cena energii cieplnej w okresie letnim, może prowadzić do pojawienia się cenowej przewagi konkurencyjnej kosztu wyprodukowania energii chłodniczej z rozwiązań absorpcyjnych oraz umożliwić zwiększenie produkcji energii elektrycznej prowadząc do zysku zarówno po stronie sprzedającego energię cieplną jak i produkującego energię chłodniczą. Ze względu na istotny wpływ temperatury wody zasilającej chłodziarkę i wymóg podwyższenia temperatury wody zasilającej chłodziarki absorpcyjne w okresie letnim kwestię tą należy dokładnie przeanalizować dla konkretnego systemu ciepłowniczego. Dostawę chłodu przy pomocy chłodziarek absorpcyjnych zasilanych z miejskiej sieci ciepłowniczej należy traktować jako alternatywę w stosunku do rozwiązań konwencjonalnych. Rosnący udział skojarzonej produkcji energii elektrycznej i cieplnej w źródłach zachęca do zwiększania odbioru ciepła w okresie letnim umożliwiając produkcję dodatkowej ilości energii elektrycznej. Przy opracowywaniu koncepcji nowych, szczególnie rozproszonych, źródeł kogeneracyjnych należy brać pod uwagę możliwość zainstalowanie chłodziarek absorpcyjnych ponieważ może to doprowadzić do zwiększenia zapotrzebowania na ciepło w okresie letnim, a co za tym idzie możliwości zwiększenia produkcji energii elektrycznej.

Literatura:
[1] Adnot J.: Energy Efficiency and Certification of Central Air Conditioners (EECCAC), Final Raport, 2008.
[2] Dane ruchowe dla 2 budynków biurowych, Skanska Property S.A. 2012.
[3] Day A.R., Jones P.G., Maidment G.G. Forecasting future cooling demand in London, Energy And Building 41, 2009.
[4] District heating and cooling country by country – 2005 Survey, Euroheat & Power, Brussels 2005.
[5] Eurovent Certification Company: Eurovent Standard 6-C003-2006.
[6] Instrukcja obsługi bromolitowego agregatu absorpcyjnego zasilanego gorącą wodą, Shuangliang Eco Energy Systems 2012.
[7] Kobyliński K., A., Smyk: Doświadczenia firmy Vattenfall w wykorzystaniu ciepła do produkcji chłodu w Europie oraz plany wdrożenia tej technologii w Warszawie, Warsztaty projektu Polysmart, 2010.
[8] Malicki M.: Potencjał rynku dostawy energii chłodniczej produkowanej przy pomocy chłodziarek absorpcyjnych zasilanych ciepłem sieciowym na ternie Warszawy, Opracowanie na potrzeby Uczelnianego Centrum Badawczego Energetyki i Ochrony Środowiska, Warszawa 2011
[9] Penwell Global Power Review 2012.
[10] Pietrzyk Z., Skowroński P., Smyk A.: Możliwości dostarczania ciepła na potrzeby uzyskiwania chłodu na przykładzie doświadczeń warszawskich. Materiały z konferencji „Ciepło skojarzone, komfort zimą i latem – trój generacja”, 2005.
[11] Pietrzyk Z., Smyk A.: Czy w Polsce istnieje realna szansa na chłód z central zasilanych ciepłem systemowym, XIV Forum Ciepłowników Polskich, str. 139-150, Międzyzdroje, 12-15 Września 2010
[12] Strategia „Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko” Perspektywa 2020 r. Ministerstwo Gospodarki, 2011.
[13] Ustawa z dnia 15 Kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej (Dz.U. 2011 nr 94 poz. 551)
[14] Wojdyga K.: Prognozowanie zapotrzebowania na ciepło, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2007.
[15] Zwierzchowski R.: Zastosowanie akumulatorów ciepła w miejskich systemach ciepłowniczych szansą na zwiększenie efektywności i pewności zasilania odbiorców w energię cieplną i elektryczną, XIV Forum Ciepłowników Polskich, str. 199-206, Międzyzdroje, 12-15 Września 2010 [16] Zwierzchowski R., Malicki M: Produkcja chłodu w miejskich systemach ciepłowniczych z akumulatorem ciepła, XV Forum Ciepłowników Polskich, str. 241-252, Międzyzdroje, 18-21 Września 2011
fot. Pixabay

DECENTRALIZACJA SYSTEMÓW CIEPŁOWNICZYCH

Mgr inż. Andrzej Jurkiewicz, eGmina Infrastruktura Energetyka Sp. z o.o. w Gliwicach.

Teza: w ciągu najbliższych 10 lat zużycie ciepła w miejskich systemach ciepłowniczych zmniejszy się o 40 proc., a jego produkcja przesunie się w obszar źródeł OZE/URE.

1. Stan obecny i diagnoza
Na podstawie analizy zmiany mocy wykorzystanej w systemach ciepłowniczych Polskich miast w latach 2002-2009 [1], można stwierdzić, że z roku na rok moc ta spada. Na rys. 1 przedstawiono spadek mocy w kolejnych latach. Analiza dotyczy tylko miejskich systemów ciepłowniczych.

Rys. 1. Moc osiągalna i zamówiona w latach 2002-2009 w miejskich systemach
ciepłowniczych w Polsce [1]

Na rys. 2 pokazano ilości ciepła dostarczonego do odbiorców w kolejnych latach (pokazano także ilość tego ciepła po przeliczeniu na standardowy sezon grzewczy). Jak widać tendencja jest wyraźnie spadkowa i w roku 2009 w stosunku do roku 2002 odbiorcy ciepła sieciowego zużyli go o ponad 20 proc. mniej.

Bardzo wymowny jest odnotowany 10 proc. spadek w roku 2009 w stosunku do roku 2008. Po wielkości tego spadku widać przed jak dużym problemem staną systemy ciepłownicze za kilka lat. Być może lata te były wyjątkowe, ale tendencja jest wyraźnie spadkowa, o kilka procent z roku na rok. Na pewno przyczyną tego spadku nie jest odejście odbiorców od ciepła sieciowego, gdyż ten rodzaj energii w dalszym ciągu jest jednym z tańszych i nowi odbiorcy są sukcesywnie podłączani do systemów miejskich.

Rys. 2. Ilość ciepła dostarczonego do odbiorców miejskich systemów ciepłowniczych
w kolejnych latach

Tendencja spadkowa mocy wykorzystanej (zamówionej) oraz ilości odbieranego ciepła wynika z kilku powodów, przy czym do najważniejszych należą:
– zmiana przepisów i norm w nowym budownictwie, które preferują energooszczędne budownictwo,
– powszechne programy termomodernizacyjne w budynkach (Ustawa o wspieraniu termomodernizacji i remontów i dotacje UE do programów termomodernizacyjnych w latach 2007-2013 w ramach RPO),
– modernizacja węzłów i instalacji wewnętrznych podnosząca sprawności wykorzystania energii dostarczanej z systemów miejskich
– wysoki koszt energii i wysoki udział kosztu energii w budżetach domowych,
– wprowadzanie indywidualnego rozliczania za dostawę ciepła (podzielniki kosztów i wodomierze cwu),

– niedotrzymywanie odpowiedniego komfortu w mieszkaniach z uwagi na źle pojętą oszczędność energii (niedostateczna wymiana powietrza w mieszkaniu, niskie temperatury w pomieszczeniach).
– korzystanie z indywidualnych źródeł ciepła (w tym układy hybrydowe wielopaliwowe)
– wysoka cena ciepła scentralizowanego w małych, przestarzałych systemach ciepłowniczych.
W najbliższych latach pojawią się jeszcze inne możliwości zmniejszania mocy zamówionej, które odczują firmy ciepłownicze; będzie to weryfikacja mocy zamówionej na cele ciepłej wody użytkowej. W wielu przypadkach moc ta wyznaczana była na podstawie „starego” normowego wskaźnika zużycia ciepłej wody wynoszącego 110 dcm3/mieszkańca/dobę, obecnie rzeczywiste zużycie wynosi od 30 do 60 dcm3/mieszkańca/dobę. Ta różnica powoduje zawyżenie zamówionej mocy, o 30-50 proc., a potencjał zmniejszenia mocy zamówionej ocenia się na 3000 MW w skali kraju (ok. 10 proc. obecnej mocy zamówionej). W nowych rozwiązaniach technicznych możliwe jest wykonanie dwufunkcyjnego węzła cieplnego, w którym w ogóle nie będziemy potrzebowali dodatkowej mocy na produkcję ciepłej wody użytkowej; węzeł wyposażony w odpowiednią liczbę zasobników cwu oraz układ regulacji z tzw. priorytetem ciepłej wody, nie potrzebuje dodatkowego strumienia wody grzewczej na cele cwu, gdyż w czasie maksymalnych poborów ciepłej wody, ograniczana jest dostawa ciepła na cele ogrzewania budynku. Przy małych stratach przez przegrody budowlane (budynki poddane termomodernizacji), dwugodzinne ograniczenie lub nawet przerwa w dostawie ciepła na cele ogrzewania budynku jest praktycznie nieodczuwalna przez mieszkańców. Są to bardzo proste „rezerwy” kolejnego etapu weryfikacji mocy zamówionej w „dół”.

Należy także spodziewać się nowego etapu zmniejszenia ilości zużywanego ciepła dla celów ogrzewania cwu. Ten nowy etap wynika z faktu, że budynki poddane kompleksowej termomodernizacji, już przy zużyciu ciepła na ogrzewanie na poziomie 70-90 kWh/m2/rok, zaczynają więcej energii zużywać na cele przygotowania ciepłej wody niż na ogrzanie budynku. To spowoduje, że zaczniemy sięgać po bardzo proste i tanie metody podnoszenia efektywności produkcji ciepłej wody użytkowej (pelratory i baterie termostatyczne, ograniczenie temperatury wody cyrkulacyjnej i czasu pracy pompy cyrkulacyjnej, obniżanie temperatury ciepłej wody do poziomu 45-50oC, lepsza izolacja przewodów i mniejsze średnice, obniżanie ciśnienia wody w instalacji).

Dodatkowo, wprowadzane kolejne Dyrektywy UE, w sposób bardzo mocny wspierają energooszczędne budownictwo. Dyrektywa 2010/31/UE w sprawie charakterystyki energetycznej budynków zakłada, że po 2020 roku w UE wszystkie nowo wznoszone budynki mieszkalne, a po 2018 wszystkie budynki użyteczności publicznej, będą budynkami o „niemal zerowym zużyciu energii”… zastanawiamy się obecnie, jak zdefiniować w warunkach polskich to pojęcie, ale na pewno będą to budynki o bardzo niskim zapotrzebowaniu na energię.

Na rys. 3 przedstawiono przewidywany spadek zużycia ciepła do roku 2020. Założono, że spadek ten wyniesie średnio 5 proc. rocznie, ale biorąc pod uwagę sytuację opisaną wyżej, spadek ten może być jeszcze większy.

Z dużym prawdopodobieństwem można przewidzieć, że sprzedaż ciepła w miejskich systemach ciepłowniczych spadnie z 255.000 TJ w roku 2009 do 145.000 TJ w 2020 (spadek o ponad 40 proc.).

Rys. 3. Prognoza spadku sprzedaży ciepła w miejskich systemach ciepłowniczych

Biorąc pod uwagę decyzje inwestycyjne oraz ich realizację, okres 8-10 lat jest dla miejskich systemów ciepłowniczych okresem stosunkowo krótkim i aby dostosować się do tak drastycznych zmian, trzeba sobie odpowiedzieć na następujące pytania: 1. Jak będą wyglądały nasze miejskie systemy ciepłownicze, jeżeli w ciągu następnych 10 lat zmniejszy się moc zamówiona (wykorzystana) i zużycie ciepła o kolejne 40-50 proc.?
2. Co mamy zrobić, aby przygotować się to tak drastycznego obniżenia zapotrzebowania na ciepło w naszych miastach?
3. Jak przygotować i już obecnie zmieniać systemy ciepłownicze, aby za kilka lat nie być zaskoczonym, że wszystko jest nieopłacalne, mimo, że energia jest bardzo droga?
4. Czy istnieje inna droga rozwoju dla firm ciepłowniczych, która uwzględni fakt drastycznego ograniczenia zużycia ciepła przez odbiorców?

To chyba najważniejsze pytania na najbliższe 2-3 lata, na które muszą sobie odpowiedzieć zarządy i właściciele spółek ciepłowniczych.

2. Sprawność miejskich systemów ciepłowniczych

Na rys.4 przedstawiono straty ciepła w typowym miejskim systemie ciepłowniczym. Poziom strat na każdym z etapów produkcji, przesyłu, zmiany parametrów ciepła (węzły cieplne) i straty w instalacjach grzewczych budynków – zależą od stanu technicznego urządzeń i sieci, a także od zastosowanej automatyki regulacyjnej i stanu instalacji odbiorczych. Jeżeli nawet przyjmiemy, że straty na każdym etapie są niewielkie, to i tak poziom wykorzystania energii chemicznej paliwa jest stosunkowo niski. Dla większości budynków zasilanych z systemów ciepłowniczych, stosunek energii użytkowej do energii pierwotnej paliwa rzadko osiąga 50 proc.; taka jest niestety sprawność wykorzystania energii chemicznej paliwa w rozległych systemach ciepłowniczych.

Rys. 4. Wykorzystanie energii chemicznej paliwa w miejskich systemach ciepłowniczych

ηwytw – sprawność wytwarzania: 0,7-0,99

ηprzes.wp – spr. przesyłu wysokie parametry (średniorocznie): 0,85-0,95
ηwęzła – sprawność węzła cieplnego: 0,94-0,99
ηprzes.np – sprawność przesyłu niskie parametry: 0,8-,98
ηdystr – sprawność dystrybucji (przesyłu) instalacji: 0,88-0,97
ηregul – sprawność regulacji i sterownia: 0,89-0,98
ηakum – sprawność akumulacji: 0,7-0,98

Problem niskiej sprawności systemów ciepłowniczych jest szczególnie dotkliwy w lecie, kiedy to drastycznie spada zapotrzebowanie na moc, gdyż dostarczamy ciepło tylko na potrzeby ciepłej wody użytkowej. Występują duże problemy z utrzymaniem odpowiedniej temperatury wody grzewczej na końcówkach sieci ciepłowniczej, zwłaszcza przy małych odbiorach tego ciepła. Istniejące sieci cieplne były (i są) projektowane do przesyłu ciepła w okresie sezonu grzewczego, a przecież na etapie projektowania i wykonania tych sieci kilkadziesiąt, czy nawet kilkanaście lat temu, zapotrzebowanie na moc i ciepło było znacznie większe niż obecnie. Taka sytuacja powoduje, że często sieci te są znacznie przewymiarowane w stosunku do aktualnych potrzeb. Dodatkowo, w okresie lata, zapotrzebowanie na wodę grzewczą spada do poziomu 10-20 proc. potrzeb zimowych. Straty przesyłu przy tak niskim zapotrzebowaniu na moc sięgają 20-30 proc., gdyż w niektórych systemach ciepłowniczych, woda grzewcza płynie z ciepłowni do ostatnich węzłów cieplnych … kilka dni.

3. Proste metody podniesienia efektywności wytwarzania ciepłej wody użytkowej w miejskich systemach ciepłowniczych. Można i należy, już obecnie zacząć wprowadzać nowe technologie podgrzewania ciepłej wody w okresie lata… technologie, które pozwolą zrezygnować z konieczności utrzymywania w ruchu drogiego systemu scentralizowanego zasilanego z typowej ciepłowni. Podkreślamy, że rozważono tylko systemy ciepłownicze zasilane z ciepłowni (bez produkcji energii elektrycznej); w elektrociepłowniach problem wygląda inaczej, gdyż najczęściej nie można ich w lecie wyłączyć, a ciepło jest produktem, który podnosi sprawność układu kogeneracyjnego elektrociepłowni.

3.1 „Letnia” kotłownia gazowa.
Najtańszą metodą wyłączenia nieefektywnego systemu w lecie, jest wyposażenie węzłów cieplnych (najlepiej grupowych) w lokalne kotłownie gazowe małej mocy. W większości przypadków można wykorzystać istniejące wyposażenie tych węzłów (zbiorniki, system cyrkulacji, wymienniki i układy hydroforowe), a dobudować jedynie kocioł gazowy o niewielkiej mocy, który zapewni ogrzewanie ciepłej wody w lecie. Inwestycja taka jest tania i przynosi bardzo szybki efekt ekonomiczny. Wprowadzenie na wszystkich węzłach dwufunkcyjnych (a nawet zabudowa kotłowni gazowych lokalnych na istniejących końcówkach sieci przesyłowych) umożliwi wyłączenie w lecie centralnych ciepłowni z ruchu.

3.2 „Sieciowa” pompa ciepła.

W przypadku, gdy nie mamy do dyspozycji gazu ziemnego, można zastosować bardzo ciekawy układ oparty na pompie ciepła. Jest to pompa ciepła wykorzystująca, jako dolne źródło … istniejącą sieć przesyłową. System ten sprawdzi się zwłaszcza na końcowych, stosunkowo długich odcinkach sieci przesyłowych. Koszt inwestycyjny jest także stosunkowo niewielki, biorąc pod uwagę, że dolne źródło takiej pompy ciepła mamy w zasadzie gotowe. Układ wymaga odpowiedniego przeliczenia pod kątem wydajności wyłączonej z ruchu sieci przesyłowej, jako dolnego źródła oraz może zaistnieć, z uwagi na stosunkowo niewielką moc cieplną pompy ciepła, konieczność zabudowy dodatkowego zasobnika cwu na węźle. Można także, jako dolne źródło, wykorzystać sieć niskoparametrową. Pewnym paradoksem jest to, że im gorszy jest stan techniczny izolacji przewodów, tym lepszym dolnym źródłem będzie taka sieć, gdyż „lepiej” pobiera ciepło z otoczenia (gruntu lub powietrza).

Rys. 5. „Letnia” pompa ciepła wykorzystująca sieć cieplną, jako dolne źródło ciepła.

Przykładowy schemat technologiczny takiej pompy ciepła przedstawiono na rys. 5.

3.3. Elektrociepłownia osiedlowa.

Kolejną możliwością produkcji ciepła w lecie jest wykorzystanie małych układów kogeneracyjnych, w których oprócz produkcji ciepła produkowana jest energia elektryczna. W układach tych ważnym jest zapewnienie ciągłości pracy układu kogeneracyjnego (układ pracuje cały rok, także w sezonie grzewczym). Dlatego należy je dobierać pod średniodobowe zapotrzebowanie na ciepło do podgrzewaniaania cwu. W okresie, gdy nie ma rozbioru cwu powinniśmy mieć możliwość magazynowania ciepła produkowanego w kogeneracji wykorzystując w tym celu zarówno zasobniki cwu, odcinki sieci cieplnych oraz (w razie konieczności) bufor wody grzewczej w elekrociepłowni. Sieć ciepłownicza jest tylko dwuprzewodowa (woda grzewcza), a każdy z budynków ma oddzielny dwufunkcyjny węzeł cieplny z zasobnikiem cwu. Zmagazynowane ciepło zostanie zużyte w czasie szczytowych rozbiorów cwu. Układ taki będzie pracował w sposób ciągły (cały rok) i ze stałym obciążeniem, produkując niejako „przy okazji” energię elektryczną, którą można sprzedawać lokalnemu dystrybutorowi energii elektrycznej (z żółtymi świadectwami włącznie) lub najbliższym odbiorcom. Kocioł gazowy jest źródłem zapewniającym dostawę ciepła w sezonie grzewczym i stanowi rezerwę dla układu kogeneracyjnego.

Rys. 6. Elektrociepłownia osiedlowa

3.4 Kolektory słoneczne.

Kolejnym rozwiązaniem jest zastosowanie kolektorów słonecznych na dachach budynków mieszkalnych z kotłem gazowym o małej mocy i węzłem cieplnym. Układ taki nie pobiera ciepła z systemu miejskiego w okresie lata, gdyż korzysta wtedy z energii słonecznej (wspomaganie kotłem gazowym) – rys. nr 7. W zimie korzystamy z systemu miejskiego zarówno dla potrzeb ogrzewania budynku, jak i podgrzewu cwu (pod warunkiem, że ciepło sieciowe jest tańsze od gazu). NFOŚiGW na lata 2010-2013 wprowadził program dotacji do kolektorów słonecznych dla osób fizycznych i wspólnot mieszkaniowych. Dotacja sięga 45 proc. wartości inwestycji. Ważną zasadą jest, że nie można otrzymać dotacji dla budynków, które już obecnie korzystają z ciepła sieciowego przy wytwarzaniu ciepłej wody.

Rys.7. Instalacja cwu z kolektorem słonecznym i kotłem gazowym [2]. W okresie
sezonu grzewczego rolę kotła gazowego może przejąć węzeł cieplny.

Przedstawione rozwiązania nie są nowe i były stosowane w praktyce, ale nie są zbyt popularne w naszych systemach… a szkoda, bo efektywność tych inwestycji jest bardzo dobra i czas zwrotu, jeżeli uwzględni się rzeczywiste koszty produkcji ciepła w lecie, wyniesie od roku (sic!) do kilku lat. Jedna z największych firm ciepłowniczych w Polsce, Energetyka Cieplna Opolszczyzny S.A., już pod koniec lat 90-tych, stosowała wspomagające kotłownie gazowe na węzłach cieplnych, dzięki czemu wyłączane były średnie miejskie systemy ciepłownicze z pracy w okresie lata (systemy w Strzelcach Opolskich czy Kluczborku).

Układ z pompą ciepła wykorzystujący, jako dolne źródło ciepła sieć przesyłową wysokoparametrową, zastosowano w PEC Tychy [4]. Mały układ kogeneracyjny (66 kWel/106 kWt) zastosowano w 2002 roku w Tuchowie [3] w kotłowni osiedlowej (układ wykorzystywał pojemność niskoparametrowej sieci przesyłowej i indywidualnych zbiorników ciepłej wody zainstalowanych w budynkach). Większe układy kogeneracji gazowej stosowane są także w systemach miejskich. Przykładowo, w Ciepłowni Centralnej w Opolu, pracuje układ z turbiną gazową o mocy 7,2 MWel/14 MWt, który zapewnia ciepło na potrzeby cwu właśnie w lecie dla całego Opola. Co ciekawe, energia elektryczna produkowana przez ten układ w większości sprzedawana jest do pobliskiej Cementowni Odra, po znacznie atrakcyjniejszej cenie niż cena oferowana przez dystrybutora energii elektrycznej. W trakcie wykonania jest inwestycja zabudowy instalacji kolektorów słonecznych dla jednej ze wspólnot mieszkaniowych w Opolu (powierzchnia kolektorów 140 m2) połączona z likwidacją indywidualnych podgrzewaczy gazowych („junkersów”) w mieszkaniach. Program bardzo atrakcyjny z uwagi na dotację z NWOŚiGW (do 45 proc. wartości inwestycji) oraz korzystanie z ciepła sieciowego w okresie zimy (zarówno dla c.o. jak i cwu). Ważnym argumentem jest także likwidacja „junkersów”, które zawsze stanowią pewne zagrożenie dla zdrowia i życia mieszkańców. Czas zwrotu tej inwestycji wynosi 5 lat. Przedstawione metody podniesienia sprawności systemów ciepłowniczych dotyczą lata. Uważamy, że od nich należy zacząć, gdyż przyniosą największy efekt nie tylko ekologiczny (wyłączenie ciepłowni węglowej), ale także ekonomiczny i są stosunkowo niedrogie inwestycyjnie.

Ten drugi aspekt (ekonomiczny) jest często pomijany w liczeniu kosztów ciepła. Najczęściej operujemy średnioroczną ceną ciepła i nie analizujemy kosztów (a przynajmniej nie oficjalnie) produkcji ciepła w lecie. Z pobieżnej nawet analizy wynika, że koszt wyprodukowania 1GJ energii w lecie jest na pewno znacznie wyższy (często kilkakrotnie) niż w sezonie grzewczym.

Powodów jest kilka:
1) Wysokie starty przesyłu (20-30 proc.), zwłaszcza na końcówkach sieci, przy małym zapotrzebowaniu na ciepło.
2) Wysokie koszty pompowania wody (pojemność zładu ciepłowniczego jest niezmieniona).
3) Konieczność utrzymywania wysokiej temperatury wody sieciowej wychodzącej z ciepłowni, z uwagi na wychłodzenie tej wody w trakcie długotrwałego przesyłu.
4) Często niższa sprawność jednostek kotłowych (przykład rzeczywisty: kocioł WR-25 o mocy prawie 30 MW pracował w lecie przy zapotrzebowaniu mocy na ciepłą wodę na poziomie 400kW … i to w szczycie!… Sprawność końcowa takiego systemu dostawy ciepła wynosiła ok. 20 proc.).
5) Wysokie jednostkowe koszty obsługi kotłowni centralnych w lecie.

4. Indywidualne systemy ciepłownicze
Kolejną propozycją, jest propozycja całkowitej (lub częściowej) decentralizacji układów ciepłowniczych w miastach i przygotowanie układów do pracy wyspowej lub wręcz indywidualnej. Propozycji rozwiązań technicznych może być kilka i są one zależne od lokalnych warunków pracy ciepłowni i sieci przesyłowych. Warto zastanowić się, jak będzie wyglądał nasz system ciepłowniczy za 10 lat, gdy zapotrzebowanie na ciepło spadnie o kilkadziesiąt procent. Czy w ogóle możliwym będzie utrzymanie takiego systemu, jako układu scentralizowanego? Czy nie powinniśmy zacząć „zbliżać” wysokosprawne źródła ciepła do odbiorcy z preferencją układów kogenracyjnych? Czy wręcz modelem docelowym nie powinny być źródła indywidualne oparte o odnawialne źródła energii (OZE/URE)? I co taki scenariusz oznacza dla typowych spółek ciepłowniczych?

Popatrzmy na kilka możliwych rozwiązań technicznych zasilania w energię osiedli domów jednorodzinnych lub niewielkich osiedli wielorodzinnych, który to rodzaj zabudowy będzie chyba najbardziej preferowany w naszym społeczeństwie.

4.1 Gazowa elektrociepłownia osiedlowa.
Układ z gazową kogeneracją, opartą o gaz ziemny, czyli elektrociepłownia osiedlowa został już opisany w p. 3.3 (rys.6).

4.2 Biogazowa elektrociepłownia lokalna.
Układ z gazową kogeneracją, opartą o biogaz może być stosowany w małych systemach ciepłowniczych gdzie mamy dostęp do źródeł biomasy (fermy, uprawy, ogrodnictwo, zakłady spożywcze, mleczarnie, gorzelnie itp.). Układ będzie pracował podobnie jak przedstawiony w p. 3.3, lecz zamiast gazu ziemnego w układzie wykorzystamy biogaz produkowany w lokalnej biogazowni. W takiej biogazowni otrzymamy trzy produkty: ciepło, energię elektryczną oraz pełnowartościowy nawóz pofermentacyjny. Najlepiej, jeżeli potrafimy w całości zagospodarować wytwarzane lokalnie odpady organiczne do produkcji biogazu. Oznacza to, że układy takie będą spełniały kilka funkcji na danym terenie: lokalnej elektrociepłowni (energia elektryczna jest produktem podstawowym), instalacji utylizacji odpadów organicznych, instalacji do produkcji nawozu. Ważnym jest odpowiedni dobór wielkości takiej instalacji oraz zapewnienie stabilnej dostawy biomasy. W analizach ekonomicznych można uwzględnić przychody ze sprzedaży świadectw (zielone i żółte). Ciepło otrzymywane w kogeneracji w ok. 25-30 proc. wykorzystywane jest do podgrzewu zbiorników fermentacyjnych, ale pozostała 70-75 proc może być wykorzystana w lokalnym systemie ciepłowniczym. Ten rodzaj działalności może być znakomitym nowym produktem nawet dla niewielkich firm ciepłowniczych. Na rys. 8 przedstawiamy schemat takiej biogazowni.

Rys. 8 Lokalna elektrociepłownia biogazowa

4.3. Mikrobiogazownia kontenerowa.
W małych gospodarstwach rolniczych można zastosować rozwiązanie oparte o mikrobiogazownię kontenerową. Ta mikrobiogazownia jest umieszczona w przewoźnym kontenerze i może być ustawiona w dowolnym miejscu w gospodarstwie rolnym. Z założenia, w mikrobiogazowni wykorzystywane są głównie odpady biologiczne
powstające w gospodarstwie. Moc układu kogenracyjnego jest niewielka i wynosi 10-20 kWel. Produkowane ciepło, pochodzące z chłodzenia silnika i spalin, jest w ok. 30 proc. wykorzystywana na cele podgrzewania komory fermentacyjnej, a pozostałe 70 proc. może być w sposób dowolny wykorzystana w gospodarstwie rolniczym (ogrzewanie cwu, c.o., suszarnia, mała szklarnia). Przewidywane jest uzyskiwanie dodatkowych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i świadectw zielonych i
żółtych. W tym wypadku uzyskanie odpowiednich koncesji oraz uprawnień przez rolnika, dla sprzedaży energii i świadectw, jest dzisiaj praktycznie niewykonalne, ale może zająć się tym wyspecjalizowana spółka, która będzie świadczyła tego typu usługę. Koszt takiej mikrobiogazowni wynosi 300-350 tys. zł.

W tabeli 1 przedstawiono przychody i koszty eksploatacji przykładowej mikrobogazowni.

TABELA 1 Przychody i koszty eksploatacji przykładowej mikrobiogazowni

Biorąc pod uwagę uruchomiony przez Ministerstwo Rolnictwa program wsparcia dla małych biogazowni rolniczych (50% dotacji, nie więcej niż 500.000 zł na jedno gospodarstwo), jest to bardzo atrakcyjna forma działalności, z której korzyści będzie miał zarówno rolnik (tańsza i czysta energia, pozbycie się problemu odpadów i przykrych zapachów i pełnowartościowy nawóz, czynsz za dzierżawę) jak i operator, który zajmie się nadzorem i konserwacją oraz sprzedażą energii i świadectw.
Na rys.9 pokazany jest przekrój przez mikrobiogazownię. Ważną zaletą jest to, że dla jej postawienia nie jest wymagane pozwolenie na budowę, gdyż jest to urządzenie przewoźne (brak fundamentów). Pierwszy prototyp komory fermentacyjnej został wykonany i w tej chwili przygotowywany jest proces uruchomienia tej mikrobiogazowni u rolnika.

Rys. 9. Mikrobiogazownia KRM-7 (przekrój)

4.4 Budynek „plus-energetyczny”
Po budynkach energooszczędnych, pasywnych czy zero-energetyczne można już mówić o budynkach plus-energetycznych. Budynek taki wykorzystuje odnawialne źródła energii do zaspakajania swoich potrzeb, a nadwyżki energii sprzedaje lub magazynuje. Pojawia się nam tutaj także nowy rodzaj klienta, którego nazywamy „prosumentem” (aktywny odbiorca i dostawca energii). Modelowym rozwiązaniem jest budynek wyposażony w miniwiatrak, układ fotowoltaiczny, pompę ciepła, kolektor słoneczny oraz samochód elektryczny [5]. Zakłada się, że budynek wykonany jest w standardzie budynku energooszczędnego (po termomodernizacji) lub najlepiej pasywnego. Nakłady inwestycyjne na odnawialne źródła energii oraz na samochód elektryczny są jeszcze stosunkowo wysokie, ale ceny te z roku na rok spadają i w niedługiej perspektywie czas zwrotu takiej inwestycji (zwłaszcza przy odpowiednim wsparciu finansowym) powinien być na tyle atrakcyjny, że niedługo pojawią się pierwsi inwestorzy.
Na rysunku 10 pokazano koncepcje domu „plus-energetycznego” wraz z układem zarządzania energią wykorzystującą Smard Grid.

Rys. 10 Koncepcja domu „plus-energetycznego” wraz z nadzorem Smard Grid

5. Podsumowanie
Można stwierdzić, że już dzisiaj należy rozpocząć działania nad zmianą i znacznym rozszerzeniem profilu działania firm ciepłowniczych, gdyż utrzymanie się tylko ze sprzedaży ciepła, już za kilka lat, stanie się trudne lub wręcz niemożliwe. Spadek zapotrzebowania na ciepło będzie następował w sposób bardzo szybki i drastyczny, dlatego w perspektywie kilku/kilkunastu lat firmy ciepłownicze powinny rozszerzyć swój profil działania. Przedstawione rozwiązania w tym opracowaniu nie są zbyt skomplikowane technicznie i w większości przypadków sprawdzone w praktyce. Wprowadzenie tych rozwiązań na większą skalę zależy tylko od odważnych decyzji właścicieli i zarządów spółek. Jest to jedna z najlepszych możliwych dróg rozwoju ciepłownictwa (choć trudno tu już mówić tylko o ciepłownictwie), a pozostawienie problemu drastycznego spadku zużycia ciepła, bez szukania rozwiązania, może spowodować bardzo poważne problemy ekonomiczne i techniczne spółek ciepłowniczych już w bardzo bliskiej przyszłości (4-5 lat).

Poniżej przedstawiono koncepcję zakresu usług, które z powodzeniem mogą świadczyć np. spółki ciepłownicze. Usługi te to:
Operatorstwo Autonomicznych Obszarów Energetycznych (ARE).
Koncepcja ARE [6] (opiera się na wspólnej polityce energetycznej jednostek samorządowych (gmin, powiatów) działających na jednym obszarze. Operator ARE (np. dotychczas firma ciepłownicza) świadczy kompleksowe usługi związane z obsługą całego obszaru ARE.

Podstawowe zadania ARE
Zakłada się, że ARE jest przedsięwzięciem biznesowym (spółką prawa handlowego), przy czym z założenia jest to jednostka prawna, którym głównym celem jest prowadzenie spójnej strategii energetycznej na obszarze ARE, biorąc pod uwagę następujące zadania:
– przygotowanie i realizacja strategii energetycznej dla obszaru ARE, ze szczególnym uwzględnieniem wykorzystania OZE/URE (w tym także opracowanie nowych spójnych założeń do planów i samych planów zaopatrzenia w energię elektryczną, cieplną i paliwa gazowe dla poszczególnych gmin)
– metody optymalizacji kosztów produkcji i dystrybucji nośników energii na terenie
działania ARE
– propagowanie i wprowadzanie nowoczesnych technik i technologii OZE/URE, w tym udział w realizacji przykładowych inwestycji związanych z OZE/URE – wykorzystanie lokalnych zasobów naturalnych dla produkcji energii
– wykorzystanie istniejącej infrastruktury technicznej
– wprowadzenie aktywnego systemu Smard Grid
– negocjowanie warunków dostawy mediów przez podmioty zewnętrzne (wytwórcy i dystrybutorzy energii elektrycznej, PGNiG, lokalni wytwórcy energii)
– działania na rzecz podnoszenia efektywności wykorzystania nośników energii u wszystkich odbiorców obszaru ARE
– prowadzenie inwestycji w zakresie podnoszenia efektywności energetycznej na obszarze ARE, w tym zawłasza w formule ESCO
– aktywizacja podmiotów działających na terenie ARE w obszarze energetyki w celu wykorzystania i optymalizacji potencjału technicznego, ekonomicznego i organizacyjnego tych podmiotów
– przygotowanie i wdrażanie lokalnych sposobów pozyskania paliw i energii (uprawy energetyczne, biogazownie, energia odpadowa procesów technologicznych itp.)
– aktywny udział w pozyskaniu środków finansowych dla ARE oraz podmiotów z terenu ARE w zakresie prowadzenia inwestycji proekologicznych i energooszczędnych
– prowadzenia stałej akcji szkoleniowej i informacyjnej związanej z oszczędnością energii wśród mieszkańców i podmiotów gospodarczych (instytucjonalnych) działających na obszarze ARE.
– udział w pracach innych instytucji związanych z polityką energetyczną poza obszarem ARE (wpływ na legislację, ustalanie budżetów i polityki wsparcia finansowego, akcje marketingowe).

Koncepcja ARE jest na pewno atrakcyjną formą rozszerzenia działalności firm i bardziej skierowana jest na Klienta (Odbiorcę energii), gdyż nie ogranicza się jedynie do samego procesu wytwarzania/przesyłu/obrotu energią, ale oferuje szereg usług „powiązanych”. Można powiedzieć, że sprzedaż energii ma dla tej usługi znaczenie drugorzędne, gdyż najważniejszym jest racjonalne wyprodukowanie i następnie wykorzystanie tej energii i to w bardzo różnych postaciach. W koncepcji tej zmienia się także rola dotychczasowych monopolistów na rynku energii, gdyż o tym jak wytwarzać i użytkować energię decyduje końcowy odbiorca wspierany mądrą lokalną polityką energetyczną.

Na koniec przedstawiono przyszły system energetyczny obszaru ARE (slajd ze strony: www.eko-gmina.pl)

Rys. 10 System energetyczny ARE

Literatura:

[1] „Energetyka Cieplna w liczbach” – wydawca URE (wydania za lata 2009, 2008,2007, 2004)
[2] M. Zawadzki „Kolektory Słoneczne, pompy ciepła na tak” – wydawca: Polska Ekologia 2003
[3] A. Jurkiewicz, M. Tańczuk „Przedstawienie sposobu modernizacji systemu ciepłowniczego i doboru układu Kogeneracji dla Osiedla „Centrum” w Tuchowie – Materiały z konferencji: „Strategia wdrożenia dla gazowej Kogeneracji rozproszonej” Rzeszów, listopad 2005
[4] U. Piętka „Analiza opłacalności zastosowania układu centralnego ogrzewania, jako dolnego źródła dla pompy ciepła pracującego na potrzeby c.w.u. w okresie letnim” Praca dyplomowa. Studium podyplomowe „Rynek energii elektrycznej, ciepła i gazu oraz innych usług sektora publiczno-prywatnego” Gliwice 2004.
[5] J. Popczyk „Energetyka rozproszona jako odpowiedź na potrzeby rynku (prosumenta) i pakietu energetyczno-klimatycznego” Wydawca: Instytut na rzecz Ekorozwoju, Warszawa 2010
[6] J. Popczyk, A. Jurkiewicz, R. Mocha „Autonomiczny Region Energetyczny” Projekt „Eko-Gmina”, styczeń 2011.
[7] WWW.klaster3x20.pl

KORZYŚCI Z ZASTOSOWANIA REGULATORÓW RÓŻNICY CIŚNIEŃ dP I PRZEPŁYWU Q W CIEPŁOWNICTWIE

Żyjemy w czasach, w których w każdej technologii poszukuje się rozwiązań energooszczędnych. Gospodarka cieplna wykorzystywana do ogrzewania budynków, na potrzeby wentylacji i klimatyzacji oraz przygotowania CWU oparta na centralnej dystrybucji ciepła z sieci ciepłowniczych jest szczególnym obszarem wymagającym udoskonalania systemu.

Koszty dostawy ciepła w zależności od średnicy przewodu rozkładają się jak poniżej (przykład dla rur preizolowanych).

Całkowity koszt transportu ciepła w zależności od średnicy przewodu:
1 – koszt pompowania, 2 – koszt strat ciepła, 3 – koszt amortyzacji.

Źródło: J. Górecki „Sieci cieplne”

Z załączonego wykresu widać jak istotny wpływ na koszty dostawy mają przepływy limitujące wielkość przewodu, koszt pompowania, koszt strat ciepła oraz w przypadku nowych inwestycji koszt amortyzacji. Wprowadzenie do umów o dostawę ciepła opłaty za gotowość dostawy od mocy zamówionej u części odbiorców ciepła wywołuje tendencję obniżania mocy zamówionej w celu obniżenia kosztów za zakupione ciepło. Zadaniem dostawcy ciepła jest zapewnienie prawidłowych dostaw ciepła do każdego użytkownika końcowego. Zarówno dostawcę ciepła jak i odbiorcę ciepła interesuje dostarczenie/pozyskanie ciepła w jak najbardziej ekonomiczny sposób a to prowadzi do stworzenia systemów ciepłowniczych jak najbardziej efektywnych.

Co rozumiemy przez system ciepłownicze wysokiej efektywności (w rozumieniu dystrybucja/odbiór ciepła)?


Jest to system, w którym:
– każdy odbiorca otrzyma tyle ciepła ile potrzebuje , nie więcej;
– strumień czynnika grzewczego w sieci ciepłowniczej będzie dostosowany do chwilowej mocy cieplnej zużycia ciepła w danym czasie przez odbiorców końcowych. To oznacza, że koszty pompowania czynnika będą możliwie najniższe;
– schłodzenie powracającego czynnika grzewczego będzie duże przy jednoczesnej możliwie niskiej temperaturze dostawy, dzięki czemu straty ciepła dystrybuowanego w sieci ciepłowniczej będą niskie;
– każdy odbiorca ciepła będzie miał zapewniony komfort tj. będzie utrzymana prawidłowa temperatury ogrzewania, CWU lub wentylacji.

Jak to zrobić?
Z pewnością ten cel jest bardzo złożony i wymaga wielu działań aby osiągnąć optymalne i ekonomiczne działanie sieci ciepłowniczej. Jest to wyzwanie dla projektantów poczynając od prawidłowego bilansu zapotrzebowania ciepła oraz prawidłowego doboru układu technologicznego, działów inwestycyjnych sieci ciepłowniczej w zakresie modernizacji i wyposażenia sieci ciepłowniczych w odpowiednią armaturę (odcinającą, zabezpieczającą, regulacyjną i pomiarową), dopasowanie do zmiennych warunków pracy sieci ciepłowniczej pomp z możliwością wyboru/zmiany parametrów pracy, prawidłowym ustawieniem charakterystyk regulacji dla sieci. Od strony użytkownika końcowego jest to właściwy dobór technologii węzła cieplnego z wyposażeniem w urządzenia automatycznej regulacji gwarantujących uzyskanie oczekiwanego komfortu cieplnego.

Obecnie powszechne stosowanie zaawansowanych elektronicznych regulatorów temperatury w węzłach cieplnych powoduje to, że w sieci ciepłowniczej mamy regulację jakościowo – ilościową. To wiąże się z dużą zmiennością ciśnień i przepływów w sieci ciepłowniczej. Wahania ciśnień i przepływów są to czynniki , które stanowią zakłócenia dla układów regulacji w węzłach cieplnych, które utrudniają utrzymanie prawidłowej i efektywnej regulacji regulowanych instalacji.

Jak nad tym zapanować?
Do wyregulowania hydraulicznego sieci ciepłowniczej oraz węzłów cieplnych wskazane jest zastosowanie regulatorów różnicy ciśnień i regulatorów przepływu.

Dla zobrazowania możliwości oddziaływania tych komponentów na stabilizację regulacji układów ciepłowniczych Danfoss przygotował zamknięty układ symulujący pracę sieci i węzłów cieplnych Demo Panel. Demo Panel umożliwia porównanie pracy układu regulowanego w takich samych warunkach przy różnym wyposażeniu układu w automatykę ciepłowniczą.

Schemat technologiczny Demo Panela z zaznaczonym wariantem
wyboru wyposażenia w automatykę do testowania możliwości regulacyjnych.

Demo Panel wyposażony jest w dwa bloki układów podłączone równolegle do instalacji rozprowadzającej, symulującej pracę sieci ciepłowniczej. Każdy z tych bloków posiada do wyboru trzy układy z opcjonalnym wyposażeniem w komponenty automatyki ciepłowniczej. Warianty komponentów w układzie to:
– zawór regulacyjny VM2 DN15/ kvs=1,6 z siłownikiem AME 33 ze sterowaniem sygnałem analogowym oraz zaworem równoważącym MSV-B DN15 / kvs=2,5
– zawór regulacyjny VM2 DN15/ kvs=4 z regulatorem różnicy ciśnień AVP DN15/ kvs=2,5 m3/h z siłownikiem AME 33 ze sterowaniem sygnałem analogowym
– regulator z siłownikiem elektrycznym AME33 ze zintegrowanym ogranicznikiem przepływu AVQM DN15/kvs=4

Układ wyposażony jest w pięć przetworników ciśnienia różnicowego, a na każdym z dwóch bloków na rurociągach powrotnych zainstalowane są dwa przetworniki przepływu.

Pompa obiegowa P1wyposażona w przetwornicę częstotliwości pozwala zasymulować pracę sieci ciepłowniczej przy zmiennych przepływach i zmiennej wysokości podnoszenia. Cały układ jest regulowany regulatorem proporcjonalno całkująco różniczkującym PID.

Przykład odgałęzienia sieci S.C.

Pracując z Demo Panelem łatwo możemy zaobserwować, że warunki pracy układu ze stale rosnącym ciśnieniem w sieci rozprowadzającej (linia czerwona) regulowane przepływy Q2 (linia zielona) i Q1 (linia niebieska) są utrzymywany na stałym zadanym poziomie, ale tylko do czasu. Warunki tej pracy są bardzo niestabilne i obniżenie wymaganego przepływu Q1 wywołuje oscylacje w obiegu I. Oscylacje te również przenoszą się na ciśnienie w sieci rozprowadzającej. Z tak dynamicznie zmieniającymi się warunkami pracy układów mamy do czynienia np. w układach z obiegami ciepłej wody użytkowe jak i innymi gdzie mogą występować nagłe zmiany zapotrzebowania ciepła.

Porównanie pracy węzła przy równoważeniu balansowym i automatycznym
– praca z reg. na MSV-B

Symulacja pracy sieci ciepłowniczej z podłączonymi do niej dwoma odbiorcami ciepła odbiorca I (zlokalizowany na początku sieci) i odbiorca II ( zlokalizowany na końcu sieci) oraz symulacją wpływu odbioru ciepła przez innych odbiorców zlokalizowanymi pomiędzy nimi umożliwia:
– pokazanie zjawiska powstawania oscylacji regulowanego układu z zakłóceń płynących z układów regulowanych, jak i również zakłóceń płynących z dynamiki pracy sieci ciepłowniczej;
– zrozumienie zależności stabilnej pracy układu od sposobu doboru komponentów, oceny możliwości regulacyjności poszczególnych komponentów;
– pokazanie skutków pracy w rzeczywistych warunkach pracy układu w odniesieniu do warunków obliczeniowych,
– pokazanie wagi wprowadzenia prawidłowych nastaw dynamicznych w regulatorach elektronicznych wpływających na stabilność regulowanego układu oraz wpływ regulatorów różnicy ciśnień na prawidłowe dopasowanie tych nastaw.

Celem tych symulacji jest poznanie warunków pracy sieci ciepłowniczej, rozpoznanie zagrożeń powstawania niestabilnej regulacji układów ciepłowniczych i wyeliminowanie tych zagrożeń poprzez wybór odpowiednich komponentów automatyki ciepłowniczej. Na zamieszczonym poniżej wykresie przedstawiona jest praca dwóch układów wyposażonych w zawory regulacyjne z siłownikami oraz zaworem równoważącym MSV-B. Siłowniki elektryczne sterowane są regulatorem PID.

Zdecydowanie lepszym rozwiązaniem dla tych układów jest wyposażenie w regulatory różnicy ciśnień. W tym wypadku są to regulatory AVP uniezależniające pracę zaworów regulacyjnych od zmienności ciśnień w sieci oraz podwyższające autorytet zaworów regulacyjnych.

Zamieszczony poniżej schemat technologiczny z zaznaczonym wyborem komponentów automatyki, na które składają się w każdym z obiegów zawór regulacyjnyVM2 z siłownikiem oraz regulator różnicy ciśnień AVP utrzymujący na tym zaworze VM2 stałą dyspozycję ciśnieniową ΔP.

Przykład odgałęzienia sieci SC.

Poniżej zamieszczony dwa wykresy parametrów pracy regulowanych układów.

Porównanie pracy węzła przy równoważeniu balansowym i automatycznym
– praca z reg. na AVP

Pierwszy przykład.
Początkowa praca układów przy zrównoważeniu hydraulicznym zaworami równoważącymi MSV-B. Pompą P1 zostało podwyższone ciśnienie dyspozycyjne od wartości 2 do 4,33 bara. W chwili pojawienia się oscylacji w kolejności ze stanów pracy niestabilnej układy w obiegu I a następnie w obiegu II został przełączone na regulację z regulatorami AVP. Oscylacje zostały natychmiast wytłumione i układy powróciły do stabilnej regulacji.

Porównanie pracy węzła przy równoważeniu balansowym i automatycznym
– praca z reg. na AVP

Drugi przykład
Układy z równoważeniem hydraulicznym regulatorami AVP. Pompą P1 zostało podwyższone ciśnienie dyspozycyjne od wartości 3 do 10 bar z utrzymaniem stabilnej pracy w obydwu regulowanych układach . Przy tak restrykcyjnych warunkach pracy jak widać na wykresie układ w obiegu I był w stanie w sposób stabilny wyregulować przepływy od wartości początkowej 1000 l/h do 198 l/h (linia niebieska).

Oczywiście, każdy z regulatorów automatyki ciepłowniczej powinien być dobrany na skrajne warunki w jakich może pracować z uwzględnieniem ograniczeń wynikających z zagrożeń zjawiskiem kawitacji , hałasu oraz prędkości na króćcach wlotowych. Przy doborach musimy pamiętać o sprawdzeniach przy różnych natężeniach przepływu wynikających z parametrów pracy dla okresu letniego i zimowego oraz różnych dyspozycjach ciśnienia. Do tej pory skoncentrowaliśmy się na regulacji przepływu, ale naszym celem w regulowanych układach jest utrzymanie komfortu regulowanej temperatury, która jest wprost proporcjonalna do przepływu czynnika grzewczego po stronie sieciowej. Jak widać z poniżej zamieszczonej formuły na moc cieplną wyzwanie aby utrzymać stabilną regulację CWU przy dynamicznych zmianach zużycia ciepłej wody użytkowej w warunkach zimowych, gdzie woda sieciowa ma wysoką temperaturę zasilania jeszcze bardziej wpływa na potrzebę dobrej regulacji przepływu .

Zgodnie z zasadą termodynamiki moc ciepła wyraża wzór:

Φ = m*Cp *∆T

gdzie :

Φ = Moc cieplna w kW

m = Przepływ masowy kg/s

∆T = Różnica temperatur oC

Takie same odchyłki przepływu wody sieciowej zimą powodują dużo większe odchyłki regulowanej temperatury CWU niż te same odchyłki przepływu wody sieciowej dla parametrów letnich. Charakterystyka wymiennika jest bardziej zbliżona do zakresu charakterystyk ogrzewania gdzie przy mniejszym stopniu otwarcia zaworu jest większy transfer ciepła ponieważ sprawność wymiennika jest zależna od temperatur szczególnie proporcji T12 do T21.

Efektem złego wyregulowania przepływu są:
– duże odchyłki temperatury regulowanej czynnika podgrzewanego;
– wysoka temperatura czynnika grzewczego powracającego do sieci ciepłowniczej;
– podwyższone przepływy w sieci ciepłowniczej.

Przypomnijmy, naszym celem jest wyregulowanie sieci ciepłowniczej i węzłów cieplnych z zapewnieniem najwyższej efektywności pracy układów a to się przekłada na jak najniższe koszty eksploatacyjne.

Zapewnienie prawidłowych (mniejszych) przepływów przy jednoczesnym zagwarantowaniu wymaganych dostaw ciepła do poszczególnych odbiorców oznacza:
– niższe opory ciśnienia w sieci ciepłowniczej a to wiąże się z niższym poziomem ciśnienia pompowania tj. niższymi kosztami energii elektrycznej pracy pomp;
– obniżeniem zagrożenia awariami dla rurociągach i komponentów pracujących na sieci i w węzłach cieplnych;
– niższymi stratami ciepła w sieci dystrybucji (niższe temperatury powrotu w sieci ciepłowniczej , jak również utrzymanie temperatury zasilania na jak najniższym poziomie – wyeliminowanie konieczności podwyższania temperatury zasilania w celu zapewnienia dostawy ciepła w przypadku zbyt małego przepływu);
– niższe koszty serwisowania dystrybucji ciepła, łatwiejsze kontrolowanie dyspozycji ciśnieniowej w magistrali dystrybucji wyznaczane przez punktach krytycznych najbardziej wymagającego odbiorcy końcowego;
– niższe koszty energii elektrycznej pracy siłowników na zaworach regulacyjnych w węzłach (szybkie osiąganie wymaganego poziomu otwarcia zaworu, wyeliminowanie stanów pracy niestabilnej);
– przedłużenie żywotności komponentów automatyki w węzłach (zaworów regulacyjnych, siłowników);
– zapewnienie wymaganej temperatury komfortu.

Do osiągnięcia tego celu firma Danfoss oferuje paletę regulatorów, w której są regulatory typu różnicy ciśnień AVP i AFP/VFG2, regulatory ograniczenia przepływu AVQ i AFQ/VFG2 oraz AVQM i AFQM regulatory ograniczenia przepływu ze zintegrowanym zaworem regulacyjnym, a także regulatory kompaktowe różnicy ciśnień z ograniczeniem przepływu oraz regulatory różnicy ciśnień i przepływu typu AVPB, AFPB/VFQ2 , AVPQ i FPQ/VFQ2. Zastosowanie tych regulatorów z wykorzystaniem prawidłowych zasad doboru zapewni prawidłową dystrybucję ciepła do poszczególnych odbiorców, uodporni układy na zakłócenia wywołane zmiennym zapotrzebowaniem na ciepło innych odbiorców ciepła, wyeliminuje przepływ zakłóceń z węzłów na sieć cieplną. Aby cały system pracował najbardziej efektywnie należy dążyć do tego aby cały system był wyposażony w regulatory stabilizujące ciśnienie i przepływy co wyeliminuje/ ograniczy niekontrolowane przepływy.

Danfoss Poland Sp. z o.o.
www.danfoss.com