Home Archive by category Technologie (Page 2)

Technologie

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

ENERGIA SŁONECZNA JAKO ŹRÓDŁO CIEPŁA

Dr Włodzimierz Smolec, Instytut Inżynierii Chemicznej, Gliwice, Polska Akademia Nauk

Globalne ocieplenie, coraz szybciej rosnące ceny energii, zanieczyszczenie powietrza… Problemy te mogłyby być mniejsze, gdybyśmy lepiej wykorzystywali energię dostarczaną przez Słońce.
Dla upowszechnienia wykorzystania energii promieniowania słonecznego zasadnicze znaczenie ma cena uzyskiwanego z niego ciepła użytkowego. Strumień energii niesionej przez promieniowanie słoneczne jest stosunkowo niewielki (1367 W/m2 poza atmosferą ziemską), dlatego aby ilości uzyskiwanego ciepła miały znaczenie praktyczne, przetwarzające ją na ciepło instalacje muszą być duże. Wciąż jednak światowe zapotrzebowanie na energię wynosi rocznie 939 MWh, czyli około 16000 razy mniej niż ilość energii słonecznej, która dociera w ciągu roku na powierzchnię Ziemi. Celem badań prowadzonych nad wykorzystaniem energii promieniowania słonecznego jest przy tym nie tylko obniżenie kosztów uzyskania ciepła użytkowego, ale również ograniczenie zapotrzebowania na energię (nie tylko cieplną). Warto też podkreślić, że każda kilowatogodzina energii elektrycznej wyprodukowana ze Słońca pozwala uniknąć emisji 0,8–1 kg dwutlenku węgla.

Absorber najważniejszy
Oparte na kolektorach słonecznych instalacje słoneczne służące do podgrzewania wody do celów sanitarnych zobaczyć można już w wielu miejscach w Polsce.

W instalacjach, które mają być użytkowane przez cały rok, stosuje się ciecz roboczą odbierającą ciepło od absorbera o niskiej temperaturze krzepnięcia.
fot. Grzejemy.com

Najważniejszym elementem kolektora jest absorber pochłaniający promieniowanie i przetwarzający je na ciepło. Najczęściej jest on wykonany z blachy. Powstające w absorberze ciepło odbiera ciecz robocza przepływająca rurkami, które są do niego przymocowane. Przepływ cieczy wymuszony jest przez pompę obiegową. Przed utratą ciepła absorber chroniony jest przez szybę, którą jest osłonięty od góry, a od dołu i z boków jest typowa izolacja cieplna. Jednak ani szyba, ani izolacja cieplna nie eliminują całkowicie strat ciepła. Absorber traci ciepło na rzecz szyby przez promieniowanie oraz przez przewodzenie i konwekcję w warstwie powietrza znajdującej się między nimi, a szyba oddaje je do otoczenia. Od dołu i z boków absorber traci ciepło w wyniku przewodzenia przez izolację cieplną. Powierzchnia absorbera wynosi zwykle ok. 2 m2. Kolektory łączone są w zestawy. Typowa temperatura pracy kolektorów wynosi ok. 40–60°C.

Ograniczanie strat
Promieniowanie słoneczne padające na szybę jest przez nią częściowo odbijane i absorbowane, w związku z czym nie cały strumień promieniowania dociera do absorbera. Straty promieniowania spowodowane odbiciem zmniejsza się, pokrywając powierzchnię szyby cienkimi warstwami przezroczystego materiału, którego współczynnik załamania światła jest mniejszy od współczynnika załamania szkła. Pożądanymi właściwościami charakteryzują się porowate warstwy krzemionki czy tlenku glinu. Grubość takich warstw nie przekracza długości fali promieniowania słonecznego.


By zmniejszyć straty promieniowania spowodowane absorpcją w szkle, obecnie używa się szyb wykonanych ze szkła niezawierającego żelaza.

Promieniowanie słoneczne odbite od szyb pokrytych cienkimi warstwami krzemionki i tlenku tytanu w wyniku interferencji staje się barwne. Co więcej, szyby takie mogą cechować się równocześnie wysoką przenikalnością dla promieniowania. Dzięki użyciu takich szyb w kolektorach znajdują one szersze zastosowanie. Okazuje się, że wbudowane w południowe fasady budynków kolektory są atrakcyjne dla ich mieszkańców i dla architektów. Zmniejszenie absorpcji promieniowania słonecznego w szybach wymaga innych zabiegów. Typowe szkło używane do produkcji szyb zawiera domieszkę tlenków żelaza, silnie absorbujących promieniowanie słoneczne. By zmniejszyć straty promieniowania spowodowane absorpcją w szkle, obecnie używa się szyb wykonanych ze szkła niezawierającego żelaza. Dalszy wzrost sprawności kolektorów płaskich można osiągnąć, praktycznie eliminując przepływ ciepła przez konwekcję w warstwie powietrza wypełniającej przestrzeń między absorberem a szybą. Osiąga się to w wyniku zastosowania tzw. przezroczystej izolacji cieplnej. Izolacja taka może być wykonana z tworzyw sztucznych i złożona jest zwykle z cienkościennych, podłużnych komórek. Budową przypomina plaster pszczeli. Izolacja może być utworzona również ze szklanych kapilar. Jest wtedy odporna na działanie wyższych temperatur. Kapilary umieszczone są między dwiema szybami, które zapewniają izolacji niezbędną sztywność. Zamknięte w powstałych komórkach powietrze jest praktycznie nieruchome i przepływ ciepła przez takie materiały zachodzi przez przewodzenie i przez promieniowanie. Większą sprawność pozwalają osiągnąć tzw. kolektory próżniowe, w których zostało usunięte powietrze z przestrzeni pomiędzy absorberem a osłoną przezroczystą (stąd nazwa: kolektor próżniowy). Selektywny absorber umieszczony jest w szklanej rurze próżniowej o długości ok. 2 m i średnicy ok. 7 cm. Ciepło generujące się w absorberze odbierane jest za pomocą przymocowanej do niego tzw. rury cieplnej, która oddaje je następnie wodzie użytkowej. Rura cieplna to zamknięty odcinek rury metalowej częściowo wypełnionej cieczą roboczą, która pod wpływem ciepła do pływającego z absorbera zmienia się w parę. Część rury cieplnej przylegająca do absorbera nosi nazwę parownika. Rura próżniowa pochylona jest do poziomu. Pary cieczy unoszą się do górnej części rury cieplnej, która omywana jest z zewnątrz przez wodę użytkową i skraplają się. Ta część rury cieplnej to tzw. skraplacz. Skroplona para spływa pod działaniem grawitacji do parownika. Badania nad kolektorami słonecznymi przynoszą oczekiwane rezultaty. W warunkach klimatycznych Grecji, w porównaniu z rokiem 1980, koszty inwestycyjne instalacji do podgrzewania wody zmalały o blisko 20 proc., ilość ciepła uzyskiwanego z jednostki powierzchni kolektora wzrosła o ponad 50 proc., a koszt ciepła zmalał o ok. 45 proc.

Kolektory słoneczne stosuje się nie tylko w krajach położonych w ciepłej strefie
klimatycznej. Często spotyka się je w dbających o wykorzystanie odnawialnych źródeł energii krajach alpejskich
.
fot. Ekoenergia.com

Wbrew pozorom nie najgorsze warunki do bezpośredniego wykorzystania słonecznej energii ma również Polska. Roczna suma energii promieniowania słonecznego na płaszczyźnie poziomej jest oczywiście różna w poszczególnych regionach naszego kraju i waha się od 900 do 1200 kWh/m2. W analogiczny sposób jak kolektory cieczowe działają kolektory do podgrzewania powietrza. Najprostszy absorber wykonany jest z płaskiej blachy. Podgrzewane powietrze przepływa kanałem utworzonym przez dolną powierzchnię absorbera oraz tylną i boczne ściany kolektora. Przepływ wymuszony jest przez wentylator. Powietrze jako czynnik roboczy ma znacznie gorsze właściwości niż ciecz. W związku z tym opracowano różne metody intensyfikujące przepływ ciepła z absorbera do podgrzewanego powietrza. Bez nich sprawność kolektorów powietrznych byłaby niska. Największym użytkownikiem kolektorów do podgrzewania powietrza jest rolnictwo. Kolektory wykorzystywane są w suszarnictwie produktów rolniczych, przechowalnictwie warzyw i owoców, w szklarniach i tunelach do ogrzewania gleby.

Schemat typowego kolektora płaskiego:
1 – izolacja cieplna, 2 – absorber, 3 – rurki z przepływającą cieczą roboczą, 4 – szyba, 5 – obudowa. Strzałki wskazują kierunek przepływu cieczy roboczej

rys. Włodzimierz Smolec

Mniej energii w budownictwie
Stosunkowo często, choć jeszcze nie w Polsce, kolektory powietrzne wykorzystywane są do dogrzewania budynków szkolnych. Budynki szkolne użytkowane są tylko w porze dziennej. W związku z tym nie ma potrzeby magazynowania ciepła uzyskiwanego w kolektorach o tej porze dnia w celu wykorzystania go w godzinach wieczornych i nocnych. Instalacje ogrzewania słonecznego oparte na kolektorach cieczowych budowane w naszej strefie klimatycznej z myślą o zaspokojeniu zapotrzebowanie na ciepło przez cały rok mają obecnie charakter doświadczalny. Koszt ich jest wysoki z uwagi na konieczność użycia dużej liczby kolektorów. Niezbędna jest ponadto budowa tzw. gruntowych magazynów ciepła, w których w porze letniej magazynuje się ciepło uzyskiwane w kolektorach, po to by odzyskiwać je jesienią i zimą. Do magazynowania ciepła wykorzystuje się zwykle warstwy gruntu położone na głębokości ponad 8 m. Odbiór ciepła zmagazynowanego w gruncie wymaga użycia pompy ciepła. Pompy ciepła wykorzystywane są również do odzyskiwania ciepła odpadowego. Ciepło odpadowe odbierane jest ze zużytego powietrza usuwanego z wnętrza budynku przez układ wentylacyjny oraz ze zużytej wody przed odprowadzeniem jej do kanalizacji.


Niektóre z tych instalacji od dawna znane są również u nas. Są to mianowicie atria oraz szklarnie przylegające do południowych ścian frontowych domów.

Z powodu wysokich kosztów instalacji grzewczych przeznaczonych do ogrzewania przez cały sezon grzewczy stosowane są inne, tańsze metody dogrzewania mieszkań. Ich celem nie jest całkowite, lecz częściowe pokrywanie zapotrzebowania na ciepło. Do tego celu służą, obok kolektorów powietrznych, tzw. bierne instalacje ogrzewania słonecznego. Działanie takich instalacji polega na tym, że niektóre ściany budynku (wewnętrzne, zewnętrzne oraz stropy) wykorzystywane są do absorbowania promieniowania słonecznego i krótkoterminowego (kilkugodzinnego) magazynowania generującego się na ich powierzchni ciepła. Oddawanie ciepła przez te ściany w godzinach wieczornych i nocnych pozwala w sprzyjających warunkach na dogrzewanie wnętrza budynku. Niektóre z tych instalacji od dawna znane są również u nas. Są to mianowicie atria oraz szklarnie przylegające do południowych ścian frontowych domów.

Przezroczysta izolacja
Ograniczenie zużycia tradycyjnych paliw do ogrzewania można również osiągnąć przy zastosowaniu wspomnianych wcześniej przezroczystych izolacji cieplnych. Przezroczysta izolacja cieplna umożliwia z jednej strony ograniczenie strat ciepła z budynku, a z drugiej – wykorzystanie promieniowania słonecznego do ogrzewania. Stosowane w budownictwie typowe izolacje mają grubość 25–30 cm, a ich przenikalność dla promieniowania słonecznego wynosi ponad 50 proc. Przezroczystą izolację cieplną zamocowuje się na południowej ścianie frontowej budynku. Pokryta izolacją i pomalowana na ciemny kolor powierzchnia budynku absorbuje promieniowanie słoneczne. Generujące się na tej powierzchni ciepło dzięki izolacji nie jest tracone do otoczenia, ale wnika w głąb ściany, która staje się krótkoterminowym magazynem ciepła. Po pewnym czasie ciepło przenika do powierzchni wewnętrznej ściany i zaczyna ogrzewać wnętrze budynku. Gdy zachodzi obawa przed przegrzaniem budynku w porze letniej, wówczas zostawia się szczelinę powietrzną między izolacją cieplną a ścianą. Cyrkulujące przez szczelinę powietrze z otoczenia zapobiega przegrzewaniu budynku.

Lepsze technologie
Prowadzone w ciągu ostatnich 30 lat badania przyniosły ogromny postęp w technologiach wykorzystania tego odnawialnego źródła energii. Osiągnięty został znaczny spadek kosztów uzyskiwanego ciepła użytkowego i zwiększyły się możliwości zastosowania otrzymanych wyników. Badania prowadzi coraz więcej ośrodków naukowych, a liczba publikacji dynamicznie rośnie. Głównym czynnikiem stymulującym rozwój badań na tym polu jest to, że wykorzystanie energii słonecznej nie wiąże się z emisją dwutlenku węgla. Można sądzić, że niedawny, wzrost cen ropy naftowej sprawi, iż badania nad wykorzystaniem energii słonecznej i innych odnawialnych źródeł energii doznają kolejnego bodźca do rozwoju, podobnego do tego, jakim był wzrost cen ropy w latach 70.

Literatura
Wong I.L., Eames P.C., Perera R.S. (2007). A review of transparent insulation systems and the evaluation of payback period for buildings applications. Solar Energy, 81, 1058.
Chavez-Galan J., Almanza R. (2007). Solar filters based on iron oxides as efficient windows for energy savings. Solar Energy, 81, 13.
Galloway T. (2004). Solar house. A guide for the solar designer. Amsterdam: Elsevier.
Santamouris M. (Red.). (2003). Solar thermal technologies for buildings. London: James&James Ltd.

fot. Grzejemy.com

MAGAZYNOWANIE CIEPŁA W ZASOBNIKACH

Dr inż Małgorzata Kwestarz Politechnika Warszawska, Wydział Inżynierii Środowiska, Zakład Systemów Ciepłowniczych i Gazowniczych

1. Wprowadzenie
Zasobnik ciepła nazywany popularnie akumulatorem dotychczas postrzegany jest jako zbiornik buforowy współpracujący bezpośrednio ze źródłem ciepła w systemie ciepłowniczym. Korzyści jakie niesie ze sobą współpraca z tym urządzeniem w dobie gospodarki rynkowej, gdzie ciepło i energia elektryczna są towarem, są niepodważalne. Zatem montaż i eksploatacja zasobników ciepła jest konieczna z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia. Zakres inwestycji, związany z budową zasobników ciepła jest zależny od pojemności cieplnej jaką powinien mieć zasobnik. W niniejszym artykule przedstawiono drugie zagadnienie, które jest odpowiedzią na pytania: ile zasobników i w jakim miejscu należy włączyć do obiegu wody w sieci ciepłowniczej. Wyznaczanie pojemności zasobnika opiera się ma analizie trzech wariantów.: W pierwszym wariancie zakłada się dobór zasobnika o takiej pojemności cieplnej, która pozwala na pracę ciągłą źródła w okresie letnim z mocą odpowiadającą średniemu zapotrzebowaniu mocy na cele: ciepłej wody użytkowej (CWU) i ciepła technologicznego (CT) w skali doby, jest to tzw. zasobnik o pełnej akumulacyjności. Pozwala to na zainstalowanie w źródle urządzeń wytwórczych o mocy mniejszej od mocy maksymalnej – szczytowej w porównaniu do systemów niewyposażonych w zasobniki. Efektem są mniejsze koszty inwestycyjne oraz niższe koszty eksploatacyjne wynikające z wysokiej sprawności pracy źródła.

Drugi wariant, który dotyczy systemów zasilanych z układów kogeneracyjnych uwzględnia wpływ struktury taryf dla energii elektrycznej, na czas pracy układu skojarzonego. Istotną rolę odgrywa podział na grupy taryfowe, grupy przyłączeniowe oraz strefy czasowe rozliczeń. W funkcji tych trzech składników lokalne przedsiębiorstwo energetyczne ustala ceny sprzedaży energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej. Zazwyczaj wyróżnia się trzy strefy czasowe tj. szczyt przedpołudniowy i szczyt popołudniowy z największymi cenami jednostkowymi zakupu energii elektrycznej oraz tzw. pozostałe godziny z ceną jednostkową minimalną. Maksymalizując zysk z produkcji energii elektrycznej w godzinach szczytu źródło pracuje z mocą maksymalną produkując energię elektryczną i ładując zasobnik. W pozostałych godzinach układ produkcji skojarzonej obciążany jest mocą minimalną, która zapewnia możliwość rozładowania zasobnika.

W przypadku trzecim zakłada się wyłączenie z pracy układu kogeneracyjnego na czas trwania weekendu i dni świątecznych. Wówczas ciepło do sieci dostarczane jest z zasobnika naładowanego w dni robocze. Przerwa w pracy źródła ma na celu obniżenie kosztów eksploatacji np. poprzez rezygnację z jednej zmiany obsługującej urządzenia, ale także zrezygnowanie z produkcji energii elektrycznej w okresie najniższych cen sprzedaży.

Bardzo istotnym problemem jest ustalanie lokalizacji zasobników w strukturze sieci ciepłowniczej. Zasobniki ciepła w Europie budowane są w bezpośrednim sąsiedztwie źródła. Wzorem tych rozwiązań w Polsce zasobniki są lokalizowane bezpośrednio w sąsiedztwie elektrociepłowni, a w związku z tym zasobnik jest traktowany jak element źródła ciepła a nie sieci ciepłowniczej.

2. Nowoczesnym rozwiązaniem, które jest przedmiotem niniejszej analizy jest instalowanie zasobników w obszarze sieci ciepłowniczej, co oznacza montaż co najmniej dwóch zasobników tzw. zasobników rozproszonych w pewnej odległości od obiegów hydraulicznych źródeł ciepła. Każdy z zasobników pracuje w godzinach maksymalnego zapotrzebowania na ciepło, jako lokalne źródło ciepła, a w czasie minimalnych rozbiorów ciepła jako dodatkowy odbiornik ciepła. Wielkość zasobnika odpowiada wielkości omówionemu powyżej zasobnika o pełnej akumulacyjności. Oznacza to, że dostarczając ciepło do węzłów ciepłowniczych usytuowanych najbliżej siebie zasobnik uśrednia pobór ciepła w przyjętym okresie czasu – zazwyczaj doby. Wybór rejonów współpracy zasobnika z odbiorcami ciepła wiąże się z podziałem sieci ciepłowniczej na podsystemy, które będą zasilane ciepłem na stałym średnim poziomie w ciągu doby. Zatem sieć przesyłowa – magistralna będzie pracować ze stałym obciążeniem, co oznacza stały przepływ i minimalne wahania temperatury zasilania i powrotu przy zasilaniu podsystemów. Przepływ i temperatury będą zmieniać się w skali roku z uwzględnieniem okresu letniego, zimowego i obu okresów przejściowych, gdy system ciepłowniczy rozpoczyna bądź kończy zasilanie wymienników centralnego ogrzewania w węzłach u odbiorców. Tak skonfigurowana sieć stabilizuje temperaturę wody powrotnej do źródła na najniższym poziomie przy zachowaniu stałego przepływu czynnika. Brak jest doświadczeń w zakresie rozproszonych zasobników ciepła. W literaturze spotyka się zasobniki ciepła będące elementem obiegów hydraulicznych instalacji solarnych i obiegów hydraulicznych źródeł spalających biomasę.


Zasobnik ciepła rozproszony jest niezbędnym elementem nowoczesnej sieci ciepłowniczej, jego eksploatacja podwyższa efektywność pracy sieci ciepłowniczej poprzez zmniejszenie czasu opóźnienia transportowego i strat ciepła w procesie dystrybucji.

Zasobnik ciepła rozproszony jest niezbędnym elementem nowoczesnej sieci ciepłowniczej, jego eksploatacja podwyższa efektywność pracy sieci ciepłowniczej poprzez zmniejszenie czasu opóźnienia transportowego i strat ciepła w procesie dystrybucji. [2] Opóźnienie transportowe jest to czas, w jakim ciepło transportowane przez czynnik, czyli gorącą wodę dopłynie od źródła ciepła do węzła ciepłowniczego, czyli odbiorcy końcowego. Dla każdego z węzłów ciepłowniczych jest to wartość zmienna w skali roku kalendarzowego. Opóźnienie transportowe jest wynikiem zmiennych prędkości wody w poszczególnych odcinkach sieci w efekcie sterowania pracą sieci.

Straty ciepła w procesie dystrybucji.
Eksploatacja zasobników rozproszonych pozwala na utrzymanie minimalnej temperatury w sieci powrotnej przy jednoczesnym ograniczeniu temperatury w sieci zasilającej (magistralnej), co przekłada się na redukcję strat ciepła.

2. Systemy ciepłownicze w Polsce – historia

Pierwsze dwa centralne systemy zasilające w ogrzewanie kilka budynków z jednego źródła powstały na przełomie wieków w kompleksie budynków obecnej Politechniki Warszawskiej (1899-1901) i w Szpitalu Dzieciątka Jezus (1897-1901) [2]. Na terenie uczelni początkowo ogrzewano cztery budynki dydaktyczne i dwa mieszkalne zasilając parą bezpośrednio grzejniki. System grzewczy poza zasilaniem parowym instalacji centralnego ogrzewania oparto także na ogrzewaniu ciepłym powietrzem szczególnie budynków dydaktycznych. Projektantem był inż. Kazimierz Obrębowicz (1853-1913) Prekursor ciepłownictwa polskiego, prezes komitetu budowy Instytutu Politechnicznego w Warszawie i doktor Honoris Causa Politechniki we Lwowie. Pierwszym scentralizowanym źródłem ciepła zlokalizowanym w budynku „Starej kotłowni” była elektrociepłownia wyposażona w kotły parowe o ciśnieniu pary pięciu atmosfer, dwie maszyny parowe po 120 KM ee każda, system centralnego ogrzewania parowy, z centralną siecią powrotu kondensatu, systemem wentylacyjnym. Po I wojnie światowej system bezpośredniego ogrzewania parowego zmodernizowano i wymieniono na układ wodny z wymiennikami ciepła para-woda. W latach 50-tych XX wieku budynki położone na Terenie Głównym Politechniki Warszawskiej zostały podłączone do miejskiej sieci ciepłowniczej. Gruntowny remont sieci na terenie PW wraz z węzłami został przeprowadzono na początku lat 90-tych.

Ten nowoczesny na ówczesne czasy system skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej zapewniał Politechnice Warszawskiej całkowitą niezależność energetyczną. Wytworzona energia elektryczna zasilała silniki elektryczne wentylatorów oraz zapewniała oświetlenie obiektów dydaktycznych.

Jednym z pierwszych miast w Polsce, w którym powstał system ciepłowniczy była Warszawa. Realizację inwestycji rozpoczęto od przebudowy elektrowni kondensacyjnej na Powiślu na elektrociepłownię o mocy 234 Gcal/h. (232 MWth) Elektrownia Powiśle powstała w 1904r o mocy 1,5 MWee, ale w okresie międzywojenny już osiągała moc 83 MWee Pierwszą magistralę łączącą EC Powiśle z Pałacem Kultury i Nauki uruchomiono w grudniu roku 1953. Parę lat później w roku 1956 prawobrzeżną Warszawę zaczęła zaopatrywać w ciepło elektrociepłownia Żerań. Wybudowano również tunel pod Wisłą (1960r.), aby zasilać w ciepło Żoliborz, Bielany i Młociny. W 1962 roku uruchomiono elektrociepłownię Siekierki.

Obecnie w Polsce szacuje się, że istnieje i jest eksploatowanych około 500 systemów ciepłowniczych, które obsługują 19 000 000 mieszkańców ogrzewając 472 mln m2 powierzchni mieszkalnej.

3. Klasyfikacja zasobników ciepła

Rozróżnia się dwa typy akumulacji energii [5]:
 Jawny, polegający na zmianie temperatury czynnika magazynującego ciepło – ozn. z ang. TES (Thermal Energy Storage),
 Utajony, bazujący na zmianie fazy czynnika magazynującego ciepło (topnienie, parowanie, zmiana struktury itp.) – ozn. z ang. PCMs (Phase Change Materials)

Zagadnienie magazynowania ciepła jest problemem wieloaspektowym. Poza wyborem sposobu akumulacji i rodzaju czynnika magazynującego energię cieplną pozostaje problem konstrukcji zbiornika i jego usytuowania w systemie ciepłowniczym. Zasobniki rozproszone należą do grupy zasobników magazynujących ciepło w sposób jawny (TES). Oznacza to, że akumulacja odbywa się w stałej objętości wody i opiera się na różnicy temperatury.

Poniżej, dla porównania, omówiono najbardziej popularny zasobnik typu PCMs czyli magazynujący energię w sposób utajony wykorzystujący zmianę fazy czynnika, w tym przypadku odparowanie wody.

W układach parowych pracujących w zakładach przemysłowych powszechnie stosowano zasobniki-akumulatory pary określane także nazwą zasobnice bądź cieplarki.[4] Do najbardziej rozpowszechnionych zaliczano zasobniki konstrukcji Rateau, Ruths’a tzw. mokry- opatentowany w 1913 roku oraz typu Harle (teleskopowe) bądź Estner-Ladewig o stałej objętości – określane jako suche. Ich celem było magazynowanie nadmiaru wytworzonej pary w chwili gdy obciążenie silników, turbin bądź kotłów gwałtownie malało.

Zasobniki Ruths’a (cieplarki nieizobaryczne) [4] – powszechnie stosowane były do kompensowania dużych wahań w poborze pary w stałym przedziale czasowym, zwykle ograniczonym do 24 godzin. Para zasilająca zasobnik jest parą przegrzaną, następnie ulega wymieszaniu z wodą wewnątrz zbiornika. Para opuszczająca zasobnik jest parą nasyconą powstającą na skutek odparowania wody wewnątrz zbiornika – stąd nazwa zasobnik „mokry”. Na bazie tej konstrukcji powstały pierwsze zasobniki izobaryczno-nieizotermiczne, budowane jako wysokie zbiorniki pionowe. Kondensacja pary zachodzi wówczas w górnej części zbiornika. W zasobniku występuje zjawisko stratyfikacji temperatury wody czyli podział na warstwy wody różniące się temperaturą. Obszar wody gorącej i ochłodzonej rozdziela warstwa dyspersyjna, w której następuje znaczący skok temperatury.

Stosując zasobnik zgodny z niemieckim patentem dr Ruths’a w 1929 powstała instalacja w Malmo – Szwecja. Jednak największa i pracująca od 1929 roku do dziś instalacja znajduje się w Charlottenburgu – Berlinie (Niemcy). Ciśnienie robocze układu wynosi 14 bar, moc elektryczna 50 MW, a pojemność cieplna zasobnika kształtuje się na poziomie 67MWh.

Kamler [1] opisywał zasobniki ciepła, jako urządzenia stosowane w ciepłowniach do zabezpieczenia przed wahaniami i przed krótkotrwałymi szczytami obciążenia urządzeń wytwarzających ciepło. W elektrociepłowniach stosowane były dla wyrównania w czasie zapotrzebowania na energię elektryczną i dostawy ciepła. Zgodnie z definicją zasobnik stanowił rozdzielacz hydrauliczny pomiędzy źródłem a siecią ciepłowniczą, który zmniejszał nierównomierność zapotrzebowania na ciepło sprowadzając do stałego obciążenia źródła, bądź nadążał za produkcją energii elektrycznej. Kamler jako postawę swoich rozważań przyjął zasobnik Ruths`a i zagadnienia magazynowania ciepła w postaci pary. Nie mniej w [1] pojawia się pojęcie magazynowania ciepła przy wykorzystaniu dużej pojemności wodnej urządzeń w sieciach wodnych i instalacjach ogrzewczych, a w przypadkach gdy należy magazynować wodę gorącą dla potrzeb ogrzewania podaje za celowe stosowanie zasobników włączonych w sieć. Na rys. 1 przedstawiono zasobnik ciepła włączony w sieć ciepłowniczą. Wykorzystuje on równicę temperatur pomiędzy zasilaniem a powrotem. Zwyczajowo, jako zasobniki stosowane były kotły cylindryczne pionowe. Na rys. 1 przedstawiono zasobnik bezciśnieniowy, przepływowy, bez poduszki gazowej lub parowej w górnej części zbiornika stabilizującej nadciśnienie. Rozwiązanie to jest pierwowzorem zasobnika rozproszonego, który jest przedmiotem omawianych analiz w kolejnych rozdziałach.

Rysunek 1 Zasobnik ciepła włączony
w system ciepłowniczy
bezpośrednio [1]
Rysunek 2 Schemat elektrociepłowni w Hamburgu z
włączonym zasobnikiem ciepła [1]
SCW
sieć ciepłownicza wodna, SCP -sieć ciepłownicza parowa

Zdaniem Kamlera [1] jednym z największych rozwiązań technicznych w tej dziedzinie był uruchomiony w Hamburgu 1930 roku zasobnik o pojemności 2600 m3 , wysokości 35,5 m i średnicy 10 m, o pojemności cieplnej 418 GJ. Ciepłem wykorzystywanym do procesu ładowania było to ciepło odlotowe z turbiny kondensacyjnej. Schemat przedstawiono na rys. 2.

4. Zasobniki wodne

W systemach ciepłowniczych w układach hydraulicznych źródeł ciepła instaluje się zasobniki wodne tzw. wyporowe. Podział zasobników ciepła z grupy wodnych, wyporowych uwzględnia trzy kryteria:
 ciśnienie pracy,
 parametry pracy – temperaturę maksymalną i minimalną
 oraz pojemność czyli wymiary geometryczne
.

Zasobnik rozproszony plasuje się w klasie zasobników średnich czyli o pojemności wodnej 1000 – 10 000 m3 – bezciśnieniowy, w którym maksymalna temperatura pracy nie przekracza 100°C, a typowe parametry pracy to 95/55°C. Tego typu zasobnik ciepła jest pionowym, najczęściej cylindrycznym zbiornikiem, połączonym bezpośrednio lub pośrednio z siecią ciepłowniczą [2,3,6,7,8]. Z eksploatacyjnego punktu widzenia zbiornik powinien być smukły tj, proporcja wysokości zbiornika do jego średnicy powinna być większa bądź równa co najmniej 3. W zasobniku gorąca woda gromadzi się w jego górnej części i oddzielona jest warstwą dyspersyjną tzw. termokliną o grubości zwykle kilkunastu centymetrów od wody zimnej zalegającej w dolnej części zbiornika. Wysokości tego typu zbiorników sięgają nawet kilkudziesięciu metrów, a ich pojemność kilkudziesięciu tysięcy metrów sześciennych. Podczas ładowania zasobnika, gorąca woda z generatorów ciepła (kotłów, silników, turbin) wypycha zimną wodę ku dołowi, która następnie wpływa do kolektorów zasilających kotły lub innych urządzeń wytwórczych. Przy rozładowywaniu zaś woda powrotna wypiera wodę gorącą do góry, do rurociągu zasilającego sieć ciepłowniczą.

Schemat zastosowania bezciśnieniowego zasobnika ciepła w systemie ciepłowniczym przedstawiono na rys. 3. W tym przypadku wysokość zbiornika tj. wysokość zwierciadła wody (ciśnienie hydrostatyczne) równoważy ciśnienie na ssaniu pomp obiegowych. Zbiornik jest wtedy bezciśnieniowy, tak więc koszt zbiornika jest niższy niż dla przypadku ciśnieniowych, wyporowych zasobników ciepła. Na rys. 3 zamieszczono schemat podłączenia bezpośredniego zasobnika położonego z dala od źródłaciepła czyli zasobnika rozproszonego [2].

Zaproponowano podłączenie bezpośrednie z układem dwóch pomp ładującej P1 i mieszającej P2. Zasobnik jest zbiornikiem cylindrycznym, z dwoma dyszami (dyfuzorami) górną i dolną. Podczas eksploatacji nad zwierciadłem wody przestrzeń wypełniana jest azotem bądź parą wodną tworząc tzw. poduszkę.

Proces ładowania zasobnika rozpoczyna się, gdy temperatura wody powrotnej w sieci ciepłowniczej osiągnie wartość wyższą od ustalonej temperatury wynikającej z procesu sterowania pracą systemu ciepłowniczego. Wzrost temperatury wody w przewodzie powrotnym sieci ciepłowniczej jest sygnałem do rozpoczęcia procesu ładowania zasobnika. Różnica ciśnienia w przewodach sieci miejskiej zasilającym i powrotnym wymusza przepływ przez układ wodny zasobnika ciepła. W przypadku ładowania pompa P1 nie włącza się. Istotną rolę odgrywa zawór regulacyjny trójdrogowy, mieszający ZR. Jest to zawór mieszający strumień wody wpływający z sieci ciepłowniczej zasilającej ze strumieniem wody chłodnej wypływającej z zasobnika, tłoczonym przez pompę mieszającą P2. Pompa mieszająca i zawór regulacyjny ZR mieszający pracują wówczas, gdy temperatura wody w sieci ciepłowniczej przekracza 100 °C. Pompa mieszająca jest sterowana w oparciu o pomiar temperatury wody dopływającej do zaworu regulacyjnego ZR. Ma to miejsce w okresie zimowym, gdy temperatura otoczenia, czyli powietrza zewnętrznego obniży się do poziomu ok. -10°C.

Na okres lata, gdy poprzez sieć ciepłowniczą dystrybuowane jest ciepło na potrzeby przygotowania centralnie ciepłej wody użytkowej, obieg pompy mieszającej jest odcięty zaworami. Podobnie wyłączony z eksploatacji jest zawór regulacyjny mieszający ZR, a otwarty jest przewód obiegowy i zawór odcinający. Woda opuszcza zasobnik i wpływa do miejskiej sieci ciepłowniczej przewodu powrotnego. Proces ładowania trwa do momentu wzrostu temperatury w przewodzie powrotnym w MSC lub do momentu, gdy termoklina osiągnie poziom dyszy dolnej.

Rysunek 3 Schemat podłączenia zasobnika rozproszonego do sieci ciepłowniczej

Proces rozładowywania zasobnika to pozornie zwierciadlane odbicie procesu ładowania (odwracając kierunki przepływu w przewodach łączących sieć ciepłowniczą z zasobnikiem ciepła). Sygnałem do rozpoczęcia rozładowywania zasobnika jest obniżenie temperatury wody w sieci ciepłowniczej powrotnej poniżej narzuconej wartości podanej w tabeli regulacyjnej. Rozładowywanie zasobnika rozpoczyna się od momentu otwarcia zaworów odcinających (oraz uruchomienia zestawu pompy P1). Woda chłodna wpływająca poprzez dolną dyszę do zasobnika wypycha ku górze termoklinę i będącą pona nią wodę gorącą, która poprzez dyszę górną opuszcza zasobnik. Pompa mieszająca P2 i zawór regulacyjny ZR nie biorą udziału w procesie rozładowywania, dlatego woda gorąca przepływa przez przewód obiegowy zaworu. Proces trwa do momentu wzrostu temperatury wody w przewodzie powrotnym sieci ciepłowniczej bądź, gdy termoklina osiągnie poziom zwierciadła górnego, a zatem temperatura wody opuszczającej zasobnik będzie na tym sam poziomie, co wpływającej do zbiornika.

5. Symulacja pracy sieci ciepłowniczej bez zasobników i z zasobnikami rozproszonymi
Symulację statyczną pracy sieci ciepłowniczej wykonano programem SimNet SSV Heat w oparciu o dane rzeczywistego systemu ciepłowniczego miasta położonego w województwie mazowieckim [2]. Sieć ciepłowniczą opisano w postaci wektorowej tworząc graf. W trzech węzłach grafu zainstalowano rozproszone zasobniki ciepła. Miejsca montażu wybrano autorytatywnie nie mniej sugerując się następującymi przesłankami:
 Miejscem zainstalowania pompowni wody ciepłowniczej,
 Lokalizacją sieci ciepłowniczej magistralnej zasilającej obszar o gęstej zabudowie,
 Lokalizacją sieci przebiegającej przez obszar o charakterze przemysłowym.

Każdy z zasobników współpracuje z gałęzią sieci ciepłowniczej zasilającej odpowiednio obszary miasta: północno-wschodni, północny oraz zachodni (rys.4).

Rysunek 4 Graf miejskiej sieci ciepłowniczej z zaznaczonymi węzłami zainstalowania
zasobników ciepła rozproszonych i obszarami zasilania w ciepło przez zasobniki.

Przyjęto, że zasobnik ciepła rozproszony jest włączony bezpośrednio w obieg wodny sieci ciepłowniczej i posiada stałą pojemność wodną 1000 m3. Zatem nie może współpracować z siecią jako naczynie wzbiorcze, przejmujące wahania wielkości objętości zładu na skutek zmiany temperatury.

W obliczeniach symulacyjnych przyjęto następujące założenia:
1. Zasobniki ciepła zainstalowane we wskazanych węzłach sieci zasilane są podczas procesu ładowania 50 proc. udziałem strumienia wody przepływającej przez przewód sieci ciepłowniczej zasilającej.

2. Podczas procesu ładowania zasobnika ciepła strumień odpowiadający 50 proc. udziałowi strumienia wody dopływającej do węzła początkowego zasobnika przepływa przez zasobnik. Woda wpływając do zasobnika charakteryzuje się temperaturą, jaka aktualnie panuje w sieci zasilającej. Jednocześnie w węźle końcowym do sieci powrotnej wpływa taki sam strumień wody o temperaturze wody powrotnej.

3. Podczas magazynowania ciepła przyjęto, że w zasobniku temperatura wody gorącej i chłodnej obniżą się do poziomu temperatury wody zasilającej i powrotnej w sieci ciepłowniczej występującej podczas procesu rozładowania zasobnika. Dla okresu zimowego są to różnice w wysokości od 0,1°C do 1°C. Dla okresu lata, gdzie okres magazynowania ciepła wydłuża się, spadek temperatury osiąga 2°C. Przyjęcie takiego założenia uwzględnia w obliczeniach wychłodzenie zasobników.

Obliczenia symulacyjne wykonano dla dwóch scenariuszy LATO i ZIMA uwzględniających następujące warianty pracy: w scenariuszu zima dla trzech miesięcy: stycznia, marca i listopada; w scenariuszu LATO dla miesiąca lipca oraz dla wariantów obciążenia wymienników CWU na poziomie 20 proc. i 80 proc. , co odpowiada minimalnym oraz największym rozbiorom.

Analizę wyników symulacji, jak wspomniano wcześniej, ograniczono do dwóch parametrów określający wpływ pracy rozproszonych zasobników ciepła na parametry pracy sieci ciepłowniczej.
 Pierwszy to opóźnienie transportowe, czyli czas, w jakim woda czyli nośnik ciepła opuszczający źródło dopłynie do węzła ciepłowniczego. Badania przeprowadzono porównując czas opóźnienia transportowego dla trzech najbardziej odległych węzłów ciepłowniczych położonych na peryferiach sieci ciepłowniczej.

Na rys. 5, 6 i 7 przedstawiono porównanie czasu opóźnienia transportowego dla badanych węzłów ciepłowniczych zasilanych z sieci ciepłowniczej bez zasobników ciepła oraz sieci ciepłowniczej współpracującej z rozproszonymi zasobnika ciepła dla scenariusza ZIMA.

Rysunek 5 Czasy opóźnienia transportowego dla węzła ciepłowniczego położonego na
peryferiach obszaru północno-wschodniego – scenariusz ZIMA
Rysunek 6 Czas opóźnienia transportowego dla węzła ciepłowniczego położonego na
peryferiach obszaru północnego – scenariusz ZIMA
Rysunek 7 Czas opóźnienia transportowego dla węzła ciepłowniczego położonego na
peryferiach obszaru zachodniego – scenariusz ZIMA

Dla wariantów w scenariuszu ZIMA, gdzie współpraca rozproszonych zasobników ciepła z siecią ciepłowniczą przekłada się na dwa stany pracy – procesy. Proces ładowania następuje w okresie zmniejszonych odbiorów ciepła przez węzły ciepłownicze i wówczas zasobnik staje się dodatkowym odbiorcą. Proces rozładowywania – następuje, gdy węzły ciepłownicze odbierają z sieci zwiększoną ponad wartość średnią ilość ciepła. Wówczas zasobniki współpracują z siecią, jako dodatkowe źródła ciepła uzupełniające źródło podstawowe.

Z perspektywy czasu dostawy ciepła, czyli czasu opóźnienia transportowego widoczna jest redukcja 20 proc czasu w przypadku węzła ciepłowniczego położonego w obszarze północo-wschodnim. W przypadku węzła ciepłowniczego w obszarze północnym wzrasta do 32 proc., a dla węzła ciepłowniczego z obszaru zachodniego ograniczenie opóźnienia transportowego plasuje się na poziomie 29-30 proc. W scenariuszu LATO rozproszone zasobniki ciepła w okresach zwiększonego zapotrzebowania na ciepło pracują, jako lokalne źródła ciepła. Wówczas czas opóźnienia transportowego dla węzłów ciepłowniczych położonych na krańcach sieci ciepłowniczej znacząco maleją.

Na rys. 8 przedstawiono porównanie czasu opóźnienia transportowego dla obszaru północno-wschodniego. Czas dla węzła ciepłowniczego w obszarze północno-wschodnim dla 20 proc. wykorzystania mocy wymienników CWU sięga poziomu 18 godzin. Przy takim obciążeniu cieplnym sieci następuje proces ładowania zasobników rozproszonych. W szczytach poboru CWU, czyli przy 80 proc. wykorzystaniu mocy wymienników CWU rozproszone zasobniki ciepła przejmują rolę źródeł lokalnych i zasilają odbiorców ciepła położonych za zasobnikiem licząc od źródła ciepła. W takim układzie czas opóźnienia transportowego spada do wartości 2 godzin, 23 minut i 2 sekund. Jest to także redukcja opóźnienia transportowego o 47prvov stosunku do czasu dla sieci bez zasobników ciepła. Z perspektywy miesiąca lipca średniomiesięczna redukcja opóźnienia transportowego wynosi 17 proc.

Rysunek 8 Czas opóźnienia transportowego dla węzła ciepłowniczego położonego na
peryferiach obszaru północno-wschodniego – scenariusz LATO
Uwaga: Dla 20 proc. wykorzystania mocy wymienników CWU postępuje proces ładowania zasobników. Dlatego też na wykresie nie przedstawiono czasu opróżnienia transportowego dla sieci współpracującej z zasobnikami ciepła rozproszonymi.

Na rys. 9 przedstawiono wyniki obliczeń symulacyjnych dla obszaru północnego. Czas opóźnienia transportowego dla wspomnianego węzła przy 20 proc. obciążeniu wymienników CWU wynosi 18 godzin, 20 minut i 18 sekund. Przy wykorzystaniu mocy wymienników w 80% czas opóźnienia transportowego wynosi dla sieci bez zasobników 4 godziny, 35 minut i 4 sekundy. W układzie zasilania wyłącznie z zasobnika ciepła czas ulega 35 proc. redukcji i spada do poziomu 3 godzin. Uśredniając dane dla pracy
skali miesiąca lipca czas opóźnienia transportowego dla węzła ciepłowniczego zasilanego z sieci ciepłowniczej wyposażonej w rozproszone zasobniki ciepła wynosi 5 godzin, 44 minuty i 26 sekund.
Jest on krótszy o 33 proc. w stosunku do czasu opóźnienia transportowego dla węzła zasilanego przez sieć ciepłowniczą bez rozproszonych zasobników ciepła.

Rysunek 9 Czas opóźnienia transportowego dla węzła ciepłowniczego położonego na
peryferiach obszaru północnego – scenariusz LATO

Kolejną analizę porównawczą czasu opóźnienia transportowego przeprowadzono dla obszaru zachodniego. Dla 80 proc. obciążenia wymienników CWU obszar ten zasilany jest z zasobnika ciepła III, co w efekcie powoduje redukcję czasu opóźnienia transportowego do pięć godzin, 59 minut i 6 sekund z 10 godzin, czyli o 40 proc. Porównanie wartości średniomiesięcznych odniesionych do lipca 2010 wykazało redukcją czasu opóźnienia transportowego na poziomie 32 proc. do 13 godzin, 50 minut i 29 sekund. Omówione dane liczbowe prezentuje rys. 10.

Rysunek 10 Czas opóźnienia transportowego dla węzła ciepłowniczego położonego na
peryferiach obszaru zachodniego – scenariusz LATO

Drugim czynnikiem analizowanym, jako wskaźnik wpływu rozproszonych zasobników ciepła na pracę sieci ciepłowniczej są straty w procesie dystrybucji ciepła przez sieć ciepłowniczą.

Analizowano wyniki symulacji dla sześciu wariantów. Straty ciepła w każdym z wariantów przeliczono na wartość względną wyrażoną procentowym udziałem straty mocy w sieci ciepłowniczej w stosunku do mocy źródła.

Analizę wyników obliczeń symulacyjnych także podzielono na dwa scenariusze ZIMA i LATO. Bazując na danych średniomiesięcznych porównano udział strat w procesie dystrybucji podczas procesu ładowania i rozładowywania zasobników rozproszonych oraz wartość strat w skali miesiąca dla systemu współpracującego z zasobnikami rozproszonymi czyli obejmującą straty podczas ładowania, rozładowywania jak i pracy sieci ciepłowniczej bez zasobników tj. podczas gdy zasobniki ciepła są w stanie oczekiwania na proces ładowania bądź rozładowywania.

W scenariuszu ZIMA największy udział strat zaobserwowano w listopadzie. Udział strat waha się od 7,43 proc. podczas procesu ładowania zasobników do 6,37 proc. podczas procesu rozładowywania. Wartość średniomiesięczna strat na poziomie 7,01 proc. jest wartością o blisko 1 proc. niższą od średniomiesięcznych strat dla sieci bez zasobników ciepła. Pozostałe dwa warianty symulacji dla danych bazowych ze stycznia 2010 r. i marca 2010 r. wskazują na redukcję udziału strat w procesie dystrybucji dla sieci współpracującej z rozproszonymi zasobnikami ciepła w porównaniu do udziału strat dla sieci bez zasobników ciepła.

Dla wariantu symulacji miesiąca stycznia udział strat waha się od 4,61 proc. do 4,12 proc. Średniomiesięcznie utrzymuje się na poziomie 4,41 proc. co odpowiada wartości 4,68 proc. dla sieci ciepłowniczej bez zainstalowanych zasobników ciepła. Symulacja dla marca także potwierdza tę zależność. Proces ładowania zasobników podwyższa udział strat do poziomu 6,69 proc., aby w procesie rozładowywania spadł do 5,97 proc.. Wartości średniomiesięczne pracy sieci ciepłowniczej z rozproszonymi zasobnikami ciepła charakteryzuje udział strat na poziomie 4,41 proc., a sieć ciepłowniczą bez zainstalowanych zasobników ciepła 6,92 proc.. Zatem w okresie sezonu grzewczego współpraca z rozproszonymi zasobnikami ciepła generuje oszczędność straty ciepła na poziomie dwóch punktów procentowych.

Okres lata symulowany w scenariuszu LATO charakteryzuje znacznie wyższe oszczędności ciepła. Na rys. 11 przedstawiono przebieg zmian udziału strat w procesie dystrybucji w odniesieniu do mocy źródła dla scenariusza LATO. W obliczeniach oparto się na danych z miesiąca lipiec oraz dwóch wariantach 80 proc. i 20 proc. wykorzystania mocy wymienników CWU. Analogicznie jak w analizie czasu opóźnienia transportowego, obciążenie sieci 20 proc. CWU odpowiada okresowi ładowania zasobników rozproszonych. Obciążenie 80% wymienników CWU w węzłach ciepłowniczych odpowiada procesowi rozładowywania zasobników w sieci ciepłowniczej. W celu zobrazowania istotnych zmian w parametrach pracy sieci ciepłowniczej porównano moc źródła i udziały procentowe strat dla wariantów symulacji sieci ciepłowniczej bez zasobników ciepła i z rozproszonymi zasobnikami ciepła.

Rysunek 11 Moc źródła ciepła i udział strat w procesie dystrybucji ciepła – scenariusz lato

Dla systemu ciepłowniczego bez zasobników ciepła udział strat ciepła średniomiesięcznie wynosi 34,78 proc.. W okresach minimalnej sprzedaży tj. dla 20 proc. obciążenia wymienników CWU osiąga poziom rzędu 70 proc., natomiast przy intensywnym tj. 80 proc. wykorzystaniu mocy CWU spada do 9,29 proc.


Współpraca sieci ciepłowniczej z rozproszonymi zasobnika ciepła zmniejsza tak dużą amplitudę wielkości udziału strat w procesie dystrybucji.

Współpraca sieci ciepłowniczej z rozproszonymi zasobnika ciepła zmniejsza tak dużą amplitudę wielkości udziału strat w procesie dystrybucji. Stabilizując pracę źródła na średniomiesięcznym poziomie 8736 MW sprowadza udział strat do wartości 16,37 proc. w skali miesiąca. W trakcie ładowania zasobników ciepła udział strat wzrasta o 10 proc. do wartości 26,45 proc., natomiast podczas rozładowywania maleje do 13,72 proc.

6. Podsumowanie

Wykazano, że stosowanie zasobnika ciepła bądź zasobników ciepła rozproszonych, czyli zainstalowanych w pewnej odległości od źródła ciepła wpływa na redukcję czasu opóźnienia transportowego i minimalizuje względne straty ciepła w stosunku do wartości, jakimi charakteryzuje się sieć ciepłownicza nieposiadająca w swojej strukturze zasobnika ciepła bądź zasobników.

Instalacja rozproszonych zasobników ciepła pozwala na efektywniejsze zarządzanie siecią ciepłowniczą w miejskim systemie ciepłowniczym:
 rozproszenie zasobników w sieci ciepłowniczej zwiększa bezpieczeństwo zasilania odbiorców poprzez tworzenie podsystemów z lokalnymi źródłami ciepła jakimi są zasobniki ciepła podczas procesu rozładowywania,
 współpraca rozproszonych zasobników ciepła wpływa na stabilizację obciążenia sieci ciepłowniczej magistralnej, co przekłada się na obniżenie kosztów pompowania tj. pracy pomp obiegowych jak i stabilizujących,
 praca sieci magistralnych ze stałym sezonowym obciążeniem pozwala na sterowanie obciążeniami metodą jakościową,co wymusza oraz pozwala na właściwy dobór temperatury wody zasilającej rejony i wody powrotnej, a to z kolei przekłada się na redukcję strat ciepła w sieci magistralnej.

Literatura
1. Kamler W.: Ciepłownictwo, Państwowe Wydawnictwo Naukowe , Warszawa 1979 r.
2. Kwestarz M.: Analizy wpływu zasobnika ciepła na parametry pracy sieci ciepłowniczej, rozprawa doktorska Politechnika Warszawska, Warszawa 2011 r.
3. Pluta Z., Wnuk R.: Zbiorniki magazynujące ciepło w instalacjach pozyskujących energię promieniowania słonecznego – Ciepłownictwo, Ogrzewnictwo , Wentylacja, nr 10, 1997 r.
4. Stefanowski B.: Gospodarka cieplna i jej kontrola w zakładach przemysłowych – Wydawnictwa Naukowe Komisji Wydawniczej T-wa Bratniej Pomocy Studentów Politechniki Warszawskiej, Warszawa 1925 r.
5. Ter-Gazarian A.: Energy storage for power systems – Peter Peregrinus Ltd. on behalf of the Institution of Electrical Engineers, United Kingdom 1988 r.
6. Wojciechowski H., Musner H.: Wodne wyporowe zasobniki ciepła w systemie energetycznym. Gospodarka Paliwami i Energią, Nr 9, 1991 r.
7. Wojciechowski H.: Zasobniki ciepła w skojarzonych układach wytwarzana energii elektrycznej i ciepła, Instal 5/2007 r.
8. Zwierzchowski R., Kwestarz M.: Rola centralnych zasobników ciepła w miejskich systemach ciepłowniczych, VIII Forum Ciepłowników Polskich, Międzyzdroje 2004 r.

KOGENERACJA – CIEPŁO I ENERGIA W JEDNYM

Kogeneracja jest wytwarzaniem ciepła i energii elektrycznej w najbardziej efektywny sposób, czyli w jednym procesie technologicznym, tzw. skojarzeniu i właśnie w takim systemie pracuje nasza spółka [Energa SA – red.].

W Unii Europejskiej kogeneracja jest promowana w szczególny sposób. Nie tylko z uwagi na jej efektywność energetyczną, lecz również związane z nią znaczne ograniczenie emisji dwutlenku węgla i innych szkodliwych związków chemicznych.

W skojarzeniu efektywniej… i oszczędniej
Jedną z istotniejszych zalet kogeneracji jest znacznie większy stopień wykorzystania energii pierwotnej zawartej w paliwie do produkcji energii elektrycznej i ciepła. Innymi słowy, efektywność energetyczna systemu skojarzonego jest nawet o 30 proc. wyższa niż w przypadku oddzielnego wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni kondensacyjnej i ciepła w kotłowni.



Schemat obiegu ciepła i energii elektrycznej w klasycznej elektrowni i elektrociepłowni

Także w obiektach, które nie są bezpośrednio związane z przemysłem, występuje duże zapotrzebowanie na energię elektryczną i cieplną. Przykładami są duże budynki biurowe, hotele, pływalnie, szpitale, budynki mieszkalne lub całe osiedla. Jeśli obiekty są dodatkowo klimatyzowane, to taki układ nazywany jest trójgeneracyjnym. Może on wykorzystywać urządzenia chłodnicze absorpcyjne lub adsorpcyjne, które łatwo napędzać ciepłem wody lub pary. Na świecie tego typu urządzenia są szeroko stosowane i coraz lepiej sprawdzają się w długookresowej eksploatacji. Skojarzone wytwarzanie energii powoduje zmniejszenie zużycia paliwa do 30 proc. w porównaniu z rozdzielnym wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła. Dotychczas w ten sposób oszczędzanym paliwem w Polsce jest głównie węgiel kamienny. W krajowym systemie skojarzonego wytwarzania energii, czyli w elektrociepłowniach zawodowych, przemysłowych i komunalnych, udaje się zaoszczędzić miliony ton węgla rocznie. Mniejsze zużycie węgla to również ograniczenie emisji substancji szkodliwych – pyłów, dwutlenku siarki, tlenku azotu oraz gazów cieplarnianych.

Oszczędność energetyczna, charakteryzująca układy skojarzone, polega na wykorzystaniu ciepła, które w elektrowni kondensacyjnej odprowadzane jest do otoczenia jako produkt uboczny. Ciepło może być zastosowane do ogrzewania budynków mieszkalnych lub użyteczności publicznej, obiektów komercyjnych i zakładów przemysłowych. Za pośrednictwem pary technologicznej może być też stosowane w procesach produkcyjnych różnych gałęzi przemysłu. Wykorzystująca te zalety kogeneracja stanowi doskonały sposób integracji lokalnych dostaw energetycznych tak, aby miejscowe zapotrzebowanie na parę przemysłową, gorącą wodę i ogrzewanie pomieszczeń mogło być związane z równoległą produkcją energii elektrycznej. Atrakcyjność źródeł kogeneracyjnych można zwiększyć, stosując dodatkowo wytwarzanie chłodu. Odpadowe ciepło z produkcji energii elektrycznej stanowi wówczas energię napędową w absorpcyjnym procesie wytwarzania tzw. wody lodowej. Stwarza to latem szansę na zrekompensowanie (do pewnego stopnia) spadku zapotrzebowania na ciepło powodującego zmniejszenie produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu. Jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej, ciepła i chłodu zwane jest trójgeneracją.

Materiał zredagowany na podstawie artykułu zamieszczonego na stronie internetowej www.energa-kogeneracja.pl

fot. Pixabay


BRANŻA ENERGETYCZNA OGRANICZA ZANIECZYSZCZENIE

Axis Technologies

Na terenie Unii Europejskiej działa około 280 elektrowni węglowych, z których ponad 200 ma ponad 30 lat. Elektrownie węglowe, znajdujące się przeważnie w Wielkiej Brytanii, Polsce oraz w Niemczech, odpowiadają za emisję 18 proc. gazów odpowiedzialnych cieplarnianych w Unii Europejskiej.

Węgiel jest uznawany za najtańsze źródło energii, lecz tak jest naprawdę? W świetle danych Światowej Organizacji Zdrowia zanieczyszczenia generowane przez elektrownie węglowe, przeważnie znajdujące się w skupiskach ludzkich, są odpowiedzialne za wywołanie 28,6 mln schorzeń dróg oddechowych i ponad 18 tys. zgonów. Obciąża to system ochrony zdrowia UE kwotą od 15,5 do 42,8 miliardów euro. Zdaniem WHO, zanieczyszczenia powietrza w Polsce pochłaniają ponad 20 proc. PKB.

Trzy możliwości ograniczania emisji tlenków azotu

Wg. danych Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBIZE), elektrownie węglowe są odpowiedzialne za 11 proc. emisji aerozoli atmosferycznych (PM2,5), 51 proc. emisji ditlenku siarki (SO2) oraz 31 proc. emisji tlenków azotu (NOx). Jednymi z najbardziej szkodliwych gazów powstających w procesie spalania są tlenki azotu, które w procesie reakcji z wilgocią zawartą w atmosferze tworzą kwas azotowy i kwas siarkowy. Kwaśne deszcze zanieczyszczają powierzchnię ziemi oraz zbiorniki wodne, sprzyjają zamulaniu jezior, zmniejszają żyzność gleby.

Specjaliści litewskiej spółki „Axis Technologies“ od ponad 20 lat świadczą usługi w zakresie ekspertyz technicznych i wdrażania zaawansowanych technologii w zakresie stosowania biopaliw w energetyce i mogą zaproponować szereg rozwiązań przedsiębiorstwom produkującym energię cieplną i elektryczną i poszukującym nowoczesnych rozwiązań zmniejszających emisję zanieczyszczeń.

Zdaniem dyrektora Departamentu Projektowania i Produkcji Urządzeń Technologicznych Aleksasa Jazdauskasa, obecnie branża energetyczna ma trzy możliwości, które pozwolą zmniejszyć emisję tlenków azotu i ditlenku siarki.

1. Rezygnacja z węgla/zmiana rodzaju paliwa

W przypadku mniejszych kotłowni, o mocy do 20 MW, przejście na biopaliwo jest korzystne z technologicznego oraz finansowego punktu widzenia. Średnio inwestycje w nowe urządzenia do spalania biopaliwa sięgają ok. 300 000 euro/MW. Inwestycje zwracają się w krótkim czasie, zaś urządzenia do spalania biopaliwa w instalacjach o takiej mocy cechuje znaczna trwałość, dostosowana do biopaliwa o różnym stopniu zawilgocenia. Ponadto, kotłownie o takiej mocy są odpowiednie dla niedużych miast, gdzie energie cieplna jest dostarczana dla 15-20 tys. mieszkańców. Zużycie biopaliwa w kotłowniach takiego rodzaju jest stosunkowo nieduże, jego dostawy mogą być zapewnione z lokalnych zasobów, dostępnych w promieniu nie większym niż 50 km. Na biopaliwo skutecznie przestawiło się szereg litewskich przedsiębiorstw energetycznych świadczących swe usługi w regionach. „Axis Technologies“ zainstalowało w Olicie (UAB Litesko) kotły na biopaliwo o mocy 20 i 10 MW. Podobny projekt został również wdrożony w Mariampolu (UAB Litesko).

2. Spalanie reagentów w kotłach

Emisję tlenków azotu można zmniejszyć o prawie 30 proc. w istniejących kotłach poprzez zainstalowanie urządzeń oczyszczających spaliny, np. systemu selektywnej redukcji niekatalitycznej (SNCR), o ile istnieją stosowne możliwości techniczne. Metoda ta pozwala na usunięcie tlenków azotu w sposób chemiczny, poprzez wstrzyknięcie amoniaku lub innego reagenta chemicznego. Systemy SNCR „Axis Technologies“ zostały zastosowane w zmodernizowanym i dostosowanym do spalania biopaliwa kotle parowym BKZ-75 wileńskich sieci ciepłowniczych, w kotłowniach na biopaliwo o mocy 20 MW sieci ciepłowniczych Tallina. System ten należy do najtańszych metod ograniczających emisję tlenków azotu, gdzie możliwości techniczne pozwalają na wstrzykiwanie odpowiednich reagentów w spaliny o temperaturze 850-950 °C i nie jest wymagana przebudowa lub wymiana posiadanych urządzeń.

3. Wymiana komór spalania

Najbardziej skutecznym sposobem zmniejszenia emisji tlenków azotu w kotłowniach opalanych gazem lub paliwem płynnym jest wymiana komór spalania na nowe. Sposób ten może zostać wykorzystany w kotłowniach opalanych gazem, jak również paliwem płynnym (olejem opałowym). Jeżeli w kotłowni jest używany olej opałowy o sporej lub niskiej zawartości siarki, często wymieniana jest komora spalania na przystosowaną do spalania oleju napędowego. Do wtryskiwania oleju napędowego jest wykorzystywana para lub sprężone powietrze. Projekty polegające na wymianie komór spalania zostały z powodzeniem zrealizowane w szeregu litewskich przedsiębiorstw energetycznych. Przykładowo, w trzech kotłach typu PTVM-100 i dwóch kotłach typu KVGM-100 należących do „Vilniaus energia“. Po wymianie komór spalania kotłów emisja tlenków azotu uległa zmniejszeniu prawie dwukrotnie: z 220 mg/nm3 na 100 mg/nm3. Sposób ten jest zasadny w przypadku, jeżeli orurowanie kotłów jest dobrej jakości. Często poziom automatyzacji takich kotłów jest przestarzały. Zazwyczaj w trakcie wymiany komór spalania kotłów wymieniana jest również automatyka. Poziom inwestycji w projekty renowacji komór spalania sięga 30000 euro/MW.

Wsparcie ze środków UE – nowe możliwości przemysłu energetycznego

Obecnie fundusze europejskie oferują środki na wdrażanie projektów energetyki odnawialnej na polskim rynku. Jest to kolejna możliwość przestawienia się przedsiębiorstw energetycznych na nowoczesne i przyjazne dla środowiska technologie.

Na Litwie już ponad 70 proc. energii cieplnej jest produkowanych z biopaliwa. Sporą część kotłów na biopaliwo w kraju zbudowało i wyposażyło „Axis Technologies“, posiadające prawie 30-letnie doświadczenie w branży biopaliw i ponad 200 wdrożonych projektów w krajach bałtyckich, Skandynawii i Rosji.

– Mamy spore doświadczenie w branży instalacji i modernizacji kotłów na biopaliwo. Na polskim rynku pierwszy nasz projekt będzie realizowany w Suwałkach wspólnie z polską spółką „Energika”, w oparciu o umowę zawartą z Przedsiębiorstwem Energetyki Cieplnej w Suwałkach – wyjaśnia Aleksas Jazdauskas.  

W Suwałkach do 2020 r. powstanie nowoczesna kotłownia na biopaliwo z dwoma kotłami wodnymi, moc każdego wyniesie 12,5 MW. W kotłowni zostanie zainstalowany ekomizer kondensacyjny o mocy 5 MW oraz urządzenia odprowadzania produktów spalania. Zostaną zamontowane filtry elektrostatyczne w celu eliminacji ze spalin cząsteczek stałych. Wartość inwestycji wyniesie ok. 7,6 mln euro.

fot. Axis Technologies

KOGENERACJA: WIĘCEJ ENERGII BEZ ZWIĘKSZONEJ EMISJI

Autor: Dawid Nocoń, Inżynier Aplikacji

Żyjemy w czasach szybkiego rozwoju technologicznego i wzrastającego zapotrzebowania na energię elektryczną i cieplną. Jednocześnie dokładamy starań, aby ograniczyć zużycie nośników energii, zanieczyszczenie środowiska oraz emisję gazów cieplarnianych, a przez to zminimalizować nasz wpływ na zmiany klimatu. Unia Europejska postawiła za cel ograniczenie emisji dwutlenku węgla o 40 proc. do 2030 r. względem 1990 r.

Jednym ze sposobów zwiększenia produkcji energii bez zwiększania emisji, a nawet przy jej redukcji, jest wykorzystanie układów kogeneracyjnych w trakcie procesów wytwarzania energii.

Kogeneracja jest jedną z odpowiedzi na wymagania środowiskowe stawiane przed przemysłem energetycznym. Jednoczesne wytwarzanie energii cieplnej i prądu pozwala uzyskać sprawność przekraczającą 90 proc., podczas gdy sprawność wytwarzania energii elektrycznej w odłączeniu od energii cieplnej w większości przypadków nie przekracza 40 proc. Kogeneracja ma na celu zmniejszenie ilości przemian termodynamicznych, co z kolei prowadzi do zmniejszenia kosztów eksploatacji, jak również do obniżenia strat energii. Powoduje to także zmniejszenie ilości pierwotnych nośników energii.


Kogeneracja jest jedną z odpowiedzi na wymagania środowiskowe stawiane przed przemysłem energetycznym.

W przypadku kogeneracji małej lub rozproszonej, dodatkową zaletą jest możliwość produkcji energii w miejscu jej wykorzystania, co pozwala ograniczyć straty związane z przesyłem energii na duże odległości. Same straty na przesyle energii elektrycznej mogą osiągnąć 8 proc.

Całkowita oszczędność energii pierwotnej przy wykorzystaniu technologii kogeneracyjnych może przekroczyć 33 proc., nie ograniczając zużycia energii elektrycznej, a jedynie podnosząc sprawność wytwarzania energii. Oszczędność zużycia energii pierwotnej dorównuje  poziomem ograniczeniu emisji gazów cieplarnianych.

Kogeneracja rozproszona to jednoczesne wytwarzanie energii cieplnej i elektrycznej w układach zlokalizowanych bezpośrednio przy odbiorcach energii, także przy wykorzystaniu odnawialnych źródeł energii, np. biogazu. Jest przeciwieństwem scentralizowanego systemu zaopatrzenia w energię cieplną i elektryczną, pozwala bowiem dostosować proces produkcji do faktycznego zapotrzebowania, a zarazem uniknąć strat na przesyle.

Zastosowanie kogeneracji przy odbiorcach energii pozwala uniknąć kosztów związanych z rozbudową sieci ciepłowniczej i/lub elektrycznej o niewystarczających parametrach. Co więcej, budowa rozproszonych źródeł kogeneracyjnych i wytwarzanie w nich energii cieplnej i elektrycznej zwiększa bezpieczeństwo energetyczne klientów, zmniejszając skutki powstałych awarii na sieci. Dodatkowo takie układy mogą stabilizować parametry pracy sieci energetycznych, co również przekłada się na jakość dostarczanej do klientów energii, a w konsekwencji na sprawność urządzeń. Zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego klientów wpływa na zwiększenie bezpieczeństwa finansowego dostawcy energii, a więc spadek liczby potencjalnych odszkodowań spowodowanych nieodpowiednią jakością dostarczanej energii.

Turbina parowa
Jednym z najbardziej rozpowszechnionych sposobów wytwarzania energii elektrycznej jest zastosowanie turbiny parowej. W klasycznej elektrowni w procesie spalania gazu ziemnego lub w procesie spalania węgla w kotłach wytwarzana jest para wodna pod wysokim ciśnieniem. Przegrzana para wodna kierowana jest do turbiny, gdzie wykonuje pracę, zasilając generator energii elektrycznej. W elektrociepłowni proces ten jest uzupełniony o wykorzystanie energii pozostałej w parze wodnej (ok. 60% energii  pierwotnej) w systemie ciepłowniczym. Budowanie elektrociepłowni tego typu jest bardzo korzystne w przypadku dużego zapotrzebowania na energie cieplną i elektryczną, na przykład w pobliżu miasta. Elektrociepłownie w układzie węglowo-parowym i w układzie gazowo-parowym są budowane dla mocy od kilkudziesięciu do kilkuset megawatów.

Turbina gazowa
Turbiną gazową nazywamy silnik cieplny pobierający energię napędową z przepływających spalin. Składa się ona ze sprężarki i turbiny, połączonych wspólnym wałem i komorą spalania między nimi. Do wału turbiny podłączony jest generator prądu. Spaliny z turbiny gazowej kierowane są na kotły, w których energia cieplna spalin jest wykorzystywana do produkcji pary i/lub gorącej wody.

Wykorzystanie energii spalin pozwala zwiększyć sprawność całego układu z około 35 proc. sprawności elektrycznej turbiny do około 90 proc. sprawności całkowitej.

Podobnie jak w przypadku turbiny węglowo-parowej i gazowo-parowej, rozwiązanie to wymaga dużych odbiorów energii elektrycznej i energii cieplnej, by inwestycja była opłacalna. Jedną z cech turbin gazowych jest możliwość uzyskania wysokich parametrów pary. Należy zaznaczyć, że jeśli chodzi o energię elektryczną, to najczęściej nie ma problemu z jej wykorzystaniem, natomiast wykorzystanie energii cieplnej w ciągu całego roku przy stosunkowo dużych wolumenach może być i najczęściej jest problematyczne.

Agregat gazowy
Agregaty gazowe składają się z silnika gazowego i z generatora prądu. Energia mechaniczna wytworzona przez silnik jest przekazywana przez sprzęgło do generatora prądu, gdzie jest zamieniana na energię elektryczną. Ciepło wytworzone w silniku, w płaszczu wodnym, ciepło z chłodzenia mieszanki paliwowo powietrznej i chłodzenia oleju oraz spalin jest odbierane i wykorzystywane w miejscu jej wytworzenia energii bądź przekazywane do sieci ciepłowniczej. Najnowsze agregaty kogeneracyjne są w stanie osiągnąć sprawność elektryczną nawet do 49,9 proc. i sprawność całkowitą przekraczającą 90 proc.

Agregat kogeneracyjny

Agregaty kogeneracyjne są dostępne w mocach już od 20kW aż do 10,4 MW energii elektrycznej, co sprawia, że możliwe jest używanie ich w dużych elektrociepłowniach, jak również tam, gdzie zapotrzebowanie na energię elektryczną i cieplną jest stosunkowo niewielkie, np. w małych hotelach. Możliwe jest uzyskanie mocy wyższej niż moc pojedynczego agregatu, gdyż pod względem technicznym nie stanowi problemu równoległa praca kilku, a nawet kilkunastu agregatów. Przy połączeniu dwóch agregatów mamy możliwość płynnej regulacji mocy w zakresie 25-100 proc., a w przypadku połączenia pięciu agregatów możliwości regulacji rosną do przedziału 10-100 proc. mocy. Fakt skalowalności instalacji wraz z dużo większą elastycznością sprawia, że agregaty gazowe mogą konkurować z turbinami gazowymi, jak również z turbinami gazowo-parowymi. Zaletą tego typu urządzeń jest możliwość ich pracy na gazie o zawartości CH4 od 25 do 100 proc., co powoduje, że tego typu urządzenia instalowane są tak na składowiskach odpadów, gdzie spalają gaz złej jakości i o małej zawartości CH4, jak na instalacjach zasilanych gazem ziemnym grupy E.

Korzyści z technologii
Dobrze zaprojektowana i wykonana instalacja kogeneracyjna pozwala nie tylko na zmniejszenie kosztów prowadzenia działalności, ale również na poprawę bezpieczeństwa i niezależności energetycznej firmy. Patrząc w szerszej perspektywie, jest również korzystna dla środowiska naturalnego, gdyż zmniejsza wpływ danej działalności, ograniczając emisję gazów cieplarnianych, takich jak dwutlenek węgla. Natomiast stosowanie technologii kogeneracyjnej na składowiskach odpadów, w biogazowniach, a także na kopalniach (w instalacjach odmetanowania kopalń) znacząco ogranicza emisję metanu do atmosfery, a jest to gaz cieplarniany dwadzieścia trzy razy bardziej szkodliwy niż dwutlenek węgla. Jednym z ostatnich przykładów takiej inwestycji jest kogeneracja na terenie PEC Brodnica. Przy mocy zainstalowanej 2,8 MW otrzymana sprawność całkowita to 90,8 proc. Dzięki tej inwestycji możliwe było ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o26 338 ton równoważnika CO2 i zmniejszenie wykorzystania energii pierwotnej o 4370GJ/rok.

Autor: mgr inż Dawid Nocoń
fot. Pixabay