Home Archive by category Urządzenia i instalacje

Urządzenia i instalacje

W KIELCACH MPEC CZERPIE ENERGIĘ ZE SŁOŃCA

Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Spółka z o.o. w Kielcach zainaugurowało funkcjonowanie farmy fotowoltaicznej wybudowanej na potrzeby ciepłowni miejskiej.

Farma fotowoltaiczna, wybudowana na terenach MPEC wzdłuż ul. Pileckiego zabezpieczy latem zapotrzebowanie urządzeń elektrycznych ciepłowni. Spowoduje tym samym zmniejszenie zużycia energii elektrycznej z tradycyjnych nośników.

– W godzinach o najlepszym nasłonecznieniu mamy nadprodukcję energii w stosunku do zapotrzebowania kotłowni. W przyszłości będziemy odprowadzać te nadwyżki do sieci – zapowiedział Jan Karwasiński, prezes zarządu MPEC w Kielcach.

Farmę tworzą dwie niezależne mikroinstalacje o sumarycznej mocy nominalnej 99,6 kW. Łącznie 332 panele fotowoltaiczne przy sprzyjających warunkach pogodowych będą produkować 93,2 MWh energii rocznie. Użyte w instalacjach MPEC monokrystaliczne panele z technologią PERC mają 30-letnią żywotność.

Inwestycja kosztowała 341,5 tys. zł netto i w całości był sfinansowana ze środków spółki. Farma będzie wykorzystywana również w celach edukacyjnych, aby pokazywać korzyści płynące z używania OZE w mieście.

Jest to dobry kierunek dla dużym miast, bo oprócz wymiernych korzyści ekonomicznych, ma bardzo duże znaczenie dla ochrony środowiska naturalnego.

– Jest to dobry kierunek dla dużym miast, bo oprócz wymiernych korzyści ekonomicznych, ma bardzo duże znaczenie dla ochrony środowiska naturalnego. Te dwie instalacje pozwolą na zredukowanie ilości CO2 o około 35 tysięcy kilogramów w ciągu roku. Wpisują się również w trend dążenia samorządów do samowystarczalności energetycznej obiektów należących do miasta – podkreślił Bogdan Wenta, prezydent Kielc.

Wykonawcą inwestycji była firma Arenella ze Strawczynka.
Fot. Michał Jarmoluk/Flickr

GORZÓW MODERNIZUJE ELEKTROCIEPŁOWNIĘ

Elektrociepłownia PGE Energia Ciepła w Gorzowie zmodernizuje turbinę gazową i generator bloku gazowo-parowego.

Inwestycja jest częścią dużej modernizacji bloku gazowo-parowego wybudowanego w 1999 roku. Oprócz modernizacji turbiny gazowej GT8C, której wykonawcą będzie GE Power, zmodernizowana zostanie także turbina parowa tego bloku i wybudowana nowa chłodnia wentylatorowa.

Inwestycje te znacząco ograniczą od 2021 roku udział technologii węglowej w produkcji ciepła i energii elektrycznej w mieście, a od 2023 roku całkowicie ją wyeliminują.

https://es-la.facebook.com/SiemensPolska/videos/1286570761487228/

– To bardzo ważna inwestycja dla Gorzowa. Poprawia się nie tylko jakość infrastruktury energetycznej, bezpieczeństwo dostaw ciepła, ale – co najważniejsze dla naszych mieszkańców – dzięki inwestycji poprawi się znacząco jakość powietrza. Rozwiązanie technologiczne, o którym dziś rozmawiamy, to inwestycja nowoczesna, ale też nastawiona na ograniczoną emisję spalin do środowiska, a to niezwykle ważne przy podejmowaniu wszelkich działań w zakresie infrastruktury energetycznej– podkreślił Jacek Szymankiewicz, wiceprezydent miasta.

Modernizacja bloku gazowo-parowego jest także kluczowym działaniem PGE Energia Ciepła oddział Elektrociepłownia w Gorzowie Wlkp. w poszerzaniu usług na rynku mocy. Oznacza to, że po zmodernizowaniu blok ten zapewni dodatkową moc elektryczną w sytuacjach niedoboru energii w ogólnokrajowym systemie energetycznym, oferując 62 MW mocy dyspozycyjnej netto. Planowany termin rozpoczęcia prac na terenie elektrociepłowni w Gorzowie to sierpień 2020 rok.
Fot. Janos Korom/Flickr

ENERGIA ZE SŁOŃCA W SZCZECINIE

W należącej do Szczecińskiej Energetyki Cieplnej ciepłowni Dąbska w Szczecinie powstała nowoczesna farma fotowoltaiczna o mocy 99,84kWp. Zajmuje powierzchnię 0,5 ha.

Prąd wyprodukowany z paneli fotowoltaicznych SEC wykorzysta na potrzeby własne, ale jeśli zajdzie taka potrzeba będzie możliwość wyprowadzenia energii elektrycznej także do systemu energetycznego. 360 paneli fotowoltaicznych, bo tyle modułów zainstalowano łącznie, w ciągu roku wyprodukuje 95 MWhe.

Dzięki temu, że energia elektryczna zostanie uzyskana w sposób przyjazny dla środowiska, do atmosfery trafi aż 75 ton dwutlenku węgla mniej.

Planowana maksymalna moc zainstalowana w modułach fotowoltaicznych 99,84kWp. Planowana roczna produkcja energii elektrycznej 95,58 [MWhe/rok].

Chociaż energia elektryczna będzie wytwarzana przede wszystkim na potrzeby CR Dąbska dla tzw. własnej konsumpcji, będzie istniała możliwość wyprowadzenia jej do systemu energetycznego: zaplanowany jest, w ramach inwestycji, montaż licznika dwukierunkowego. Jednak przy obecnej sytuacji na rynku energii elektrycznej SEC uważa, że nie opłaca się przesyłać energii wyprodukowanej przez instalację PV do systemu energetycznego.
Fot. Pixabay

PEC GLIWICE INWESTUJE

AMK Kraków SA, wchodząca w skład Grupy Kapitałowej Mostostal Warszawa podpisała z Przedsiębiorstwem Energetyki Cieplnej – Gliwice Sp. z o.o. umowę na Budowę III etapu odsiarczania spalin i I etapu budowy instalacji odazotowania spalin dla kotłowni WR-25 w formule „pod klucz”. Wartość umowy to 63,60 mln PLN brutto.

Zawarta umowa to kolejny kontrakt w dziedzinie ochrony środowiska, który AMK Kraków będzie realizować dla PEC Gliwice. W okresie od 2007 do 2016 roku spółka z Grupy Mostostal Warszawa wykonała w ramach odrębnych umów instalacje odsiarczania oraz odpylania dla kotłów WR-25 i WP-70 na terenie tej samej ciepłowni. Tym razem projekt obejmuje również realizację instalacji odazotowania spalin metodą selektywnej redukcji niekatalitycznej (SNCR).

Realizacja podpisanego kontraktu obejmuje projekt technologiczny, projekt budowlany, uzyskanie decyzji o pozwoleniu na budowę, wykonanie wielobranżowych projektów technicznych, realizację prac budowlano-montażowych, a także przeprowadzenie kompleksowych prac rozruchowych, w tym również z zakresu mechaniki, automatyki i systemów sterowania wraz z przekazaniem obiektów do eksploatacji.

PEC Gliwice

AMK KRAKÓW S.A. projektuje, dostarcza technologie i produkty technologiczne zgodne z dyrektywą IPPC, dostosowane do indywidualnych potrzeb klienta, przy jednoczesnym optymalizowaniu parametrów technicznych w celu zminimalizowania kosztów eksploatacji.

AMK Kraków S.A. wchodzi w skład Grupy Kapitałowej Mostostal Warszawa. Grupa Kapitałowa Mostostal Warszawa skupia przedsiębiorstwa prowadzące szeroko zakrojoną działalność projektową i wykonawczą we wszystkich segmentach rynku, od budownictwa mieszkaniowego po specjalistyczne konstrukcje dla przemysłu ciężkiego. Trzon Grupy stanowią spółki Mostostal Warszawa SA, AMK Kraków S.A., Mostostal Kielce SA, Mostostal Płock SA.
Fot. Materiały PEC Gliwice

W ESTONII PALIWO I ENERGIA POWSTAJĄ Z OPON

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

PKO BP Z POŻYCZKĄ NA PANELE FOTOWOLTAICZNE

PKO Bank Polski oferuje pożyczkę gotówkową, dzięki której można sfinansować zakup i instalację paneli fotowoltaicznych do kwoty 50 tys. zł. To kolejny krok na drodze do realizacji programu Energia plus, którego celem jest zapewnienie gospodarstwom domowym, MŚP i JST energetycznej niezależności.

Oprocentowanie kredytu to 4,99 proc., prowizja wynosi 0,99 proc. Aby skorzystać z tak preferencyjnych warunków cenowych, wystarczy w ciągu trzech miesięcy od uzyskania finansowania przedstawić dokumenty potwierdzające zakup i montaż urządzeń za co najmniej 85 proc. kwoty pożyczki. Panele słoneczne mogą być zamontowane niezależnie od źródeł ciepła nowej generacji i pozwalają na znaczące zwiększenie niezależności energetycznej budynku. Dodatkowo od 2019 r. wydatki na termomodernizację budynków jednorodzinnych można, w ramach ulgi termomodernizacyjnej, odliczyć od dochodu. Pożyczka może być spłacana nawet przez 10 lat, co w połączeniu z ulgą podatkową powoduje, że gospodarstwa domowe będą mogły zmniejszyć poziom swoich miesięcznych wydatków na zakup energii elektrycznej.

Niebawem do konsultacji trafi projekt nowelizacji ustawy o OZE, który umożliwi MŚP działalność prosumencką.
Fot. Pixabay

WIĘCEJ

OBNIŻENIE PARAMETRÓW TEMPERATUROWYCH MIEJSKIEJ SIECI CIEPŁOWNICZEJ

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

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

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

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

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

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

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

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

Tabela 1. Zestawienie sezonów grzewczych [5]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

gdzie:

gdzie:

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

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

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

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

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



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

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

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



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

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

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

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



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

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: 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