Home Archive by category Urządzenia i instalacje (Page 2)

Urządzenia i instalacje

NOWA AMONIAKALNA POMPA CIAPŁA OD SABROE

1105 0

Duński producent OEM Sabroe – marka należąca do Johnson Controls – wprowadził na rynek urządzenie 273 S, wysokotemperaturową amoniakalną pompę ciepła, zdolną do dostarczenia ciepła o temperaturze 95°C (203°F) przy “minimalnym zapotrzebowaniu na energię”.

Sabroe reklamuje 273 S jako “wysoce wydajną” i kompaktową pompę ciepła, zoptymalizowaną dla dużych instalacji amoniakalnych pomp ciepła i idealną dla systemów ciepłowniczych. 

“Nasza wysokociśnieniowa sprężarka 273 została opracowana specjalnie do zastosowań w pompach ciepła” – powiedział Per Skov, menedżer ds. produktów pomp ciepła w Johnson Controls, w poście na LinkedIn. “Spędziliśmy lata na testowaniu i optymalizacji zespołu sprężarki i pompy ciepła, aby zapewnić wyjątkową niezawodność, wysoką wydajność i długi okres eksploatacji, co gwarantuje minimalne czasy przestojów i najniższe koszty eksploatacji”.

Wysokotemperaturowa amoniakalna pompa ciepła 273 S sportuje sprężarki śrubowe z nowym “zoptymalizowanym profilem wirnika w bardzo wytrzymałej konstrukcji zapewniającej wyjątkową niezawodność, niskie ugięcie, wysoką wydajność i długą żywotność”.

Posiada ona wydajność od 4 do 7 MW i może być skonfigurowana z różnymi układami wymienników ciepła, zarówno w rozwiązaniach jedno-, jak i dwustopniowych. Amoniakalna pompa ciepła jest elastyczna i może wykorzystywać wysokotemperaturowe źródła ciepła, działając w kaskadzie lub wykorzystując ciepło niskotemperaturowe w rozwiązaniu dwustopniowym, powiedział Sabroe. Może ona również wykorzystywać odzyskane ciepło odpadowe.

W konfiguracji jednostopniowej 273 S ma współczynnik COP pomiędzy 3,7 a 5,4, w zależności od wymaganych temperatur na wejściu i wyjściu. W konfiguracji dwustopniowej, może osiągnąć COP pomiędzy 2,9 i 3,4, zgodnie z broszurą produktową Sabroe.

273 S nie jest pierwszą amoniakalną pompą ciepła firmy Sabroe nadającą się do systemów ciepłowniczych. W grudniu ubiegłego roku duński dostawca ciepła wymienił 10-letnią pompę ciepła CO2 na amoniakalny model 716 HPX firmy Sabroe, zwiększając współczynnik COP systemu z 3 do średniej rocznej wartości 5 – 5,5.

Źródło: ammonia21.com

Fot: ammonia21.com

NFOŚiGW WKRÓTCE OGŁOSI NABÓR W PROGRAMIE „MOJE CIEPŁO”

470 0

Od 7 do nawet 21 tys. zł dotacji będzie można dostać na zakup i montaż pompy ciepła w domu jednorodzinnym w ramach nowego programu „Moje Ciepło”, który Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej uruchomi na przełomie I i II kwartału 2022 r. Ze wsparcia finansowego skorzystają właściciele tylko nowych budynków mieszkalnych o podwyższonym standardzie energetycznym. Obowiązywać ma zasada: najpierw inwestycja – potem wypłata.

Program „Moje Ciepło” to kolejna – po bardzo popularnym „fotowoltaicznym” programie „Mój Prąd” –  propozycja NFOŚiGW kierowana do odbiorcy powszechnego, masowego, czyli bezpośrednio do osób fizycznych. Dofinansowanie będzie dotyczyć powietrznych, wodnych i gruntowych pomp ciepła, wykorzystywanych albo do samego ogrzewania domu, albo w połączeniu z jednoczesnym zapewnianiem ciepłej wody użytkowej.  

– Konsekwentnie rozwijamy w Polsce energetykę prosumencką oraz ogrzewnictwo indywidualne, a  program „Moje Ciepło” stanowi kolejny krok w tym kierunku – podkreśla minister klimatu i środowiska Anna Moskwa. – Szerokie zastosowanie w domach jednorodzinnych pomp ciepła, które zaliczają się do najnowocześniejszych, ekologicznych, zeroemisyjnych źródeł ciepła, przyczyni się poprawy jakości powietrza w naszym kraju i do osiągania wytyczonych celów klimatycznych – dodaje szefowa resortu.

Wsparcie finansowe z NFOŚiGW ma być udzielane w formie bezzwrotnych dotacji stanowiących od 30 do 45 proc. kosztów kwalifikowanych inwestycji. To oznacza, że na zakup i montaż wybranej pompy ciepła będzie można dostać od 7 do 21 tys. zł.

–  Środki na obsługę programu „Moje Ciepło” będą pochodzić z Funduszu Modernizacyjnego, czyli nowego instrumentu Unii Europejskiej dla 10 krajów o największych wyzwaniach związanych z realizacją unijnych celów redukcji emisji dwutlenku węgla – wyjaśnia prezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Maciej Chorowski.  – Program został zaakceptowany przez Komitet Inwestycyjny Funduszu Modernizacyjnego po uzyskaniu pozytywnej oceny i rekomendacji Europejskiego Banku Inwestycyjnego – przypomina szef NFOŚiGW.

– Pieniędzy wystarczy dla pokaźnej grupy wnioskodawców, gdyż budżet programu „Moje Ciepło”, zasilany z Funduszu Modernizacyjnego, wynosi 600 mln zł – zaznacza wiceprezes NFOŚiGW Paweł Mirowski, który odpowiada za operacyjne uruchomienie programu. – Warto dodać, że dopłaty mają dotyczyć zakupu i montażu pomp ciepła w nowych domach o podwyższonym standardzie energetycznym, przez co „Moje Ciepło” będzie komplementarne wobec programu „Czyste Powietrze” – zauważa wiceszef NFOŚiGW.

Kto może liczyć na dotację z NFOŚiGW?

Beneficjantami będą mogły być osoby fizyczne – właściciele bądź współwłaściciele jednorodzinnych domów, ale – tutaj ważne zastrzeżenie – jedynie nowych. Przez nowy budynek mieszkalny w programie „Moje Ciepło” rozumie się taki, w przypadku którego (w dniu ubiegania się o dofinansowanie z NFOŚiGW) nie złożono zawiadomienia o zakończeniu budowy albo nie złożono wniosku o wydanie pozwolenia na użytkowanie domu.

Ten formalny wymóg nie zamyka jednak drogi do otrzymania dotacji na pompę ciepła, gdyż przewidziano jeszcze jedną istotną możliwość: może to być również nowy jednorodzinny budynek mieszkalny, w odniesieniu do którego złożono już zawiadomienie o zakończeniu budowy lub wniosek o pozwolenie na użytkowanie – pod warunkiem jednak, że nie nastąpiło to wcześniej niż 1 stycznia 2021 r.    

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej planuje rozpocząć nabór wniosków w programie „Moje Ciepło” na przełomie I i II kwartału 2022 r. Okres kwalifikowalności będzie natomiast liczony od 1 stycznia 2021 r. do 31 grudnia 2026 r. Osoby planujące zakup i montaż w swoim nowym domu jednorodzinnym pompy ciepła przy wsparciu finansowym z NFOŚiGW powinny pamiętać o bardzo istotnej zasadzie: najpierw inwestycja, potem refundacja. Jest to rozwiązanie stosowane także w innych programach powszechnych prowadzonych przez NFOŚiGW.

Potencjalni wnioskodawcy pod uwagę muszą wziąć jeszcze jedną kwestię formalną – warunkiem otrzymania dotacji na pompę ciepła jest uzyskanie podwyższonego standardu energetycznego budynku. Oznacza to, że wartość wskaźnika rocznego zapotrzebowania na nieodnawialną energię pierwotną (EP) na potrzeby ogrzewania, wentylacji oraz przygotowania ciepłej wody użytkowej  (EPH+W) może wynosić maksymalnie 63 kWh (na metr kw. powierzchni domu w ciągu roku) dla wniosków składanych w 2022 r. oraz 55 kWh dla wniosków składanych w kolejnych latach funkcjonowania programu „Moje Ciepło”.

Źródło: NFOŚiGW

Fot: NFOŚiGW

W GDAŃSKU ROZPOCZYNA SIĘ ELEKTRYFIKACJA CIEPŁOWNICTWA

608 0

W Elektrociepłowni w Gdańsku, należącej do PGE Energia Ciepła z Grupy PGE, zakończyła się budowa kotłowni rezerwowo-szczytowej, składającej się z kotłów olejowo-gazowych i pierwszych w Polsce kotłów elektrodowych, zasilanych energią elektryczną. Trwający w Grupie PGE proces transformacji aktywów ciepłowniczych ma na celu stopniowe zastępowanie dotychczasowych źródeł wytwórczych nowymi jednostkami nisko i zeroemisyjnymi.

Zastosowanie kotłów elektrodowych w Gdańsku to pierwsze takie wdrożenie tej technologii w Polsce. Nowa kotłownia składa się m.in. z dwóch kotłów olejowo-gazowych o mocy 30 MWt każdy oraz dwóch kotłów elektrodowych o mocy 35 MWt każdy. Technologia oparta na połączeniu pracy kotłów elektrodowych i olejowych, a docelowo gazowych, umożliwi szybką reakcję na zmienne zapotrzebowanie na ciepło w zakresie mocy od 2,5 do 130 MWt i rozpoczęcie pracy kotłowni w zaledwie kilka minut.

Grupa PGE pełni rolę lidera zmian w elektroenergetyce. Prowadzona przez nas transformacja zakłada, że docelowo koncentrować się będziemy na wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii. Technologia kotłów elektrodowych, rozpoczynająca elektryfikację ciepłownictwa sieciowego w Trójmieście, będzie pełnić szczególnie ważną rolę już za kilka lat, kiedy w sieci znajdzie się czysta energia elektryczna z pierwszych w Grupie PGE morskich farm wiatrowych powstających na Morzu Bałtyckim. Ciepłownictwo będzie mogło kupować energię elektryczną z gwarancją pochodzenia właśnie z offshoru – powiedział Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

– Jesteśmy częścią polskich miast i uczestniczymy w ich transformacji energetycznej, której celem jest przejście z węgla na mniej emisyjne paliwo gazowe, co w konsekwencji wpłynie na lepszą jakość powietrza i zdrowie mieszkańców. Dzisiejsze otwarcie kotłowni rezerwowo-szczytowej z pierwszymi w Polsce kotłami elektrodowymi, to dowód, że dążąc do osiągnięcia neutralności klimatycznej, stosujemy unikalne na polskim rynku rozwiązania – powiedział Przemysław Kołodziejak, prezes zarządu PGE Energia Ciepła.

Realizacja inwestycji kosztowała ponad 80 mln zł i trwała dwa lata od momentu podpisania umowy z wykonawcą – firmą Erbud Industry. Projekt zakończył się zgodnie z harmonogramem – pomimo trudnego czasu pandemii i koniecznej pracy z zachowaniem reżimu sanitarnego. Jeszcze w tym sezonie grzewczym mieszkańcy Gdańska i Sopotu będą mieli możliwość skorzystania z ciepła wyprodukowanego w nowej kotłowni.

Kolejne inwestycje w Elektrociepłowni Gdańskiej to stopniowa dekarbonizacja dostępnych mocy w perspektywie 2025-2028. Pierwsza para bloków węglowych jeszcze przed 2030 rokiem zostanie wyłączona z eksploatacji i zastąpią ją bloki gazowo-parowe. Taka konfiguracja i transformacja tych urządzeń oraz wprowadzenie przede wszystkim do miksu paliwowego – gazu, jako podstawowego paliwa oraz oleju i energii elektrycznej zapewni optymalną pracę elektrociepłowni.

Źródło: PGE EC
Fot. PGE EC

INSTAL KRAKÓW Z UMOWĄ Z PGE EC

714 0

Elektrociepłownia Wrotków w Lublinie, należącą do PGE EC planuje budowę nowych kotłów wodnych gazowo-olejowych. Za inwestycję ma odpowiadać Instal Kraków.

6 grudnia 2021 r. Instal Kraków S.A. podpisała z PGE Energia Ciepła S.A. umowę o wykonanie Prac Projektowych, Robót, w tym Robót budowlano-montażowych, Dostaw i Usług niezbędnych do zaprojektowania, wybudowania i przekazania do użytkowania przedsięwzięcia pod nazwą „Zaprojektowanie i budowa instalacji kotłów wodnych gazowo-olejowych w PGE EC S.A. Oddział Elektrociepłownia w Lublinie Wrotków”.

Wartość Umowy wynosi 96,4 mln zł brutto.

Źródło: GPW
Fot. PGE EC

TAURON ZMODERNIZUJE HYDROELEKTROWNIE WE WROCŁAWIU

443 0

TAURON przeznaczy ponad 18 mln zł na unowocześnienie hydroelektrowni we Wrocławiu. Dzięki projektowi zwiększona zostanie produkcja energii i sprawność elektrowni Wrocław II. Projekt realizowany jest ze wsparciem Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

TAURON przy wsparciu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej zmodernizuje hydroelektrownię Wrocław II. Całość projektu opiewa na kwotę ponad 18 mln zł, z czego ponad 6 mln zł pozyskane zostanie z dofinansowania.

– Niezakłócone dostawy prądu to podstawa działania gospodarki i codzienności każdego z nas. Hydroenergetyka może istotnie zwiększyć stabilność polskiego systemu elektroenergetycznego w sytuacji, gdy w polskim miksie energetycznym dynamicznie wzrasta udział odnawialnych źródeł energii. Dlatego takie inwestycje jak ta wrocławska są dla Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, głównej instytucji finansującej transformację energetyczną, kluczowe – podkreśla wiceprezes NFOŚiGW Artur Michalski. – W ostatnich kilku latach udało nam się rozwinąć opartą na OZE energetykę prosumencką, równolegle musimy wspierać inwestycje, które – tak jak wrocławska hydroelektrownia pozwalają stabilizować system elektroenergetyczny i są przyjazne dla środowiska – uzupełnia wiceprezes Michalski.

Zgodnie z założeniami prace przyczynią się do wzrostu produkcji energii elektrycznej w elektrowni do ok. 5,5 GWh rocznie. Dzięki przeprowadzonym pracom ulegnie poprawie stan techniczny infrastruktury, bezpieczeństwo produkcji i obsługi elektrowni. Dodatkowo projekt przewiduje pełną automatyzację turbozespołów oraz pracy czyszczarki krat. Projekt zostanie zrealizowany do końca kwietnia 2024 r.

– Inwestycje w jednostki OZE, także te znajdujące się już w miksie energetycznym Grupy, stanowią jeden z priorytetów Zielonego Zwrotu TAURONA. Modernizacja hydroelektrowni Wrocław II doprowadzi do spadku emisji CO2 w bilansie energetycznym o blisko 120 t rocznie – mówi Artur Michałowski, pełniący obowiązki prezesa zarządu TAURON Polska Energia.

Zakres prac obejmuje m.in. modernizację turbozespołów nr 5 i 6, infrastruktury technicznej, jazu klapowego oraz czyszczarki krat. Dodatkowo remont przejdzie też sam zabytkowy budynek elektrowni.

Jednostka Wrocław II zlokalizowana jest na cyplu Kępy Mieszczańskiej, jednej z wysp na Odrze. Powstała w 1925 roku i z uwagi na typ budowli hydrotechnicznych, architekturę oraz wyposażenie maszynowni traktowana jest jako modelowe rozwiązanie techniczno-funkcjonalne zawodowej elektrowni wodnej z tego okresu.

Architektura obiektu, zwanego także Elektrownią Północną jest przykładem stylu „Neues Bauen” lat 20 XX wieku. Charakteryzuje się naturalną ceglaną elewacją, kryjącą żelbetonową konstrukcję. Wewnątrz zainstalowane są dwie turbiny Francisa o osiach pionowych z generatorami Siemensa z 1924 r.

– Ta modernizacja to kolejny przykład dobrej praktyki łączenia tradycji z nowoczesnością. Przy zachowaniu historycznych i architektonicznych walorów obiektu uzyskamy zwiększenie produkcji energii elektrycznej w stosunku do stanu obecnego. Dzięki przeprowadzonym pracom i wprowadzonej automatyzacji poprawimy stan techniczny obiektu i bezpieczeństwo produkcji. Zielony Zwrot TAURONA to strategia zrównoważonego rozwoju, która cele biznesowe realizuje z poszanowaniem aspektów przyrodniczych, historycznych i kulturowych – tłumaczy Przemysław Mandelt, prezes zarządu TAURON Ekoenergia.

TAURON eksploatuje 34 elektrownie wodne z czego 11 to elektrownie zbiornikowe, a 23 przepływowe. Oprócz wytwarzania energii elektrycznej 8 z 11 obiektów zbiornikowych pełni kluczową rolę w ochronie przeciwpowodziowej regionów, w których się znajdują, tj. na ziemiach województw dolnośląskiego, opolskiego i małopolskiego.

Moc zainstalowana w elektrowniach wodnych TAURONA wynosi 132,944 MW. Średniorocznie elektrownie wodne Grupy wytwarzają blisko 358 tyś MWh energii elektrycznej, co pokrywa zapotrzebowanie roczne ponad 140 tyś gospodarstw domowych.

Źródło: Tauron
Fot. Tauron

TIRU WYBUDUJE BLOK ENERGETYCZNY W KROŚNIE

561 0

Firma TIRU (wcześniej Dalkia Wastenergy) dołączyła do Grupy PAPREC. W Krośnie będzie odpowiadać za zaprojektowanie, budowę i uruchomienie bloku energetycznego o mocy 10 Mw, bazującego na paliwach z frakcji energetycznej odpadów komunalnych dla MPGK Krosno – informuje portal terazkrosno.pl.

Wywodząca się z Francji Grupa PAPREC jest liderem w obszarze recyklingu. Grupa działa w całym łańcuchu wartości gospodarki odpadami: od zbiórki odpadów od klientów – lokalnych samorządów i przedsiębiorstw – po sprzedaż surowców odzyskanych poprzez recykling, zarządzanie odpadami końcowymi i przetwarzanie odpadów na energię.

Przejęcie firmy TIRU wzmocni kompetencje Grupy właśnie w tym ostatnim obszarze. Jako podmiot działający w obszarze gospodarki o obiegu zamkniętym, TIRU oferuje pełną gamę rozwiązań do odzysku w tym: produkcji energii, odzysku biologicznego czy produkcji surowców z odpadów. Na poziomie Grupy, TIRU wejdzie w skład oddziału PAPREC Energies zatrudniającej na całym świecie 1500 pracowników, przy rocznym obrocie 300 milionów Euro.

Firma TIRU realizuje obecnie w Polsce dwa projekty. W 2018 r. firma weszła w skład konsorcjum odpowiedzialnego za zaprojektowanie, budowę i eksploatację w formule PPP Zakładu Termicznego Przekształcania Odpadów Port Czystej Energii w Gdańsku.

We wrześniu 2021 firma, w ramach konsorcjum kierowanego przez firmę INSTAL WARSZAWA S.A., podpisała z kolei z Krośnieńskim Holdingiem Komunalnym umowę na zaprojektowanie, budowę i uruchomienie nowej instalacji opalanej paliwem alternatywnym wytworzonym na bazie pozostałości z sortowania odpadów (tzw. RDF). Zgodnie z zasadami gospodarki o obiegu zamkniętym energia cieplna produkowana w nowym bloku będzie zasilać miejską sieć ciepłowniczą, przyczyniając się w ten sposób do dekarbonizacji miejskiego mixu energetycznego. Odpady pochodzące z regionu, będą przetwarzane lokalnie, co wpłynie na ograniczenie śladu węglowego związanego z transportem.

– Cieszymy się z decyzji miasta Krosno, które powierzyło nam realizację instalacji termicznego przekształcania odpadów. Po partnerstwie publiczno-prywatnym w Gdańsku, nowa inwestycja w Krośnie potwierdza, że TIRU potrafi dostarczać rozwiązania szyte na miarę, dostosowane do polskiego rynku, w sposób efektywny kosztowo – mówi Barthélémy Fourment, International Sales Director at TIRU.

Po raz pierwszy w Polsce, w nowej instalacji w Krośnie, wykorzystany zostanie wysokoefektywny piec wahliwy ROCK. Opatentowana przez TIRU technologia została do tej pory wykorzystana w 33 zakładach przetwarzania odpadów na świecie, a w dwóch kolejnych jest obecnie wdrażana. Docelowo przepustowość instalacji termicznego przekształcania odpadów w Krośnie ma sięgnąć 22 tys. ton/rok, a koniec inwestycji zaplanowany został na ostatni kwartał 2024 roku.

– Nowa instalacja do termicznego przetwarzania odpadów to korzyści zarówno dla miasta, jak i mieszkańców. W perspektywie pozwoli nam ona na efektywne gospodarowanie odpadami, które nie tylko nie będą zalegały na lokalnych składowiskach, ale zostaną wykorzystane do produkcji ciepła dla mieszkańców. Szacujemy, że w ciągu roku produkowana w ten sposób energia cieplna zaspokoi ponad 50% zapotrzebowania miasta Dzięki termicznemu przekształcaniu odpadów zredukujemy też wykorzystanie węgla – powiedział Janusz Fic, prezes Krośnieńskiego Holdingu Komunalnego.

Odzysk energii pochodzącej z posortowanych odpadów, które nie nadają się do dalszego przetworzenia i recyklingu, stanowi alternatywę dla tradycyjnych paliw kopalnych. Paliwa alternatywne, których produkcja w Polsce jest coraz bardziej znacząca, zastępują w szczególności węgiel, który wciąż jest jednym z kluczowych surowców, na których opiera się polska energetyka. Rozwiązania oferowane przez firmę TIRU, należącą do Grupy PAPREC, w zakresie odzysku energii z odpadów, wspierają samorządy oraz inne podmioty w zakresie transformacji i efektywności energetycznej, w osiąganiu celów zrównoważonego rozwoju w ramach transformacji energetycznej.

Źródło: terazkrosno.pl
Fot. Pixabay

OPOLE STAWIA KOLEJNY KROK DO CZYSTSZEGO POWIETRZA

497 0

W elektrociepłowni ECO w Opolu przy ul. Harcerskiej zakończyła się właśnie budowa instalacji odazotowania spalin. To jeden z etapów budowy ekologicznej technologii, która pozwoli na znaczące ograniczenie ilości zanieczyszczeń gazowych i pyłów powstających w procesie produkcji energii.

ECO przygotowywało się do realizacji tej inwestycji od kilku lat. Realizację zadania poprzedził montaż na opolskich kotłach ciepłowniczych aż dwóch pilotażowych instalacji badawczych.

– Pierwszy z projektów badawczych zrealizowaliśmy wspólnie z firmą SBB – mówi Mirosław Romanowicz członek zarządu ds. operacyjnych ECO – kolejny, został zrealizowany wspólnie z konsorcjum Instytutu Energetyki i firmy Budimex. Projekty badawcze zakładały budowę zarówno samodzielnych układów odazotowania jak i innowacyjnej instalacji odsiarczania i odazotowania w jednym procesie. Niestety badania nie przyniosły spodziewanych rezultatów techniczno – ekonomicznych, jednak dały nam ogląd dostępnych technologii.

Wnioski płynące z badań wyznaczyły kierunki realizacji nowej instalacji oczyszczania spalin. Mając na uwadze zebrane doświadczenia oraz przegląd rynku wykonawców ECO ogłosiło przetargi na budowę poszczególnych instalacji, które co prawda ze sobą współpracują, jednak stanowią odrębne, niezależne zespoły funkcjonalne.

– Ogłosiliśmy postępowanie przetargowe nie wykluczając żadnej z technologii – mówi Paweł Krawczyk członek zarządu ds. ekonomicznych ECO – postawiliśmy jednak na rozwiązania sprawdzone w dużej energetyce, a przy tym uzasadnione ekonomicznie. Wyodrębnienie poszczególnych instalacji jako osobnych zadań ma też tą przewagę, że możemy opierać się na najlepszych rozwiązaniach, bez konieczności korzystania z rozwiązań pakietowych.

Instalacja odazotowania jest zabudowana w kotle wodnym i kotle parowym, które w kolejnych latach będą stanowiły podstawowe jednostki produkujące ciepło na potrzeby miasta. W drugim etapie zbudowana zostanie nowa instalacja odpylania i odsiarczania. Inwestycja ta wymaga ingerencji w przewody spalinowe, będzie bowiem pracować pomiędzy kotłami a kominem. Termin realizacji tego zadania musi być ściśle powiązany z temperaturą zewnętrzną i wynikającym z nich zapotrzebowaniem na produkcję ciepła – te prace będą miały swoją kulminację w lecie 2022r. Zwieńczeniem inwestycji będzie zabudowa układu do ciągłego monitoringu emisji zanieczyszczeń.

– Zakończenie pierwszego etapu tej inwestycji pozwoli nam już w sezonie 2021/2022 znacząco zredukować emisję tlenków azotu NOx – dodaje Mirosław Romanowicz – osiągniemy poziomy gwarantowane nieprzekraczające 250 mg/ Nm3.

Wykonawcą instalacji odazotowania jest firma ERC Technic z konsorcjum podwykonawców. Cała inwestycja związana z budową nowej instalacji oczyszczania spalin będzie sfinansowana ze środków własnych ECO. Realizacja pierwszego etapu kosztowała niemal 5 mln zł.

– Łączny planowany koszt całego zamierzenia inwestycyjnego to około 25 mln zł – mówi Paweł Krawczyk – Wydatki na modernizacje w zakresie ochrony środowiska, choć spore, nie będą miały znaczącego wpływu na ceny w branży ciepłowniczej. Dominującym elementem wpływającym na ceny ciepła pozostają wciąż koszty paliwa na rynkach lokalnych i światowych, jak również koszt zakupu uprawnień do emisji CO2.

ECO planuje, że kompletna instalacja oczyszczania spalin będzie pracować w Opolu od początku 2023 roku.

Źródło: ECO SA
Fot. ECO SA

BIPROMET ZAPROJEKTUJE NOWOCZESNĄ KOTŁOWNIĘ GAZOWĄ W KIELCACH

496 0

Jako generalny projektant śląska spółka przygotuje m.in. projekt podstawowy, projekt budowlany oraz projekty wykonawcze. Zajmie się również uzyskaniem niezbędnych pozwoleń administracyjnych. Elektrociepłownia Kielce należy do PGE Energia Ciepła S.A., a generalnym wykonawcą tej wartej 55 milionów złotych inwestycji jest SBB Energy S.A.

– Zaprojektujemy nowoczesną i wydajną kotłownię gazową, która zapewni produkcję ciepła i energii elektrycznej w sposób efektywny i przyjazny dla miasta i jego mieszkańców. Ta inwestycja to jeden z kluczowych etapów na drodze do wytwarzania energii opartej na paliwach nisko- i zeroemisyjnych w Kielcach – powiedział Marcin Gut, dyrektor ds. technicznych Bipromet S.A.

Po zakończeniu inwestycji w kieleckiej elektrociepłowni będzie pracować zespół pięciu kotłów wodnych zasilanych gazem ziemnym o mocy 32 MWt każdy.

Bipromet S.A. specjalizuje się w realizacji projektów z branży przemysłowej i energetycznej i jest jedną z nielicznych firm w Polsce, które są w stanie zaoferować szeroki wachlarz komplementarnych usług projektowych i budowlanych. Spółka prowadzi studia i analizy, przygotowuje dokumentacje potrzebne do uzyskania pozwolenia na budowę, opracowuje projekty wykonawcze oraz nadzoruje ich realizację, również w formule „pod klucz”. Dzięki wykorzystywaniu najnowszych rozwiązań informatycznych, w tym BIM (building information modeling), spółka jest jednym z wiodących biur projektowo-wdrożeniowych w Polsce.

Źródło: BIPROMET SA
Fot. PGE EC

ELEKTROCIEPŁOWNIA PGE EC W GORZOWIE REZYGNUJE Z WĘGLA

589 0

W gorzowskim Oddziale PGE Energia Ciepła z Grupy PGE powstanie kotłownia rezerwowo-szczytowa o mocy 62 MWt. Inwestycja będzie kosztować ponad 40 mln zł i pozwoli na całkowite odejście od spalania węgla w elektrociepłowni. Nowa kotłownia ma zostać przekazana do eksploatacji do końca 2023 roku.

Planowana inwestycja oznacza całkowite wycofanie z eksploatacji kotła węglowego. Aby było to możliwe, będzie musiała powstać nowa jednostka wytwórcza, która zapewni niezbędną moc cieplną na pokrycie potrzeb lokalnego rynku ciepła. W tym celu postanowiono wybudować kotłownię rezerwowo-szczytową o mocy 62 MWt, w której paliwem podstawowym będzie gaz.

– Jako producent ciepła i energii elektrycznej jesteśmy nieodłączną częścią miast, w których prowadzimy działalność. Naszą ambicją jest mieć do roku 2030 co najmniej 70 proc. ciepła wytwarzanego z paliw nisko bądź zeroemisyjnych. Aby to osiągnąć w naszych elektrociepłowniach prowadzimy projekty inwestycyjne zmierzające do całkowitego wyeliminowania węgla w procesie produkcji. Prowadzone przez nas działania mają na celu przede wszystkim zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego w miastach, w których działamy, a także poprawę jakości powietrza, co w konsekwencji przekłada się na zdrowie mieszkańców – powiedział Maciej Jankiewicz, wiceprezes zarządu PGE Energia Ciepła.

W ramach projektu powstanie m. in. budynek kotłowni na terenie elektrociepłowni, stacja przygotowania gazu, dwa kotły oraz niezbędna infrastruktura, w tym rurociągi oraz instalacje elektryczne. Podstawowym paliwem ma być wysokometanowy gaz systemowy. Koszt inwestycji przekroczy 40 mln zł.

– Budowa kotłowni szczytowo-rezerwowej jest ważnym elementem programu inwestycyjnego gorzowskiej elektrociepłowni PGE Energia Ciepła. Ta inwestycja pozwoli na całkowite wyłączenie z eksploatacji kotła węglowego do końca 2023 roku. Wpłynie to pozytywnie nie tylko na jakość powietrza w mieście, ale także na poprawę efektywności wytwarzania energii elektrycznej oraz ciepła naszej elektrociepłowni – powiedział Wojciech Dobrak, dyrektor PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Gorzowie Wielkopolskim.

Wykonawcą inwestycji jest Bipromet S.A. z Katowic, który zaprojektuje oraz wybuduje cały obiekt w formule „pod klucz”. Prace potrwają do końca 2023 roku.

Gorzowski Oddział PGE Energia Ciepła jest liderem transformacji energetycznej w sektorze ciepłownictwa. To tutaj powstał pierwszy w Polsce blok gazowo-parowy w 1999 roku. Z kolei w 2017 roku oddano drugi – jeden z najnowocześniejszych w całym kraju. Dzięki tym inwestycjom mieszkańcy Gorzowa Wielkopolskiego mają zapewnione nieprzerwane dostawy ciepła oraz ciepłej wody użytkowej, przy spełnieniu nawet najbardziej restrykcyjnych norm środowiskowych.

Źródło: PGE EC
Fot. PGE EC

VEOLIA URUCHAMIA AKUMULATOR CIEPŁA W POZNANIU

573 0

W tegorocznym sezonie grzewczym miejską sieć ciepłowniczą w Poznaniu wesprze nowa inwestycja – akumulator ciepła. Akumulator, niczym wielki termos zmagazynuje nadwyżki ciepła, które będą dystrybuowane przy wzroście zapotrzebowania mieszkańców na energię cieplną. Dzięki temu zmniejszy się zużycie węgla i oleju w procesie produkcji, a także zredukowana zostanie emisja CO2 do atmosfery.

Veolia Energia Poznań dostarcza ciepło do ponad 60 proc. mieszkańców miasta. Ostatnio na terenie Elektrociepłowni Karolin spółka wybudowała akumulator ciepła. To zbiornik w kształcie walca, który ma 63 metry wysokości i 24 metry średnicy. Może pomieścić 24 tys. m3 wody, czyli tyle, ile mieści się w ośmiu basenach olimpijskich. W efekcie poznański system dystrybucji ciepła zyska większą elastyczność, a także obniży się jego awaryjność dzięki zmagazynowaniu blisko 4 000 GJ energii. Temperatura wody w akumulatorze ciepła wynosi 98˚C.

Akumulator poprawi bezpieczeństwo dostaw i efektywność miejskiej sieci ciepłowniczej. Dzięki nowoczesnemu magazynowi ciepła zmniejszone zostanie zużycie węgla w procesie produkcji o 11,5 tys. ton rocznie (czyli ponad 190 wagonów mniej węgla), a oleju opałowego lekkiego o 310 ton rocznie (taka ilość wystarczyłaby do ogrzania ponad 200 energooszczędnych domów o powierzchni 150 m2). Nowa inwestycja pozwoli także zredukować emisję CO2 do atmosfery o 24 tys. ton rocznie – to jakby posadzić 4 mln dorodnych drzew.

Nowa inwestycja to nie tylko jeden z kluczowych elementów dekarbonizacji w Poznaniu, ale też ważny wkład w transformację energetyczną w szerszym wymiarze.

Najważniejszym zobowiązaniem Grupy Veolia w Polsce jest osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 r. Veolia wdraża plan transformacji ekologicznej, który zakłada zmianę miksu paliwowego i całkowitego odejścia od węgla, a także poprawę efektywności. Efektywność energetyczna jest naszym priorytetem. Dlatego inwestycja w Poznaniu, akumulator ciepła, wpisuje się w naszą strategię. Cieszymy się, że to rozwiązanie będzie służyć mieszkańcom Poznania w poprawie bezpieczeństwa dostaw ciepła – mówi prezes Frédéric Faroche.

Jak działa akumulator?

Akumulator wyrównuje pracę elektrociepłowni w cyklu dobowym, umożliwiając zwiększenie produkcji w kogeneracji. Taki system akumulacji ciepła umożliwia także uniknięcie konieczności użycia urządzeń szczytowych, czyli takich o dużej mocy, które wspomagają wytwarzanie ciepła, kiedy gwałtownie wzrasta na nie zapotrzebowanie mieszkańców.

W trakcie jego ładowania gorąca woda jest podawana do górnej części zbiornika, przy jednoczesnym odbiorze zimnej wody z dolnej jego części. W ten sposób warstwa pośrednia między gorącą i zimną wodą przesuwa się do dolnej części zbiornika, co zwiększa ilość ciepła zmagazynowanego w akumulatorze (poziom wody w zbiorniku praktycznie się nie zmienia). Natomiast, rozładowanie akumulatora odbywa się przez odbiór gorącej wody z górnej części i podawanie schłodzonej wody do dolnej części zbiornika. Wówczas warstwa pośrednia przesuwa się w ku górze. Optymalizacja pracy zbiornika jest zapewniona dzięki specjalistycznemu oprogramowaniu i układowi sterowania. Akumulator w Poznaniu jest drugim w Polsce pod względem pojemności po zbiorniku w EC Siekierki (30 tys. m3), wyprzedzając EC w Bielsku-Białej (20 tys. m3), Elektrownię Ostrołęka (13 tys. m3) i EC Toruń (12 tys. m3).

Budowa akumulatora ciepła uzyskała dofinansowanie ze środków Unii Europejskiej jako jedno z zadań projektu “Wykorzystanie wysokosprawnej kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe”, prowadzone w ramach Zintegrowanych Inwestycji Terytorialnych. Całkowite nakłady wyniosły 41,7 mln zł, a wspomniane dofinansowanie przyznane przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej – blisko 21 mln zł.

Źródło: Veolia
Fot. Veolia