Home Archive by category Ciepło systemowe (Page 4)

Ciepło systemowe

ECO W GAZIE!

398 0

Dobiega końca realizacja dwóch dużych zadań inwestycyjnych w ECO, będących częścią szerszego projektu gazowego. Dzięki oddanym do użytku kotłom gazowym spadnie emisja CO2 i innych zanieczyszczeń powietrza. 

Montowane obecnie w GK ECO jednostki gazowe są przystosowane do współspalania w nich wodoru.

W Żarach została  uruchomiona i przekazana do eksploatacji kotłownia gazowa o mocy 5,5 MW. Kotłownia została wykonana przez ECO Serwis – spółkę z GK ECO specjalizującą się w realizacji zadań remontowych i inwestycyjnych. 

– Obiekt kotłowni wraz z nowoczesnym kotłem kondensacyjnym firmy Loss-Bosch zlokalizowany został w pobliżu istniejącej kotłowni węglowej przy ul. Fabrycznej. Jest technologicznie połączony zarówno z nowym układem kogeneracyjnym, jak i z istniejącymi kotłami węglowymi. Zrealizowana inwestycja pozwoli na stopniowe ograniczanie produkcji ciepła z węgla dla systemu ciepłowniczego miasta Żary, na rzecz zdecydowanie mniej emisyjnego paliwa gazowego – mówi Mirosław Romanowicz, członek zarządu ECO ds. operacyjnych.

– Nowe źródło pozwoli na płynne dostosowanie pracy jednostek wytwórczych do sytuacji ekonomicznej na rynku paliw, poprawi elastyczność wytwarzania ciepła oraz ułatwi współpracę nowego układu kogeneracyjnego z miejskim systemem ciepłowniczym – mówi Paweł Krawczyk, członek zarządu ECO ds. ekonomicznych. 

Zrealizowana w Żarach inwestycja jest pierwszą z całego programu zwiększenia wykorzystania paliwa gazowego w systemach ciepłowniczych GK ECO. Kolejnym źródłem ciepła, które doposażone zostało w nowy kocioł to ciepłownia systemowa z Kętach. To gazowy kocioł kondensacyjny Loss-Bosch o mocy 2,7 MW. 

– Budowa realizowana jest siłami własnymi Oddziału Śląskiego ECO przy udziale podwykonawców zewnętrznych dla robót kubaturowych i specjalistycznych – mówi Mirosław Romanowicz – Dodatkowo w ciepłowni w Kętach trwają prace nad ponownym uruchomieniem zainstalowanego tam kotła gazowego Babcock. Cały projekt realizowany w Kętach ma za zadanie dostosowanie mocy źródła do rzeczywistych potrzeb odbiorców, znaczne ograniczenie emisji CO2, poprawę sprawności wytwarzania oraz zastąpienie nowymi jednostkami mocno wysłużonego kotła WR-25.

Oba zamierzenia inwestycyjne są pierwszymi z całego portfela projektów gazowych ECO, które obejmą także źródła w Kluczborku, Opolu i Jelczu Laskowicach. 

– Nadrzędnym celem wszystkich zamierzeń inwestycyjnych GK ECO jest ograniczanie emisji CO2 i innych zanieczyszczeń powietrza oraz zwiększenie elastyczności wytwórczej poprzez dywersyfikację paliwową – mówi Paweł Krawczyk. – Dzięki realizowanym obecnie projektom w kolejnych latach możliwa będzie dalsza konwersja źródeł ciepła GK ECO poprzez zabudowę układów kogeneracyjnych – dodaje członek zarządu ds. ekonomicznych ECO.

KU PRZYSZŁOŚCI. JAK SIĘ ZMIENIA POLSKIE CIEPŁOWNICTWO

917 0

Kryzys energetyczny, którego nadal doświadczamy w Polsce i Europie, to szansa na przyspieszenie transformacji sektora ciepłowniczego.

Ciepłownictwo systemowe, jak cała energetyka, stoi przed ambitnymi wyzwaniami wynikającymi z jednej strony z sytuacji gospodarczej i politycznej na kontynencie, z drugiej zaś strony – z wymogami unijnymi odnośnie do celów klimatycznych.

Zadania dla branży

Priorytetem jest dekarbonizacja ciepłownictwa systemowego, przy zachowaniu jego konkurencyjności cenowej. Horyzont czasowy to rok 2050, kiedy wszystkie budynki w Unii Europejskiej, zarówno mieszkalne, jak i użyteczności publicznej, mają spełniać wymóg bezemisyjności. Ten unijny cel przekłada się na dostarczanie ciepła, które nie jest wytwarzane w oparciu o paliwa kopalne.

Ciepło systemowe ogrzewa 42 proc. gospodarstw w Polsce

Zgodnie z danymi URE udział odnawialnych źródeł energii kształtuje się w tej chwili na poziomie około 10 proc. W przygotowywanej nowelizacji dotyczącej OZE dyrektywy Red III zapisano dynamiczny wzrost w systemach ciepłowniczych udziału odnawialnych źródeł o 2,2 pp rocznie. W Sejmie tymczasem znajduje się nowelizacja polskiej ustawy o OZE, do której dopiero ma zostać zaimplementowana dyrektywa Red II! Tymczasem udział OZE w 2030 roku dla całej UE w trzech energochłonnych sektorach – przemyśle, w tym energetyce oraz budynkach i transporcie – powinien osiągnąć ambitny poziom 42,5 proc. 

Jak wynika z raportu URE, obecnie w Polsce 90 proc. OZE stanowi biomasa. Czas na dywersyfikację nośników energii – mocniejsze postawienie na geotermię, produkcję biometanu i opracowanie technologii, która pozwoli na zatłaczanie go do sieci gazowych, oddawanie do użytku instalacji termicznego przekształcania odpadów (rocznie produkujemy około 14 mln ton odpadów komunalnych, z czego 4 mln ton nadają się do przekształcenia), wykorzystywanie w większym stopniu ciepła odpadowego, np. z przemysłu czy serwerowni. Ważnym celem dla IGCP i ciepłowników jest zrównanie ciepła z odpadów i ciepła odpadowego pod względem prawnym. Obecnie tylko część biodegradowalna odpadów (szacowana na około 40 proc.) jest traktowana jako OZE.  

Rozwój energetyki wiatrowej i fotowoltaiki wymusi budowę magazynów ciepła: nie tylko dobowych, ale także sezonowych. Do systemu ciepłowniczego są włączane instalacje fotowoltaiczne czy pompy ciepła. Z drugiej zaś strony – zmienia się zakres usług świadczonych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze: są tworzone rozwiązania wyspowe dla źródeł OZE niepowiązanych z systemem ciepłowniczym.  

Kolejnym kluczowym warunkiem dla przeprowadzenia transformacji, która wymaga olbrzymich nakładów, jest poprawa rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych. Tylko poprawa rentowności zapewni wkład własny – konieczny, by móc skorzystać z zewnętrznych źródeł finansowania.

Strategiczne wyzwania dla sektora ciepłowniczego


*odchodzenie od węgla, zwiększanie udziału OZE i ciepła odpadowego;
*poprawa kondycji ekonomicznej przedsiębiorstw;
*zwiększenie efektywności energetycznej budynków;
*zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego.

Jak pokazuje przygotowany przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie raport „Czyste Ciepło”, wiele przedsiębiorstw ciepłowniczych realizuje ambitne projekty modernizacyjne, implementując nowoczesne technologie i rozwiązania. Te inwestycje wymagają czasu, zapewnienia źródeł finansowania, a także wsparcia legislacyjnego i instytucjonalnego. Branża tymczasem nadal czeka na rozwiązania systemowe – opracowanie strategii dla ciepłownictwa systemowego, która wskazałaby kierunki transformacji i zakres konkretnych zmian.

Nowe wymagania dotyczące budynków

Od 2026 roku budynki użyteczności publicznej, a od 2028 roku wszystkie nowe budynki mieszkalne mają być zasilane bezemisyjnie (czyli ciepłem produkowanym z OZE albo ciepłem odpadowym). Parlament Europejski (PE) przyjął zapis, że budynki nowe i po głębokiej termomodernizacji mogą być także ogrzewane ciepłem produkowanym w systemach ciepłowniczych spełniających warunek efektywnego systemu ciepłowniczego. PE przygotowuje też korzystną nowelizację dyrektywy dotyczącej efektywności energetycznej, która potwierdza, że do 2045 roku również produkcja ciepła w wysokosprawnej kogeneracji będzie pozwalała na zaliczenie systemu ciepłowniczego do efektywnego. Obecnie, około 20 proc. przedsiębiorstw ciepłowniczych spełnia warunek efektywnego systemu. Polityka energetyczna Polski (PEP 2040) zakłada, że w 2030 roku takich systemów będzie 80 proc.

Efektywny energetycznie system ciepłowniczy, zgodnie z obecną definicją (nowa zacznie obowiązywać po przyjęciu dyrektywy o efektywności energetycznej), to taki, w którym wykorzystuje się co najmniej w 50 proc. energię z odnawialnych źródeł energii lub w 50 proc. ciepło odpadowe, lub w 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji, lub w 50 proc. połączenie źródeł energii i ciepła, o których mowa wyżej.

Cały czas otwartą kwestią pozostaje nowelizacja systemu handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla, a tymczasem w ciągu 4–5 lat ma zostać wprowadzony odrębny system, tzw. ETS 2 dla budynków ogrzewanych paliwami kopalnymi oraz transportu. To rozwiązanie wymusi  m.in poprawę efektywności energetycznej budynków poprzez ich głęboką termomodernizację oraz ma zapewnić środki na ochronę gospodarstw domowych.  

Zgodnie z założeniami systemu ETS 2 dostawcy, sprzedawcy paliw kopalnych zostaną obciążeni kosztami emisji. Maksymalna cena uprawnień nie może przekroczyć 45 euro, co oznacza, że wszystkie budynki zasilane ciepłem produkowanym z paliw kopalnych, będą obciążone dodatkowym podatkiem. Jednocześnie zapowiedziano stworzenie społecznego funduszu w wysokości 76,7 mld euro, z czego około 17 proc. środków ma być przeznaczone dla Polski, m.in. osłonowo dla gospodarstw domowych dotkniętych podwyżkami cen ciepła czy energii elektrycznej. Od 2026 do 2030 roku przedsiębiorstwa ciepłownicze będą mogły dodatkowo pozyskiwać 30 proc. darmowych uprawnień (ich równowartość kwotową muszą przeznaczyć na inwestycje redukujące emisję dwutlenku węgla). Warunkiem ich otrzymywania będzie opracowany, a następnie realizowany, program inwestycyjny redukujący emisję dwutlenku węgla.

Ciepło systemowe dla zdrowia i klimatu

Główną przyczyną zanieczyszczenia powietrza w Polsce jest niska emisja z nieocieplonych budynków. Instytut Certyfikacji Emisji  Budynków (ICEB) szacuje, że w okresie zimowym około 97 proc. Polaków jest narażonych na duże i bardzo duże stężenia szkodliwych substancji w powietrzu. Dlatego też jednym z założeń PEP 2040 jest, aby w 2030 roku wszystkie budynki korzystały z ciepła systemowego albo ze źródeł energii zero- lub niskoemisyjnych.

Ciepło systemowe odgrywa bowiem istotną rolę w redukcji emisji dwutlenku węgla i walce ze smogiem. Sektor w znikomym stopniu odpowiada za niską emisję, a co więcej w ciągu ostatnich kilkunastu lat znacznie ograniczył emisję szkodliwych substancji do atmosfery, głównie pyłów (o 89,24 proc.), dwutlenku siarki (o 80,84 proc.), tlenków azotu (o 59,68 proc.), emisja zaś dwutlenku węgla obniżyła się o około 15,54 proc. (za raportem URE „Energetyka cieplna w liczbach” 2021).

Warto zwrócić uwagę na wyniki certyfikacji przedsiębiorstw ciepłowniczych prowadzonej przez ICEB. Pokazują one, ile razy ciepło systemowe służące do ogrzewania budynku i przygotowania ciepłej wody użytkowej generuje mniej zanieczyszczeń do środowiska naturalnego, szczególnie pyłów zawieszonych i wielopierścieniowych węglowodorów aromatycznych, w porównaniu z referencyjnym budynkiem zasilanym z lokalnej kotłowni węglowej.   

Certyfikaty „PreQurs” potwierdzają, że ciepło systemowe jest nierozerwalnie związane z ograniczeniem szkodliwych dla zdrowia Polaków emisji.

Źródło: Magazyn Ciepła Systemowego

W GDYŃSKIEJ ELEKTROCIEPŁOWNI TRWA BUDOWA KOTŁOWNI REZERWOWO-SZCZYTOWEJ

427 0

W Elektrociepłowni gdyńskiej trwa budowa Kotłowni Rezerwowo-Szczytowej nr 2, w której w lutym br. PGE Energia Ciepła zainicjowała proces odchodzenia od węgla i przejścia na paliwo niskoemisyjne, czyli gaz. Zamontowane zostały już trzy kotły wodne – olejowo-gazowe o mocy 30 MW każdy, stanął komin dla nowego źródła wytwórczego, a budowa budynku kotłowni została już praktycznie zakończona.

– Budowa Kotłowni Rezerwowo-Szczytowej nr 2 w EC Gdynia to jedna z najważniejszych inwestycji w źródła niskoemisyjne na Pomorzu. Pozwoli ona na zredukowanie emisji CO2 o ponad 40 proc., czyli tyle ile wyniosłoby całkowite zatrzymanie transportu drogowego w Gdyni na 20 dni w ciągu roku – powiedziała Elżbieta Kowalewska, dyrektor PGE Energia Ciepła Oddział Wybrzeże w Gdańsku. – Plan Dekarbonizacji dla Elektrociepłowni Gdyńskiej zakłada, że do 2030 roku 70 proc. produkowanego ciepła będzie pochodziło z paliw innych niż węglowe, a do roku 2050 Elektrociepłownia Gdyńska stanie się zeroemisyjna – dodała Elżbieta Kowalewska.

Nowa Kotłownia Rezerwowo-Szczytowa nr 2 zastąpi największy ciepłowniczy kocioł węglowy, który przepracował od końca lat siedemdziesiątych ok. 100 tys. godzin. Jego trwałe wycofanie z eksploatacji przyniesie wymierne efekty ekologiczne: emisja tlenków siarki obniży się ponad 40-krotnie, tlenków azotu 10-krotnie, a pyłów 20-krotnie. Zużycie paliwa węglowego zmniejszy się o 20 tys. ton rocznie, w wyniku czego do Gdyni nie będzie już wjeżdżać 330 wagonów z węglem.

Ciepło z nowej kotłowni popłynie do mieszkańców Gdyni, Rumi, Kosakowa i Redy już podczas najbliższej zimy, a docelowe dla tej inwestycji paliwo gazowe przewidziane jest w Elektrociepłowni gdyńskiej w 2026 roku. Wartość inwestycji to ponad 100 mln zł.

Źródło: PGE EC

VEOLIA TERM ROZPOCZĘŁA PROCES WYCOFYWANIA SIĘ OD WĘGLA W KROTOSZYŃSKIEJ CIEPŁOWNI

241 0

Głównym celem projektu dekarbonizacji o nazwie Amber jest zmniejszenie zużycia węgla oraz redukcja emisji dwutlenku węgla, co przyczyni się do poprawy jakości powietrza dla mieszkańców miasta.

Zakończenie prac planowanych na lata 2023-2024 spowoduje, że ponad 25% ciepła będzie produkowane z użyciem niskoemisyjnych paliw gazowo-olejowych. Nowa instalacja ograniczy roczne zużycie węgla o 2100 ton oraz zmniejszy emisję dwutlenku węgla o 4400 ton, co odpowiada rocznemu wiązaniu przez lasy obszaru o powierzchni około 102 hektarów.

W pierwszym etapie projektu na terenie ciepłowni Veolia Zachód zostanie zainstalowany kocioł gazowo-olejowy o mocy 2,8 MWt. Dodatkowo, w ramach przedsięwzięcia zainstalowano układ ORC o mocy 0,125 MWe. Planowane jest również wybudowanie układu kogeneracji o mocy 1,1 MWt.

Modernizacja systemów ciepłowniczych stanowi element strategii dekarbonizacji Grupy Veolia w Polsce, której celem jest całkowite wyeliminowanie węgla do 2030 roku.

Zdjęcie: Veolia Term

NOWOCZESNA INSTALACJA GAZOWA JUŻ DZIAŁA

215 0

W Lidzbarku Warmińskim Veolia buduje efektywny energetycznie system ciepłowniczy. Celem prowadzonych działań jest zabezpieczenie dostaw ciepła oraz zmniejszenie zużycia węgla i redukcja emisji dwutlenku węgla.

1 czerwca br. w ciepłowni należącej do Veolii Północ oddano do użytku kotłownię gazową o mocy 2,8 MW oraz infrastrukturę dla układu wysokosprawnej, niskoemisyjnej kogeneracji gazowej o mocy 1 MW wraz ze stacją regazyfikacji LNG.

Powstała w ramach projektu „Perła” nowoczesna instalacja jest ważnym elementem lokalnego systemu ciepłowniczego, który zapewni 20 proc. ciepła z niskoemisyjnego źródła. Efektem jej funkcjonowania będzie ograniczenie w ciągu roku zużycia węgla o 19 proc. (o 1872 tony) oraz zmniejszenie emisji dwutlenku węgla o 6,6 proc. (o 1343 tony).

Inwestycja w Lidzbarku Warmińskim – kolejna realizowana w tym mieście – jest istotnym krokiem we wdrażaniu strategii dekarbonizacji Grupy Veolia w Polsce, która zakłada całkowite wyeliminowanie węgla do 2030 roku. W jej ramach Veolia term buduje efektywne energetycznie i jednocześnie przyjazne dla środowiska instalacje ciepłownicze w miastach, w których spółki z grupy prowadzą działalność.

– Powstała instalacja, która wykorzystuje niskoemisyjne paliwo gazowe oraz optymalizuje proces produkcji energii i ciepła w oparciu o wprowadzoną kogenerację, czyli równoczesne wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej. Projekt „Perła” jest modelowym przykładem sposobu, w jaki prowadzimy nasze projekty dekarbonizacyjne. Dobieramy technologie oraz paliwo w sposób najbardziej optymalny dla danej lokalizacji – podkreśla Magdalena Bezulska, prezes zarządu Veolii term.

Obecnie Grupa realizuje inwestycje pozwalające na odejście od węgla w kilkunastu polskich miastach, w których Veolia term prowadzi działalność.

– W każdym z miast kluczowa jest współpraca z samorządami. Lidzbark Warmiński jest doskonałym przykładem partnerskiej kooperacji władz miasta i biznesu, której efektem jest dostarczanie szytych na miarę rozwiązań uwzględniających lokalne potrzeby. Naszym celem jest stosowanie rozwiązań przyjaznych dla środowiska i przynoszących korzyści mieszkańcom, którym zapewniamy większe bezpieczeństwo dostaw czystszego ciepła – wyjaśnia prezes zarządu Veolii term.

Veolia term od 2019 roku realizuje projekty dekarbonizacyjne w należących do niej zakładach. W ramach procesu spółki należące do Grupy sukcesywnie wymieniają kotły węglowe i dywersyfikują miks paliwowy, w którym jest zwiększany udział gazu, biomasy i odnawialnych źródeł energii.  

Spółka aktywnie współpracuje z samorządem w realizowanym od 2022 roku projekcie Ciepłowni Przyszłości, dzięki któremu pod koniec 2023 roku 90 proc. energii w systemie ciepłowniczym zasilającym Osiedle Astronomów będzie pochodzić z odnawialnych źródeł energii.

– Veolia Północ od 2019 roku modernizuje instalacje i zastępuje aktualne źródła węglowe nowoczesnymi rozwiązaniami energetycznymi opartymi na źródłach sieciowych lub rozproszonych, z wykorzystaniem metod konwencjonalnych oraz OZE. Celem jest wyeliminowanie węgla w naszym miksie do 2030 roku. Konsekwentnie realizujemy kolejne kroki dekarbonizacji w Lidzbarku Warmińskim – oddana właśnie do użytku nowoczesna kotłownia gazowa i kogeneracja to dowód  naszej determinacji. Dzięki stworzeniu efektywnego energetycznie systemu projekt „Perła” pozwoli nam zagwarantować dostawy ciepła dla nowych klientów. Stanowi też dla nas referencję do realizacji podobnych inwestycji w innych ciepłowniach należących do naszej spółki – stwierdza Janusz Panasiuk, prezes zarządu Veolii Północ.

Veolia Północ i Urząd Miasta w Lidzbarku Warmińskim zawarły także umowę dotyczącą dzierżawy przyłącza energetycznego do ładowania elektrycznych autobusów zakupionych przez samorząd. Po uruchomieniu instalacji kogeneracyjnej i uzyskaniu koncesji na sprzedaż energii elektrycznej, autobusy miejskie będą zasilane energią elektryczną z Veolii. To przykład efektywnego modelu współpracy biznesu i samorządu w obszarach mających kluczowe znaczenie dla przyszłości lokalnych społeczności, w tym funkcjonowania nowoczesnych systemów ciepłowniczych czy komunikacji publicznej.

– Czyste powietrze, a także bezpieczeństwo i gwarancja stabilnych warunków dla dostaw energii i ciepła są kluczowymi kwestiami dla samorządu Lidzbarka Warmińskiego. Cieszę się, że proces modernizacji systemu ciepłowniczego miasta jest realizowany z pełnym zaangażowaniem naszych partnerów z Veolii. Dowodem jest otwarcie nowoczesnej instalacji, która zapewni czystszą energię dla mieszkańców, a w przyszłości także ekologiczne paliwo dla pojazdów komunikacji miejskiej – mówi Jacek Wiśniowski, burmistrz Lidzbarka Warmińskiego.

Źródło: Magazyn Ciepła Systemowego

TAURON ZAKOŃCZYŁ SEZON GRZEWCZY

236 0

254 dni trwał zakończony właśnie sezon grzewczy w aglomeracji śląsko-dąbrowskiej. Z ciepła sieciowego dostarczanego przez TAURON korzysta około 800 tysięcy mieszkańców regionu. Grupa wyprodukowała około 9,3 miliona GJ ciepła. W wyniku przyłączeń nowych budynków, moc cieplna dostarczana przez TAURON znacząco wzrosła.

– Nieustannie zachęcamy do korzystania z ciepła sieciowego, jako najbardziej ekologicznego źródła ogrzewania. Dzięki temu rozwiązaniu można wyeliminować dużą część małych i nieefektywnych źródeł domowych, które działają w oparciu o paliwa stałe. Prace związane z przyłączeniami nowych odbiorców do sieci ciepłowniczej trwają przez cały rok. Każde kolejne przyłączenie budynku oznacza mniej indywidualnych pieców i kominów, co ma bezpośredni wpływ na poprawę jakości powietrza w naszym regionie – wyjaśnia Paweł Szczeszek, prezes Grupy TAURON.

TAURON wyprodukował w zakończonym właśnie sezonie około 9,3 mln GJ ciepła. Natomiast sprzedaż ciepła w sezonie grzewczym do klientów końcowych wyniosła 11,3 mln GJ. W wyniku przyłączeń nowych budynków, moc cieplna dostarczana przez TAURON Ciepło w 2022 roku wzrosła o 38 MWt.

Warto pamiętać, że z ciepła sieciowego można korzystać przez cały rok – zarówno do celów ogrzewania mieszkań jak i do ogrzewania ciepłej wody sieciowej. Klienci TAURONA, czyli głównie spółdzielnie i wspólnoty mieszkaniowe, indywidualnie decydują, jak długo trwa u nich sezon grzewczy.

– Sezon grzewczy jest pojęciem umownym, nasi Odbiorcy indywidualnie decydują, kiedy ogrzewanie zostanie włączone lub wyłączone. Nie stosujemy konkretnego terminu rozpoczęcia lub zakończenia sezonu grzewczego. W okresie przejściowym, wiosną i jesienią, dostawy ciepła reguluje automatyka pogodowa umożliwiająca włączenie lub wyłączenie ciepła do budynku – w zależności od temperatury zewnętrznej – mówi Marcin Staniszewski, prezes spółki TAURON Ciepło.

Źródło: Tauron

PEC S.A. W BOGATYNI Z DOTACJĄ I POŻYCZKĄ Z NFOŚIGW

200 0

5,6 mln zł dofinansowania otrzyma Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej S.A. w Bogatyni (PEC) na realizację projektu budowy sieci ciepłowniczej wraz z przyłączami w Trzcińcu w woj. dolnośląskim. Budowa sieci ciepłowniczej wysokoparametrowej na odcinku blisko 1,6 km, będzie miała miejsce w rejonach ulic: Okólnej, Osadniczej, Łużyckiej, Górniczej, Zielonej, Wolności i Młodych Energetyków. W ramach inwestycji powstaną również 134 nowe węzły cieplne.

Dzięki przedsięwzięciu zostanie zmniejszona emisja dwutlenku węgla do atmosfery, zaoszczędzona będzie energia cieplna pierwotna oraz końcowa. Umożliwi ono dostawy energii cieplnej do nowych użytkowników, co przyczyni się do likwidacji minimum 134 źródeł niskiej emisji.

Infrastruktura będzie pracowała cały rok, a gospodarować dostarczanym ciepłem będą odbiorcy indywidualni i instytucje miasta Bogatynia.

Umowę o dofinansowanie (dotacja i pożyczka) podpisali 2 czerwca w Bogatyni wiceprezes zarządu NFOŚiGW Artur Michalski orazprezes zarząduPEC S.A. w Bogatyni Tomasz Włodarczyk. W uroczystości uczestniczyli wiceminister Ireneusz Zyska, wiceminister edukacji i nauki Marzena Machałek, senator RP Rafał Ślusarz oraz burmistrz Bogatyni Wojciech Dobrołowicz.

Dotacja z programu priorytetowego NFOŚiGW Ciepłownictwo Powiatowe dla projektu wyniesie 2,5 mln zł, a pożyczka to 3,1 mln zł.

Źródło: NFOŚiGW

OPTYMALIZACJA TECHNICZNO-EKONOMICZNA SYSTEMÓW CIEPŁOWNICZYCH – MODEL CYFROWY CIEPŁOWNI Z OZE I MAGAZYNAMI CIEPŁA

1045 0

Ciepłownicy w Polsce w najbliższych latach będą mogli skorzystać z kilku nowych technologii ciepłowniczych,  w tym pogodozależnych OZE i magazynów ciepła,  i wielu szans na pozyskanie finansowania na modernizację systemów. Wobec rosnącej złożoności problemu i niespotykanej wcześniej dynamiki zmian, warto skorzystać z nowoczesnych narzędzi do przygotowania procesów inwestycyjnych w ciepłownictwie,  w tym z modelu cyfrowego ciepłowni.

Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO), na podstawie kilkuletnich praktycznych doświadczeń ,opracował raport: Projektowanie i optymalizacja systemu ciepłowniczego z OZE i magazynami ciepła. Wykorzystanie metodologii „digital twin” i modelowania TRNSYS. Raport jest poradnikiem przedstawiającym ścieżkę uniwersalnego sposobu działania, z której może skorzystać każda ciepłownia. Jego najważniejszą częścią jest połączenie trzech wpływających na siebie elementów: modelu cyfrowego ciepłowni (digital twin), ukierunkowanych na inwestycje analiz przestrzennych i lokalizacyjnych (tzw. warunki brzegowe) oraz dostosowanych do rynku ciepłowniczego analiz ekonomicznych.

Proponowana procedura przygotowania, optymalizacji i realizacji inwestycji wymaga ściślej współpracy z zarządem przedsiębiorstwa energetyki cieplnej. Dysponując raz wykonanym, opartym na rzeczywistych danych i uwzględniającym realne ograniczenia, modelem zmodernizowanego systemu, możliwe jest szybkie wprowadzanie zmian i uzyskanie optymalnych rozwiązań. Cały proces decyzyjny zamyka się wtedy w paru scenariuszach, a przedsiębiorstwo ciepłownicze wybiera z nich ten, który będzie dla niego odpowiedni.

Raport w przystępny sposób pokazuje, jak w racjonalny ekonomiczne (zoptymalizowany) sposób zaprojektować i zoptymalizować system ciepłowniczy z odnawialnymi źródłami energii i magazynem ciepła. Raport poszerza wiedzę o tym, jak mechanizmy prawne i systemy wsparcia oraz narzędzia informatyczne będą wytyczały kierunki rozwoju branży ciepłowniczej w najbliższych latach. Oprogramowanie (środowisko) TRNSYS to narzędzie przydatne dla ciepłowników, pozwalające na dokładne zwymiarowanie i zaprojektowanie systemu ciepłowniczego z OZE oraz ustalanie tzw. hierarchii pracy źródeł wytwórczych.

– Dzięki proponowanej procedurze wspartej modelem cyfrowym ciepłowni i symulacjami, trudne i skomplikowane zadania transformacji energetycznej ciepłowni można i zoptymalizować, i uprościć oraz zmniejszyć ryzyka techniczne i ekonomiczne na etapie prac nad koncepcją i podejmowania decyzji – wyjaśnia Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO). –Symulacje potwierdzają ostatecznie, że pomimo korzystania z pogodozależnych OZE, dzięki magazynom ciepła odbiorcy ciepła w każdej chwili dostaną odpowiednią ilość zdekarbonizowanego ciepła o wymaganej temperaturze i po koszcie nie wyższym niż obecnie.  

Jednym z pierwszych przedsiębiorstw ciepłowniczych, które poszukiwało sposobu na wiarygodny plan przejścia z węgla na zeroemisyjne OZE i uniknięcia nadmiernej ekspozycji na ryzyka związane z cenami tzw. paliw przejściowych (gaz, odpady, biomasa), jest PEC Końskie. Jako pionier w planowaniu ambitnej transformacji ciepłownictwa nie mogło, przynajmniej na początku, korzystać z systemów wsparcia ani z takich narzędzi, jak model cyfrowy ciepłowni.  Tomasz Szatkowski, prezes PEC Końskie, po zapoznaniu się z tezami raportu, stwierdził, że planując wprowadzenie pojedynczych OZE do systemu ciepłowniczego, nie wiedział jeszcze, na czym w szczegółach polegać może przeskok z ciepłowni II do IV-V generacji.

– Najpierw dostrzegłem, że – dążąc do zwiększania udziałów OZE – potrzebuję magazynu ciepła, potem – że najbardziej przyda się magazyn sezonowy, który daje największe możliwości, a potem – że V generacja ciepłowni nie polega na tym, że zastępuje się jedno drożejące źródło ciepła, drugim – najlepiej  tańszym – podkreśla prezes Tomasz Szatkowski. – Muszę też wkalkulować zmienność pogody, dynamikę zmian regulacji i cen paliw, inteligentny system sterowania itp., a tego nie da się zrobić bez elastycznego modelu cyfrowego całej ciepłowni i symulacji pracy każdego źródła.

W sprawie wyboru najtańszych OZE autorzy raportu zwracają  uwagę, że w obliczaniu kosztów ciepła dla odbiorców (LCoH), same nakłady inwestycyjne CAPEX mają często mniejsze znacznie niż koszty operacyjne OPEX, w tym ceny paliw i uprawnień do emisji CO2 i ryzyka z nimi związane.

Na wybór  ostatecznego rozwiązania, po symulacjach i optymalizacji, wpływają też prognozy cen paliw i energii, uzyskane oferty (ceny) na urządzenia w danej technologii, dostępność do odnawialnych zasobów energii i odpowiednich gruntów pod inwestycje czy warunki związane z pozyskaniem finansowania prywatnego, bankowego i dotacji. Autorzy potwierdzają, że (po skoku kosztów w ciepłownictwie w latach 2021-2023)  inwestycje w OZE i magazyny ciepła stały się w Polsce już opłacane na zasadach rynkowych, ale jednocześnie wskazują, że analizowane koncepcje i opracowane studia wykonalności pozwalają na aplikowanie i elastyczne korzystanie z różnych źródeł finansowania, w tym z nowych programów NFOŚiGW, których elementem są zeroemisyjne OZE i magazyny ciepła, takich jak: „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa”, „Digitalizacja sieci ciepłowniczych” czy „Kogeneracja powiatowa”.

Pełna wersja raportu jest dostępna na https://ieo.pl/pl/oze-w-cieplownictwie

Fot: Pixabay

ELEKTROCIEPŁOWNIA W ZGIERZU REALIZUJE KOLEJNY ETAP BUDOWY NOWYCH JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH

256 0

Trwają intensywne prace przy budowie układu kogeneracyjnego nowych silników gazowych zgierskiej elektrociepłowni PGE Energia Ciepła. Planowo inwestycja zostanie oddana do eksploatacji w IV kwartale 2023 roku.

Generalnym wykonawcą inwestycji jest konsorcjum SMART EPC oraz MIKO-TECH. Do tej pory do zgierskiej elektrociepłowni dostarczono komin stalowy H=30m, będący stalową konstrukcją wolnostojącą i samonośną. Zaprojektowany został jako dwupowłokowy, w którym trzon nośny przenosi obciążenia stałe i zmienne na fundament, a funkcją przewodów spalinowych jest odprowadzenie spalin.

Z końcem maja br. dostarczono i zabudowano silniki  gazowe. o mocy 4,4 MW każdy. Wykorzystują one metodę LEANOX, która pozwala na pracę na mieszance ubogiej gazu ziemnego i nadmiaru powietrza, w celu minimalizowania emisji spalin, już na etapie procesu spalania. W kolejnych dniach sukcesywnie będzie dostarczana pozostała część  komponentów niezbędnych do uruchomienia nowych jednostek wytwórczych, w tym kolektory słoneczne oraz kocioł rezerwowo – szczytowy.

W wyniku realizacji projektu w zgierskiej elektrociepłowni powstanie układ kogeneracyjny oparty o zespół 3 silników gazowych o mocy ok. 4,4 MWe/5 MWt każdy, uzupełnionej kotłem rezerwowo-szczytowym o mocy 7 MWt oraz źródłem OZE w postaci kolektorów słonecznych o mocy ok. 100 kWt. Nowa jednostka kogeneracyjna zastąpi wyeksploatowane źródła wytwarzania oparte na paliwie węglowym.

Inwestycja uzyskała dofinansowanie w ramach Programu „Środowisko, Energia i Zmiany klimatu” współfinansowanego ze środków Mechanizmu Finansowego Europejskiego Obszaru Gospodarczego 2014-2021. Dotacja udzielona na realizację projektu wyniesie blisko 22 mln zł. Projekt „Program inwestycyjny dla EC Zgierz – budowa nowych jednostek wytwórczych” jest finansowany przez Islandię, Liechtenstein i Norwegię w ramach funduszy EOG.

Źródło: PGE EC

W ELBLĄGU CENY CIEPŁA W DÓŁ

264 0

Dobra wiadomość dla mieszkańców Elbląga korzystających z miejskiego ciepła. Od 1 maja 2023 r. ceny końcowe dla klientów za ogrzewanie obniżą się o około 9%.

Wraz z końcem kwietnia przestanie obowiązywać podwyższona cena Energi Kogeneracji (EKO, spółka Skarbu Państwa, główny wytwórca ciepła w Elblągu), która została wprowadzona na początku roku na podstawie rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska dla jednostek kogeneracyjnych.

To oznacza, że ceny końcowe dla odbiorców obniżą się o 9% – mówi Andrzej Kuliński, prezes EPEC. – Zmiana ceny dotyczy zarówno ciepła, jak i zamówionej mocy cieplnej i obowiązywać będzie od 1 maja.

Ciepło w Elblągu pochodzi z dwóch źródeł – z Elektrociepłowni Elbląg zarządzanej przez Energę Kogenerację oraz z Ciepłowni Dojazdowa należącej do Elbląskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej.

Źródło: EPEC