Home Archive by category Wytwarzanie

Wytwarzanie

BIOMASA JAKO POTENCJAŁ ROZWOJOWY POLSKIEGO CIEPŁOWNICTWA

Mimo, iż w Polsce zarówno moc zainstalowana w ciepłownictwie jest większa od mocy zainstalowanej w elektrowniach podstawowych jak i wytwarza się więcej energii cieplnej niż elektrycznej, to stanowi ciepłownictwa poświęca się znacznie mniej uwagi zarówno pod względem prawnym jak i organizacyjnym, prawdopodobnie tylko dlatego, że dotychczas ten subsektor energetyczny miał charakter tylko sezonowy.

Tymczasem biorąc pod uwagę wymagania dyrektywy IED wraz z BREF i konkluzjami BAT, obowiązującej obydwa te subsektory energetyki zawodowej, trzeba odnotować, że znaczenie ciepłownictwa pogarsza się z roku na rok z racji zapóźnień inwestycyjnych. Ciepłownictwo zdalne będące naturalnym monopolem podlega ścisłemu nadzorowi regulacyjnemu, a zatem inwestycje finansowane z taryfowych przychodów nie zawsze prowadzą do pozytywnej oceny efektywności finansowej. O ile w zakresie wytwarzania energii elektrycznej inwestuje się w nowe elektrownie (w tym i węglowe), OZE i rozważa się budowę elektrowni atomowej, to sytuacja w ciepłownictwie pogarsza się systematycznie wraz ze starzejącym się wyposażeniem ciepłowni.

Zrozumiałe jest, że dla użytkownika końcowego najważniejsza jest cena jednostki ciepła, która – jak dotąd- jest ceną regulowaną przez URE. Nacisk społeczny na niepodwyższanie cen spowodował znaczące ograniczenie roli typowych czynników rynkowych pozwalających na rozwój tej gałęzi energetyki, a tym samym ograniczenie jej zdolności do inwestowania i perspektywicznego wieloletniego rozwoju.

Na cenę ciepła wpływ mają głównie następujące czynniki:

  • koszt inwestycji,
  • koszt surowców energetycznych i koszty wytwarzania ciepła,
  • koszty utrzymania infrastruktury (O&M),
  • koszty uprawnień do emisji CO2,
  • koszty wynagrodzeń.

Obecnie ponad 80 proc. systemów ciepłowniczych w polskich miastach opartych jest na kotłach węglowych i zwykle są to jednostki liczące kilkadziesiąt lat. Konieczność ich modernizacji, lub wymiany, wynikająca z wymogów przepisów IED i BAT wymagać będzie poniesienia nakładów na poziomie kilkudziesięciu miliardów złotych.

Sytuacja taka nakazuje przeanalizowanie kierunku rozwoju polskiego ciepłownictwa, które znalazło się w ślepym zaułku braku środków finansowych, z pętlą ograniczeń emisyjnych z jednej strony i oczekiwań społecznych na ograniczenie wzrostu cen ciepła z drugiej.

Wymagania ograniczenia emisji CO2, NOx, SO2 i pyłów oraz dążenie do dekarbonizacji przy równoczesnym wzroście znaczenia odnawialnych źródeł energii przemawiają za dokładnym przeanalizowaniem roli jaką w tym zakresie w Polsce może odegrać biomasa, zwłaszcza pochodzenia rolniczego (tzw. biomasa Agro).

Prawdopodobne jest, że na koniec 2030 roku cena ciepła z przesyłem może wzrosnąć nawet do 100 zł/GJ, jeśli nie będzie znaczących innowacji w tym zakresie.

Ciepło systemowe z dotychczasowych konwencjonalnych źródeł drożeje i jak wskazują prognozy prawdopodobnie będzie drożeć, gdyż:

  • ceny uprawnień do emisji CO2 wzrosły poziomu 7 EURO/t do 27 EURO/t, a ponadto już obecnie niemal 70 proc. uprawnień do emisji gazów cieplarnianych z wytwarzania ciepła trzeba nabyć odpłatnie;
  • spółki ciepłownicze będą się musiały dostosowywać do nowych BAT, co w przypadku węgla będzie bardzo kosztowne;
  • mniejsze systemy muszą się dostosować się do standardów emisyjnych z dyrektywy MCP;
  • konieczna jest modernizacja systemów, szczególnie mniejszych i przestawianie ich na gaz lub biomasę;
  • do 2030 ma być zrealizowany cel dotyczący podniesienia efektywności energetycznej o 30 proc., co może oznaczać spadek sprzedaży ciepła, a zatem rozłożenie tych samych lub nawet wyższych (po modernizacji) kosztów stałych na mniejszy wolumen sprzedaży.

Zatem prawdopodobne jest, że na koniec 2030 roku cena ciepła z przesyłem może wzrosnąć nawet do 100 zł/GJ, jeśli nie będzie znaczących innowacji w tym zakresie.

Analiza źródeł pozyskiwania ciepła w krajach UE wskazuje, że dobrym rozwiązaniem może być rozwój ciepłowni opartych na spalaniu biomasy, w tym zwłaszcza biomasy Agro. Przy czym dokładna analiza tego problemu wymaga odpowiedzi na kilka istotnych pytań:

  • Czy Polska ma odpowiednie warunki do stabilnej produkcji biomasy w celach energetycznych?
  • Czy biomasa może być bezpiecznym dla środowiska i tanim źródłem OZE?
  • Jaki wpływ może mieć biomasa na cenę wytwarzania ciepła?
    Jakie warunki powinny być spełnione dla optymalnego wykorzystania biomasy?
  • Jakie są potencjalne zasoby biomasy w Polsce?

Polska ma w porównaniu z innymi krajami UE bardzo korzystne warunki do produkcji biomasy na cele energetyczne i dotyczy to zarówno biomasy leśnej jak i pochodzenia rolniczego (Agro).

Zgodnie z danymi Instytutu Upraw, Nawożenia i Gleboznawstwa w Puławach, tylko całkowita nadwyżka słomy z upraw zbożowych, która może być wykorzystana na cele energetyczne wynosi 12,7 mln ton rocznie, a potencjał biomasy stałej z plantacji energetycznych wynosi ok. 20 mln ton, co przy założeniu wartości opałowej ok. 15 GJ/t jest równoważne ok. 300 PJ [1].

Do tego doliczyć należy jeszcze inne źródła biomasy jak odpady z zieleni komunalnej, przemysłu rolno-spożywczego, odpadów biologicznych. Sumaryczny potencjał biomasy można zatem przyjąć nawet w granicach ok. 835 PJ rocznie [2].

W 2017 r. wg danych URE firmy ciepłownicze wytworzyły (łącznie z ciepłem odzyskanym w procesach technologicznych) 431,7 PJ ciepła, a sprzedaż odbiorcom końcowym ciepła w 2017r. była na poziomie 380,196 PJ [3]. Natomiast całkowite zapotrzebowanie na ciepło w Polsce z uwzględnieniem wszystkich odbiorów szacowane jest na ok. 973 PJ w roku [4]. Można więc stwierdzić, że całe zapotrzebowanie na ciepło w naszym kraju teoretycznie mogłoby prawie w całości być pokryte tylko z biomasy, a zatem z odnawialnego paliwa pierwotnego.

Na podstawie danych URE można w przybliżeniu przyjąć, że z biomasy uzyskano ok. 32 PJ ciepła. Zakładając sprawność układów generacji ciepła tylko na poziomie ok. 75 proc. (obecnie kotły biomasowe bez problemów uzyskują ok. 87 proc.), oznacza to, że zużyto w tym celu niecałe 3 mln ton biomasy. Praktycznie oznacza to, że to nie brak tego źródła energii może stanowić problem dla krajowej energetyki, ale zorganizowanie całego spójnego systemu jej produkowania, przetwarzania i efektywnego spalania.

O tym, że jest to możliwe przekonuje produkcja rzepaku na przestrzeni ostatnich lat. Rzepak jest produkowany na cele konsumpcyjne i energetyczne (głównie produkcja biopaliw ciekłych). Solidność relacji komercyjnych pomiędzy producentami, a odbiorcami rzepaku zapewnia stałość dostaw przy stabilnym układzie cen [5]. A nie jest to problem marginalny, bo uprawy rzepaku w Polsce obejmują ok. 800-900 tys. ha zaś jego zbiory wynoszą w ostatnich latach 2,2-2,7 mln ton [6].

Ponadto oprócz rzepaku do zagospodarowania pozostaje słoma rzepakowa w ilości 3-5 t/ha (w zależności od warunków uprawy), co oznacza 2,5- 4 mln ton słomy rocznie, co przy wartości opałowej 15 GJ/t oznacza potencjalne źródło ciepła w granicach 37-60 PJ.

Tylko ten wybrany przykład udowadnia, że przy dobrej polityce rolnej i energetycznej można w krótkim czasie pozyskać duże ilości energii cieplnej z krajowej biomasy, bez potrzeby jej importowania. Przy dobrej organizacji tego rynku całe niezbędne dla gospodarki ciepło może być pozyskane tylko z samej biomasy krajowej.

Za lokalną biomasą przemawia także fakt, że z powodu kosztów transportu opłacalne jest jej stosowanie w promieniu do 50 km od miejsca produkcji. Ponieważ producenci ciepła są rozmieszczeni w miarę równomiernie na ternie kraju i biomasa jest możliwa do pozyskania ze źródeł na terenach lokalnych, to oprócz pozytywnego efektu ekologicznego wziąć pod uwagę istotne znaczenie tego źródła OZE na gospodarcze pobudzenie regionu.

Wracając do pytania: czy biomasa jest bezpiecznym i ekologicznym źródłem OZE?

W energetyce biomasa jako OZE występuje głównie w dwóch postaciach – jako biomasa leśna i pochodzenia rolniczego (Agro). Biomasa leśna jest paliwem nie sprawiającym energetyce praktycznie żadnych problemów. Spala się nie powodując żadnych negatywnych zjawisk we wszystkich typach kotłów, pozostawia niewiele popiołu (0,5 do 3 proc.), który można zagospodarować w różny sposób.

Spalanie drewna budzi jednak wiele zastrzeżeń, ponieważ wyższe ceny uzyskuje ono w innych zastosowaniach (np. w budownictwie). Z tego powodu do spalania używane są odpady przemysłu drzewnego, papierniczego i sadownictwa, których wartość energetyczna szacowana jest na ok. 160 PJ [2].

Gorzej sytuacja wygląda z biomasą Agro. Zawiera ona znacznie większą niż biomasa drzewna ilość metali alkalicznych (Na i K) pochodzących głównie z nawożenia, których zawartość może dochodzić nawet do 4 proc.. Spory udział chloru (Cl) powoduje również poważne kłopoty związane z destrukcją (korozja chlorowa) powierzchni ogrzewalnych kotłów.

Nawożenie ziemi uprawowej jest niezbędne w celu uzyskania wysokich plonów, zwłaszcza, że na uprawy biomasowe przeznaczane są gleby o niskiej bonitacji (V, VI klasa), często są to nieużytki i ugory. Najbardziej znane rośliny „energetyczne” w Polsce to: wierzba energetyczna, wierzba ostrolistna, wierzba wiciowa, topola hybrydowa, słonecznik bulwiasty, miskant olbrzymi, róża wielokwiatowa, rdest sachaliński, malwa pensylwańska. Dzięki stosowanym optymalnym metodom prowadzenia plantacji energetycznych uzyskać można plony wynoszące nawet do 30 ton suchej masy rocznie z hektara, co odpowiada ok. 400-500 GJ/ha [7].

Na tym tle warto zwrócić uwagę na ostatnio głoszone hasła potrzeby sadzenia setek milionów drzew w naszym kraju.

Według Państwowego Monitoringu Lasów w Polsce średni roczny przyrost miąższości drzew w lasach określony na podstawie pomiarów inwentaryzacji wielkoobszarowej wynosi ok. 9 m3/ha. Prawie 46 proc. przyrostu (4,1 m3/ha) jest odkładane na pniu a tylko 54 proc. podlega użytkowaniu [8]. Oznacza to, że praktycznie można wykorzystać do celów gospodarczych (w tym i energetycznych) ok. 5 m3, co ok. 2,5- 3,5 tonom suchej masy (zależnie od rodzaju drzewa) o wartości energetycznej 37-52 GJ/ha.

Wykorzystanie powierzchni przewidywanej na zalesianie do upraw roślin energetycznych pozwoli nie tylko na kilkakrotne zwiększenie ilości pozyskanej energii OZE ale także na kilkakrotne zwiększenie ilości CO2 pochłanianego z atmosfery.

Nie sposób też zgodzić się z doktrynalnym założeniem, że rolnictwo krajowe ma produkować tylko żywność, podczas gdy produkcja biomasy zawsze towarzyszy i jest komplementarna z uprawami dedykowanymi żywności. Biomasa typu Agro nie powinna być jednak marnowana, a jej zagospodarowanie na cele energetyki cieplnej, które wymaga pewnego wysiłku organizacyjnego, powinno być wspierane czytelną polityką gospodarczą państwa, tak jak się to dzieje w Austrii, Niemczech, Holandii i krajach Skandynawii.

Należy jednak wziąć pod uwagę, że biomasa typu Agro spalana w czystej postaci, ze względu na swe właściwości, powoduje praktycznie we wszystkich typach kotłów pewne negatywne zjawiska jak:

  • zagniwanie w okresie składowania połączone z emisją bakterii, zarodków pleśni i związków odorowych,
  • żużlowanie i zanieczyszczanie powierzchni ogrzewalnych kotła spowodowane niską temperaturą spiekania popiołu,
  • wysokotemperaturowa korozja chlorowa,
  • zwiększona ilość emisji pyłów;
  • trudności z zagospodarowaniem popiołów.

Te problemy spowodowały znaczne podwyższenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła z tego paliwa, co wynika z obniżenia sprawności kotłów, konieczności częstego ich zatrzymywania i kilkudniowego postoju w celu czyszczenia z nawisów żużla i osadów popiołu lotnego oraz często, usuwania uszkodzeń korozyjnych. Dla zakładów energetycznych wykorzystujących biomasę koszty utrzymania i eksploatacji mogą być nawet 6-krotnie wyższe niż dla zakładów spalających węgiel, co ma istotny wpływ na koszty produkcji ciepła [9].

Możliwość poprawienia procesu spalania biomasy
Zagadnienia związane z poprawą procesu spalania biomasy Agro są od wielu lat przedmiotem badań naukowców z Zakładu Kotłów i Wytwornic Pary Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej. Prace badawcze realizowano w laboratoriach, a następnie na kotłach różnych typów o mocy od kilku kW do 200 MW. Wynikiem tych prac było opracowanie technologii przetwarzania i spalania biomasy, zwłaszcza typu Agro w różnych typach i konstrukcjach kotłów. Przedmiotem badań były różne dodatki do biomasy jako jej komponenty a także sposób ich aplikacji. Badano m.in. kaolin, bentonit, dolomit, oliwin oraz haloizyt ze złoża Dunino.

Najlepszym z nich z punktu widzenia eliminacji negatywnego oddziaływania okazał się haloizyt Dunino. Ten rzadki minerał należy do grupy glinokrzemianów warstwowych. Jego strukturę kryształów zbudowanych z nanopłytek i nanorurek uwidacznia zdjęcie obrazu mikroskopowego – Rys. 1.

Haloizyt Dunino ma mieszaną budowę płytkowo-rurkową [Rys. 1] i odznacza się następującymi cechami:

  • duża powierzchnią właściwa (surowy – 65 m2/g, aktywowany – do 500 m2/g),
  • duża porowatość ziaren (ok. 70 proc.) ułatwiająca reaktywność całej ich objętości,
  • zdolność wiązania metali alkalicznych (K, Na) i ciężkich,
  • wysoka temperatura topnienia (pow.1500oC),
  • katalityczne właściwości w czasie procesu spalania ułatwiające spalanie węglowodorów ciężkich (smolistych),
  • zdolność aglomeracji nanocząstek popiołu, co sprzyja redukcji emisji pyłów.
Rys 1 Widok mikroskopowy SEM haloizytu Dunino

Zalety stosowania haloizytu Dunino jako dodatku w czasie spalania biomasy, RDF i węgla w energetyce zestawiono w Tabl. 1


Tabl. 1 Zalety haloizytu Dunino w zakresie stosowania go jako dodatku do spalania w energetyce

Warunkiem pełnego wykorzystania jego właściwości jest zastosowanie go w postaci optymalnie dobranej dla danego paliwa i typu kotła. Jak wynika z dotychczasowych badań, najlepsze wyniki uzyskuje się w następujących przypadkach:

  1. Wstępne mieszanie haloizytu z paliwem w postaci granulatu, peletu lub brykietu – Ta metoda sprawdza się we wszystkich rodzajach kotłów. Przyleganie ziaren dodatku do powierzchni paliwa i jego dobra dyspersja zapewnia dobre oddziaływanie haloizytu jako katalizatora, sorbentu i czynnika sprzyjającego aglomeracji nanocząstek popiołu. Tak przygotowane paliwo nie wymaga żadnych zmian konstrukcyjnych kotłów i zapewnia uzyskanie najlepszych rezultatów przy najmniejszej ilości dodatku. Zmodyfikowane paliwo przygotowywane jest przez dostawców, przy czym także oni nie muszą zmieniać swego wyposażenia produkcyjnego.
  2. Dodawanie haloizytu o odpowiednim uziarnieniu do złoża w kotłach fluidalnych – Ziarna haloizytu stopniowo się ścierają uwalniając płytkowe i rurkowe kryształy ze swej powierzchni, które działają na stałe i gazowe produkty spalania. Haloizyt do złoża może być podawany wraz z paliwem lub oddzielnie. W takim przypadku kocioł powinien być wyposażony w odpowiednią instalację dozującą.
  3. Wdmuchiwanie pylistego haloizytu do komory spalania – Ta metoda ma zastosowanie głównie w kotłach pyłowych. Parametry podawania haloizytu do kotła i miejsce jego podawania powinno zapewniać homogeniczność ładunku palnego. Krótki czas spalania utrudnia uzyskanie jednorodności składu substratów w turbulentnej komorze spalania, co wiąże się z niepełnym wykorzystaniem dodatku.
  4. Dodawanie haloizytu na linię transportu (taśmociąg) podawania paliwa – W przypadku pyłowych kotłów spalających biomasę (a także węgiel) korzystne jest także podawania gruboziarnistego i surowego haloizytu na linię paliwa przed młynami. Mielenie haloizytu wraz z biomasą poprawia warunki mielenia, zmniejsza możliwość samozapłonu biomasy i sprzyja redukcji rozmiaru ziaren, co ma korzystny wpływ na proces spalania.

Na Rys. 2 i 3 oraz w Tabl. 2 pokazano pozytywny wpływ zastosowania haloizytu na proces spalania w różnych typach kotłów.

Rys. 2 Wpływ dodatku haloizytu na strukturę popiołu z przedpaleniska kotła zasilanego biomasą (obraz B wykazuje wyraźnie mniejsze oblepienie powierzchni ogrzewalnych rur ekranowych popiołem i żużlem)

Rys. 3 Wpływ dodatku haloizytu na emisję pyłów w kotle OP 650 przy współspalaniu biomasy i węgla

Pokazane przykłady potwierdzają szerokie możliwości i zalety zastosowania haloizytu Dunino w energetyce cieplnej wskazując na istotne polepszenie warunków użytkowania kotłów. W kontekście ciepłownictwa na uwagę zasługuje zastosowanie tego dodatku w kotłach rusztowych, stanowiących źródło większości wytwarzanego ciepła. Spalanie w tych kotłach biomasy z dodatkiem haloizytu w postaci pelet lub brykietu, przy odpowiedniej ilości i homogenizacji dodatku, powinno zapewnić poprawę sprawności procesu spalania, zredukować zjawiska szlakowania i zanieczyszczania powierzchni ogrzewalnych a także zredukować emisję pyłów, szkodliwych gazów i metali ciężkich.



Tabl. 2 Wpływ dodatku haloizytu na wskaźniki pracy kotła ze złożem fluidalnym w elektrowni Cuijk (Holandia)

Mieszanie samego haloizytu z paliwem w postaci kawałkowej wymaga większej ilości dodatku i bardzo intensywnego mieszania, przy czym uzyskiwane rezultaty są gorsze niż w przypadku paliwa wstępnie przygotowanego np. w postaci pelet. Należy też podkreślić,że niestaranne mieszanie, lub zasypywanie haloizytu na warstwę paliwa przynieść może tylko nieznaczne korzyści, bądź nawet może przyczynić się do pogorszenia niektórych parametrów spalania (np. kiedy warstwa haloizytu pokryje paliwo w stopniu utrudniającym dostęp tlenu).

W przypadku spalania biomasy w rusztowych kotłach węglowych należy także mieć na uwadze odmienny przebieg spalania obu paliw.

W przypadku wykorzystania pyłu drzewnego zawsze trzeba pamiętać, że w mieszance z powietrzem tworzy on mieszaninę wybuchową. Istotną zaletą haloizytu jest to, że jego dodanie podnosi temperaturę zapłonu i zmniejsza ryzyko samozapłonu lub wybuchu. Samozapłon pyłu z biomasy, nie musi występować tylko w zasobnikach pyłu, lecz także we wszystkich innych miejscach, gdzie taki pył może osiadać.

W zależności od jakości przygotowania biomasy (stopień rozdrobnienia, pelety, pył) należy zmodernizować istniejące kotły rusztowe, przystosowując je do spalania biomasy „Agro” lub zabudować w ich miejsce nowe kotły. Zabudowując nowe kotły przystosowane do spalania odpowiednio przygotowanego paliwa, można wykorzystać istniejącą w kotłowni infrastrukturę (budynek kotłowni, instalacje pompową, wyciągową, AKPiA, itp.).

Należy tu zwrócić uwagę, że obecnie projektowane i budowane kotły na biomasę odznaczają się wysoką sprawnością, niskimi kosztami O&M oraz niskimi wskaźnikami emisji szkodliwych gazów, co już czyni je jednostkami bardzo konkurencyjnymi w porównaniu z kotłami węglowymi, a czas działa szybko na ich korzyść jeśli uwzględni się radykalne i szybkie działania dekarbonizacyjne w krajach UE.

Aspekty ekonomiczne – możliwości obniżenia kosztów wytwarzania ciepła

Panuje ogólne przekonanie, że biomasa musi być paliwem drogim, a wytwarzana z niej energia należy do najdroższych wytwarzanych ze źródeł odnawialnych. Nic bardziej błędnego, jeśli się wykona rachunek ciągniony i uwzględni wszystkie koszty w tym koszty uniknięte, wynikające z zastosowania addytywu w postaci haloizytu.

Według różnych źródeł na cenę ciepła w ciepłowniach osiedlowych składają się koszty jego produkcji (ok. 70 proc.), koszty węzłów cieplnych (ok. 5 proc.) i koszty przesyłu (ok. 25 proc.). Z kolei udział paliwa w samych kosztach produkcji ciepła wynosi 40-50 proc.. Jest faktem, że dotychczas w przypadku spalania zwlaszcza biomasy Agro szczególnie wysokie są wysokie koszty stałe i zmienne utrzymania i eksploatacji kotła.

Biomasa Agro z powodu swego składu (matale alkaliczne) powoduje zwiększone szlakowanie i zanieczyszczanie powierzchni ogrzewalnych kotła, korozję chlorową, zmniejsza sprawność procesu spalania.

O ile kocioł węglowy pracować może zwykle przez cały rok przechodząc tylko normalne przeglądy okresowe, to kotły spalające biomasę Agro muszą być zatrzymywane w celu czyszczenia, zwykle co kilka tygodni do kilku miesięcy, przy czym częstość czyszczenia jest zależna od składu biomasy. Każdy postój to nie tylko koszty czyszczenia i ewentualnych napraw, ale także utrata zysków pochodzących ze sprzedaży energii i ewentualnych dofinansowań (np. zielone certyfikaty, dofinansowania z aukcji mocy dyspozycyjnej). Wg dostępnych danych, koszty eksploatacyjne kotłów biomasowych mogą być nawet 5-6 krotnie wyższe od tych kosztów dla kotłów węglowych [9].

Zastosowanie optymalnie dobranych dodatków do spalania może przynieść następujące korzyści:

  • znaczącą redukcę kosztów eksploatacji,
  • wzrost sprawności procesu spalania biomasy,
  • redukcję kosztów na oczyszczanie spalin,
  • możliwości dodatkowych dochodów ze sprzedażu popiołów, które mogą być użyte do produkcji nawozów i materiałów budowlanych wysokiej jakości (np. geopolimery).

Według danych URE średnia cena sprzedaży ciepła wytworzonego w jednostkach niebędących jednostkami kogeneracji wynosiła w 2018r. [10]:

  • źródła węglowe – 41,89 zł/Gj,
  • źródła OZE (głównie biomasa) – 44,20 zł/GJ,
  • źródła gazowe – 63,55 zł/GJ,
  • źródła olejowe – 80,71 zł/ GJ.

Na uwagę zasługują także uśrednione dane dotyczące wskaźnika wykorzystania mocy, które wynoszą [10]:

  • dla węgla – 85 proc.
  • dla biomasy i biogazu – 80 proc..

Z powyższych rozważań widać, że dzięki wykorzystaniu haloizytu, wynik wskaźnika wykorzystania można bez problemu osiągnąć taki sam lub wyższy niż dla węgla.

Zgodnie z danymi KOBIZE, wytworzenie 1 GJ ciepła odpowiada emisji 94,61 – 95,48 kg CO2 dla węgla kamiennego i 106,31-110,76 kg CO2 dla węgla brunatnego, w zależności od rodzaju źródła ciepła [11]. Aktualnie cena emisji jednej jednostki CO2 wynosi już ok. 27 EUR/t, co odpowiada ok. 116 zł/t [12]. Ten wirtualny rynek poprzez administracyjne decyzje w zakresie ograniczania przyznawanych limitów, wyraźnie zmierza do wzrostu cen emisji CO2, co wielokrotnie się ujawniało po każdej interwencji KE UE związanej z ustalaniem limitów pozwoleń na emisję. Zgodnie z dotychczasowymi publikacjami UE, należy się spodziewać w najbliższych latach co najmniej dwukrotnego wzrostu tego wskaźnika.

Zakładając dla węgla wskaźnik emisji tylko na poziomie 95 kg CO2/GJ, oznacza to dodatkowy koszt ceny ciepła ze źródeł scentralizowanych o ok. 11 zł/GJ, a w bliskiej przyszłości ten wzrost kosztu może sięgać nawet ok. 20 zł/GJ.

Jeśli do wytworzenia ciepła użyje się biomasy, pojawi się możliwość uniknięcia tej opłaty emisyjnej. Aktualnie cena biomasy wynosi ok. 15-20 zł/GJ (loco odbiorca). W kwietniu 2019 r. indeks PSCMI 2 odzwierciedlający poziom cen węgla (loco kopalnia) w sprzedaży do ciepłowni przemysłowych i komunalnych i innych odbiorców przemysłowych i pozostałych odbiorców krajowych w przeliczeniu na uzyskiwaną z węgla energię wynosił 13,01 zł/GJ [13]. W sumie zatem korzyść z zastosowania biomasy, uwzględniając tylko koszty związane z paliwem, wynosi ok. 2-9 zł/GJ, co w praktyce daje istotne możliwe zredukowanie kosztów ciepła, zwłaszcza przy obecnych tendencjach wzrostu jego ceny, uwzględniając tylko koszty związane z paliwem.

Na wysokie dotychczas koszty wytwarzania energii z biomasy Agro składają się jednak nie tylko koszty paliwa, ale też koszty związane z utrzymaniem ruchu. Eksploatacja kotłów zasilanych biomasą związana jest z wysokimi kosztami ich czyszczenia, napraw i postojów. Dane na ten temat są bardzo rozbieżne, ale i tak wszystkie potwierdzają, że koszty O&M (Operation & Maintenance) wynoszą dla elektrowni zasilanych węglem kamiennym – wg danych URE 50 -71 EUR/kW w skali roku [7] a dla biomasy 124-292 EURO/kW [9], co przy założeniu typowych czasów eksploatacji i sprawności układów oznacza ok. 8-11 zł/GJ dla węgla i 20-50 zł/GJ dla biomasy. Inne źródła podają koszty O&M dla węgla w wysokości ok. 9 zł dla węgla i ok. 53 zł dla biomasy i biogazu.

Jeśli jednak dzięki zastosowaniu dodatków do spalanej biomasy uda się obniżyć koszty O&M tylko o 50%, to będą one porównywalne z tymi kosztami dla węgla, a to będzie oznaczało dalsze obniżenie kosztów wytwarzania ciepła z biomasy o 10 -25 zł/GJ.

W sumie zatem, dzięki zastosowaniu osiągalnych i możliwych do szybkiego wprowadzenia zmian w przygotowaniu i spalaniu biomasy, można w krótkim czasie obniżyć koszty wytwarzania ciepła z tego źródła energii o 12 do 34 zł/GJ. Istnieje więc realna szansa wytwarzania ciepła z biomasy na poziomie kosztów niższych niż ciepła z węgla.

Można zatem stwierdzić, że nie ma w tym zakresie przeszkód natury technicznej, a aktualnie istnieją w Polsce tylko przeszkody natury prawnej i organizacyjnej. Dopóki nie stworzy się dla biomasy sytuacji porównywalnej pod względem prawno-technicznym warunków podobnych do istniejących w zakresie wytwarzania biopaliw ciekłych, to trudno się spodziewać wzrostu produkcji z tego źródła zarówno energii cieplnej jak i elektrycznej. Ciepło z węgla będzie coraz droższe, a ciepła z biomasy nie będzie. W odróżnieniu od energii elektrycznej, ciepła nie da się importować od naszych sąsiadów i trzeba będzie za nie płacić coraz więcej.

Sytuacja w innych krajach UE
Odpowiednie dane pokazano w Tabl. 3.



Tabl. 3 Dane Eurostatu w zakresie wykorzystania biomasy i biopaliw do wytwarzania energii w krajach UE w roku 2016 [14]

Dane w Tabl. 3 pochodzą z 2016r. a od tego czasu sytuacja zmieniła się znacząco na niekorzyść Polski. Od innych krajów Polskę odróżnia brak wizji i perspektywicznej polityki dotyczącej wzrostu roli biomasy w energetyce, w tym i w ciepłownictwie.

W innych krajach działają stabilne i przewidywalne systemy finansowania biomasy w energetyce. Stabilność przepisów powoduje, że ceny energii pozyskiwanej z biomasy systematycznie spadają i w niektórych krajach nie ma już potrzeby wsparcia finansowego tej energii. Na uwagę zasługuje także fakt, że kraje takie jak Niemcy, Holandia czy Dania praktycznie zużywają do celów energetycznych cała dostępną biomasę krajową i aby zwiększyć ilość energii z tego źródła dodatkowo jeszcze importują biomasę. Tymczasem w Polsce co roku marnują się miliony ton tego cennego paliwa, a równocześnie importuje się je w ostatnich latach w ilościach do kilku milionów ton rocznie.

Uwagi końcowe
Biomasa nie znajduje swego miejsca w żadnych planach rozwoju OZE lub jest tylko śladowo uwzględniana pomimo wielkiego potencjału.

Ostatnio słychać głosy o potrzebie zwiększenia upraw buraka cukrowego do celów energetycznych, przy czym pomysły te opierają się na zastosowaniu go do produkcji biogazu. Oczywiście, ten pomysł zasługuje na uwagę, ale przy analizie biomasy jako OZE należy uwzględnić, że energia z biogazu rolniczego jest prawie dwukrotnie droższa niż energia pozyskiwana ze spalania biomasy, przy czym ilość energii pozyskanej z jednego hektara z roślin energetycznych jest większa niż z buraków przetwarzanych na biogaz. Nie bez znaczenia pozostaje też fakt, ze biogazowni w Polsce jest zaledwie kilkadziesiąt, a kotłów wytwarzających ciepło z węgla, które mogą być przystosowane do spalania biomasy jest kilka tysięcy, przy czym są one już podłączone do sieci grzewczej.

Zasilanie ciepłowni lokalną biomasą przystosowaną do spalania w różnych kotłach nie tylko obniżyłoby koszty wytwarzania ciepła, lecz także przyczyniłoby się do lokalnego ożywienia gospodarczego obejmującego zarówno producentów biomasy jak i zakłady jej przetwarzania.

Przeznaczenie na ten cel części środków z programu „Ciepło powiatowe” przyniosłoby wieloletnie pozytywne skutki zarówno dla energetyki jak i dla polskiego rolnictwa. Koncentrowanie się w zakresie rozwoju OZE tylko na energii solarnej i z wiatru nie uwzględnia braku przewidywalności pozyskiwania energii z tych źródeł, podczas gdy energia z biomasy jest możliwa do pozyskiwania w każdym czasie. Wszystkim zainteresowanym uruchomieniem produkcji biomasy zmodyfikowanej do postaci paliwa niestwarzającego problemów eksploatacyjnych w kotłach wszystkich typów oraz przystosowaniem istniejących instalacji do tego paliwa autorzy opracowania służą swym doświadczeniem i pomocą przy podejmowaniu stosownych decyzji.

Stworzenie warunków do wykorzystania krajowej biomasy w energetyce pozwoliłoby Polsce na spełnienie przyjętych zobowiązań dotyczących OZE przy relatywnie niewielkich nakładach inwestycyjnych i przy dużych korzyściach dla całej gospodarki i tym samym uniknąć wysokich grożących naszemu krajowi kar.

Fot. Pixabay

Marek Pronobis, Sylwester Kalisz – Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki, Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych, Zakład Kotłów i Wytwornic Pary Politechnika Śląska Gliwice; Jerzy Majcher – MJ Doradztwo Energetyczne Jerzy Majcher, Nowa Iwiczna; Józef Wasylów – Biuro Techniki Kotłowej Sp. z o.o., Tarnowskie Góry; Józef Sołtys – Przedsiębiorstwo Techniczno-Handlowe INTERMARK, Gliwice

Literatura:

[1]http://www.biomasa.pw.iung.pulawy.pl/pdf/prezentacje_biomasa/1_Jarosz_BIOMASALUBLIN 2015.pdf

[2]Ekonomiczne i prawne aspekty wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Polsce http://www.pga.org.pl/prawo/ekonomiczne_i_prawne_aspekty.pdf

[3]https://www.ure.gov.pl/pl/cieplo/charakterystyka-rynku/7674,2017.html

[4]Regulski B.: Energetyka cieplna – oferta dla pakietu https://slideplayer.pl/slide/17162068/

[5]https://agroprofil.pl/aktualnosci/rzepak-najtanszy-od-8-lat/

[6]Główny Urząd Statystyczny, Użytkowanie gruntów i powierzchnia zasiewów w 2017r., Warszawa 2018.

[7]Krawczyk A.: Biomasa pochodzenia rolniczego – uprawa i wykorzystanie https://www.dodr.pl/II/5/22/4/6/5.pdf

[8]Stan zdrowotny Lasów w Polsce

[9]Mrowiec D.: Jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej (LCOE) jako wskaźnik porównawczy kosztów produkcji różnych źródeł. Energetyka nr 2/2019.

[10]Sprawozdanie Prezesa URE za 2018r.

[11] Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami – Wartości opałowe (WO) i wskaźniki emisji CO2 (WE) w roku 2015 do raportowania w ramach Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji za rok 2018).

[12] Notowania uprawnień EUA do emisji CO2, ceny węgla energetycznego ARA na przyszły rok oraz ceny paliw. CIRE, 27.06.2019 r. https://www.cire.pl/item,182649,1.html)

[13] https://polskirynekwegla.pl/indeks-pscmi-2

[14] Bioenergy Europe, Statistical Report, 2018 Edition.

CIEPŁO SYSTEMOWE Z NIEMIECKIEJ PERSPEKTYWY

Daniel Heiler, przedstawiciel niemieckiego Zrzeszenia Branży Ciepłownictwa przestrzega, że czas firm produkujących i dostarczających wyłącznie ciepło już się kończy.

AGFW, czyli zrzeszenie reprezentowane przez Heilera, promuje kogenerację oraz systemy ciepłownicze i układy wytwarzania chłodu zarówno na rynku krajowym, jak i międzynarodowym. Należy do niego ponad 500 zakładów ciepłowniczych i wytwarzających chłód. Łącznie reprezentuje 95 proc. mocy ciepłowniczych w Niemczech.

Nie ulega wątpliwości, że Niemcy pod względem produkcji energii z OZE są krajem szczególnym. 1 maja energia dostarczana ze źródeł odnawialnych (wiatraki, kolektory słoneczne, elektrownie zasilane biomasą lub biogazem) po raz pierwszy zaspokoiła zapotrzebowanie całego kraju. Elektrownie konwencjonalne musiały eksportować prąd za granicę.

Łączna powierzchnia zainstalowanych w Niemczech kolektorów słonecznych to 766 tys. m kw. (2016).

Owszem, 1 maja – to dzień wolny i zapotrzebowanie energetyczne jest znacznie niższe niż w inne dni, ale ten dzień stanowi pewien symbol. Mimo tego wg AGFW system energetyczny w Niemczech nie jest efektywny. Aż 90 proc. tamtejszej energii wytwarzanych jest oddzielnie. Prąd w elektrowniach kondensacyjnych, a ciepło w kotłach grzewczych.


W przyszłości nie będziemy szukali możliwości wyprodukowania energii z OZE, a sposobu na jej zmagazynowanie. Tylko sieci ciepłownicze są w stanie doprowadzić tę energię do wielkich miast.

Aż 42 proc. w ogólnej produkcji energii niemieckiej to udział OZE. Zdaniem Heilera, właściwym kierunkiem jest dążenie do wspólnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu.
– W przyszłości nie będziemy szukali możliwości wyprodukowania energii z OZE, a sposobu na jej zmagazynowanie. Tylko sieci ciepłownicze są w stanie doprowadzić tę energię do wielkich miast – stwierdził Heiler.

Tu zauważa wielką szansę dla Polski, która ma najbardziej rozbudowane sieci w Europie, a Warszawa bije pod tym względem na głowę inne stolice europejskie. Heiler zwracał też uwagę na szansę powstawania w małych miastach systemów opartych na różnych źródłach produkcji energii: kolektory słoneczne, kotły na biomasę czy kogenerację na bazie gazu. Od coraz powszechniejszego korzystania z systemów OZE nie ma odwrotu. Niemcy są tego najlepszym przykładem. Boom rozwojowy obserwowany jest w pozyskiwaniu i produkcji energii z geotermii głębinowej czy układów solarnych. Takie systemy mogą zaopatrywać w energię (nie tylko ciepło) całe miasta. Niesie to za sobą konsekwencje budowy mniejszych systemów ciepłowniczych (być może komunalnych) i odejścia od dużych elektrociepłowni.

Jednocześnie niemiecki ekspert przestrzegał, że w niedalekiej przyszłości firmy produkujące czy dostarczające jedynie ciepło będą miały kłopoty z przetrwaniem na rynku. Dobrze, jeśli będą zwiększały wachlarz swoich produktów. Jako pozytywny przykład podał polskie firmy oferujące zarówno ciepło, jak i energię elektryczną. Uważa, że naturalna jest dostawa ciepła i chłodu.
Fot. Pixabay

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

CIEPŁO ZE ŚCIEKÓW

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

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


Energia dla środowiska
Żródło: YouTube

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

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


Przeciętny Polak wytwarza w ciągu roku 300-500 kg śmieci

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

RYNEK MOCY ZASKARŻONY

Firma Tempus z Wielkiej Brytanii zaskarżyła do Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości decyzję Komisji Europejskiej zatwierdzającą schemat polskiego rynku mocy. Tempus zarzuca Komisji niedostateczne zbadanie polskich regulacji pod kątem pomocy publicznej.

Tempus, w opublikowanym w piątek oświadczeniu przypomina, że w listopadzie 2018 r. sukces odniósł analogiczny pozew pod adresem zgody KE na rynek mocy w Wielkiej Brytanii.

Jak poinformowała PAP według Tempusa polski model rynku mocy faworyzuje wytwarzanie energii elektrycznej z paliw kopalnych – węgla i gazu, a dyskryminuje inne metody, jak np. DSR (Demand Side Response), czyli ograniczanie zużycia energii na żądanie. Brytyjska firma wskazuje, że DSR został dopuszczony do polskiego rynku mocy, ale może liczyć co najwyżej na jednoroczne kontrakty, co – według niej – jest dyskryminujące, a największe i nieuzasadnione profity otrzymują jednostki wytwórcze na paliwa kopalne, zyskując nieuzasadnione profity. Tempus jest dostawcą usług DSR w kilku krajach UE i – jak deklaruje – rozważa ekspansję na Polskę. Według firmy, Komisja Europejska, zgadzając się w lutym 2018 r. na polski model rynku mocy nie wzięła pod uwagę faktu, że istnieją tańsze dla konsumentów metody osiągnięcia tych samych celów, niż dodatkowa pomoc dla tradycyjnych wytwórców.


Według Tempusa polski model rynku mocy faworyzuje wytwarzanie energii elektrycznej z paliw kopalnych – węgla i gazu, a dyskryminuje inne metody, jak np. DSR (Demand Side Response), czyli ograniczanie zużycia energii na żądanie

W listopadzie ETS uznał, że KE nie przeprowadziła odpowiedniego badania, a bez niego nie da się stwierdzić np., że brytyjski system jest neutralny technologicznie, co Komisja stwierdziła. W rezultacie KE wszczęła pogłębione badanie zgodności brytyjskich regulacji z unijnymi regułami pomocy publicznej, a równolegle zaskarżyła wyrok.

Z kolei brytyjski rząd formalnie nie zawiesił funkcjonowania mechanizmu rynku mocy, ale tak zreorganizował harmonogram aukcji, aby nie przeprowadzać żadnych w oczekiwaniu na rezultaty pogłębionego badania Komisji. Z kolei Tempus uważa, że rząd w Londynie uchyla się od wykonania wyroku i 5 marca pozwał władze, domagając się sądowego zakazu prowadzenia jakichkolwiek działań związanych z rynkiem mocy i nakazu zwrotu konsumentom ponad 5 mld funtów, pobranych od nich jako opłaty mocowe. Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej.


Koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej, która pojawi się na ich rachunkach od 2021 r

Zgodnie z ustawą moc jest towarem, który można kupować i sprzedawać. Jednostki – wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, polegającego na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia – będą wynagradzane. Koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej, która pojawi się na ich rachunkach od 2021 r. w wyniku pierwszej aukcji rynku mocy na rok 2021 r. zakontraktowano w sumie 22 tys. 427 MW obowiązków mocowych. Aukcję wygrało 160 jednostek rynku mocy – źródeł wytwórczych oraz jednostek DSR. Główną aukcję na 2022 r. wygrało 120 jednostek, zakontraktowano 10 tys. 580 MW obowiązków mocowych, a wliczając w to wieloletnie kontrakty z aukcji 2021 r. – na rok dostaw 2022 zawarte zostały umowy mocowe na 23 tys. 38 MW. W aukcji głównej na 2023 r. wybrane zostały 94 oferty na 10 tys. 631 MW. Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych na ten rok – uwzględniając wieloletnie umowy z lat poprzednich – wyniosła 23 tys. 215 MW.
FOT. Pixabay

ENERGIA SŁONECZNA JAKO ŹRÓDŁO CIEPŁA

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

rys. Włodzimierz Smolec

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


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

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

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

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

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

fot. Grzejemy.com

KOGENERACJA – CIEPŁO I ENERGIA W JEDNYM

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

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

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



Schemat obiegu ciepła i energii elektrycznej w klasycznej elektrowni i elektrociepłowni

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

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

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

fot. Pixabay