Fińska firma Steady Energy planuje budowę pierwszej na świecie ciepłowni wykorzystującej technologię małych reaktorów modułowych (SMR). Opracowuje ona system LDR-50 o mocy 50 MW. Startup pozyskał 2 miliony euro w ramach finansowania projektu, który ma zostać uruchomiony do 2030 roku.
Steady Energy zamierza do 2030 r. zbudować ciepłownię opartą na małym reaktorze jądrowym LDR-50. Firma twierdzi, że zostanie on zaprojektowany do wydajnego, bezpiecznego i bezemisyjnego wytwarzania ciepła w znacznie niższych temperaturach i ciśnieniu niż tradycyjne reaktory jądrowe.
Spółka pozyskała 2 mln euro na wstępne finansowanie projektu ciepłowniczego wykorzystującego mały reaktor modułowy (SMR) o mocy cieplnej 50 MW.
Według firmy, ciśnienie wymagane przez reaktor LDR-50 można porównać do domowego ekspresu do kawy. Będzie ono niższe niż w sieci ciepłowniczej, zapewniając, że w przypadku awarii lub wycieku, wyciek pozostanie zamknięty w elektrowni, nie zagrażając ludziom ani środowisku.
Reaktor został zaprojektowany do pracy w temperaturze około 150 stopni Celsjusza i pod ciśnieniem poniżej 10 barów. Takie warunki są mniej wymagające niż w przypadku tradycyjnych reaktorów, co upraszcza rozwiązania techniczne wymagane do spełnienia wysokich standardów bezpieczeństwa w przemyśle jądrowym, podała fińska firma.
Innowacyjne urządzenie firmy Grundfos po raz pierwszy w Polsce optymalizuje pracę sieci cieplnej, w rejonie dzielnicy Karwiny w Gdyni. Ten pilotażowy w naszym kraju projekt z sukcesem sprawdził się m.in. w duńskim ciepłownictwie, dlatego przedstawiciele władz Gdyni, firmy Grundfos i OPEC w dniu 19 kwietnia br. powiadomili branżę, media i mieszkańców miasta o uruchomieniu nowatorskiego rozwiązania.
W ramach wspólnego przedsięwzięcia na wydzielonym fragmencie sieci ciepłowniczej OPEC, z komory K-614 A w obszarze ul. Buraczanej w Gdyni Karwinach,zainstalowano nowoczesny moduł firmy Grundfos. Dzięki inteligentnej kontroli i redukcji temperatury już teraz faktem staje się zmniejszenie strat ciepła, a także obniżenie temperatury w sieci ciepłowniczej – z zachowaniem komfortu cieplnego odbiorców. Ponadto działania te pozwalają na skuteczną redukcję emisji dwutlenku węgla i jednocześnie stanowią realizację jednego z kluczowych założeń polityki klimatycznej Miasta Gdyni.
„To innowacyjne rozwiązanie, którego dotąd w Polsce jeszcze nigdzie nie zastosowano. Sprawdzili je Duńczycy, którzy słyną z czystych ekologicznie technologii. Skorzystamy z ich doświadczeń jako pierwsi i, mam nadzieję, otworzymy ścieżkę dla innych miast – mówi Wojciech Szczurek, Prezydent Gdyni. – W ubiegłym roku, również jako pierwsi w kraju, obliczyliśmy ślad węglowy naszego miasta. Zobowiązałem się, że do 2030 roku obniżymy go o 43 procent. Technologia, która zastosowaliśmy w OPEC, po modernizacji węzłów w przedszkolach czy wykonaniu mapy termowizyjnej, jest jednym z tych działań, które przybliża nas do celu. Efektywniejsze wykorzystanie ciepła to więcej pieniędzy w portfelach mieszkańców i czystsze powietrze. Tak właśnie w Gdyni chcemy wykorzystywać nowoczesne technologie. Mają służyć mieszkańcom, a jednocześnie być przyjazne dla środowiska” – podkreśla Wojciech Szczurek, Prezydent Gdyni.
iGRID firmy Grundfos to nowa gama rozwiązań dla branży sieci ciepłowniczych, która dzięki inteligentnej kontroli temperatury nie tylko pozwala walczyć ze stratami ciepła, ale też pomaga przygotować się do wykorzystania odnawialnych źródeł energii.
„Zrównoważony rozwój, innowacyjne rozwiązania oraz jakość życia ludzi – to są najważniejsze wartości, jakie przyświecają firmie Grundfos. Dlatego też wierzymy, że nasza współpraca z OPEC i władzami miasta Gdynia przyczyni się do osiągnięcia celów klimatycznych, poprzez skuteczną redukcję emisji dwutlenku węgla. Nasza firma zobowiązuje się do ciągłego dążenia do realizacji kluczowych założeń polityki klimatycznej oraz do partnerstwa z naszymi klientami w celu optymalizacji energetycznej, poprawy gospodarki wodnej, wydajności i niezawodności procesów. Cieszymy się, że nasze rozwiązania w zakresie sieci ciepłowniczych zwiększają wydajność istniejących instalacji, co umożliwia zaoszczędzenie funduszy i przeznaczenie ich na nowe inwestycje. Naszym celem jest dalszy rozwój i udoskonalanie naszych innowacyjnych rozwiązań oraz wdrażanie ich na większą skalę w Polsce i na całym świecie” – mówi Alexander Gamolya, Dyrektor Generalny Grundfos Polska oraz Dyrektor Handlowy ds. Rozwiązań Cyfrowych w UE.
Zwiększenie wydajności sieci to także wydłużenie żywotności rur i instalacji. Dzięki temu OPEC będzie mógł zaoszczędzone w ten sposób fundusze przeznaczać na nowe inwestycje.
„Podstawowym celem inwestycji jest zwiększanie efektywności istniejącej sieci ciepłowniczej. Ponadto, zamontowana technologia umożliwi nam sprawdzenie wpływu obniżenia parametrów temperatury wysokoparametrowej sieci cieplnej na komfort ciepła odbiorców i przyniesie rzeczywiste oszczędności energii. Jednocześnie, tak zaimplementowanie rozwiązanie technologiczne pozwoli na wyciągnięcie wniosków, czy w szybki sposób będziemy mogli zmierzać w kierunku przechodzenia na sieci cieplne 4. generacji i co najważniejsze, jakie zalecenia będą wynikały dla właścicieli budynków, które odbierają ciepło, abyśmy wszyscy mogli racjonalnie zarządzać ciepłem – podsumowuje Wojciech Folejewski, Prezes Zarządu OPEC Sp. z o.o. w Gdyni.
Rozwiązanie iGRID zastosowane w gdyńskim OPEC-u jest projektem pilotażowym. Przez najbliższe 2 lata będą zbierane dane dotyczące skuteczności działania urządzenia oraz na bieżąco prowadzona będzie weryfikacja kosztów związanych z jego wdrożeniem na większą skalę.
Trwa montaż dwóch kotłów odzysknicowych, których kolejne moduły trafiają na plac budowy nowej elektrociepłowni w Siechnicach pod Wrocławiem. Największe z nich ważą 157 ton. Na fundamentach zostały już posadowione turbiny gazowe i turbina parowa. Inwestorem jest Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA, należący do PGE Energia Ciepła z Grupy PGE.
– To inwestycja ważna zarówno w kontekście odejścia od węgla w ciepłownictwie na rzecz ekologicznych rozwiązań, jak i bezpieczeństwa energetycznego mieszkańców aglomeracji wrocławskiej. Realizacja tego przedsięwzięcia wpłynie na poprawę efektywności wytwarzania ciepła i energii elektrycznej – podkreśla Andrzej Jedut, prezes zarządu KOGENERACJI.
Trwająca drugi rok budowa to duże przedsięwzięcie logistyczne, które od KOGENERACJI wymaga skoordynowania nie tylko samego procesu inwestycyjnego, ale również utrzymania skutecznego funkcjonowania działającej od lat w Siechnicach elektrociepłowni.
Aktualnie trwa instalowanie kluczowych dla procesu technologicznego kotłów odzysknicowych. To urządzenia ciśnieniowe, które wykorzystują ciepło ze spalin turbin gazowych do wytwarzania pary wodnej pod wysokim ciśnieniem o temperaturze sięgającej powyżej 500 stopni C. Para ta użytkowana jest w dalszych procesach technologicznych tj. do produkcji energii elektrycznej przez turbinę parową i generator oraz do wytwarzania ciepła poprzez ogrzewanie wymienników sieciowych. W kotle odzysknicowym zamontowana jest bardzo duża liczba stalowych rur wypełnionych wodą lub parą wodną, tzw. rur wymiennikowych, które nagrzewają się od gorących spalin z turbiny gazowej. Łączna długość rur wymiennikowych w każdym z dwóch kotłów to ponad 44 km – taki dystans trzeba pokonać z Siechnic, aby dotrzeć na Ślężę.
Kotły odzysknicowe dla nowej elektrociepłowni są elementem dostaw firmy Siemens Energy. Zostały przetransportowane drogą morską do Gdańska. Od kilku tygodni są przewożone w częściach, tzw. modułach transportowych do Siechnic. Główne moduły mają blisko 16 metrów długości i 5 m szerokości, różnią się wysokością ze względu na specyfikę ułożenia rur wymiennikowych wewnątrz każdego z nich. Największe moduły ważą ponad 157 ton.
Równolegle z transportem elementów prowadzony jest montaż kotłów odzysknicowych na specjalnych stalowych konstrukcjach wsporczych. Wykorzystywany jest do tego specjalistyczny żuraw o udźwigu do 650 ton. Pierwszy z kotłów wzniósł się już na wysokość ponad 20 m, drugi ma ok. 8 m. Ostatnim modułem będzie komin kotła, który zwieńczy całą konstrukcję na wysokości 40 m. Montaż kotłów odzysknicowych zakończy się w lipcu br.
We wszystkich obiektach powstającej elektrociepłowni trwają prace budowlane i instalacyjne o różnym stopniu zaawansowania, angażujące obecnie ok. 500 pracowników firm wykonawczych. Po kilku tygodniach intensywnych przygotowań turbiny gazowe i turbina parowa zostały posadowione na fundamentach. Realizowane są prace polegające na precyzyjnych pomiarach i osiowaniu turbozespołów gazowych.
Wyraźnie widoczna jest już konstrukcja akumulatora ciepła, który w nowej elektrociepłowni będzie odpowiadał za stabilizację obciążenia źródeł ciepła przy zmiennym zapotrzebowaniu oraz za pokrywanie chwilowego szczytowego zapotrzebowania na ciepło.
– Akumulator ciepła zwiększy elastyczność pracy urządzeń, sprawność oraz dyspozycyjność wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, optymalizację kosztów produkcji oraz dostawy ciepła w sytuacjach awaryjnych – tłumaczy Andrzej Jedut.
Montaż płaszcza stalowego akumulatora ciepła odbywa się od dołu. Dach unoszą podnośniki hydrauliczne, aby pod jego konstrukcją mogły powstawać kolejne pierścienie obudowy. Zbiornik akumulatora ma 24 m średnicy, a jego docelowa wysokość wyniesie 34 metry, dając objętość użytkową 13 tys. metrów sześciennych. Zakończenie budowy konstrukcji przewidziane jest w drugim kwartale br.
Wszystkie instalacje gazowe niezbędne do zasilania palników kotłów wodnych, kotłowni rezerwowo-szczytowej wraz ze stacją przygotowania gazu są już po próbach wytrzymałości. Montowana jest aparatura kontrolno-pomiarowa. Równolegle trwają prace montażowe na instalacjach wyprowadzających moc cieplną z nowej elektrociepłowni.
Harmonogram całej inwestycji zakłada uruchomienie bloku gazowo-parowego w pierwszej połowie 2024 r. Na realizację projektu zostało udzielone dofinansowanie w formie dotacji ze środków Mechanizmu Finansowego Europejskiego Obszaru Gospodarczego na lata 2014-2021 (MF EOG 2014-2021) w ramach obszaru priorytetowego Środowisko, gdzie realizowany jest Program Środowisko, Energia i Zmiany Klimatu, którego Operatorem jest Ministerstwo Klimatu przy wsparciu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) oraz pożyczek preferencyjnych z programów NFOŚiGW („Energia Plus” i „Współfinansowanie projektów realizowanych w ramach MF EOG 2014-2021”).
Źródło: Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA S.A., PGE Energia Ciepła
Historia Ursusa rozpoczyna się w drugiej dekadzie XX wieku, gdzie na terenie podwarszawskiej wsi Czechowice powstały Zakłady Mechaniczne „Ursus”. Spowodowało to szybki rozwój tej miejscowości. Już kilka lat po wojnie Czechowice zostały połączone z sąsiednimi miejscowościami w jedno miasto, któremu nadano nazwę Ursus.
Dzięki Zakładom Mechanicznym miasto Ursus bardzo dynamicznie się rozwijało. Przybywało mieszkańców i pojawiła się konieczność budowy mieszkań dla pracowników „Ursusa” – to wtedy powstało jedno z największych osiedli mieszkaniowych z okresu PRL-u osiedle „Niedźwiadek”.
Ówczesne osiedla ogrzewane były przez lokalne kotłownie węglowe. Każda z nich z osobna zaopatrywała w ciepło mały, niezależny system ciepłowniczy. Oznaczało to jednak liczne niedogodności, m.in. powstawanie niskiej emisji, konieczność wykorzystywania piecyków gazowych do podgrzewania ciepłej wody użytkowej czy wyższe ceny za ciepło dostarczane do budynków w porównaniu do ciepła dostarczanego przez warszawski system ciepłowniczy.
Z czasem kotłownie węglowe zostały zamienione na gazowe. Jednak nadal, pomimo modernizacji, małe systemy ciepłownicze cechowały się niską efektywnością oraz zagrożeniem bezpieczeństwa dostaw ciepła przez pogarszający się stan infrastruktury wynikający z wieloletniej eksploatacji oraz przestarzałej technologii.
W związku z tym Veolia Energia Warszawa podjęła decyzję o przyłączeniu tego obszaru do warszawskiego systemu ciepłowniczego, likwidacji kotłowni lokalnych, budowie nowych sieci ciepłowniczych i indywidualnych węzłów cieplnych oraz tam, gdzie było to uzasadnione, gruntownej modernizacji istniejącej sieci ciepłowniczej.
Zakres planowanych działań oznaczał konieczność pozyskania zewnętrznego dofinansowania. We wrześniu 2016 roku Veolia Energia Warszawa złożyła do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej wniosek o dofinansowanie, a 17 listopada 2017 roku została podpisana umowa dotycząca realizacji projektu dofinansowanego z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020 (POIŚ) dla osi priorytetowej I „Zmniejszenie emisyjności gospodarki”, Działania 1.5 „Efektywna dystrybucja ciepła i chłodu”.
Warto dodać, że projekt, którego jednym z głównych celów było ograniczenie emisji CO2 oraz niskiej emisji, zgodnie z założeniami POIiŚ wpisał się w cele Planu Gospodarki Niskoemisyjnej dla m. st. Warszawy. Ponadto znajdował się na liście projektów podstawowych z Warszawskiego Obszaru Funkcjonalnego zgłoszonych jako komplementarne do Zintegrowanych Inwestycji Terytorialnych do Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Mazowieckiego, Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020 oraz Kontraktu Terytorialnego dla Województwa Mazowieckiego.
Zaplanowane na lata 2017-2020 przedsięwzięcie otrzymało oficjalną nazwę „Budowa sieci ciepłowniczej celem likwidacji lokalnych źródeł niskiej emisji na osiedlu Skorosze w Warszawie” i składało się z dwóch zadań:
zadanie I dotyczyło wybudowania 2960,5 m sieci ciepłowniczej magistralnej o średnicy od DN 150 do DN 500 w kierunku pięciu osiedlowych kotłowni gazowych.
zadanie II dotyczyło zlikwidowania pięciu kotłowni gazowych i wykonanie 155 węzłów indywidualnych z możliwością doposażenia w moduły ciepłej wody użytkowej wraz z wybudowaniem sieci ciepłowniczej osiedlowej wysokoparametrowej i przyłączy w zakresie średnic DN 32-150 o długości ok. 4 230,5 m oraz modernizacji 815 m istniejącej sieci kanałowej i preizolowanej o średnicach DN 50-150. Planowana sumaryczna moc nowych węzłów indywidualnych wyniosła 25,7 MW.
Z uwagi na znaczne rozmiary projektu i konieczność zapewnienia mieszkańcom osiedla Skorosze ciągłości ogrzewania, planowane zadania zostały podzielone na etapy, które zakładały sukcesywne podłączanie nowych indywidualnych węzłów cieplnych do miejskiej sieci ciepłowniczej.
W 2017 roku wybudowano przeszło dwukilometrowy odcinek magistrali ciepłowniczej doprowadzający ciepło do osiedla Skorosze oraz 68 nowych indywidualnych węzłów cieplnych.
W kolejnym roku wybudowano ok. 900 m sieci magistralnej i ok. 1600 m sieci osiedlowej oraz wybudowano 20 nowych indywidualnych węzłów cieplnych. Zlikwidowane zostały dwie kotłownie lokalne przy ul. J.M. Szancera 3 i ul. Skoroszewskiej 7.
W roku 2019 wybudowano przeszło 500 m osiedlowej sieci ciepłowniczej oraz 23 nowe indywidualne węzły cieplne, a także zlikwidowana została kotłownia przy ul. Kolorowej 15.
W ostatnim roku realizacji projektu wybudowano ponad 2 100 metrów osiedlowej sieci ciepłowniczej oraz 42 nowe indywidualne węzły cieplne, a także zlikwidowano dwie kotłownie lokalne przy ul. Nurzyńskiej 1 i ul. Rakietników 25A.
Kotłownia przy ul. J. M. Szancera 3 – kotły gazowe przeznaczone do likwidacji
Likwidacja kotłowni lokalnych, podłączenie osiedla Skorosze do warszawskiego systemu ciepłowniczego oraz wybudowanie indywidualnych węzłów cieplnych oznacza szereg korzyści w obszarze ekologii, bezpieczeństwa dostaw ciepła i efektywności energetycznej.
Zmniejszenie zużycia energii pierwotnej (nieodnawialnej) poprzez obniżenie strat ciepła na przesyle pozwoli na zmniejszenie zużycia paliw kopalnych a przez to również zmniejszenie zużycia energii pierwotnej (nieodnawialnej) dla zasilania mieszkańców osiedla Skorosze przy dostarczeniu tej samej ilości energii końcowej odbiorcom. Szacuje się, że realizacja projektu przyczyniła się do zmniejszenia zużycia energii pierwotnej (nieodnawialnej) o 47 026,18 GJ/rok.
Ograniczenie niskiej emisji na osiedlu Skorosze stanowi istotny rezultat realizacji projektu i dotyczy przede wszystkim emisji zanieczyszczeń pochodzących z pięciu osiedlowych kotłowni, w tym: CO2, pyłu PM10, SO2, NOx i innych zanieczyszczeń. Zlikwidowane kotłownie gazowe ze względu na niskie kominy były źródłem tzw. „niskiej emisji”
Przewidywane poziomy ograniczenia niskiej emisji na osiedlu Skorosze:
CO2 – 7 659,86 Mg/rok,
SO2 – 0,21 Mg/rok,
NOx – 8,49 Mg/rok,
Pyły – 0,07 Mg/rok.
Dodatkową korzyścią wynikającą z modernizacji systemu ciepłowniczego jest możliwość likwidacji piecyków gazowych, co przyczynia się do ograniczenia niskiej emisji.
Tablica informacyjna przy likwidowanej kotłowni ul. Kolorowa 15
Ponadto zmniejszenie ilości spalanych paliw, skutkuje ograniczeniem emisji zanieczyszczeń do powietrza, a tym samym może przyczynić się to do spadku liczby zachorowań oraz ograniczenia degradacji środowiska (zakwaszenie gleb, ocieplenie klimatu, zmniejszenie plonów, korozja budowli, degradacja obszarów leśnych).
Ważnym aspektem projektu była poprawa bezpieczeństwa i efektywności dostaw ciepła. Przestarzała i niskosprawna infrastruktura kotłowni gazowych zasilających w ciepło osiedle Skorosze stanowiła przyczynę licznych awarii. Podłączenie mieszkańców do miejskiej sieci ciepłowniczej o wysokiej sprawności z wykorzystaniem nowoczesnych technologii (rur preizolowanych i nowoczesnych indywidualnych węzłów cieplnych) zapewnia mniejszą awaryjność systemu.
Budowa sieci ciepłowniczej
Węzły indywidualne zlokalizowane w poszczególnych budynkach, są całkowicie zautomatyzowane, przez co charakteryzują się większą efektywnością pracy niż kotłownie lokalne i dają możliwość racjonalnego gospodarowania ciepłem poprzez m. in: indywidualne podejmowanie decyzji o terminie włączenia/wyłączenia ogrzewania, czy prowadzenia polityki oszczędnej gospodarki ciepłem np. poprzez obniżanie temperatury ogrzewania nocą.
Nowy indywidualny węzeł cieplny wybudowany w ramach projektu
Warto dodać, że nowe indywidualne węzły cieplne umożliwiają likwidację wysłużonych piecyków gazowych do podgrzewania ciepłej wody, co oznacza oszczędności i zwiększenie bezpieczeństwa w budynku poprzez wyeliminowanie możliwości zaczadzenia, wybuchu czy poparzenia.
Oszczędności związane z likwidacją piecyka gazowego służącego do podgrzewania ciepłej wody:
uniknięcie kosztów serwisu i ewentualnej modernizacji podgrzewacza.
zmniejszenie opłaty stałej za gaz.
Warszawski system ciepłowniczy stanowi dużo pewniejsze i bardziej komfortowe źródło dostaw ciepła niż lokalne kotłownie, a ciepło z systemu warszawskiego dostępne jest przez cały rok.
Tablica pamiątkowa informująca o realizacji Projektu – w budynku wybudowany został nowy indywidualny węzeł cieplny
Podsumowując, podczas realizowanego w latach 2017-2020 projektu, wybudowano 153 nowe węzły indywidualne, ok. 4 km osiedlowej sieci ciepłowniczej oraz ok. 3 km sieci magistralnej.
„To bardzo udany projekt. Mam tutaj podłączonych do sieci prawie 40 budynków (1700 lokali) i to zdaje egzamin. Mieszkańcy już wcześniej wiedzieli, że to jest dobre rozwiązanie, duża wygoda i pozbycie się niebezpieczeństwa związanego z użytkowaniem piecyków gazowych. No i tańsze ciepło. To naprawdę duży przeskok jakościowy. Przede wszystkim jest taniej, bezpieczniej i wygodniej.
To nie tylko jest sprawa wykonawstwa, ale też przełamania pewnych barier międzyludzkich. Tyle kilometrów tej sieci magistralnej nie rodziło się tak „na pstryknięcie palcami”. Potrzebne były spotkania z mieszkańcami, żeby każdy miał możliwość się wypowiedzieć. Omawiane były kwestie dotyczące szkół, przedszkoli, wspólnot czy innych spółdzielni. Ta współpraca miała wysoką jakość. Poprawiły się przez to również nasze relacje z urzędem dzielnicy. – powiedział Kazimierz Przybytkowski, Zastępca Prezesa Zarządu ds. Eksploatacji i Rozwoju Robotniczej Spółdzielni Mieszkaniowej “Ursus” w Warszawie.
Przedsiębiorstwo ciepłownicze Beogradske Elektrane zaprosiło do składania ofert na wykonanie badania potencjału geotermalnego zasobów wód gruntowych na terenie ich ciepłowni i kotłowni. Celem badania jest zbadanie możliwości wykorzystania energii geotermalnej w ciepłownictwie w stolicy Serbii, co pomogłoby w dekarbonizacji systemu.
Zgodnie z dokumentami przetargowymi Beogradske Elektrane planuje zbadać potencjał geotermalny wód podziemnych w celu zmniejszenia zużycia kluczowych źródeł energii – gazu ziemnego, paliw płynnych i energii elektrycznej – zgodnie z europejskim celem rozwoju bezemisyjnych systemów ciepłowniczych dostępny na Portalu Zamówień Publicznych.
Wartość zamówienia to 30 mln RSD (ok. 255 800 euro), a termin składania ofert upływa 24 sierpnia.
Remonty głównych ciepłowni i kotłowni utorowały drogę do wprowadzenia odnawialnych źródeł energii w ciepłownictwie w Belgradzie. Zgodnie z dokumentami, remontując wszystkie swoje główne ciepłownie i kotłownie, Beogradske Elektrane stworzył warunki do rozpoczęcia wprowadzania odnawialnych źródeł energii, zwłaszcza energii geotermalnej, do systemu ciepłowniczego Belgradu.
Kluczowe cele badania to przeprowadzenie gruntownej eksploracji geotermalnej w 18 wybranych lokalizacjach, ocena potencjału geotermalnego oraz identyfikacja najbardziej obiecujących lokalizacji, które mogą służyć jako obszary pilotażowe do dalszych badań.
Badanie powinno wykazać, czy możliwe jest wykorzystanie zasobów geotermalnych w ciepłownictwie w Belgradzie. Cele obejmują również kwantyfikację zasobów geotermalnych i ocenę możliwości ich wykorzystania w ciepłownictwie, a także określenie wykonalności technologicznej i finansowej dla każdej z lokalizacji.
Oferenci muszą być zarejestrowani jako organizacje naukowo-badawcze o łącznych przychodach operacyjnych co najmniej 60 mln RSD (około 511 000 EUR) i bez strat netto odnotowanych w ciągu ostatnich trzech lat finansowych.
Choć za oknem temperatury wakacyjne, w elektrociepłowniach praca wre. Systematyczne remonty oraz usuwanie zaobserwowanych nieprawidłowości wszystkich strategicznych urządzeń to gwarancja ich bezawaryjnej pracy w sezonie grzewczym. Również krakowska elektrociepłownia PGE Energia Ciepła intensywnie przygotowuje się do zimy.
Letnie prace remontowe to przede wszystkim coroczny remont instalacji mokrego odsiarczania spalin (IMOS), który w tym roku miał miejsce od 6 czerwca do 31 lipca. W tym czasie wykonane zostały niezbędne przeglądy, naprawy i remonty poszczególnych elementów instalacji, mające na celu utrzymanie stałej skuteczności oczyszczania spalin. Ponadto zmodyfikowana została dodatkowa półka poziomu zraszania znajdująca się w „sercu” instalacji, czyli w absorberze, którego bezawaryjna praca wymagana jest przez cały sezon grzewczy. Obecnie IMOS został przywrócony do pracy i działa prawidłowo.
– Letnie miesiące to najlepszy czas na kompleksowe prace remontowe i modernizacyjne. W krakowskiej elektrociepłowni przeprowadzamy je regularnie. Wszystko po to, aby kolejny sezon grzewczy był bezawaryjny bez względu na temperatury za oknem – mówi Antoni Korus, dyrektor techniczny Elektrociepłowni PGE Energia Ciepła w Krakowie.
W pierwszej połowie roku wykonany został także remont bloku nr 2. Najważniejsze prace dotyczyły remontu wirnika i stojana generatora oraz wymiany układu zabezpieczeń technologicznych. Na części ciśnieniowej kotła wykonano niezbędne badania i naprawy. Rozruchy urządzeń i próby bezpieczeństwa były wykonane pod nadzorem Centralnego Laboratorium Dozoru Technicznego przy ścisłej współpracy ze służbami eksploatacyjnymi i wsparcia.
Ponadto wiele urządzeń zostało poddanych corocznym przeglądom, a zadania realizowane na pozostałych blokach mają charakter utrzymaniowo-zapobiegawczy i wykonywane są w postojach bieżących jednostek z zachowaniem dyspozycyjności pracy.
Cały proces remontowy wpisany jest w standardową procedurę działania krakowskiej elektrociepłowni w celu zapewnienia skutecznej i ekologicznej pracy urządzeń, a to wszystko z myślą o mieszkańcach Krakowa i nadchodzącym sezonie grzewczym.
Barwienie wody w sieci ciepłowniczej to powszechna praktyka stosowana w przedsiębiorstwach ciepłowniczych w celu sprawdzenia szczelności instalacji. Zazwyczaj mieszkańcy nie zdają sobie sprawy z tego, że w rurach grzewczych płynie zielona woda. Czasami jednak “wypływa” ona na powierzchnię.
Taką sytuację można było zaobserwować w ostatnich dniach w Elblągu. Elbląskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej zabarwiło wodę, aby sprawdzić, czy w jakimś miejscu sieci nie występuje wyciek. W środę 3 sierpnia pracownicy EPEC prowadzili prace naprawcze sieci ciepłowniczej, które wymagały spuszczenia wody z sieci ciepłowniczej do kanalizacji burzowej. To spowodowało, że w zbiorniku przy ul. Grażyny pojawiła się zielona woda.
Barwienie wody przeprowadzamy co dwa, trzy miesiące – mówi Artur Szkudlarek, koordynator Zespołu ds. Sieci i Węzłów w EPEC. – Jest to całkowicie bezpieczne dla środowiska, ludzi i zwierząt oraz nie wpływa negatywnie na pracę urządzeń. W tym procesie stosujemy barwnik fluoresceina, czyli sól sodową rozpuszczalną w wodzie.
Fluoresceina jest substancją powszechnie stosowaną przez przedsiębiorstwa ciepłownicze do sprawdzania szczelności instalacji przesyłowych. Wykorzystywana jest również w diagnostyce medycznej czy kryminalistycznej. Jej wodny roztwór przybiera zielono-żółty kolor. Zabarwiona woda jest bezpieczna dla środowiska, nie należy jej jednak używać do celów spożywczych – przeznaczona jest do celów przemysłowych.
Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej przekaże do 6 mln zł dotacji dwóm małopolskim kurortom – Krynicy-Zdrój i Rabce-Zdrój – na podjęcie w obu tych uzdrowiskowych miejscowościach działań w kierunku wykorzystywania w celach grzewczych ciepła Ziemi. Prace badawcze zostaną sfinansowane przez NFOŚiGW z drugiej, pilotażowej części programu priorytetowego „Polska Geotermia Plus”, którego uruchomienie 25 lipca br. ogłosił Główny Geolog Kraju.
Dotychczas na terenach uzdrowiskowych w Polsce nie wykorzystywano w celach ciepłowniczych i energetycznych geotermii, która stanowi jedno z najstabilniejszych i najwydajniejszych odnawialnych źródeł energii (OZE). Tę sytuację diametralnie może zmienić program pod nazwą „Wdrożenie geotermii niskotemperaturowej w gminach uzdrowiskowych – pilotaż na terenie gmin Krynica-Zdrój i Rabka-Zdrój”, będący rozszerzeniem i kontynuacją popularnego i zastosowanego już w wielu polskich samorządach programu „Polska Geotermia Plus”. Nowy projekt ma na celu rozpoznanie i wykorzystanie warunków termicznych górotworu na potrzeby energetyczne w obszarach ochrony uzdrowiskowej. Innymi słowy, chodzi o geologiczne zbadanie, czy w Krynicy-Zdroju i Rabce-Zdroju możliwe będzie, bez przeszkód technicznych i zagrożeń środowiskowych, pozyskiwanie ciepła z wnętrza ziemi do ogrzewania domów i budynków użyteczności publicznej.
– Jesteśmy zainteresowani stałym rozwojem w różnych częściach naszego kraju geotermii, będącej czystym, ekologicznym i perspektywicznym źródłem energii odnawialnej– podkreśla Piotr Dziadzio, wiceminister klimatu i środowiska, Główny Geolog Kraju, pełnomocnik rządu ds. polityki surowcowej państwa. – Tym bardziej, że przyjęta przez rząd „Polityka energetyczna Polski do 2040 roku” przewiduje stopniowy wzrost znaczenia geotermii w ciepłownictwie systemowym. Przeprowadzenie pilotażu na terenie gmin Krynica-Zdrój i Rabka-Zdrój pozwoli ukazać geotermię jako bezpieczne źródło pozyskiwania ciepła, odbywającego się bez szkody dla środowiska i bez zanieczyszczania podziemnych wód mineralnych w uzdrowiskach. Trzeba przy tym pamiętać, że zasoby geotermalne to nie tylko energia cieplna, lecz także wody mineralne, których wykorzystywanie w celach rekreacyjnych i zdrowotnych ma szczególne znaczenie właśnie w uzdrowiskach i miejscowościach turystycznych – dodaje wiceszef MKiŚ.
Główny Geolog Kraju wspomniał również, że geotermia niskotemperaturowa to nowoczesna technologia, która wykorzystuje ciepło zgromadzone w skałach w powierzchniowej części Ziemi na głębokości na ogół nie przekraczającej 300 m. Opiera się ona na działaniu gruntowych pomp ciepła, zapewniając energię dostępną przez 24 godziny na dobę, 365 dni w roku – jako stabilne źródło ciepła (i chłodu). Płytka geotermia jest łatwo dostępna, niskoemisyjna i świetnie nadająca się do ogrzewania (lub chłodzenia) rozmaitych obiektów. Z uwagi na krótki czas zwrotu inwestycji oraz sprawdzone i przetestowane komponenty technologii, jest atrakcyjna ekonomicznie i nieobarczona dużym ryzykiem finansowym. Dodatkową zaletą tego rodzaju geotermii jest także to, że można ją łączyć z innymi ekologicznymi źródłami energii (np. ogniwami fotowoltaicznymi czy turbinami wiatrowymi) oraz, że umożliwia magazynowania energii w gruncie. Wszystko te zalety sprawiają, że płytka geotermia niskotemperaturowa może być z powodzeniem rozwijana na szczególnie ochranianych terenach uzdrowiskowych.
Uruchomiona obecnie część 2) programu priorytetowego „Polska Geotermia Plus” zakłada finansowe wsparcie przez NFOŚiGW dwojakiego rodzaju przedsięwzięć na terenie gmin Krynica-Zdrój i Rabka-Zdrój: przeprowadzenia prac technicznych i robót geologicznych związanych z rozpoznaniem i wykorzystaniem ciepła zmagazynowanego do głębokości 150 m, a także wykonania instalacji demonstracyjnych wykorzystujących ciepło z wnętrza ziemi wraz z przyłączami do odbiorców ciepła. Dofinansowanie w formie bezzwrotnej dotacji obejmie 100 proc. kosztów kwalifikowanych projektu. Budżet na jego realizację ma wynieść do 6 mln zł. Za te pieniądze mają zostać wykonane otwory wiertnicze i dwie innowacyjne instalacje pilotażowe oparte na otworowych wymiennikach ciepła umieszczonych w tych otworach, a ponadto sporządzone będą dwie dokumentacje geologiczne i dwa raporty z przeprowadzonych przedsięwzięć. Wypracowane rozwiązania docelowo mają służyć zwiększeniu wykorzystania energii geotermalnej z najpłytszej części Ziemi, redukcji emisji gazów i pyłów oraz wsparciu zrównoważonego rozwoju regionów uzdrowiskowych, cennych przyrodniczo i gospodarczo.
– Od 2019 r. wdrażamy z sukcesem program „Polska Geotermia Plus”, którego celem jest zwiększenie wykorzystania zasobów geotermalnych w naszym kraju. Chcemy, aby jego nowa, pilotażowa część stała się dodatkowym impulsem w rozwoju i upowszechnianiu tego ekologicznie bezpiecznego, stabilnego i przyszłościowego źródła energii odnawialnej – zaznacza Artur Michalski, wiceprezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. – Musimy wykorzystać fakt, że potencjał związany z wykorzystaniem ciepła Ziemi, nie tylko wód termalnych jak to ma miejsce np. na Podhalu, powinno być wykorzystywane w celach energetycznych. Rozszerzenie geotermii, w tym przypadku niskotemperaturowej, na gminy uzdrowiskowe będzie nie tylko kolejnym krokiem na rzecz rozwoju OZE i poprawy jakości powietrza w Polsce, ale także metodą umocnienia naszej niezależności i bezpieczeństwa energetycznego – podsumowuje wiceszef NFOŚiGW.
Program „Wdrożenie geotermii niskotemperaturowej w gminach uzdrowiskowych – pilotaż na terenie gmin Krynica-Zdrój i Rabka-Zdrój” ma być realizowany w latach 2022-2027, przy czym podpisanie umów nastąpi do 31 grudnia 2024 r., a środki finansowe będą wydatkowane do 31 grudnia 2027 r. Powodzenie pilotażu w dwóch małopolskich kurortach, w tym wykazanie, że geotermia niskotemperaturowa nie wchodzi w konflikt z występowaniem wód leczniczych i mineralnych i nie stanowi dla nich zagrożenia, otworzy nowe perspektywy ekonomiczne i ekologiczne dla miejscowości o charakterze uzdrowiskowym. Będą one bowiem mogły bezpiecznie inwestować w wykorzystanie potencjału cieplnego Ziemi do czystego i relatywnie taniego ogrzewania budynków mieszkalnych, obiektów publicznych oraz bazy sanatoryjno-turystycznej.
Holtec International ogłosił system ogrzewania miejskiego HI-HEAT, który położyłby kres zależności od spalania gazu do ogrzewania domów i firm na całym świecie, “zwłaszcza wschodnioeuropejskich demokracji desperacko uzależnionych od niego w miesiącach zimowych”.
System składa się z dwóch modułów zwanych Preservator i Steam Chest. Preservator zachowuje zmagazynowane ciepło, natomiast Steam Chest, mniejszy izolowany zbiornik, służy do utrzymywania zapasów pary w celu stabilizacji systemu zasilania.
Największym przewidywanym systemem produkowanym fabrycznie jest HI-HEAT 100, system o mocy 29,3 MWh, który może dostarczać parę cykliczną o pożądanym natężeniu przepływu do sieci ciepłowniczej. “Jeśli system HI-HEAT będzie odpowiednio uzupełniany nieregularnymi nadwyżkami energii elektrycznej z sieci, może być zwymiarowany tak, aby dostarczać parę grzewczą w sposób ciągły i bezterminowy. Ponieważ nie ma ograniczeń co do liczby systemów, które mogą być rozmieszczone równolegle w dowolnym miejscu, nie ma ograniczeń co do podaży pary dostępnej dla ogrzewania miejskiego lub jakiegokolwiek innego zastosowania”.
System HI-HEAT jest ładowany przez nadwyżkę mocy z sieci, czyli wtedy, gdy dostępna moc przekracza jednoczesne zużycie. Źródło energii elektrycznej, najlepiej jądrowe, słoneczne lub wiatrowe, może być oddalone o setki mil od podgrzewacza okręgowego.
HI-HEAT 100 jest największym praktycznym systemem, który może być wyprodukowany w sklepie i zainstalowany w terenie. HI-HEAT o mniejszej pojemności, powiedzmy HI-HEAT 60 (60 milionów BTU lub 17,6 MWh pojemności) będzie miał 60% wysokości HI-HEAT 100, ale poza tym będzie identyczny w szczegółach anatomicznych.
System HI-HEAT nie posiada żadnych ruchomych części ani składników ograniczających żywotność i dlatego należy oczekiwać, że będzie służył w sposób zadowalający przez wiele, wiele dekad, zauważył Holtec. W przeciwieństwie do baterii litowo-jonowych, likwidacja systemu HI-HEAT nie będzie wiązała się z utylizacją materiałów niebezpiecznych.
W większości przypadków, HI-HEAT 100 po prostu przejdzie na emeryturę i zastąpi istniejący kocioł gazowy. Holtec spodziewa się produkować systemy HI-HEAT lokalnie w regionie, w którym będą one używane. 90% materiałów potrzebnych do budowy systemu może być pozyskiwanych lokalnie. Postawienie i uruchomienie systemów HI-HEAT podczas nadchodzącej zimy na obszarach dotkniętych brakiem gazu jest wykonalne.
“Uważamy, że spalanie gazu wydobytego z ziemi w celu zanieczyszczenia środowiska jest skandalicznym nadużyciem naturalnego zasobu, który jest najlepiej wykorzystywany do produkcji cennych materiałów przemysłowych, takich jak chemikalia, tworzywa sztuczne i tym podobne”, powiedział dyrektor generalny i główny dyrektor ds. technologii firmy Holtec, dr Kris Singh. “Przewidujemy, że systemy ciepłownicze HI-HEAT będą zasilane przez działające elektrownie jądrowe w najbliższym czasie i przez nasze zaawansowane reaktory lekkowodne SMR-160 w następnej dekadzie, kiedy mamy nadzieję rozpocząć uruchamianie naszych reaktorów w coraz większej liczbie w celu dekarbonizacji globalnego środowiska”.
Ukraiński lider w produkcji kotłów przemysłowych „Kriger” będzie próbował zdobyć polski rynek – właśnie zdecydował się wejść na nasz krajowy rynek. Firma koncentruje się na produkcji kotłów na biomasę o mocy od 0,3 do 12 mW, posiada technologię produkcji kotłów na RDF i kogenerację.
Z celu systematycznego wsparcia oraz obsługiwania europejskich klientów, podjęto decyzję, wspólnie z polskim partnerem Dnipro-M Sp. z o.o., o powołaniu polskiej firmy serwisowej “Industrial heating solution”, która będzie zajmowała się sprzedażą, serwisem gwarancyjnym i pogwarancyjnym kotłów Kriger.
Producent posiada ponad 20-letnie doświadczenie w masowej produkcji i wdrażaniu kotłów na biomasę do 12 MW. Ponad 3000 zrealizowanych projektów. 140 wykwalifikowanych pracowników oraz 5 własnych obiektów energetycznych, wyposażonymi kotłami marki Kriger.
Firma Kriger produkuje kotły wodne, parowe oraz na olejtermiczny na paliwo stałe i RDF ze zmechanizowanym procesem spalania paliw o wilgotności do 55% na ruszcie ruchomym. Nowoczesny system sterowania pozwala działanie kotłowni bez stałej obecności personelu.
Ukraińskie kotły charakteryzują się pełną automatyzacją podawania paliwa i odpopielania, monitoringiem i automatyczną optymalizacją pierwotnego i wtórnego nadmuchania, systemem recyrkulacji i oczyszczenia spalin, optymalną konstrukcją z bardzo grubego metalu oraz optymalną konstrukcją z bardzo grubego metalu oraz podwójną betonową powłoką i termoizolacją, specjalną wewnętrzną geometrią paleniska, inteligentnym systemem sterowania procesem spalania, pracy kotła i popiołu usuwanie. Kotły Kriger wyrożnia się nowoczesną kompaktową konstrukcją i wysoką niezawodnością, gwarantowanymi parametrami ekologicznymi i wysoką sprawnością, niskimi kosztami eksploatacji oraz szeroką gamą modeli.
Kotły Kriger są instalowane na Ukrainie, Białorusi, Francji, Wielkiej Brytanii i innych krajach. W szczególności wspólnie z partnerami Weiss France opracowano specjalną linię kotłów na rynek UE i wyprodukowano 52 kotły o łącznej mocy 91 MW dla francuskiego odbiorcy. Kotły Kriger zdobyły również zaufanie białoruskiego biznesu, gdzie w tym czasie zrealizowano ponad 30 projektów. Fabryka kotłów Kriger dostarczyła do Wielkiej Brytanii 29 kotłów o łącznej mocy 47 MW. 19 z 29 wymienionych wyżej obiektów to jednostki kogeneracyjne budowane we współpracy z wysokiej klasy producentem turbin ORC Electratherm (USA). Biorąc pod uwagę ilość obiektów, w 2019 roku powstało przedstawicielstwo Kriger w Wielkiej Brytanii – Kriger Boilers UK Ltd. Dostrzegając potencjał Polski, przedstawicielstwo w kraju już realizowane przez Dnipro-M Sp. z o.o., że w niedalekiej przyszłości przejdzie do nowo utworzonej firmy – “Industrial heating solution”.
W latach 2017-2019 firma Kriger zbudowała i uruchomiła unikalną ORC elektrociepłownie na biomasie. Projekt był realizowany na Ukrainie w ramach programu Banku Światowego. Moc cieplna – 39 MW oraz moc elektryczna – 1,6 MW, paliwo – zrębki i biomasa pochodzenia rolniczego, gaz ziemny (jako paliwo zapasowe). Projekt obejmuje montaż dwóch kotłów na paliwo stałe o łącznej mocy 15 MW oraz dwóch rezerwowych kotłów gazowych o mocy 12 MW każdy. Moduł energetyczny obiektu wyposażony jest w nowoczesną turbinę ORC produkcji Enertime (Francja). Firma Kriger realizowała ten projekt jako generalny wykonawca.
W 2020 roku firma Kriger zbudowała pierwszą kotłownię na Ukrainie na paliwie RDF, która dostarcza ciepło i ciepłą wodę do szpitala regionalnego . Wyjątkowość projektu polega na połączeniu odzyskania energii z paliwa RDF z niszczeniem odpadów biomedycznych.
Aby zapewnić najwyższe standardy bezpieczeństwa środowiskowego, biuro inżynierskie Kriger opracowało szereg rozwiązań technicznych, a mianowicie:
Zmodyfikowany ruszt do gładkiego i równomiernego spalania RDF;
Rozbudowane palenisko kotła z redystrybucją przepływów powietrza do spalania;
Wtrysk wody amoniakalnej w celu stłumienia tlenków azotu;
Zainstalowany palnik wielopaliwowy do utrzymania dolnego progu temperatury (2 sek, 850 C);
Zainstalowany skruber mokry do końcowego oczyszczania gazów spalin.
Unikalne rozwiązania techniczne i doświadczenie pozwalają na modernizację istniejących kotłów i przekształcenie ich na paliwo RDF. Dla tych klientów, którzy chcieliby w przyszłości przejść na paliwa alternatywne przy minimalnych kosztach, oferujemy kotły z natychmiast wdrożonym know-how w zakresie RDF, które pozwala na pozyskiwanie energii z RDF, zaraz po zainstalowaniu dodatkowych urządzeń do oczyszczania emisji.
Prezentacja oferty na rynku polskim jest już realizowana przez Dnipro-M Sp. z o.o., która w niedalekiej przyszłości przejdzie do nowo utworzonej firmy – Industrial Heating Solution.
