Home Archive by category Technologie

Technologie

FIŃSKA FIRMA CHCE ZDEKARBONIZOWAĆ CIEPŁOWNICTWO ZA POMOCĄ SMR

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.

Fot: Pixabay

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fot: Pixabay

PIERWSZA NA ŚWIECIE INSTALACJA PRODUKCJI WODORU W ELEKTROLIZERZE ZINTEGROWANYM Z ELEKTROCIEPŁOWNIĄ

W Elblągu działa pierwsza na świecie dwukierunkowa instalacja produkcji wodoru w oparciu o ogniwa stałotlenkowe, współpracująca z blokiem biomasowym BB20 elektrociepłowni. To efekt projektu, prowadzonego od trzech lat przez Centrum Badawczo-Rozwojowe im. Faradaya z Grupy Energa oraz Instytut Maszyn Przepływowych we współpracy z Instytutem Energetyki. Rozwiązanie oparte jest na polskich patentach, technologii i know-how.

W 2022 r. wodór stanowił mniej niż 2% zużycia energii w Europie i był wykorzystywany głównie do produkcji produktów chemicznych, takich jak tworzywa sztuczne i nawozy. 96% tego wodoru było produkowane przy użyciu gazu ziemnego, co powodowało znaczne ilości emisji CO2. Komisja Europejska zaproponowała, aby do 2030 roku produkować 10 mln ton wodoru odnawialnego. Będzie on używany m.in. do napędzania pojazdów, ogrzewania ale też produkcji paliw syntetycznych.

Osiągnięcie zerowych emisji netto do 2050 r. w celu ograniczenia wzrostu temperatury na świecie do 1,5°C nadal stanowi istotne wyzwanie dla globalnego sektora energetycznego. Według raportu rocznego Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) do 2050 r. nastąpi przejście z paliw kopalnych na źródła odnawialne: przewiduje się, że prawie 90% produkcji energii elektrycznej będzie pochodzić ze źródeł odnawialnych. Zielony wodór będzie również odgrywał kluczową rolę w dekarbonizacji.

W odpowiedzi na te wyzwania już w 2018 roku Energa (obecnie w Grupie Orlen) podjęła działania zmierzające do wsparcia produkcji wodoru w oparciu o własne, lokalne rozwiązania. Do współpracy zaproszono wiodące instytuty badawcze i naukowców, którzy przedstawili propozycje rozwiązań. Wspólnie opracowany projekt pod nazwą rSOC jest współfinansowany przez Unię Europejską ze środków Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego, poprzez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ramach Programu Operacyjnego Innowacje i Rozwój.

– Uruchomienie dwukierunkowej instalacji produkcji wodoru w Elblągu to bardzo ważne osiągnięcie w ramach projektu, który prowadzimy od trzech lat wraz z wiodącymi instytutami badawczymi. Testy instalacji potwierdziły zakładane parametry pracy, co jest szczególnie istotne w kontekście zwiększającego się zapotrzebowania na zielony wodór w Polsce oraz przez Grupę Orlen. Wyniki projektu oraz pozyskany know-how będziemy dalej wykorzystywać w ramach obecnych i przyszłych projektów wodorowych realizowanych przez naszą Grupę. – mówi Maciej Wiatrak, prezes Zarządu Centrum Badawczo-Rozwojowego im. Faradaya.

Projekt Centrum Badawczo-Rozwojowego im. Faradaya oraz Instytutu Maszyn Przepływowych PAN, zrealizowany w oparciu o technologię Instytutu Energetyki i z udziałem jego ekspertów, został zlokalizowany w Elblągu na terenie elektrociepłowni należącej do spółki Energa Kogeneracja. Instalacja współpracuje z blokiem biomasowym BB20, produkując zielony wodór. Jej unikalną cechą jest to, że może ona również działać jako ogniwo paliwowe, przetwarzając wodór na prąd elektryczny. Dlaczego jest to takie istotne? Ponieważ rozwiązanie tego typu może być używane nie tylko do produkcji wodoru, który posłuży np. do napędu samochodów czy autobusów, ale także jako magazyn energii.

– Ważnym elementem projektu jest powiązanie opracowanego systemu z rzeczywistym blokiem energetycznym, przeprowadzone analizy i badania eksperymentalne dostarczają szerokiej wiedzy o pracy bloku w warunkach współpracy z instalacją generującą wodór. Zagadnienie współpracy bloków energetycznych z systemami generacji wodoru wykorzystującymi parę z upustów turbin bloków energetycznych będzie w niedalekiej przyszłości stanowić jedno z podstawowych zagadnień z jakim spotkają się jednostki wytwórcze krajowej energetyki zawodowej. Zastosowanie opracowanego w ramach projektu systemu prowadzi do optymalizacji pracy bloku parowego. – dodaje prof. IMP PAN Marcin Lackowski, dyrektor Instytutu Maszyn Przepływowych PAN.

– Instalacja jest małoskalową demonstracją przełomowego rozwiązania jakim są stałotlenkowe ogniwa elektrochemiczne, które mogą pracować naprzemiennie w trybie elektrolizera lub ogniwa paliwowego. Instalacja pilotażowa udowadnia, że aktywa wytwórcze konwencjonalnej energetyki mogą odegrać nową rolę, jako źródła pary i energii dla elektrolizerów. Możliwość replikacji tego rozwiązania jest bardzo szeroka i z powodzeniem może być wykorzystana w instalacjach wytwarzania wodoru oraz magazynowania energii dużej mocy. Jesteśmy dumni z tego, że pierwszy obiekt tego typu powstał w oparciu o technologię i projekt Instytutu Energetyki – dodaje prof. Jakub Kupecki, Dyrektor Instytutu Energetyki.

Chociaż instalacja w Elblągu jest nieduża, ponieważ jej moc wynosi 10 kW, to jej uruchomienie było ważnym kamieniem milowym dla rozwoju technologii wodorowych w kraju. Zapotrzebowanie na tego typu instalacje będzie w najbliższych latach gwałtownie rosnąć, a takie projekty jak RSOC są jedną z dróg dla rozwoju produkcji wodoru.

Rozwój infrastruktury związanej z wodorem jest jednym z priorytetowych obszarów rozwojowych Grupy ORLEN i jednocześnie ważnym elementem zaktualizowanej strategii ORLEN2030. Na rozwój produkcji wodoru w technologiach nisko i zero emisyjnych Grupa ORLEN planuje przeznaczyć niemal 7,5 mld zł. Do 2030 roku ORLEN chce udostępnić łącznie ponad 100 stacji tankowania wodoru dla transportu drogowego i kolejowego.

Bielsko-Biała, Gorzów Wielkopolski, Kraków, Piła i Warszawa to miasta, w których w połowie 2025 roku zostaną oddane do użytku kolejne, ogólnodostępne stacje tankowania wodoru. PKN ORLEN i Europejska Agencja Wykonawcza ds. Klimatu, Środowiska i Infrastruktury (CINEA) podpisały umowę dotyczącą bezzwrotnego dofinansowania budowy tych obiektów. Chodzi o ponad 60 mln zł przyznanych w ramach unijnego programu CEF Transport Alternative Fuels Infrastructure Facility.

PKN Orlen uruchomił pierwszy w Polsce program edukacyjny dotyczący wodoru, skierowany do studentów i absolwentów uczelni wyższych. Do udziału w Akademii Wodorowej zostało zaproszonych 30 uczestników, którzy będą zdobywać wiedzę i praktyczne umiejętności w dziedzinie produkcji wodoru i jego wykorzystania m.in. jako paliwa transportowego. Głównym celem Akademii jest szkolenie i rozwój kadr wyspecjalizowanych w technologiach wodorowych oraz ich praktycznym wykorzystaniu w biznesie.

Akademia Wodorowa to inicjatywa, która powstała w ramach Mazowieckiej Doliny Wodorowej – programu, który ma pomóc w realizacji projektów badawczo-rozwojowych dotyczących wodoru, kształcenie wyspecjalizowanych kadr i działań wspierających procesy regulacyjne. Organizatorem Akademii Wodorowej jest PKN Orlen, a partnerami są m.in. przedstawiciele przemysłu motoryzacyjnego, tacy jak Toyota, czy kolejowego – PESA Bydgoszcz oraz uczelnie wyższe: Politechnika Łódzka, Politechnika Warszawska, Politechnika Gdańska i Centrum Badawcze PAN – Konwersja Energii i Źródła Odnawialne.

Źródło: Energa

SZTUCZNA INTELIGENCJA ZARZĄDZA CIEPŁEM W GDYNI, OPTYMALIZUJE PRACĘ SIECI I OBNIŻA ŚLAD WĘGLOWY

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.

TALINN CHCE WYKORZYSTAĆ MORZE DO PRODUKCJI CIEPŁA

Utilitas Tallinn chce zbudować system ogrzewania wodą morską dla swoich potrzeb ciepłowniczych i złożył wniosek o pozwolenie na budowę w celu zainstalowania pompy ciepła. Według Ministerstwa Środowiska konieczna będzie ocena oddziaływania na środowisko.

Utilitas wystąpił w ubiegłym roku do Urzędu Ochrony Konsumentów i Regulacji Technicznych (TTJA) o pozwolenie budowlane na produkcję ciepła z wody morskiej.

Energia z wody morskiej może być wykorzystywana do ogrzewania miejskiego w zimie i chłodzenia dużych budynków w lecie.

Wymagane rurociągi muszą sięgać około 10 kilometrów w głąb Zatoki Tallińskiej, ponieważ woda doprowadzana do stacji musi być wydobywana z głębokości 70 metrów. Rurociągi muszą sięgać na tyle daleko, aby temperatura wody morskiej nie ulegała drastycznym wahaniom w ciągu roku.

Robert Kit, przewodniczący zarządu Utilitas Tallinn, powiedział, że procedura uzyskania pozwolenia na budowę jest nadal w toku i że „przedwczesne jest mówienie o bardziej precyzyjnym harmonogramie i ilości inwestycji, dopóki ten etap nie zostanie zakończony”.

Wraz z wnioskiem o pozwolenie na budowę, Utilitas Tallinn przedłożył wstępną ocenę wpływu projektu na środowisko, na podstawie której, zdaniem spółki, projekt nie będzie miał negatywnego wpływu na środowisko, a więc nie jest konieczne wszczęcie procedury oceny oddziaływania na środowisko.

Jednak zdaniem Ministerstwa Środowiska należy rozpocząć ocenę oddziaływania na środowisko (OOŚ), ponieważ wstępna ocena nie uwzględnia typów siedlisk morskich w tym rejonie, lokalizacji ujścia i skutków podwodnego hałasu.

Spółka zamierza zbudować pompę ciepła na terenie Kalasadama tänav w pobliżu ratusza (Linnahall) lub na terenie portu w Tallinie na Logi tänav.

Lokalizacja proponowanego rurociągu będzie znajdować się w obszarze o dużym natężeniu ruchu wodnego, zgodnie z morskim planem przestrzennym, i będzie przecinać szlak żeglugowy poza kotwicowiskami.

Źródło: err.ee

NOWA TECHNOLOGIA MAGAZYNOWANIA CIEPŁA W HAMBURGU

W piątek (30 grudnia 2022 r.) na terenie elektrociepłowni Tiefstack rozpoczęto pierwszy odwiert pod podziemny magazyn ciepła. Nadwyżki ciepła odpadowego z regionalnych zakładów przemysłowych i zakładów utylizacji odpadów będą tam latem magazynowane głęboko pod ziemią. Hamburger Energiewerke testuje przydatność hamburskich podziemi dla tej technologii. Jeśli testy wypadną pomyślnie, zakład zostanie uruchomiony w 2024 roku.

„Wprowadzamy w życie kolejną część transformacji energetycznej Hamburga poprzez wiercenie pod magazyn ciepła w warstwie wodonośnej” – powiedział Jens Kerstan, członek Bundesratu. Zamiast pozwalać na niewykorzystywanie ciepła odpadowego latem, magazyn ułatwi jego wykorzystanie zimą jako neutralnego dla klimatu ogrzewania miejskiego. „Skutki wojny na Ukrainie są dla nas bolesnym przypomnieniem, że niemieckie zaopatrzenie w energię musi być w stanie działać samodzielnie” – dodał. Hamburg czyni postępy, a publiczni dostawcy energii przyczyniają się do tego dzięki takim projektom jak instalacja wodnego akumulatora ciepła.

Zbiornik ciepła pozwoli zaoszczędzić 1.400 ton CO2

Szacowana zdolność magazynowania 2,6 megawatów i pięć gigawatogodzin rocznie może pomóc zaoszczędzić około 1400 ton emisji CO2. Zbiornik wodonośny zostanie umieszczony pod ziemią w termicznie wodonośnych warstwach piaskowca. Do wykonania odwiertów pomocniczych i produkcyjnych na terenie Tiefstack potrzebne są dwa otwory o głębokości 1300 metrów. Nad ziemią ma powstać centrum techniczne z podłączeniem do sieci ciepłowniczej. W celu sprawdzenia produkcji przeprowadzone zostaną testy każdego odwiertu.

Ogrzewanie neutralne dla klimatu w parku energetycznym Tiefstack

Warstwa wodonośna jest częścią Parku Energetycznego Tiefstack, który ma na celu zastąpienie ostatniej elektrowni węglowej w Hamburgu do 2030 roku różnymi neutralnymi dla klimatu rozwiązaniami grzewczymi. Należą do nich np. wodne pompy ciepła, które pozyskują ciepło z rzek Norderelbe i Bille oraz ciepło odpadowe z huty miedzi Aurubis. Istniejąca elektrociepłownia Tiefstack zostanie przestawiona na gaz ziemny lub zrównoważoną biomasę, aby zabezpieczyć dostawy w godzinach szczytu. Planowany akumulator ciepła w warstwie wodonośnej zalicza się do projektów Północnoniemieckiego Reallaboru (NRL) mających na celu przetestowanie nowych sposobów osiągnięcia neutralności klimatycznej, który jest realizowany wspólnie z Uniwersytetem Technicznym w Hamburgu i Uniwersytetem Christiana Albrechta w Kilonii. Projekt jest finansowany przez niemieckie Ministerstwo Gospodarki i Ochrony Klimatu.

MIEJSKIE PRZEDSIĘBIORSTWO CIEPŁOWNICZE W BELGRADZIE WYKORZYSTA ENERGIĘ GEOTERMALNĄ W CIEPŁOWNICTWIE MIEJSKIM

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.

Źródło: Balkan Green Energy News

HOLTEC Z NOWĄ TECHNOLOGIĄ CIEPŁOWNICZĄ

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”.

Źródło: neimagazine.com

INNOWACJE NCBR DLA ZIELONEGO CIEPŁOWNICTWA

Dzięki innowacjom, które powstają pod skrzydłami Narodowego Centrum Badań i Rozwoju, rachunki za ogrzewanie mogą znacząco zmaleć, a marnowanie ogromnych ilości ciepła zostanie zakończone. Nowoczesne ciepłownie, elektrociepłownie czy biogazownie, których prototypy przygotowują już wykonawcy, to nie tylko wymierne korzyści ekonomiczne i dla środowiska, lecz także większe bezpieczeństwo energetyczne Polski. Ich realizacja możliwa jest dzięki wsparciu Funduszy Europejskich w ramach Programu Inteligentny Rozwój.

Nieszczelne okna, brak odpowiedniego ocieplenia, ale także tradycyjne kratki wentylacyjne sprawiają, że zimą nawet 60% ciepła wykorzystywanego do ogrzewania domów jest tracone. Termomodernizacje budynków, wymiana wentylacji grawitacyjnej na mechaniczną z odzyskiem ciepła i dostosowanie ilości energii cieplnej do rzeczywistych potrzeb należą więc do najlepszych sposobów na wsparcie modernizacji polskiego ciepłownictwa. Ale niezwykle ważne są też działania, które wykraczają poza myślenie o pojedynczym obiekcie.

– Systemy i technologie obsługujące większy obszar posiadają znaczący potencjał, który dzięki odpowiednim innowacjom powinien zostać należycie wykorzystany. I to właśnie ten cel przyświeca przedsięwzięciom realizowanym w innowacyjnej formule zamówień publicznych, na które pozyskaliśmy wsparcie z Funduszy Europejskich – mówi dr Remigiusz Kopoczek, p.o. dyrektor Narodowego Centrum Badań i Rozwoju. – Wybraliśmy ścieżkę, dzięki której w wyniku prac badawczych prowadzonych przez wykonawców powstaną nie tylko koncepcje technologiczne, lecz także konkretne pełnoskalowe i rzeczywiście działające rozwiązania na miarę strategii Europejskiego Zielonego Ładu. Liczymy na to, że przez ich zwielokrotnienie uda się je upowszechnić na rynku – dodaje.

Innowacyjna elektrociepłownia…

„Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” i „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” to dwa dopełniające się nawzajem przedsięwzięcia badawcze, które pomogą w systemowej transformacji sektora ciepłowniczego w Polsce, wykorzystując odnawialne źródła energii.

– Wykonawcy mieli za zadanie pokazać, że w lokalnym, wydzielonym systemie ciepłowniczym można osiągnąć udział OZE w wysokości przynajmniej 80%. Zdawaliśmy sobie sprawę, że to bardzo ambitne założenia. Jednak deklaracje we wnioskach znacznie przekraczały tę wartość. Ostatecznie w II etapie przedsięwzięcia „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” w Sokołowie Podlaskim powstanie nowatorski system, który będzie pracował z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii na poziomie bliskim 100% i dostarczał ciepło mieszkańcom w cenie porównywalnej do tradycyjnych systemów wykorzystujących paliwa kopalne. To właśnie oferowane parametry przesądziły o tym, że ta koncepcja została oceniona najwyżej – informuje Aneta Więcka z NCBR, kierownik projektu.

W przedsięwzięciu przyjęto kilka istotnych kryteriów. Przewidziana do modernizacji elektrociepłownia ma być oparta na paliwach kopalnych, moc systemu ma wynieść przynajmniej kilka megawatów, a obszar powierzchni ogrzewanej – co najmniej 15 tys. m2, przy czym najlepsi wykonawcy zakładają uzyskanie nawet 90 tys. m2. Nie chodzi więc o modernizację systemu ciepłowniczego dla dużego miasta, lecz dla mniejszego obszaru – np. kilku osiedli lub niedużej miejscowości. Rozwiązania mają być jednak skalowalne, czyli łatwe do wdrożenia także na większym obszarze.

Co istotne, zmodernizowany system będzie się opierać na odnawialnych źródłach energii, wykluczone jest natomiast spalanie biomasy z uwagi na obciążenie dla środowiska. – Zadanie jest bardziej wymagające. Dopuszczamy takie technologie, jak: pompy ciepła, kolektory słoneczne, panele fotowoltaiczne, biogaz, biometan, zielony wodór czy też magazyny sezonowe i dobowe – wylicza Aneta Więcka.

Ważnym elementem jest kogeneracja. Tradycyjnie uzyskuje się ją poprzez spalanie węgla i gazu, co pozwala na wytworzenie i energii cieplnej, i energii elektrycznej. Narodowe Centrum Badań i Rozwoju chce jednak, by w tym przypadku kogenerację uzyskano dzięki OZE, np. biometanowi bądź zielonemu wodorowi.

…i innowacyjna ciepłownia OZE

W przedsięwzięciu „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” prototypowa instalacja powstanie w Lidzbarku Warmińskim i również w blisko 100 proc. będzie oparta na technologiach wykorzystujących odnawialne źródła energii.

Całość ma być zintegrowana z magazynami ciepła. Główna różnica w porównaniu z elektrociepłownią polega na tym, że od wykonawców nie oczekuje się kogeneracji (której nie ma w większości polskich ciepłowni). – Ciepłownictwo kiedyś mogło być uznawane za obciążenie, ale dziś ciepłownie i elektrociepłownie to szansa. Warto zatem zadbać o to, by cały system był jak najbardziej przemyślany i nie dopuszczał do marnowania ciepła i energii elektrycznej – ocenia Maciej Martyniuk z NCBR, kierownik projektu.

Według niego ciepłownie i elektrociepłownie przyszłości nie tylko będą dostarczać ciepło, ale staną się także swego rodzaju centrum zarządzania energią i energetyką na danym obszarze. – Dzisiaj efektywność postrzegamy głównie poprzez programy krajowe, ale w pierwszej kolejności powinniśmy myśleć o niej w kontekście lokalnym i zastanawiać się, czy energia na danym obszarze jest racjonalnie wykorzystywana. Dlatego za jakiś czas ciepłownie powinny stać się ośrodkami dbającymi o efektywność energetyczną na konkretnym obszarze i być elementem pośrednim między krajowym systemem energetycznym a użytkownikiem – uważa Maciej Martyniuk.

Trzeba mieć przy tym na uwadze, że OZE w ciepłownictwie daje najwięcej pożytku wtedy, gdy energia jest nam potrzebna w mniejszym stopniu. Przykładem mogą być kolektory słoneczne i fotowoltaika, które sprawdzają się zwłaszcza latem, gdy zapotrzebowanie na ciepło jest znacznie mniejsze.

– Ciepłownie powinny zajmować się nie tylko wyprodukowaniem energii, ale i jej zmagazynowaniem w różnych w formach, np. w gruncie lub wybranym medium wodnym. Pozwoli to zmniejszyć straty systemowe i wykorzystać ciepło wtedy, gdy jest na nie największe zapotrzebowanie – tłumaczy Maciej Martyniuk. – W Polsce istnieje ponad 500 systemów ciepłowniczych o mocy termicznej przynajmniej 1 MW. To oznacza, że większość powiatów dysponuje systemami ciepłowniczymi – i wszystkie one mogą zostać zmodernizowane. A wręcz muszą, bo w związku z wojną zabraknie węgla niskosiarkowego, który można byłoby spalać w kotłach, a z czasem unijne wymogi dotyczące emisyjności ciepłowni będą coraz ostrzejsze – dodaje.

Drogowskazy dla ciepłownictwa

Spalanie paliw kopalnych (zwłaszcza gazu) w celu wytworzenia ciepła oznacza większą zależność od importu surowców energetycznych. Do tego ciepłownie odpowiadają za około 22% krajowej emisji dwutlenku węgla, którego rosnące stężenie w atmosferze jest główną przyczyną zmiany klimatu. Rosnące koszty za emisje CO2 w ramach unijnego systemu EU ETS oznaczają zaś coraz większe obciążenie dla przedsiębiorstw ciepłowniczych i pogorszenie ich sytuacji finansowej.

Mało kto zdaje sobie sprawę, że zainstalowana w Polsce moc w ciepłownictwie systemowym i indywidualnym jest nawet trzy razy większa od zainstalowanej mocy elektrycznej. Samo ciepłownictwo systemowe obejmuje ponad 40% gospodarstw domowych i jest jednym z największych w Europie. Niestety, około 80% systemów nie jest efektywnych energetycznie. Oznacza to, że ogromne ilości ciepła są po prostu marnowane.

Żeby dostarczyć energię cieplną odbiorcom w przystępnej cenie i z myślą o ochronie klimatu, ciepłownictwo systemowe musi przejść gruntowną zmianę. Przedsięwzięcia NCBR powstały, aby to ułatwić.

– Przygotowanie obu projektów było dla nas dużym wyzwaniem. Jednak już dialog techniczny z rynkiem i potencjalnymi wykonawcami pokazał, że nasze założenia są możliwe do zrealizowania. Mamy przecież pompy ciepła, są kolektory słoneczne, biogazownie, biometanownie. Znalazło to odzwierciedlenie w złożonych wnioskach. Innowacją w naszych przedsięwzięciach jest połączenie wszystkich elementów w całość – mówi Aneta Więcka, zaangażowana w oba przedsięwzięcia ciepłownicze. – Widzimy wszyscy, że era paliw kopalnych dobiega końca. Widzimy też, co dzieje się za naszą wschodnią granicą i że uznawanie gazu za paliwo przejściowe nie jest dobrym pomysłem. Dlatego warto jak najszybciej przeskoczyć etap paliwa przejściowego i przejść na OZE – dodaje.

Urząd Regulacji Energetyki jeszcze niedawno podawał, że uśredniony koszt ciepła dla różnych źródeł energii wynosi od 60-70 do 100 zł za gigadżula (obecnie ceny te rosną). Prototypowe rozwiązania, które powstaną w przedsięwzięciach NCBR, wspieranych przez Fundusze Europejskie w ramach Programu Inteligentny Rozwój, mają przynieść podobne kwoty. Mając jednak na uwadze, że zmodernizowane z myślą o OZE systemy nie będą już silnie narażone na wzrost opłat za emisje CO2 i znacząco wesprą działania na rzecz ochrony klimatu, korzyści są wymierne. A gdy ciepło będzie wytwarzane wraz z energią elektryczną – jeszcze większe.

Innowacyjna biogazownia

Jak już wspomniano, wśród odnawialnych źródeł energii w ciepłownictwie znaczący potencjał mają również biogaz i biometan. Narodowe Centrum Badań i Rozwoju postanowiło poszukać usprawnień technologicznych i w tym zakresie. Przedsięwzięcie „Innowacyjna biogazownia” ma pozwolić na wykorzystanie odpadów i produktów ubocznych rolnictwa oraz przetwórstwa rolno-spożywczego do produkcji biometanu.

Dzięki współpracy NCBR z Uniwersytetem Przyrodniczym w Poznaniu, partnerem strategicznym w tym przedsięwzięciu, pierwsza w Polsce biogazownia produkująca biometan, która nie będzie emitować uciążliwych zapachów, powstanie w Brodach w gminie Lwówek, w województwie wielkopolskim.

 Jednym z największych problemów polskich biogazowni jest brak możliwości wytwarzania w nich biometanu, który później mógłby zostać wtłoczony do sieci gazowej lub być bezpośrednio paliwem dla maszyn rolniczych  czy autobusów. Drugim aspektem utrudniającym rozwój tej technologii jest brak możliwości wykorzystywania różnego rodzaju substratów w jednej instalacji. Bardzo często przeciwko budowie nowych instalacji występują też mieszkańcy z okolic planowanych inwestycji, bo obawiają się nieprzyjemnych zapachów czy ruchu ciężarówek. Jak zaradzić tym problemom? Zaprojektować biogazownię uniwersalną – uważa dr Tomasz Rożek, popularyzator nauki i twórca strony „Nauka. To lubię”, który w ośmiu krótkich filmach przedstawia działania NCBR wpisujące się w strategię Europejskiego Zielonego Ładu, współfinansowane z Funduszy Europejskich.

W przedsięwzięciu przyjęto kilka kryteriów. To m.in. wydajność produkcji metanu i biometanu z tony suchej masy organicznej substratu, przy jednoczesnym zapewnieniu bezodorowości i stabilności produkcji biometanu w instalacji. Demonstrator będzie wytwarzał biometan m.in. z nawozów naturalnych takich jak obornik bydlęcy i kurzy czy gnojowica bydlęca, ale także odpadów z przemysłu rolno-spożywczego, takich jak odpadowa masa roślinna, wywar gorzelniany czy przeterminowane produkty spożywcze. Substraty te zostaną przefermentowane, a następnie uzyskane z nich biopaliwo, tj. biometan, będzie mogło zostać wprowadzone do sieci dystrybucyjnej gazowej lub sprężone (tj. bioCNG) lub skroplone (tj. bioLNG) i dostarczone do odbiorcy końcowego.

– Ze względu na możliwość obniżenia kosztów ogrzewania, tego typu biogazownie są dla funkcjonowania systemu ciepłowniczego w Polsce niezwykle ważne – ocenia Miłosz Krzymiński z NCBR, kierownik projektu „Innowacyjna biogazownia”.

Kolejny plus to duży udział w ograniczaniu emisji gazów cieplarnianych. – Gdy wykorzystujemy gnojowicę bezpośrednio na polu, uwalniamy bardzo duże ilości metanu. Dużymi emitentami są również składowane na polach pryzmy obornika. Innowacyjne biogazownie pozwolą wykorzystać energetycznie gnojowicę, obornik i odpady z przemysłu rolno-spożywczego, a w efekcie zmniejszyć emisję gazów cieplarnianych. Biogaz bądź biometan wytworzony z substratów o charakterze odpadowym cechuje ujemny ślad węglowy – wyjaśnia Miłosz Krzymiński.

Choć w Europie istnieje około 19 tys. biogazowni, w Polsce jest ich tylko około 300. Jednocześnie importujemy około 13 mld m3 gazu ziemnego rocznie, który w większości – nawet 8 mld m3 – można według ekspertów zastąpić biometanem z samych odpadów rolnych (odpady komunalne dają potencjał wytworzenia kolejnych 4 mld m3 biometanu, ale w ich przypadku potrzebne są inne technologie). – Gdyby wykorzystać odpady z przemysłu rolno-spożywczego oraz komunalnego, można by uzyskać energię porównywalną do energii wyprodukowanej przez kilka reaktorów jądrowych – zauważa Tomasz Rożek, twórca strony „Nauka. To lubię”.

Wykorzystać efekt skali

Ważnym wymogiem wszystkich wymienionych przedsięwzięć jest ich skalowalność. Oznacza to, że choć demonstratory nie będą zbyt duże, zwiększenie ich skali ma być stosunkowo łatwe. Pozwoli to na masowe wprowadzanie innowacji stworzonych w NCBR przy wsparciu Funduszy Europejskich w ramach Programu Inteligentny Rozwój.

Narodowe Centrum Badań i Rozwoju prowadzi obecnie 9 inicjatyw badawczych wspierających realizację strategii Europejskiego Zielonego Ładu (European Green Deal). W duchu tej transformacji, dzięki zaangażowaniu środków z Funduszy Europejskich w ramach Programu Inteligentny Rozwój, Centrum realizuje przedsięwzięcia: „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”, „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”, „Innowacyjna biogazownia”, „Budownictwo efektywne energetycznie i procesowo”, „Oczyszczalnia przyszłości”, „Magazynowanie energii elektrycznej”, „Magazynowanie Ciepła i Chłodu”, „Wentylacja dla szkół i domów” oraz „Technologie domowej retencji”.

Projekty, nad którymi pracują wykonawcy, to szansa dla Polski na czystsze środowisko, zdrowsze społeczeństwo i nowoczesną, konkurencyjną gospodarkę.

Źródło: NCBR

UKRAIŃSKI PRODUCENT KOTŁÓW PRZEMYSŁOWYCH PODBIJE POLSKI RYNEK?

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.