Home Archive by category Urządzenia i instalacje

Urządzenia i instalacje

POWSTAJE KOLEJNA FARMA WIATROWA ENERGI

Na terenach zrekultywowanych po kopalni węgla w Gminie Przykona (pow. turecki) Energa buduje nową farmę wiatrową o docelowej mocy 31 MW.

Realizacja inwestycji odbywa się zgodnie z harmonogramem. 3 września ukończono prace fundamentowe pod kolejny – siódmy generator. Inwestorem jest spółka Energa OZE, która będzie zarządzać wybudowaną farmą. To kolejny krok do dalszego zwiększania udziału OZE w miksie wytwórczym Grupy Energa.

Budowana farma wiatrowa zlokalizowana jest w gminie Przykona, w powiecie tureckim. Znajduje się na terenach poeksploatacyjnych kopalni węgla brunatnego Adamów. Działalność Grupy Energa doskonale wpisuje się w rewitalizację wspomnianego obszaru. Dzięki inwestycji spółki Energa OZE, tereny poprzemysłowe zmienią się w obszar produkcji zielonej energii. Inwestycja znacząco poprawi bezpieczeństwo energetyczne regionu. Nowa farma wiatrowa została zaprojektowana w oparciu o najnowsze dostępne technologie przy zachowaniu najwyższego stopnia bezpieczeństwa obsługi.

– W Polsce zajmujemy silną pozycję w obszarze „czystej energii” i chcemy ją jeszcze bardziej umacniać. Koreluje to z założeniami strategii Grupy Energa uwzględniającej rozwój OZE, w tym energetyki wiatrowej. Budowana właśnie farma wiatrowa w Przykonie jest tego najlepszym przykładem – mówi Grzegorz Ksepko, kierujący Grupą Energa. – W Grupie Energa obecnie już ponad 1/3 wytwarzanej energii elektrycznej pochodzi ze źródeł odnawialnych. Jest to największy udział procentowy z dużych polskich grup energetycznych w produkcji energii elektrycznej z OZE. Takie działanie to nie tylko naturalna konsekwencja światowych trendów w energetyce i wyjście naprzeciw oczekiwaniom. Jest to zgodne z polityką rządu w obszarze wytwarzania energii.

W skład Farmy Wiatrowej Przykona wejdzie 9 wiatrowych generatorów energii. Każdy będzie posiadać turbinę typu V-126 o mocy 3,45 MW. W sumie, moc zainstalowana nowej farmy będzie wynosić 31 MW. Wiatraki Energi to jedne z największych aktualnie instalowanych w Polsce. Ich dostawcą jest firma Vestas. Budowane wiatraki będą posiadały imponującą wysokość. Będzie ona wynosić – do piasty turbiny 117 m, natomiast długość łopaty wynosi 63 m. W najwyższym punkcie, wiatraki osiągną wysokość ok. 180 m nad poziomem terenu.

Powstająca farma wiatrowa Przykona jest kolejną inwestycją spółki Energa OZE, która ma na celu realizację założeń Wieloletniego Planu Inwestycji Strategicznych Grupy Energa. Dokument zakłada dalsze utrzymanie pozycji lidera w zakresie wytwarzania energii odnawialnej. Realizację zadania w formule umowy powierniczego zastępstwa inwestycyjnego dla Energa OZE prowadzi Energa Invest.

Dotychczas, wszystkie prace przebiegają zgodnie z założonym harmonogramem. We wtorek, 3 września zakończono kolejny etap inwestycji – prace fundamentowe dla siódmego z dziewięciu wiatraków.

Ze względu na specyficzne warunki geologiczne, związane z gruntem antropogenicznym, proces ten wymagał specjalnego podejścia zarówno na etapie projektowania jak i wykonawstwa. Fundamenty zostały posadowione na specjalnych konstrukcjach wzmacniających podłoże tj. kolumnach DSM oraz KKS, zaprojektowanych indywidualnie dla każdego wiatraka, w zależności od warunków geologicznych. Na jeden fundament zużywa się ok. 540 m 3 betonu oraz 70 t stali zbrojeniowej. Wykonanie fundamentów w przedstawionej technologii oraz o tak znacznych gabarytach, było sporym wyzwaniem logistycznym przy obowiązku zachowania właściwego reżimu technologicznego.

– Już w przyszłym roku moc zainstalowana naszych obiektów OZE wzrośnie o 7%, a w przypadku farm wiatrowych – 13 % w stosunku do obecnie posiadanych. To istotne wsparcie dla krajowego systemu elektroenergetycznego – podkreśla prezes Grzegorz Ksepko.

Montaż kompletnych siłowni wiatrowych przewidziany jest na początku grudnia br., a przeprowadzenie testów wraz z uruchomieniem rozpocznie się na początku 2020 roku. Zakończenie wszystkich prac oraz uzyskanie pozwolenia na użytkowanie spodziewane jest w II kwartale 2020 roku.

Źródło: Energa

Fot. Energa

PEC: BUDOWA KOTŁÓW NA BIOMASĘ

W suwalskim PEC trwa budowa dwóch kotłów na biomasę o mocy 12,5 MW każdy.

Wartość całego projektu wynosi 40 683 140,90 zł.

Realizacja inwestycji rozpoczęła się w maju 2019r. i już widoczne są pierwsze efekty w postaci dwóch palenisk (na zdjęciu poniżej). Inwestycja współfinansowana jest z dwóch źródeł:

– pożyczki z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w wysokości
17 381 997,91 zł
– dotacji ze środków unijnych w wysokości 15 615 407,36 zł

Nowe kotły będą opalane biomasą leśną tj. zrębkami drzewnymi. Uruchomienie odnawialnych źródeł w produkcji ciepła pozwoli na redukcję emisji gazów cieplarnianych o około 20 170 ton rocznie.

Zgodnie z projektem kotły będą zlokalizowane w odrębnym budynku, a wraz z nimi instalacje: podawania biomasy, odprowadzenia produktów spalania i oczyszczanie spalin, komin, urządzenia pomocnicze i magazyn biomasy.

Inwestycja jest kolejnym etapem (po wybudowanej instalacji oczyszczania spalin) dostosowania całej instalacji ciepłowni do wymaganego poziomu emisji zanieczyszczeń do powietrza, określonego prawem unijnym i polskim oraz ograniczenia emisji dwutlenku węgla.

Zakończenie budowy inwestycji zaplanowane jest na koniec września 2020 roku.

Źródło: PEC

Fot. Pixabay

W KIELCACH MPEC CZERPIE ENERGIĘ ZE SŁOŃCA

Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Spółka z o.o. w Kielcach zainaugurowało funkcjonowanie farmy fotowoltaicznej wybudowanej na potrzeby ciepłowni miejskiej.

Farma fotowoltaiczna, wybudowana na terenach MPEC wzdłuż ul. Pileckiego zabezpieczy latem zapotrzebowanie urządzeń elektrycznych ciepłowni. Spowoduje tym samym zmniejszenie zużycia energii elektrycznej z tradycyjnych nośników.

W godzinach o najlepszym nasłonecznieniu mamy nadprodukcję energii w stosunku do zapotrzebowania kotłowni. W przyszłości będziemy odprowadzać te nadwyżki do sieci – zapowiedział Jan Karwasiński, prezes zarządu MPEC w Kielcach.

Farmę tworzą dwie niezależne mikroinstalacje o sumarycznej mocy nominalnej 99,6 kW. Łącznie 332 panele fotowoltaiczne przy sprzyjających warunkach pogodowych będą produkować 93,2 MWh energii rocznie. Użyte w instalacjach MPEC monokrystaliczne panele z technologią PERC mają 30-letnią żywotność.

Inwestycja kosztowała 341,5 tys. zł netto i w całości był sfinansowana ze środków spółki. Farma będzie wykorzystywana również w celach edukacyjnych, aby pokazywać korzyści płynące z używania OZE w mieście.
Jest to dobry kierunek dla dużym miast, bo oprócz wymiernych korzyści ekonomicznych, ma bardzo duże znaczenie dla ochrony środowiska naturalnego. Te dwie instalacje pozwolą na zredukowanie ilości CO2 o około 35 tysięcy kilogramów w ciągu roku. Wpisują się również w trend dążenia samorządów do samowystarczalności energetycznej obiektów należących do miasta – podkreślił Bogdan Wenta, prezydent Kielc.

Wykonawcą inwestycji była firma Arenella ze Strawczynka.

Fot. Michał Jarmoluk/Flickr

GORZÓW MODERNIZUJE ELEKTROCIEPŁOWNIĘ

Elektrociepłownia PGE Energia Ciepła w Gorzowie zmodernizuje turbinę gazową i generator bloku gazowo-parowego.

Inwestycja jest częścią dużej modernizacji bloku gazowo-parowego wybudowanego w 1999 roku. Oprócz modernizacji turbiny gazowej GT8C, której wykonawcą będzie GE Power, zmodernizowana zostanie także turbina parowa tego bloku i wybudowana nowa chłodnia wentylatorowa.

Inwestycje te znacząco ograniczą od 2021 roku udział technologii węglowej w produkcji ciepła i energii elektrycznej w mieście, a od 2023 roku całkowicie ją wyeliminują.

https://es-la.facebook.com/SiemensPolska/videos/1286570761487228/

– To bardzo ważna inwestycja dla Gorzowa. Poprawia się nie tylko jakość infrastruktury energetycznej, bezpieczeństwo dostaw ciepła, ale – co najważniejsze dla naszych mieszkańców – dzięki inwestycji poprawi się znacząco jakość powietrza. Rozwiązanie technologiczne, o którym dziś rozmawiamy, to inwestycja nowoczesna, ale też nastawiona na ograniczoną emisję spalin do środowiska, a to niezwykle ważne przy podejmowaniu wszelkich działań w zakresie infrastruktury energetycznej– podkreślił Jacek Szymankiewicz, wiceprezydent miasta.

Modernizacja bloku gazowo-parowego jest także kluczowym działaniem PGE Energia Ciepła oddział Elektrociepłownia w Gorzowie Wlkp. w poszerzaniu usług na rynku mocy. Oznacza to, że po zmodernizowaniu blok ten zapewni dodatkową moc elektryczną w sytuacjach niedoboru energii w ogólnokrajowym systemie energetycznym, oferując 62 MW mocy dyspozycyjnej netto. Planowany termin rozpoczęcia prac na terenie elektrociepłowni w Gorzowie to sierpień 2020 rok.
Fot. Janos Korom/Flickr

ENERGIA ZE SŁOŃCA W SZCZECINIE

W należącej do Szczecińskiej Energetyki Cieplnej ciepłowni Dąbska w Szczecinie powstała nowoczesna farma fotowoltaiczna o mocy 99,84kWp. Zajmuje powierzchnię 0,5 ha.

Prąd wyprodukowany z paneli fotowoltaicznych SEC wykorzysta na potrzeby własne, ale jeśli zajdzie taka potrzeba będzie możliwość wyprowadzenia energii elektrycznej także do systemu energetycznego. 360 paneli fotowoltaicznych, bo tyle modułów zainstalowano łącznie, w ciągu roku wyprodukuje 95 MWhe.

Dzięki temu, że energia elektryczna zostanie uzyskana w sposób przyjazny dla środowiska, do atmosfery trafi aż 75 ton dwutlenku węgla mniej.

Planowana maksymalna moc zainstalowana w modułach fotowoltaicznych 99,84kWp. Planowana roczna produkcja energii elektrycznej 95,58 [MWhe/rok].

Chociaż energia elektryczna będzie wytwarzana przede wszystkim na potrzeby CR Dąbska dla tzw. własnej konsumpcji, będzie istniała możliwość wyprowadzenia jej do systemu energetycznego: zaplanowany jest, w ramach inwestycji, montaż licznika dwukierunkowego. Jednak przy obecnej sytuacji na rynku energii elektrycznej SEC uważa, że nie opłaca się przesyłać energii wyprodukowanej przez instalację PV do systemu energetycznego.
Fot. Pixabay

PEC GLIWICE INWESTUJE

AMK Kraków SA, wchodząca w skład Grupy Kapitałowej Mostostal Warszawa podpisała z Przedsiębiorstwem Energetyki Cieplnej – Gliwice Sp. z o.o. umowę na Budowę III etapu odsiarczania spalin i I etapu budowy instalacji odazotowania spalin dla kotłowni WR-25 w formule „pod klucz”. Wartość umowy to 63,60 mln PLN brutto.

Zawarta umowa to kolejny kontrakt w dziedzinie ochrony środowiska, który AMK Kraków będzie realizować dla PEC Gliwice. W okresie od 2007 do 2016 roku spółka z Grupy Mostostal Warszawa wykonała w ramach odrębnych umów instalacje odsiarczania oraz odpylania dla kotłów WR-25 i WP-70 na terenie tej samej ciepłowni. Tym razem projekt obejmuje również realizację instalacji odazotowania spalin metodą selektywnej redukcji niekatalitycznej (SNCR).

Realizacja podpisanego kontraktu obejmuje projekt technologiczny, projekt budowlany, uzyskanie decyzji o pozwoleniu na budowę, wykonanie wielobranżowych projektów technicznych, realizację prac budowlano-montażowych, a także przeprowadzenie kompleksowych prac rozruchowych, w tym również z zakresu mechaniki, automatyki i systemów sterowania wraz z przekazaniem obiektów do eksploatacji.

PEC Gliwice

AMK KRAKÓW S.A. projektuje, dostarcza technologie i produkty technologiczne zgodne z dyrektywą IPPC, dostosowane do indywidualnych potrzeb klienta, przy jednoczesnym optymalizowaniu parametrów technicznych w celu zminimalizowania kosztów eksploatacji.

AMK Kraków S.A. wchodzi w skład Grupy Kapitałowej Mostostal Warszawa. Grupa Kapitałowa Mostostal Warszawa skupia przedsiębiorstwa prowadzące szeroko zakrojoną działalność projektową i wykonawczą we wszystkich segmentach rynku, od budownictwa mieszkaniowego po specjalistyczne konstrukcje dla przemysłu ciężkiego. Trzon Grupy stanowią spółki Mostostal Warszawa SA, AMK Kraków S.A., Mostostal Kielce SA, Mostostal Płock SA.
Fot. Materiały PEC Gliwice

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

PKO BP Z POŻYCZKĄ NA PANELE FOTOWOLTAICZNE

PKO Bank Polski oferuje pożyczkę gotówkową, dzięki której można sfinansować zakup i instalację paneli fotowoltaicznych do kwoty 50 tys. zł. To kolejny krok na drodze do realizacji programu Energia plus, którego celem jest zapewnienie gospodarstwom domowym, MŚP i JST energetycznej niezależności.

Oprocentowanie kredytu to 4,99 proc., prowizja wynosi 0,99 proc. Aby skorzystać z tak preferencyjnych warunków cenowych, wystarczy w ciągu trzech miesięcy od uzyskania finansowania przedstawić dokumenty potwierdzające zakup i montaż urządzeń za co najmniej 85 proc. kwoty pożyczki. Panele słoneczne mogą być zamontowane niezależnie od źródeł ciepła nowej generacji i pozwalają na znaczące zwiększenie niezależności energetycznej budynku. Dodatkowo od 2019 r. wydatki na termomodernizację budynków jednorodzinnych można, w ramach ulgi termomodernizacyjnej, odliczyć od dochodu. Pożyczka może być spłacana nawet przez 10 lat, co w połączeniu z ulgą podatkową powoduje, że gospodarstwa domowe będą mogły zmniejszyć poziom swoich miesięcznych wydatków na zakup energii elektrycznej.

Niebawem do konsultacji trafi projekt nowelizacji ustawy o OZE, który umożliwi MŚP działalność prosumencką.
Fot. Pixabay

WIĘCEJ

OBNIŻENIE PARAMETRÓW TEMPERATUROWYCH MIEJSKIEJ SIECI CIEPŁOWNICZEJ

prof. dr hab. inż. Robert Sekret, Wydział Inżynierii Środowiska i Biotechnologii; Katedra Ciepłownictwa, Ogrzewnictwa i Wentylacji, Politechnika Częstochowska

Streszczenie
W pracy przedstawiono efekty energetyczne, ekologiczne i ekonomiczne usprawnienia miejskiej sieci ciepłowniczej poprzez wprowadzenie nowych tabel regulacyjnych dostosowujących parametry pracy systemu ciepłowniczego do aktualnych potrzeb użytkowników, tj. dostosowania systemu do pracy w warunkach dynamicznie przebiegających procesów termomodernizacyjnych w budownictwie oraz wprowadzania indywidualnych systemów rozliczeń za zużyte ciepło. Na podstawie uzyskanych wyników stwierdzono m.in., że obniżenie temperatury zasilania z 135 do 120oC oraz powrotu z 70 do 60oC pozwala na obniżenie mocy zamówionej i rocznego zużycia nieodnawialnej energii pierwotnej pokrywających straty ciepła na przesyle nośnika ciepła o 12 proc. Zakładając, że prace związane z obniżaniem parametrów temperaturowych sieci ciepłowniczych nie wymuszają wykonania prac skutkujących dodatkową emisją to wraz z efektem energetycznym uzyskany zostaje również efekt obniżenia emisji zanieczyszczeń do atmosfery. Łączna kwota szacowanych oszczędności z tytułu obniżenia strat ciepła sieci ciepłowniczych, poprzez obniżenie temperatur wody sieciowej, może wynieść w tym przypadku 3146 PLN/MW dla standardowego sezonu grzewczego.

1. Wprowadzenie
Udział strat ciepła w sieciach ciepłowniczych w Polsce wynosi od 5 proc. do 15 proc. w okresie sezonu zimowego oraz od 20 proc. do 30 proc. w czasie sezonu letniego [1]. Jednym z parametrów determinujących straty ciepła na przesyle jest temperatura czynnika grzewczego. Wraz z jej wzrostem zwiększa się udział strat, co z kolei pociąga za sobą większe koszty wytworzenia i dostarczenia zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców. Tak jak przedstawiono w pracy [2], można wyróżnić dwa zasadnicze kierunki prac zmierzających do obniżenia strat ciepła w sieci ciepłowniczej. Pierwszy kierunek to wzrost oporu przenikania ciepła przez ściankę przewodów ciepłowniczych. Proces ten realizowany jest w trakcie wymian wyeksploatowanych sieci ciepłowniczych wykonanych w technologii kanałowej na sieć preizolowaną, przy czym są to procesy wymuszone koniecznością bieżącej eksploatacji sieci i często obarczone wysokimi kosztami inwestycyjnymi.

Z drugiej strony straty ciepła w sieci ciepłowniczej są wprost proporcjonalne do różnicy temperatury wody sieciowej i powietrza zewnętrznego. Na rysunku 1 przedstawiono przykładowy rozkład temperatur wody sieciowej w funkcji temperatury powietrza zewnętrznego dla systemu ciepłowniczego pracującego w warunkach braku dostosowania temperatur wody sieciowej do bieżącego zapotrzebowania na ciepło. Jak wynika z danych przedstawionych na rysunku 1 ilość zdarzeń, w których temperatury wody sieciowej są wyższe od wartości założonych w tabelach regulacyjnych jest znacząca. Każdy tego typu stan pracy sieci przyczynia się do wzrostu nieuzasadnionych strat ciepła. Z drugiej strony wyniki pomiarów przedstawione na rysunku wskazują, że eksploatacja prezentowanej sieci ciepłowniczej przy wymuszonej pracy z temperaturami wody zasilającej nie przekraczających 120oC, a więc niższymi w porównaniu do temperatur zgodnych z tabelą regulacyjną, nie spowodowała żadnych problemów z dostawą ciepła do odbiorców końcowych i kolizji z wymaganymi minimalnymi spadkami temperatur w węzłach cieplnych. Kolejnym problemem dotyczącym pracy sieci ciepłowniczych jest występowanie znacznej rozbieżności pomiędzy projektowym a rzeczywistym zapotrzebowaniem na moc cieplną u odbiorców końcowych.

Na rysunku 2 przedstawiono wyniki badań przeprowadzonych na 50-ciu budynkach edukacyjnych na terenie Częstochowy. Jak wskazują badania [3, 4] oraz dane przedstawione na rysunku 2 rozbieżności te mogą wynosić nawet do 60 proc. Dlatego też, modernizacja sieci ciepłowniczych obejmować powinna opracowanie metod określania czynników kształtujących zapotrzebowanie na ciepło przez odbiorców komunalnych w nowych warunkach ich eksploatacji oraz zagadnienia dotyczące optymalizacji obliczeniowych temperatur wody sieciowej.

Rys. 1. Temperatura wody sieciowej w zależności od temperatury zewnętrznej
dla przykładowego systemu ciepłowniczego
Rys. 2. Rozbieżność pomiędzy teoretycznym zapotrzebowaniem na ciepło a rzeczywistym zużyciem ciepła dla 50 budynków edukacyjnych w Częstochowie

Wyniki tych prac pozwolą na uzyskanie najkorzystniejszego cieplnego i hydraulicznego stanu pracy centrali, sieci cieplnej oraz podłączonych do niej węzłów cieplnych, a co za tym idzie dostawę wymaganej przez użytkownika ilości ciepła przy zwiększonej efektywności systemu ciepłowniczego.

2. Zmienność temperatur powietrza zewnętrznego
Zapotrzebowanie na moc cieplną silnie uzależnione jest m.in. od warunków atmosferycznych występujących w danym sezonie grzewczym. Stąd też, w celu określenia właściwych parametrów wody sieciowej wyznacza się wykres regulacyjny, czyli zależność regulowanego parametru (temperatury wody sieciowej, strumienia masy wody sieciowej) od temperatury zewnętrznej. Ocenę sezonów grzewczych dokonać można na podstawie porównania trzech zasadniczych wielkości: długości trwania sezonu, średniej temperatury otoczenia tego okresu, względnie liczby stopniodni ogrzewania. W zależności od przyjętej wielkości sezon może być: długi lub krótki, o wysokiej lub niskiej temperaturze, mniej lub bardziej energochłonny. Stosując więc do oceny minionych sezonów metodę stopniodni w tabeli 1 zestawiono kolejne sezony grzewcze od 1963/1964 do 2009/2010 dla Częstochowy [5] oraz niezbędne dane w postaci: długości sezonu, sezonowej temperatury otoczenia oraz liczby stopniodni sezonu.

Tabela 1. Zestawienie sezonów grzewczych [5]

Wielkości te uzupełniono względną liczbą stopniodni, wyznaczoną jako iloraz aktualnej liczby stopniodni do średniej liczby stopniodni obliczonej dla wszystkich sezonów. Takie ujęcie liczby stopniodni umożliwiło wyznaczenie względnych wartości ekstremalnych. Odczytana wartość maksymalna względnej liczby stopniodni wynosi 1,16, zaś minimalna osiągnęła poziom 0,78. Na podstawie zestawionych danych liczbowych stwierdzić można, iż kryterium energochłonności jest wskaźnikiem uniwersalnym pozwalającym jednoznacznie ocenić analizowany sezon grzewczy. Uzasadnieniem tego stwierdzenia są dane zawarte w tabeli 2, gdzie przedstawiono sezony o małej (2006/2007) i dużej (1978/1979) energochłonności. Sezon 2006/2007 spełniał również kryterium wysokiej temperatury otoczenia, zaś sezon 1978/1979 kryterium długości, sezon długi. Nadmienić należy, że w analizowanych sezonach występował również sezon krótki (1991/1992) o liczbie dni 194, lecz niższej średniej temperaturze powietrza zewnętrznego.

Tabela 2. Porównanie sezonów grzewczych w latach 1963/1964 – 2009/2010 [5]

Można więc przyjąć, zachowując pewien margines dokładności, i pomijając sezony najcieplejsze, że liczba stopniodni, w porównaniu do wartości średniej, zmienia się dla analizowanych sezonów (sezony od 1963/1964 do 2009/2010) o ± 15 proc. Na rysunku 3 zamieszczono przebieg zmian liczby dni ogrzewania, sezonowej temperatury otoczenia oraz, wyrażonej w tysiącach, liczby stopniodni w kolejnych sezonach grzewczych od 1963/1964 do 2009/2010. Dane te ilustrują wzajemną zależność tych trzech parametrów w analizowanym przedziale czasu, jednak trudnym jest określenie systematycznej zależności pomiędzy nimi. Jak przedstawiono na rysunku 3, obserwowany jest trend wzrostu wartości sezonowej temperatury otoczenia wraz z kolejnymi sezonami grzewczymi. Przebieg zmian względnej wartości stopniodni w kolejnych sezonach grzewczych zamieszczono na rysunku 4, który zawiera dwa zestawy krzywych.

Rys. 3. Rozkład liczby dni ogrzewania, liczby stopniodni oraz średniej temperatury otoczenia dla sezonów grzewczych od 1963/1964 do 2009/2010 [5]

Pierwszy z nich reprezentuje względną liczbę stopniodni występującą w poszczególnych sezonach grzewczych, natomiast zestaw drugi przedstawia przebieg tego parametru, uporządkowany malejąco, uzupełniony udziałem procentowym sezonów grzewczych dla założonych przedziałów względnej liczby stopniodni. Przedstawione wyniki analiz wskazują na obniżanie się wartości względnej liczby stopniodni wraz z kolejnymi sezonami grzewczymi. Z analizy zebranych danych wynika, że w rozpatrywanych sezonach grzewczych wystąpiło osiem sezonów o średniej dobowej temperaturze otoczenia niższej od te = -18oC, jednak występowanie minimalnych dobowych temperatur, na poziomie niższym niż te = – 20oC, dotyczy tylko pięciu z nich. Wyznaczone średnie pięciodobowe temperatury otoczenia dla tych sezonów grzewczych wykazały, że w żadnym przypadku nie przekroczona została temperatura obliczeniowa III strefy klimatycznej (te = – 20oC). Przeprowadzona analiza wykazała dodatkowo, że największą różnicę pomiędzy temperaturami maksymalnymi i minimalnymi zaobserwowano dla miesiąca stycznia na poziomie Δt = 13,6oC oraz lutego Δt = 13,5oC, najniższą różnicą na poziomie Δt = 7,1oC charakteryzował się miesiąc wrzesień. Po odrzuceniu dwóch sezonów z minimalną oraz dwóch sezonów z maksymalną wartością względnej liczby stopniodni, przedział wartości tej wielkości mieści się pomiędzy 0,9 a 1,1, tj. odchylenie od wartości średniej wynosi ± 10 proc. Dokonane oceny wskazały także wyraźną tendencję wzrostu wartości sezonowej temperatury otoczenia oraz tendencje obniżania się wartości względnej liczby stopniodni wraz z kolejnymi sezonami grzewczymi.

Rys. 4. Względna liczba stopniodni:
a) w bieżących sezonach grzewczych, b) uporządkowana malejąco [5]

3. Efekty aktualizacji tabel regulacyjnych
Optymalizację temperatur wody sieciowej prowadzi się poprzez obliczenia zdążające do utworzenia nowych tabel regulacyjnych dla źródeł, sieci i użytkowników systemów ciepłowniczych, umożliwiających ich dostosowanie do aktualnych potrzeb odbiorców przy jednoczesnym zagwarantowaniu niezawodności dostaw ciepła. Właściwie ustalona temperatura wody sieciowej, w zależności od parametrów powietrza zewnętrznego, jest zatem bardzo istotnym parametrem decydującym o możliwościach zwiększania efektywności energetycznej systemów ciepłowniczych. Umożliwia ona bowiem, przy jednoczesnym zapewnieniu komfortu cieplnego odbiorców, minimalizację strat ciepła, oszczędność surowców energetycznych, jak i również poprawę wskaźników ekologicznych. Tabele regulacyjne wody sieciowej dla sieci ciepłowniczej przy regulacji centralno-jakościowej systemu ciepłowniczego opracowywane były na podstawie wytycznych ministerialnych [6]. Zgodnie z tymi wytycznymi temperatury wody sieciowej w źródle ciepła były zależne od obliczeniowej wartości współczynnika obciążenia cieplnego i udziału ciepłej wody użytkowej Ucw. Tabele posiadały dziewięć kolumn i uwzględniały temperaturę powietrza zewnętrznego, nasłonecznienie i prędkość wiatru. Ta podstawowa metoda ustalania parametrów wody sieciowej wykorzystywana przy regulacji systemu ciepłowniczego jest powszechnie stosowana dla sieci ciepłowniczych obecnie pracujących, gdzie jak wcześniej stwierdzono występują znaczące rozbieżności pomiędzy projektowym a rzeczywistym zapotrzebowaniem na ciepło. Należy dodać, że z uwagi na zastosowanie w szerokim zakresie automatyzacji węzłów cieplnych, wykres centralnej regulacji ma w rzeczywistości charakter ilościowo – jakościowy, gdyż zmiany zapotrzebowania na moc cieplną w poszczególnych węzłach ciepłowniczych kompensowane są poprzez zmianę przepływu wody sieciowej.

Dlatego też, dla potrzeb poprawy efektywności energetycznej systemu ciepłowniczego coraz częściej w źródłach tych systemów stosuje się regulacje parametrów sieci w oparciu o prognozowane zapotrzebowanie na ciepło. W tym celu wykorzystuje się rozkład parametrów pracy sieci uzyskany z pomiarów przeprowadzonych we wcześniejszych sezonach grzewczych w funkcji temperatury radiacyjno-efektywnej (TRE)1.. W przypadku regulacji jakościowej dostosowanie mocy cieplej do zapotrzebowania przy zmiennych warunkach atmosferycznych, przy stałym przepływie wody sieciowej w ciągu całego sezonu grzewczego, osiągane jest poprzez odpowiednio dostosowane temperatury na zasilaniu (wyjściu ze źródła ciepła). Natomiast temperatura wody sieciowej na powrocie jest wynikiem ilości odebranego ciepła przez użytkowników.

Obecnie brak jest jasnych metod określania temperatur wody sieciowej. Nowe koncepcje sterowania siecią realizowane są w oparciu o indywidualne modele matematyczne opisujące pracę sieci w rzeczywistych warunkach pogodowych na danym terenie, tzn. powstałe modele uwzględniają specyfikę zachowania się odbiorców końcowych dla danej sieci ciepłowniczej, dając tym samym podwaliny pod inteligentne sieci ciepłownicze. Obecnie dąży się do pełnej automatyzacji węzłów, według planu lub idei pracy sieci. W dostępnej literaturze naukowo-technicznej nie proponuje się żadnych jasnych i precyzyjnych metod tworzenia nowych tabel regulacyjnych wody sieciowej w systemach ciepłowniczych pracujących w obecnych realiach rynku ciepła. Dlatego też, w bieżącej pracy zaproponowano zestaw zależności, które można stosować w rozwiązywaniu problematyki aktualizacji tabel regulacyjnych. Rozkład temperatur wody sieciowej opisany zależnościami 1-6 opracowano w oparciu o pracę [7] oraz analizę rozkładu rzeczywistych temperatur wody sieciowej w funkcji TRE dla kliku krajowych systemów ciepłowniczych. Podstawowe dane wymagane do przeprowadzenia obliczeń rozkładu temperatur wody sieciowej przedstawiono na rysunku 5.

gdzie:

gdzie:

tws.z – temperatura wody w rurociągu zasilającym w źródle ciepła, oC,
tws.p – temperatura wody w rurociągu powrotnym w źródle ciepła, oC,
twi.z.obl – obliczeniowa temperatura wody instalacyjnej na zasilaniu w węźle cieplnym, oC,
twi.p.obl – obliczeniowa temperatura wody instalacyjnej na powrocie w węźle cieplnym, oC,
tws.z.obl – obliczeniowa temperatura wody sieciowej na zasilaniu w węźle cieplnym, oC,
tws.p.obl – obliczeniowa temperatura wody sieciowej na powrocie w węźle cieplnym, oC,
tw – temperatura wewnętrzna w pomieszczeniach ogrzewanych, oC,

u – współczynnik redukcji temperatury w węźle cieplnym, -,
αo – względny przepływ wody sieciowej, -,
δtobl – obliczeniowa różnica temperatur zasilania i powrotu instalacji centralnego ogrzewania w węźle cieplnym, K,
∆tobl – obliczeniowy spadek temperatury w instalacji centralnego ogrzewania, oC,
∆tws,z – obniżenie temperatury wody sieciowej dostarczanej ze źródła do danego przyłącza wskutek strat ciepła podczas przesyłania, K,
∆tws,p – obniżenie temperatury wody sieciowej dostarczanej od danego przyłącza do źródła ciepła wskutek strat ciepła podczas przesyłania, K, ∆tw,p – różnica temperatur wody sieciowej i instalacyjnej na powrocie wymagana warunkami techniczno-eksploatacyjnymi wymiennika ciepła, K,
φo – względne zapotrzebowanie na ciepło, -,

Rys. 5. Podstawowe dane wymagane do obliczeń rozkładu temperatur czynnika grzewczego dla sieci ciepłowniczej

Poniżej przedstawiono możliwe do uzyskania efekty energetyczne, ekologiczne i ekonomiczne obniżenia temperatur wody sieciowej na zasilaniu i powrocie dla wybranego systemu ciepłowniczego o mocy cieplnej 340 MW oraz długości łącznej magistral 28 km. Na rysunku 6 przedstawiono uzyskany efekt energetyczny i ekonomiczny. Na podstawie badań stwierdzono, że:
• obniżenie temperatury zasilania z 135 do 120oC oraz powrotu z 70 do 60oC pozwala na obniżenie mocy zamówionej i rocznego zużycia nieodnawialnej energii pierwotnej pokrywających straty ciepła na przesyle nośnika ciepła o 12 proc.,
• łączna kwota szacowanych oszczędności z tytułu obniżenia strat ciepła sieci ciepłowniczych, poprzez obniżenie temperatur wody sieciowej, może wynieść w tym przypadku 3146 PLN/MW dla standardowego sezonu grzewczego.

Na rysunku 7 przedstawiono jednostkowy efekt ekologiczny2 obniżenia strat przesyłu sieci ciepłowniczej pracującej przy temperaturach 135/70oC oraz wyjściowych stratach ciepła na przesyle wynoszących 8 proc. i 15 proc. W obliczeniach jednostkowego efektu ekologicznego przyjęto emisje jednostkowe, które przedstawiono w tabeli 3. Szacowany jednostkowy efekt ekologiczny przedstawiony jako emisja równoważna3 wynikający z obniżenia temperatury zasilania z 135 do 130oC oraz temperatur powrotu z 70do 65oC wyniósł 5,7 kg/MW mocy zainstalowanej oraz przy obniżeniu temperatury zasilania z 135 do 120oC oraz powrotu z 70 do 60oC wyniósł 14,7 kg/MW mocy zainstalowanej dla standardowego sezonu grzewczego oraz stratach wyjściowych sieci na poziomie 8 proc.



Rys. 6. Efekt energetyczny i ekonomiczny obniżenia strat przesyłu sieci ciepłowniczej:
a) Nominalne parametry sieci: 135/70
oC, straty na przesyle 8 proc;
b) Nominalne parametry sieci: 135/70
oC, straty na przesyle 15 proc.
Tabela 3. Emisje jednostkowe przyjęte do obliczeń efektu ekologicznego

W przypadku strat sieci wynoszących 15 proc. emisja równoważna wyniosła odpowiednio 10,7 kg/MW oraz 27,5 kg/MW. Zmiana rzeczywistych warunków pracy sieci ciepłowniczej po procesach termomodernizacji budynków przyłączonych do niej prowadzi także do możliwości obniżenia emisji ditlenku węgla. Zakładając, że prace związane z obniżaniem parametrów temperaturowych sieci ciepłowniczych nie wymuszają w większości przypadków wykonania prac skutkujących dodatkową emisją CO2, to uzyskany efekt redukcji emisji ditlenku węgla jest też wskaźnikiem poprawy efektywności energetycznej sieci ciepłowniczej.

W analizowanym przypadku (rysunek 7) uzyskano obniżenie emisji CO2 odpowiednio od 3,4 do 8,7 kg/MW dla strat ciepła w sieci 8 proc. oraz od 6,4 do 16,4 kg/MW dla strat ciepła w sieci 15 proc. w standardowym sezonie grzewczym.



Rys. 7. Efekt ekologiczny obniżenia strat przesyłu sieci ciepłowniczej;
a) Nominalne parametry sieci: 135/70
oC, straty na przesyle 8 proc.;
b) Nominalne parametry sieci: 135/70
oC, straty na przesyle 15 proc.

4. Podsumowanie
Poprawa efektywności energetycznej powinna być realizowana na każdym etapie systemu, przy czym należy pamiętać aby te działania były bezwzględnie ze sobą skoordynowane. Przykładowo rozpoczynając proces modernizacji źródeł wytwarzania należy brać pod uwagę również kierunki rozwoju technologii w sektorze użytkowników.
Zwiększenie efektywności energetycznej sieci ciepłowniczej można zrealizować poprzez procesy, które nie wymagają znacznych kosztów inwestycyjnych, z jednej strony, i są wymuszane bieżącą eksploatacją sieci, z drugiej strony. Wraz z dynamicznym rozwojem budownictwa energooszczędengo (procesy termomodernizacyjne istniejących budynków oraz nowe standardy energetyczne dla budynków nowych) istnieje pilna potrzeba obniżania temperatur pracy sieci ciepłowniczych, dostosowując je w ten sposób do aktualnych potrzeb użytkowników.
Należy jednak podkreślić, że charakter prac optymalizacyjnych jest zależny od indywidualnych cech systemu ciepłowniczego. Dlatego też, działań tych nie można uogólniać podając rozwiązania, które można zastosować w wielu systemach ciepłowniczych. Są to rozwiązania adekwatne do danej specyfiki systemu ciepłowniczego. Ponadto, obniżenie temperatury wody sieciowej może powodować konieczność wprowadzenia zmian w układach pompowych w ciepłowniach i przepompowniach sieciowych, czy konieczność doregulowania strumienia czynnika grzejnego w węzłach u użytkowników.

PRZYPISY:
1TRE – temperatura efektywno-radiacyjna. Wskaźnik uwzględniający wpływ natężenia całkowitego promieniowaniasłonecznego oraz temperaturę, wilgotność względną powietrza i prędkość wiatru.
2Jednostkowy efekt ekologiczny – różnica emisji zanieczyszczeń przed i po usprawnieniu odniesiona do jednostki mocy zainstalowanej.
3Emisja równoważna – emisja zastępcza, która wynika z zsumowania rzeczywistych emisji poszczególnych rodzajów zanieczyszczeń pochodzących z danego źródła pomnożonych przez ich współczynniki toksyczności.

LITERATURA:
1. JURKIEWICZ A.: Decentralizacja systemów ciepłowniczych, jako metoda na obniżanie kosztów produkcji i dostawy ciepła i możliwość zastosowania odnawialnych źródeł energii i urządzeń rozproszonej energetyki (OZE/URE). XV Forum Ciepłowników Polskich, 18-21 września 2011, Międzyzdroje, 2011
2. KOPICA J., SEKRET R.: Efektywność energetyczna miejskich sieci ciepłowniczych. Rynek ciepła 2011. Materiały i studia, Wydawnictwo KAPRINT, Lublin, 2011
3. LIS P., SEKRET R.: Analiza porównawcza sezonowego zużycia ciepła do ogrzewania budynków edukacyjnych. Budownictwo niskoenergetyczne, IX Międzynarodowe Seminarium Naukowo-Techniczne. Problemy projektowania, realizacji i eksploatacji budynków o niskim zapotrzebowaniu na energię ENERGODOM’2008, str. 305-312, Kraków, 2008
4. LIS P., SEKRET R.: Analiza porównawcza sezonowego zużycia ciepła do ogrzewania budynków edukacyjnych. Czasopismo Techniczne – Budownictwo, nr 1-B/2009 Zeszyt 5, str. 167-174, Wydawnictwo Politechniki Krakowskiej, Kraków, 2009
5. SEKRET R., WILCZYŃSKI W.: Analiza zmian temperatury powietrza zewnętrznego oraz długości sezonu grzewczego na liczbę stopniodni na przykładzie miasta Częstochowa. Rynek Energii, Nr 4 (95), str. 58-63, 2011
6. DECYZJA Nr 4 Ministra Gospodarki Materiałowej i Paliwowej z dnia 4 czerwca 1987 r. w sprawie ustalenia temperatury wody sieciowej w źródłach ciepła i systemach ciepłowniczych.
7. SZKARKOWSKI A., ŁATKOWSKI L.: Ciepłownictwo. Wydawnictwo Naukowo-Techniczne, Warszawa, 2006
Fot. Pixabay



KORZYŚCI Z ZASTOSOWANIA REGULATORÓW RÓŻNICY CIŚNIEŃ dP I PRZEPŁYWU Q W CIEPŁOWNICTWIE

Żyjemy w czasach, w których w każdej technologii poszukuje się rozwiązań energooszczędnych. Gospodarka cieplna wykorzystywana do ogrzewania budynków, na potrzeby wentylacji i klimatyzacji oraz przygotowania CWU oparta na centralnej dystrybucji ciepła z sieci ciepłowniczych jest szczególnym obszarem wymagającym udoskonalania systemu.

Koszty dostawy ciepła w zależności od średnicy przewodu rozkładają się jak poniżej (przykład dla rur preizolowanych).

Całkowity koszt transportu ciepła w zależności od średnicy przewodu:
1 – koszt pompowania, 2 – koszt strat ciepła, 3 – koszt amortyzacji.

Źródło: J. Górecki „Sieci cieplne”

Z załączonego wykresu widać jak istotny wpływ na koszty dostawy mają przepływy limitujące wielkość przewodu, koszt pompowania, koszt strat ciepła oraz w przypadku nowych inwestycji koszt amortyzacji. Wprowadzenie do umów o dostawę ciepła opłaty za gotowość dostawy od mocy zamówionej u części odbiorców ciepła wywołuje tendencję obniżania mocy zamówionej w celu obniżenia kosztów za zakupione ciepło. Zadaniem dostawcy ciepła jest zapewnienie prawidłowych dostaw ciepła do każdego użytkownika końcowego. Zarówno dostawcę ciepła jak i odbiorcę ciepła interesuje dostarczenie/pozyskanie ciepła w jak najbardziej ekonomiczny sposób a to prowadzi do stworzenia systemów ciepłowniczych jak najbardziej efektywnych.

Co rozumiemy przez system ciepłownicze wysokiej efektywności (w rozumieniu dystrybucja/odbiór ciepła)?


Jest to system, w którym:
– każdy odbiorca otrzyma tyle ciepła ile potrzebuje , nie więcej;
– strumień czynnika grzewczego w sieci ciepłowniczej będzie dostosowany do chwilowej mocy cieplnej zużycia ciepła w danym czasie przez odbiorców końcowych. To oznacza, że koszty pompowania czynnika będą możliwie najniższe;
– schłodzenie powracającego czynnika grzewczego będzie duże przy jednoczesnej możliwie niskiej temperaturze dostawy, dzięki czemu straty ciepła dystrybuowanego w sieci ciepłowniczej będą niskie;
– każdy odbiorca ciepła będzie miał zapewniony komfort tj. będzie utrzymana prawidłowa temperatury ogrzewania, CWU lub wentylacji.

Jak to zrobić?
Z pewnością ten cel jest bardzo złożony i wymaga wielu działań aby osiągnąć optymalne i ekonomiczne działanie sieci ciepłowniczej. Jest to wyzwanie dla projektantów poczynając od prawidłowego bilansu zapotrzebowania ciepła oraz prawidłowego doboru układu technologicznego, działów inwestycyjnych sieci ciepłowniczej w zakresie modernizacji i wyposażenia sieci ciepłowniczych w odpowiednią armaturę (odcinającą, zabezpieczającą, regulacyjną i pomiarową), dopasowanie do zmiennych warunków pracy sieci ciepłowniczej pomp z możliwością wyboru/zmiany parametrów pracy, prawidłowym ustawieniem charakterystyk regulacji dla sieci. Od strony użytkownika końcowego jest to właściwy dobór technologii węzła cieplnego z wyposażeniem w urządzenia automatycznej regulacji gwarantujących uzyskanie oczekiwanego komfortu cieplnego.

Obecnie powszechne stosowanie zaawansowanych elektronicznych regulatorów temperatury w węzłach cieplnych powoduje to, że w sieci ciepłowniczej mamy regulację jakościowo – ilościową. To wiąże się z dużą zmiennością ciśnień i przepływów w sieci ciepłowniczej. Wahania ciśnień i przepływów są to czynniki , które stanowią zakłócenia dla układów regulacji w węzłach cieplnych, które utrudniają utrzymanie prawidłowej i efektywnej regulacji regulowanych instalacji.

Jak nad tym zapanować?
Do wyregulowania hydraulicznego sieci ciepłowniczej oraz węzłów cieplnych wskazane jest zastosowanie regulatorów różnicy ciśnień i regulatorów przepływu.

Dla zobrazowania możliwości oddziaływania tych komponentów na stabilizację regulacji układów ciepłowniczych Danfoss przygotował zamknięty układ symulujący pracę sieci i węzłów cieplnych Demo Panel. Demo Panel umożliwia porównanie pracy układu regulowanego w takich samych warunkach przy różnym wyposażeniu układu w automatykę ciepłowniczą.

Schemat technologiczny Demo Panela z zaznaczonym wariantem
wyboru wyposażenia w automatykę do testowania możliwości regulacyjnych.

Demo Panel wyposażony jest w dwa bloki układów podłączone równolegle do instalacji rozprowadzającej, symulującej pracę sieci ciepłowniczej. Każdy z tych bloków posiada do wyboru trzy układy z opcjonalnym wyposażeniem w komponenty automatyki ciepłowniczej. Warianty komponentów w układzie to:
– zawór regulacyjny VM2 DN15/ kvs=1,6 z siłownikiem AME 33 ze sterowaniem sygnałem analogowym oraz zaworem równoważącym MSV-B DN15 / kvs=2,5
– zawór regulacyjny VM2 DN15/ kvs=4 z regulatorem różnicy ciśnień AVP DN15/ kvs=2,5 m3/h z siłownikiem AME 33 ze sterowaniem sygnałem analogowym
– regulator z siłownikiem elektrycznym AME33 ze zintegrowanym ogranicznikiem przepływu AVQM DN15/kvs=4

Układ wyposażony jest w pięć przetworników ciśnienia różnicowego, a na każdym z dwóch bloków na rurociągach powrotnych zainstalowane są dwa przetworniki przepływu.

Pompa obiegowa P1wyposażona w przetwornicę częstotliwości pozwala zasymulować pracę sieci ciepłowniczej przy zmiennych przepływach i zmiennej wysokości podnoszenia. Cały układ jest regulowany regulatorem proporcjonalno całkująco różniczkującym PID.

Przykład odgałęzienia sieci S.C.

Pracując z Demo Panelem łatwo możemy zaobserwować, że warunki pracy układu ze stale rosnącym ciśnieniem w sieci rozprowadzającej (linia czerwona) regulowane przepływy Q2 (linia zielona) i Q1 (linia niebieska) są utrzymywany na stałym zadanym poziomie, ale tylko do czasu. Warunki tej pracy są bardzo niestabilne i obniżenie wymaganego przepływu Q1 wywołuje oscylacje w obiegu I. Oscylacje te również przenoszą się na ciśnienie w sieci rozprowadzającej. Z tak dynamicznie zmieniającymi się warunkami pracy układów mamy do czynienia np. w układach z obiegami ciepłej wody użytkowe jak i innymi gdzie mogą występować nagłe zmiany zapotrzebowania ciepła.

Porównanie pracy węzła przy równoważeniu balansowym i automatycznym
– praca z reg. na MSV-B

Symulacja pracy sieci ciepłowniczej z podłączonymi do niej dwoma odbiorcami ciepła odbiorca I (zlokalizowany na początku sieci) i odbiorca II ( zlokalizowany na końcu sieci) oraz symulacją wpływu odbioru ciepła przez innych odbiorców zlokalizowanymi pomiędzy nimi umożliwia:
– pokazanie zjawiska powstawania oscylacji regulowanego układu z zakłóceń płynących z układów regulowanych, jak i również zakłóceń płynących z dynamiki pracy sieci ciepłowniczej;
– zrozumienie zależności stabilnej pracy układu od sposobu doboru komponentów, oceny możliwości regulacyjności poszczególnych komponentów;
– pokazanie skutków pracy w rzeczywistych warunkach pracy układu w odniesieniu do warunków obliczeniowych,
– pokazanie wagi wprowadzenia prawidłowych nastaw dynamicznych w regulatorach elektronicznych wpływających na stabilność regulowanego układu oraz wpływ regulatorów różnicy ciśnień na prawidłowe dopasowanie tych nastaw.

Celem tych symulacji jest poznanie warunków pracy sieci ciepłowniczej, rozpoznanie zagrożeń powstawania niestabilnej regulacji układów ciepłowniczych i wyeliminowanie tych zagrożeń poprzez wybór odpowiednich komponentów automatyki ciepłowniczej. Na zamieszczonym poniżej wykresie przedstawiona jest praca dwóch układów wyposażonych w zawory regulacyjne z siłownikami oraz zaworem równoważącym MSV-B. Siłowniki elektryczne sterowane są regulatorem PID.

Zdecydowanie lepszym rozwiązaniem dla tych układów jest wyposażenie w regulatory różnicy ciśnień. W tym wypadku są to regulatory AVP uniezależniające pracę zaworów regulacyjnych od zmienności ciśnień w sieci oraz podwyższające autorytet zaworów regulacyjnych.

Zamieszczony poniżej schemat technologiczny z zaznaczonym wyborem komponentów automatyki, na które składają się w każdym z obiegów zawór regulacyjnyVM2 z siłownikiem oraz regulator różnicy ciśnień AVP utrzymujący na tym zaworze VM2 stałą dyspozycję ciśnieniową ΔP.

Przykład odgałęzienia sieci SC.

Poniżej zamieszczony dwa wykresy parametrów pracy regulowanych układów.

Porównanie pracy węzła przy równoważeniu balansowym i automatycznym
– praca z reg. na AVP

Pierwszy przykład.
Początkowa praca układów przy zrównoważeniu hydraulicznym zaworami równoważącymi MSV-B. Pompą P1 zostało podwyższone ciśnienie dyspozycyjne od wartości 2 do 4,33 bara. W chwili pojawienia się oscylacji w kolejności ze stanów pracy niestabilnej układy w obiegu I a następnie w obiegu II został przełączone na regulację z regulatorami AVP. Oscylacje zostały natychmiast wytłumione i układy powróciły do stabilnej regulacji.

Porównanie pracy węzła przy równoważeniu balansowym i automatycznym
– praca z reg. na AVP

Drugi przykład
Układy z równoważeniem hydraulicznym regulatorami AVP. Pompą P1 zostało podwyższone ciśnienie dyspozycyjne od wartości 3 do 10 bar z utrzymaniem stabilnej pracy w obydwu regulowanych układach . Przy tak restrykcyjnych warunkach pracy jak widać na wykresie układ w obiegu I był w stanie w sposób stabilny wyregulować przepływy od wartości początkowej 1000 l/h do 198 l/h (linia niebieska).

Oczywiście, każdy z regulatorów automatyki ciepłowniczej powinien być dobrany na skrajne warunki w jakich może pracować z uwzględnieniem ograniczeń wynikających z zagrożeń zjawiskiem kawitacji , hałasu oraz prędkości na króćcach wlotowych. Przy doborach musimy pamiętać o sprawdzeniach przy różnych natężeniach przepływu wynikających z parametrów pracy dla okresu letniego i zimowego oraz różnych dyspozycjach ciśnienia. Do tej pory skoncentrowaliśmy się na regulacji przepływu, ale naszym celem w regulowanych układach jest utrzymanie komfortu regulowanej temperatury, która jest wprost proporcjonalna do przepływu czynnika grzewczego po stronie sieciowej. Jak widać z poniżej zamieszczonej formuły na moc cieplną wyzwanie aby utrzymać stabilną regulację CWU przy dynamicznych zmianach zużycia ciepłej wody użytkowej w warunkach zimowych, gdzie woda sieciowa ma wysoką temperaturę zasilania jeszcze bardziej wpływa na potrzebę dobrej regulacji przepływu .

Zgodnie z zasadą termodynamiki moc ciepła wyraża wzór:

Φ = m*Cp *∆T

gdzie :

Φ = Moc cieplna w kW

m = Przepływ masowy kg/s

∆T = Różnica temperatur oC

Takie same odchyłki przepływu wody sieciowej zimą powodują dużo większe odchyłki regulowanej temperatury CWU niż te same odchyłki przepływu wody sieciowej dla parametrów letnich. Charakterystyka wymiennika jest bardziej zbliżona do zakresu charakterystyk ogrzewania gdzie przy mniejszym stopniu otwarcia zaworu jest większy transfer ciepła ponieważ sprawność wymiennika jest zależna od temperatur szczególnie proporcji T12 do T21.

Efektem złego wyregulowania przepływu są:
– duże odchyłki temperatury regulowanej czynnika podgrzewanego;
– wysoka temperatura czynnika grzewczego powracającego do sieci ciepłowniczej;
– podwyższone przepływy w sieci ciepłowniczej.

Przypomnijmy, naszym celem jest wyregulowanie sieci ciepłowniczej i węzłów cieplnych z zapewnieniem najwyższej efektywności pracy układów a to się przekłada na jak najniższe koszty eksploatacyjne.

Zapewnienie prawidłowych (mniejszych) przepływów przy jednoczesnym zagwarantowaniu wymaganych dostaw ciepła do poszczególnych odbiorców oznacza:
– niższe opory ciśnienia w sieci ciepłowniczej a to wiąże się z niższym poziomem ciśnienia pompowania tj. niższymi kosztami energii elektrycznej pracy pomp;
– obniżeniem zagrożenia awariami dla rurociągach i komponentów pracujących na sieci i w węzłach cieplnych;
– niższymi stratami ciepła w sieci dystrybucji (niższe temperatury powrotu w sieci ciepłowniczej , jak również utrzymanie temperatury zasilania na jak najniższym poziomie – wyeliminowanie konieczności podwyższania temperatury zasilania w celu zapewnienia dostawy ciepła w przypadku zbyt małego przepływu);
– niższe koszty serwisowania dystrybucji ciepła, łatwiejsze kontrolowanie dyspozycji ciśnieniowej w magistrali dystrybucji wyznaczane przez punktach krytycznych najbardziej wymagającego odbiorcy końcowego;
– niższe koszty energii elektrycznej pracy siłowników na zaworach regulacyjnych w węzłach (szybkie osiąganie wymaganego poziomu otwarcia zaworu, wyeliminowanie stanów pracy niestabilnej);
– przedłużenie żywotności komponentów automatyki w węzłach (zaworów regulacyjnych, siłowników);
– zapewnienie wymaganej temperatury komfortu.

Do osiągnięcia tego celu firma Danfoss oferuje paletę regulatorów, w której są regulatory typu różnicy ciśnień AVP i AFP/VFG2, regulatory ograniczenia przepływu AVQ i AFQ/VFG2 oraz AVQM i AFQM regulatory ograniczenia przepływu ze zintegrowanym zaworem regulacyjnym, a także regulatory kompaktowe różnicy ciśnień z ograniczeniem przepływu oraz regulatory różnicy ciśnień i przepływu typu AVPB, AFPB/VFQ2 , AVPQ i FPQ/VFQ2. Zastosowanie tych regulatorów z wykorzystaniem prawidłowych zasad doboru zapewni prawidłową dystrybucję ciepła do poszczególnych odbiorców, uodporni układy na zakłócenia wywołane zmiennym zapotrzebowaniem na ciepło innych odbiorców ciepła, wyeliminuje przepływ zakłóceń z węzłów na sieć cieplną. Aby cały system pracował najbardziej efektywnie należy dążyć do tego aby cały system był wyposażony w regulatory stabilizujące ciśnienie i przepływy co wyeliminuje/ ograniczy niekontrolowane przepływy.

Danfoss Poland Sp. z o.o.
www.danfoss.com