Home Archive by category Urządzenia i instalacje

Urządzenia i instalacje

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

LETNIE REMONTY I MODERNIZACJE W KRAKOWSKIEJ ELEKTROCIEPŁOWNI PGE ENERGIA CIEPŁA

Choć za oknem temperatury wakacyjne, w elektrociepłowniach praca wre. Systematyczne remonty oraz usuwanie zaobserwowanych nieprawidłowości wszystkich strategicznych urządzeń to gwarancja ich bezawaryjnej pracy w sezonie grzewczym. Również krakowska elektrociepłownia PGE Energia Ciepła intensywnie przygotowuje się do zimy.

Letnie prace remontowe to przede wszystkim coroczny remont instalacji mokrego odsiarczania spalin (IMOS), który w tym roku miał miejsce od 6 czerwca do 31 lipca. W tym czasie wykonane zostały niezbędne przeglądy, naprawy i remonty poszczególnych elementów instalacji, mające na celu utrzymanie stałej skuteczności oczyszczania spalin. Ponadto zmodyfikowana została dodatkowa półka poziomu zraszania znajdująca się w „sercu” instalacji, czyli w absorberze, którego bezawaryjna praca wymagana jest przez cały sezon grzewczy. Obecnie IMOS został przywrócony do pracy i działa prawidłowo.

– Letnie miesiące to najlepszy czas na kompleksowe prace remontowe i modernizacyjne. W krakowskiej elektrociepłowni przeprowadzamy je regularnie. Wszystko po to, aby kolejny sezon grzewczy był bezawaryjny bez względu na temperatury za oknem – mówi Antoni Korus, dyrektor techniczny Elektrociepłowni PGE Energia Ciepła w Krakowie.

W pierwszej połowie roku wykonany został także remont bloku nr 2. Najważniejsze prace dotyczyły remontu wirnika i stojana generatora oraz wymiany układu zabezpieczeń technologicznych. Na części ciśnieniowej kotła wykonano niezbędne badania i naprawy. Rozruchy urządzeń i próby bezpieczeństwa były wykonane pod nadzorem Centralnego Laboratorium Dozoru Technicznego przy ścisłej współpracy ze służbami eksploatacyjnymi i wsparcia.

Ponadto wiele urządzeń zostało poddanych corocznym przeglądom, a zadania realizowane na pozostałych blokach mają charakter utrzymaniowo-zapobiegawczy i wykonywane są w postojach bieżących jednostek z zachowaniem dyspozycyjności pracy.

Cały proces remontowy wpisany jest w standardową procedurę działania krakowskiej elektrociepłowni w celu zapewnienia skutecznej i ekologicznej pracy urządzeń, a to wszystko z myślą o mieszkańcach Krakowa i nadchodzącym sezonie grzewczym.

Źródło: PGE

ZIELONA WODA POMAGA SPRAWDZIĆ SZCZELNOŚĆ SIECI

Barwienie wody w sieci ciepłowniczej to powszechna praktyka stosowana w przedsiębiorstwach ciepłowniczych w celu sprawdzenia szczelności instalacji. Zazwyczaj mieszkańcy nie zdają sobie sprawy z tego, że w rurach grzewczych płynie zielona woda. Czasami jednak “wypływa” ona na powierzchnię.

Taką sytuację można było zaobserwować w ostatnich dniach w Elblągu. Elbląskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej zabarwiło wodę, aby sprawdzić, czy w jakimś miejscu sieci nie występuje wyciek. W środę 3 sierpnia pracownicy EPEC prowadzili prace naprawcze sieci ciepłowniczej, które wymagały spuszczenia wody z sieci ciepłowniczej do kanalizacji burzowej. To spowodowało, że w zbiorniku przy ul. Grażyny pojawiła się zielona woda.

Barwienie wody przeprowadzamy co dwa, trzy miesiące – mówi Artur Szkudlarek, koordynator Zespołu ds. Sieci i Węzłów w EPEC. – Jest to całkowicie bezpieczne dla środowiska, ludzi i zwierząt oraz nie wpływa negatywnie na pracę urządzeń. W tym procesie stosujemy barwnik fluoresceina, czyli sól sodową rozpuszczalną w wodzie.

Fluoresceina jest substancją powszechnie stosowaną przez przedsiębiorstwa ciepłownicze do sprawdzania szczelności instalacji przesyłowych. Wykorzystywana jest również w diagnostyce medycznej czy kryminalistycznej. Jej wodny roztwór przybiera zielono-żółty kolor. Zabarwiona woda jest bezpieczna dla środowiska, nie należy jej jednak używać do celów spożywczych – przeznaczona jest do celów przemysłowych.

Źródło: EPEC Elbląg

CIEPŁO Z ZIEMI – NOWE BADANIA

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej przekaże do 6 mln zł dotacji dwóm małopolskim kurortom – Krynicy-Zdrój i Rabce-Zdrój – na podjęcie w obu tych uzdrowiskowych miejscowościach działań w kierunku wykorzystywania w celach grzewczych ciepła Ziemi. Prace badawcze zostaną sfinansowane przez NFOŚiGW z drugiej, pilotażowej części programu priorytetowego „Polska Geotermia Plus”, którego uruchomienie 25 lipca br. ogłosił Główny Geolog Kraju.

Dotychczas na terenach uzdrowiskowych w Polsce nie wykorzystywano w celach ciepłowniczych i energetycznych geotermii, która stanowi jedno z najstabilniejszych i najwydajniejszych odnawialnych źródeł energii (OZE). Tę sytuację diametralnie może zmienić program pod nazwą „Wdrożenie geotermii niskotemperaturowej w gminach uzdrowiskowych – pilotaż na terenie gmin Krynica-Zdrój i Rabka-Zdrój”, będący rozszerzeniem i kontynuacją popularnego i zastosowanego już w wielu polskich samorządach programu „Polska Geotermia Plus”.  Nowy projekt ma na celu rozpoznanie i wykorzystanie warunków termicznych górotworu na potrzeby energetyczne w obszarach ochrony uzdrowiskowej. Innymi słowy, chodzi o geologiczne zbadanie, czy w Krynicy-Zdroju i Rabce-Zdroju możliwe będzie, bez przeszkód technicznych i zagrożeń środowiskowych, pozyskiwanie ciepła z wnętrza ziemi do ogrzewania domów i budynków użyteczności publicznej.  

–  Jesteśmy zainteresowani stałym rozwojem w różnych częściach naszego kraju geotermii, będącej czystym, ekologicznym i perspektywicznym źródłem energii odnawialnej  podkreśla Piotr Dziadzio, wiceminister klimatu i środowiska, Główny Geolog Kraju, pełnomocnik rządu ds. polityki surowcowej państwa. – Tym bardziej, że przyjęta przez rząd „Polityka energetyczna Polski do 2040 roku” przewiduje stopniowy wzrost znaczenia geotermii w ciepłownictwie systemowym Przeprowadzenie pilotażu na terenie gmin Krynica-Zdrój i Rabka-Zdrój pozwoli ukazać geotermię jako bezpieczne źródło pozyskiwania ciepła, odbywającego się bez szkody dla środowiska i bez zanieczyszczania podziemnych wód mineralnych w uzdrowiskach. Trzeba przy tym pamiętać, że zasoby geotermalne to nie tylko energia cieplna, lecz także wody mineralne, których wykorzystywanie w celach rekreacyjnych i zdrowotnych ma szczególne znaczenie właśnie w uzdrowiskach i miejscowościach turystycznych – dodaje wiceszef MKiŚ.

Główny Geolog Kraju wspomniał również, że geotermia niskotemperaturowa to nowoczesna technologia, która wykorzystuje ciepło zgromadzone w skałach w powierzchniowej części Ziemi na głębokości na ogół nie przekraczającej 300 m. Opiera się ona na działaniu gruntowych pomp ciepła, zapewniając energię dostępną przez 24 godziny na dobę, 365 dni w roku – jako stabilne źródło ciepła (i chłodu). Płytka geotermia jest łatwo dostępna, niskoemisyjna i świetnie nadająca się do ogrzewania (lub chłodzenia) rozmaitych obiektów.  Z uwagi na krótki czas zwrotu inwestycji oraz sprawdzone i przetestowane komponenty technologii, jest atrakcyjna ekonomicznie i nieobarczona dużym ryzykiem  finansowym. Dodatkową zaletą tego rodzaju geotermii jest także to, że można ją łączyć z innymi ekologicznymi źródłami energii (np. ogniwami fotowoltaicznymi czy turbinami wiatrowymi) oraz, że umożliwia magazynowania energii w gruncie. Wszystko te zalety sprawiają, że płytka geotermia niskotemperaturowa może być z powodzeniem rozwijana na szczególnie ochranianych terenach uzdrowiskowych. 

Uruchomiona obecnie część 2) programu priorytetowego „Polska Geotermia Plus” zakłada finansowe wsparcie przez NFOŚiGW dwojakiego rodzaju przedsięwzięć na terenie gmin Krynica-Zdrój i Rabka-Zdrój: przeprowadzenia prac technicznych i robót geologicznych związanych z rozpoznaniem i wykorzystaniem ciepła zmagazynowanego do głębokości  150 m, a także wykonania instalacji demonstracyjnych wykorzystujących ciepło z wnętrza ziemi wraz z przyłączami do odbiorców ciepła.  Dofinansowanie w formie bezzwrotnej dotacji obejmie 100 proc. kosztów kwalifikowanych projektu. Budżet na jego realizację ma wynieść do 6 mln zł. Za te pieniądze mają zostać wykonane  otwory wiertnicze i dwie innowacyjne instalacje pilotażowe oparte na otworowych wymiennikach ciepła umieszczonych w tych otworach, a ponadto sporządzone będą dwie dokumentacje geologiczne i dwa raporty z przeprowadzonych przedsięwzięć. Wypracowane rozwiązania docelowo mają służyć zwiększeniu wykorzystania energii geotermalnej z najpłytszej części Ziemi, redukcji emisji gazów i pyłów oraz wsparciu zrównoważonego rozwoju regionów uzdrowiskowych, cennych przyrodniczo i gospodarczo.  

– Od 2019 r. wdrażamy z sukcesem program „Polska Geotermia Plus”, którego celem jest zwiększenie wykorzystania zasobów geotermalnych w naszym kraju. Chcemy, aby jego nowa, pilotażowa część stała się dodatkowym impulsem w rozwoju i upowszechnianiu tego ekologicznie bezpiecznego, stabilnego i przyszłościowego źródła energii odnawialnej  – zaznacza Artur Michalski, wiceprezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. – Musimy wykorzystać fakt, że potencjał związany z wykorzystaniem ciepła Ziemi, nie tylko wód termalnych jak to ma miejsce np. na Podhalu, powinno być wykorzystywane  w celach energetycznychRozszerzenie geotermii, w tym przypadku niskotemperaturowej, na gminy uzdrowiskowe będzie nie tylko kolejnym krokiem na rzecz rozwoju OZE i poprawy jakości powietrza w Polsce, ale także metodą umocnienia naszej niezależności i bezpieczeństwa energetycznego – podsumowuje wiceszef NFOŚiGW.  

Program „Wdrożenie geotermii niskotemperaturowej w gminach uzdrowiskowych – pilotaż na terenie gmin Krynica-Zdrój i Rabka-Zdrój” ma być realizowany w latach 2022-2027, przy czym podpisanie umów nastąpi do 31 grudnia 2024 r., a środki finansowe będą wydatkowane do 31 grudnia 2027 r. Powodzenie pilotażu w dwóch małopolskich kurortach, w tym wykazanie, że geotermia niskotemperaturowa nie wchodzi w konflikt z występowaniem wód leczniczych i mineralnych i nie stanowi dla nich zagrożenia, otworzy nowe perspektywy ekonomiczne i ekologiczne dla miejscowości o charakterze uzdrowiskowym. Będą one bowiem mogły bezpiecznie inwestować w wykorzystanie potencjału cieplnego Ziemi do czystego i relatywnie taniego ogrzewania budynków mieszkalnych, obiektów publicznych oraz bazy sanatoryjno-turystycznej. 

Źródło: NFOŚiGW

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

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.

NOWA AMONIAKALNA POMPA CIAPŁA OD SABROE

Duński producent OEM Sabroe – marka należąca do Johnson Controls – wprowadził na rynek urządzenie 273 S, wysokotemperaturową amoniakalną pompę ciepła, zdolną do dostarczenia ciepła o temperaturze 95°C (203°F) przy “minimalnym zapotrzebowaniu na energię”.

Sabroe reklamuje 273 S jako “wysoce wydajną” i kompaktową pompę ciepła, zoptymalizowaną dla dużych instalacji amoniakalnych pomp ciepła i idealną dla systemów ciepłowniczych. 

“Nasza wysokociśnieniowa sprężarka 273 została opracowana specjalnie do zastosowań w pompach ciepła” – powiedział Per Skov, menedżer ds. produktów pomp ciepła w Johnson Controls, w poście na LinkedIn. “Spędziliśmy lata na testowaniu i optymalizacji zespołu sprężarki i pompy ciepła, aby zapewnić wyjątkową niezawodność, wysoką wydajność i długi okres eksploatacji, co gwarantuje minimalne czasy przestojów i najniższe koszty eksploatacji”.

Wysokotemperaturowa amoniakalna pompa ciepła 273 S sportuje sprężarki śrubowe z nowym “zoptymalizowanym profilem wirnika w bardzo wytrzymałej konstrukcji zapewniającej wyjątkową niezawodność, niskie ugięcie, wysoką wydajność i długą żywotność”.

Posiada ona wydajność od 4 do 7 MW i może być skonfigurowana z różnymi układami wymienników ciepła, zarówno w rozwiązaniach jedno-, jak i dwustopniowych. Amoniakalna pompa ciepła jest elastyczna i może wykorzystywać wysokotemperaturowe źródła ciepła, działając w kaskadzie lub wykorzystując ciepło niskotemperaturowe w rozwiązaniu dwustopniowym, powiedział Sabroe. Może ona również wykorzystywać odzyskane ciepło odpadowe.

W konfiguracji jednostopniowej 273 S ma współczynnik COP pomiędzy 3,7 a 5,4, w zależności od wymaganych temperatur na wejściu i wyjściu. W konfiguracji dwustopniowej, może osiągnąć COP pomiędzy 2,9 i 3,4, zgodnie z broszurą produktową Sabroe.

273 S nie jest pierwszą amoniakalną pompą ciepła firmy Sabroe nadającą się do systemów ciepłowniczych. W grudniu ubiegłego roku duński dostawca ciepła wymienił 10-letnią pompę ciepła CO2 na amoniakalny model 716 HPX firmy Sabroe, zwiększając współczynnik COP systemu z 3 do średniej rocznej wartości 5 – 5,5.

Źródło: ammonia21.com

Fot: ammonia21.com

NFOŚiGW WKRÓTCE OGŁOSI NABÓR W PROGRAMIE „MOJE CIEPŁO”

Od 7 do nawet 21 tys. zł dotacji będzie można dostać na zakup i montaż pompy ciepła w domu jednorodzinnym w ramach nowego programu „Moje Ciepło”, który Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej uruchomi na przełomie I i II kwartału 2022 r. Ze wsparcia finansowego skorzystają właściciele tylko nowych budynków mieszkalnych o podwyższonym standardzie energetycznym. Obowiązywać ma zasada: najpierw inwestycja – potem wypłata.

Program „Moje Ciepło” to kolejna – po bardzo popularnym „fotowoltaicznym” programie „Mój Prąd” –  propozycja NFOŚiGW kierowana do odbiorcy powszechnego, masowego, czyli bezpośrednio do osób fizycznych. Dofinansowanie będzie dotyczyć powietrznych, wodnych i gruntowych pomp ciepła, wykorzystywanych albo do samego ogrzewania domu, albo w połączeniu z jednoczesnym zapewnianiem ciepłej wody użytkowej.  

– Konsekwentnie rozwijamy w Polsce energetykę prosumencką oraz ogrzewnictwo indywidualne, a  program „Moje Ciepło” stanowi kolejny krok w tym kierunku – podkreśla minister klimatu i środowiska Anna Moskwa. – Szerokie zastosowanie w domach jednorodzinnych pomp ciepła, które zaliczają się do najnowocześniejszych, ekologicznych, zeroemisyjnych źródeł ciepła, przyczyni się poprawy jakości powietrza w naszym kraju i do osiągania wytyczonych celów klimatycznych – dodaje szefowa resortu.

Wsparcie finansowe z NFOŚiGW ma być udzielane w formie bezzwrotnych dotacji stanowiących od 30 do 45 proc. kosztów kwalifikowanych inwestycji. To oznacza, że na zakup i montaż wybranej pompy ciepła będzie można dostać od 7 do 21 tys. zł.

–  Środki na obsługę programu „Moje Ciepło” będą pochodzić z Funduszu Modernizacyjnego, czyli nowego instrumentu Unii Europejskiej dla 10 krajów o największych wyzwaniach związanych z realizacją unijnych celów redukcji emisji dwutlenku węgla – wyjaśnia prezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Maciej Chorowski.  – Program został zaakceptowany przez Komitet Inwestycyjny Funduszu Modernizacyjnego po uzyskaniu pozytywnej oceny i rekomendacji Europejskiego Banku Inwestycyjnego – przypomina szef NFOŚiGW.

– Pieniędzy wystarczy dla pokaźnej grupy wnioskodawców, gdyż budżet programu „Moje Ciepło”, zasilany z Funduszu Modernizacyjnego, wynosi 600 mln zł – zaznacza wiceprezes NFOŚiGW Paweł Mirowski, który odpowiada za operacyjne uruchomienie programu. – Warto dodać, że dopłaty mają dotyczyć zakupu i montażu pomp ciepła w nowych domach o podwyższonym standardzie energetycznym, przez co „Moje Ciepło” będzie komplementarne wobec programu „Czyste Powietrze” – zauważa wiceszef NFOŚiGW.

Kto może liczyć na dotację z NFOŚiGW?

Beneficjantami będą mogły być osoby fizyczne – właściciele bądź współwłaściciele jednorodzinnych domów, ale – tutaj ważne zastrzeżenie – jedynie nowych. Przez nowy budynek mieszkalny w programie „Moje Ciepło” rozumie się taki, w przypadku którego (w dniu ubiegania się o dofinansowanie z NFOŚiGW) nie złożono zawiadomienia o zakończeniu budowy albo nie złożono wniosku o wydanie pozwolenia na użytkowanie domu.

Ten formalny wymóg nie zamyka jednak drogi do otrzymania dotacji na pompę ciepła, gdyż przewidziano jeszcze jedną istotną możliwość: może to być również nowy jednorodzinny budynek mieszkalny, w odniesieniu do którego złożono już zawiadomienie o zakończeniu budowy lub wniosek o pozwolenie na użytkowanie – pod warunkiem jednak, że nie nastąpiło to wcześniej niż 1 stycznia 2021 r.    

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej planuje rozpocząć nabór wniosków w programie „Moje Ciepło” na przełomie I i II kwartału 2022 r. Okres kwalifikowalności będzie natomiast liczony od 1 stycznia 2021 r. do 31 grudnia 2026 r. Osoby planujące zakup i montaż w swoim nowym domu jednorodzinnym pompy ciepła przy wsparciu finansowym z NFOŚiGW powinny pamiętać o bardzo istotnej zasadzie: najpierw inwestycja, potem refundacja. Jest to rozwiązanie stosowane także w innych programach powszechnych prowadzonych przez NFOŚiGW.

Potencjalni wnioskodawcy pod uwagę muszą wziąć jeszcze jedną kwestię formalną – warunkiem otrzymania dotacji na pompę ciepła jest uzyskanie podwyższonego standardu energetycznego budynku. Oznacza to, że wartość wskaźnika rocznego zapotrzebowania na nieodnawialną energię pierwotną (EP) na potrzeby ogrzewania, wentylacji oraz przygotowania ciepłej wody użytkowej  (EPH+W) może wynosić maksymalnie 63 kWh (na metr kw. powierzchni domu w ciągu roku) dla wniosków składanych w 2022 r. oraz 55 kWh dla wniosków składanych w kolejnych latach funkcjonowania programu „Moje Ciepło”.

Źródło: NFOŚiGW

Fot: NFOŚiGW

W GDAŃSKU ROZPOCZYNA SIĘ ELEKTRYFIKACJA CIEPŁOWNICTWA

W Elektrociepłowni w Gdańsku, należącej do PGE Energia Ciepła z Grupy PGE, zakończyła się budowa kotłowni rezerwowo-szczytowej, składającej się z kotłów olejowo-gazowych i pierwszych w Polsce kotłów elektrodowych, zasilanych energią elektryczną. Trwający w Grupie PGE proces transformacji aktywów ciepłowniczych ma na celu stopniowe zastępowanie dotychczasowych źródeł wytwórczych nowymi jednostkami nisko i zeroemisyjnymi.

Zastosowanie kotłów elektrodowych w Gdańsku to pierwsze takie wdrożenie tej technologii w Polsce. Nowa kotłownia składa się m.in. z dwóch kotłów olejowo-gazowych o mocy 30 MWt każdy oraz dwóch kotłów elektrodowych o mocy 35 MWt każdy. Technologia oparta na połączeniu pracy kotłów elektrodowych i olejowych, a docelowo gazowych, umożliwi szybką reakcję na zmienne zapotrzebowanie na ciepło w zakresie mocy od 2,5 do 130 MWt i rozpoczęcie pracy kotłowni w zaledwie kilka minut.

Grupa PGE pełni rolę lidera zmian w elektroenergetyce. Prowadzona przez nas transformacja zakłada, że docelowo koncentrować się będziemy na wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii. Technologia kotłów elektrodowych, rozpoczynająca elektryfikację ciepłownictwa sieciowego w Trójmieście, będzie pełnić szczególnie ważną rolę już za kilka lat, kiedy w sieci znajdzie się czysta energia elektryczna z pierwszych w Grupie PGE morskich farm wiatrowych powstających na Morzu Bałtyckim. Ciepłownictwo będzie mogło kupować energię elektryczną z gwarancją pochodzenia właśnie z offshoru – powiedział Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

Jesteśmy częścią polskich miast i uczestniczymy w ich transformacji energetycznej, której celem jest przejście z węgla na mniej emisyjne paliwo gazowe, co w konsekwencji wpłynie na lepszą jakość powietrza i zdrowie mieszkańców. Dzisiejsze otwarcie kotłowni rezerwowo-szczytowej z pierwszymi w Polsce kotłami elektrodowymi, to dowód, że dążąc do osiągnięcia neutralności klimatycznej, stosujemy unikalne na polskim rynku rozwiązania – powiedział Przemysław Kołodziejak, prezes zarządu PGE Energia Ciepła.

Realizacja inwestycji kosztowała ponad 80 mln zł i trwała dwa lata od momentu podpisania umowy z wykonawcą – firmą Erbud Industry. Projekt zakończył się zgodnie z harmonogramem – pomimo trudnego czasu pandemii i koniecznej pracy z zachowaniem reżimu sanitarnego. Jeszcze w tym sezonie grzewczym mieszkańcy Gdańska i Sopotu będą mieli możliwość skorzystania z ciepła wyprodukowanego w nowej kotłowni.

Kolejne inwestycje w Elektrociepłowni Gdańskiej to stopniowa dekarbonizacja dostępnych mocy w perspektywie 2025-2028. Pierwsza para bloków węglowych jeszcze przed 2030 rokiem zostanie wyłączona z eksploatacji i zastąpią ją bloki gazowo-parowe. Taka konfiguracja i transformacja tych urządzeń oraz wprowadzenie przede wszystkim do miksu paliwowego – gazu, jako podstawowego paliwa oraz oleju i energii elektrycznej zapewni optymalną pracę elektrociepłowni.

Źródło: PGE EC
Fot. PGE EC

INSTAL KRAKÓW Z UMOWĄ Z PGE EC

Elektrociepłownia Wrotków w Lublinie, należącą do PGE EC planuje budowę nowych kotłów wodnych gazowo-olejowych. Za inwestycję ma odpowiadać Instal Kraków.

6 grudnia 2021 r. Instal Kraków S.A. podpisała z PGE Energia Ciepła S.A. umowę o wykonanie Prac Projektowych, Robót, w tym Robót budowlano-montażowych, Dostaw i Usług niezbędnych do zaprojektowania, wybudowania i przekazania do użytkowania przedsięwzięcia pod nazwą „Zaprojektowanie i budowa instalacji kotłów wodnych gazowo-olejowych w PGE EC S.A. Oddział Elektrociepłownia w Lublinie Wrotków”.

Wartość Umowy wynosi 96,4 mln zł brutto.

Źródło: GPW
Fot. PGE EC