Home Archive by category Urządzenia i instalacje (Page 3)

Urządzenia i instalacje

PRĄD I CIEPŁO Z METANU? TAURON STAWIA NA NOWOCZESNE ROZWIĄZANIA

Metan z kopalni w służbie mieszkańcom regionu. TAURON uruchomił w Jawiszowicach instalację kogeneracyjną zasilaną gazem pozyskiwanym z Zakładu Górniczego Brzeszcze. Każdy z dwóch zamontowanych tam silników gazowych generuje moc 2,7 MWe.

Kogeneracja, czyli jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej, z powodzeniem stosowana jest w nowoczesnych elektrociepłowniach. To druga tego typu instalacja TAURONA. Bliźniacze urządzenie od początku roku funkcjonuje na terenie należącej do Grupy TAURON kopalni. W ciągu roku obie instalacje przetworzą około 20 mln m3 czystego metanu.

W TAURONIE pracują eksperci posiadający najlepszą wiedzę i doświadczenie na rynku, dlatego możemy sprawnie i szybko dostarczać na rynek nowoczesne rozwiązania technologiczne – mówi Patryk Demski, wiceprezes ds. strategii i rozwoju TAURON Polska Energia. – Instalacje kogeneracyjne zasilane metanem z ZG Brzeszcze pozwalają na wypracowanie konkretnego zysku. Co jest nawet bardziej istotne, takie rozwiązania pomagają chronić środowisko. Zrealizowana właśnie koncepcja zagospodarowania energii chemicznej zawartej w gazie pozyskiwanym w procesie odmetanowania pokładów węgla to tylko jeden z elementów naszej działalności – dodaje Demski.

Metoda zastosowana przez TAURON Nowe Technologie w Zakładzie Górniczym Brzeszcze zarządzanym przez TAURON Wydobycie, pozwala na użycie do napędu generatorów metanu – gazu, który jest naturalnym źródłem poważnego zagrożenia bezpieczeństwa pracy w kopalni. Klasyczne instalacje kogeneracyjne zasilane są głównie węglem, biomasą lub gazem ziemnym.

Nasza spółka koncentruje się na opracowaniu i wprowadzaniu w życie projektów innowacyjnych i proekologicznych – mówi Artur Warzocha, prezes zarządu TAURON Nowe Technologie. – Uruchomienie instalacji kogeneracyjnej w kopalni w Brzeszczach jest elementem szerszego projektu. Naszą ambicją jest przechwycenie możliwe największej ilości metanu, tak by nie przedostawał się on w sposób niekontrolowany do atmosfery. Dzięki temu będziemy mieli możliwość pozyskiwania taniej energii, a przy okazji zadbamy o klimat – wyjaśnia Warzocha.

Kopalnia w Brzeszczach posiada jedne z najbogatszych złóż metanu w kraju. By móc bezpieczne eksploatować pokłady węgla, należy prowadzić odmetanowanie w celu ujęcia jak największej ilości niebezpiecznego gazu. Proces odmetanowania górotworu jest skomplikowany, ale konieczny, bo zapobiega niekontrolowanemu przedostawaniu się gazu do wyrobisk kopalni w postaci wypływu czy wręcz wyrzutu metanu i skał. W wyniku odmetanowania, część gazu zostaje ujęta i przetransportowana na powierzchnię, gdzie wykorzystywana jest na własne potrzeby lub sprzedawana. TAURON Nowe Technologie przygotował projekt efektywnego wykorzystania tego gazu, a uruchomienie kogeneracyjnych jednostek wytwórczych to tylko początek zmian.

Nasza kopalnia w Brzeszczach, jako pierwsza w kraju, uzyskała status kopalni bezodpadowej. Teraz staje się również mniej emisyjna. Uruchomione silniki metanowe wzmocnią jej efektywność przy jednoczesnej poprawie bezpieczeństwa pracy załogi – mówi Jacek Pytel, prezes zarządu TAURON Wydobycie. – Chcemy sprawniej wykorzystać gaz z procesu odmetanowania pokładów węgla w wysokosprawnej kogeneracji gazowej, czyli produkcji prądu i ciepła. Zagospodarowanie większej ilości gazu będzie generowało dobry efekt ekonomiczny i korzyści dla środowiska naturalnego – podkreśla prezes TAURON Wydobycie.

Niemal połowa absorbowanego tu metanu pozyskiwana jest w procesie odmetanowania i trafia do instalacji produkującej prąd i ciepło. Reszta wyprowadzana jest natomiast wraz z powietrzem wentylacyjnym. Specjaliści TAURONA pracują już jednak nad montażem prototypowego urządzenia, które pozwoli na wyłapanie cząsteczek metanu w instalacji wentylacyjnej.

Instalacja kogeneracyjna poprawi także bezpieczeństwo zasilania ZG Brzeszcze na wypadek wystąpienia awarii sieciowych. Możliwe jest również ograniczenie mocy zamówionej na jednym z przyłączy, a to przełoży się na wymierne oszczędności.

Źródło: Tauron
Fot. Tauron

ELEKTROCIEPŁOWNIA RZESZÓW OD 2023 R. NIE BĘDZIE UŻYWAĆ WĘGLA

Rozbudowa Instalacji Termicznego Przetwarzania z Odzyskiem Energii oraz budowa kotłowni gazowej to dwie inwestycje, które są realizowane w elektrociepłowni w Rzeszowie. Dzięki nim w 2023 r. elektrociepłownia przestanie używać węgla – informuje portal Energetyka24.

Jak powiedział we wtorek w czasie konferencji dyrektor PGE Energia Ciepła oddział Elektrociepłownia w Rzeszowie Paweł Majewski, stolica Podkarpacia stale się rozwija i wzrasta zapotrzebowanie na energię cieplną. „Dlatego stale inwestujemy, budujemy kolejne instalacje w oparciu o ekologiczne źródła, takie jak gaz czy odpady. Ponieważ jest to konieczne” – tłumaczył.

Majewski dodał, że zmiany są korzystne dla mieszkańców Rzeszowa i dla środowiska. Przypomniał, że do 2003 r., kiedy oddany został blok gazowy, elektrociepłownia zużywała rocznie 80-100 tys. ton węgla. Obecnie jest to ok. 10 tys. ton tego surowca, a od 2023 r. węgiel wcale nie będzie używany w rzeszowskiej elektrociepłowni.

Jak podał Majewski, z paliw, które są obecnie używane w elektrociepłowni, węgiel stanowi ok. 6 proc.; 80 proc. to gaz, ok. 14 proc. – odpady.

Jak powiedział obecny na konferencji zastępca Majewskiego, Tadeusz Kępski, odejście od węgla będzie możliwe dzięki 2 inwestycjom. Pierwsza to budowa nowej linii w ITPOE. Kępski przypomniał, że obecna instalacja została oddana w 2018 r. i przetwarza ok. 100 tys. odpadów rocznie. Instalacja ma moc energetyczną 8 MW, moc cieplna to 16 MW, poza sezonem grzewczym ta moc wzrasta do ponad 20 MW.

„Planujemy budowę drugiej linii w Instalacji Termicznego Przetwarzania z Odzyskiem Energii (ITPOE); powstanie w tym samym budynku, który został wybudowany z myślą o uruchomieniu w przyszłości właśnie drugiej linii. Nowa linia powstanie w pierwszym kwartale 2024 r. i spalanych będzie tam ok. 80 tys. ton odpadów rocznie” – dodał.

Drugą inwestycją prowadzoną w rzeszowskiej elektrociepłowni jest budowa kotłowni gazowej. Jak zaznaczył Kępski, po jej powstaniu w 2023 r. elektrownia nie będzie używała węgla. Kotłownia będzie miała moc 186 MW i będzie pełniła funkcję rezerwową. Zastąpi cztery działające jeszcze kotły węglowe, które używane są tylko w zimie, kiedy wzrasta zapotrzebowanie na ciepło.

Kierownik wydziału wytwarzania w rzeszowskiej elektrociepłowni Łukasz Gugała dodał, że kotłowania będzie składać się z 6 kotłów o mocy 31 MW termicznych każdy, które wyposażone będą w niskoemisyjne palniki gazowe. „Umowa z wykonawcą – konsorcjum firm Polimex Energetyka i Polimex Mostostal została podpisana w sierpniu br. i opiewa na ponad 77 mln zł. Inwestycja ma być oddana w I kwartale 2023 r.” – powiedział.

Źródło: Energetyka24
Fot. PGE EC

GLASGOW: URUCHOMIENIE NAJWIĘKSZEGO SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO

Wielokrotnie nagradzany system ciepłowniczy, wykorzystujący pierwszą w Wielkiej Brytanii na dużą skalę, wysokotemperaturową wodną pompę ciepła, został oficjalnie uruchomiony w Glasgow.

Będący częścią projektu rewitalizacji o wartości 250 milionów funtów, przełomowy system ciepłowniczy został zamówiony przez radę hrabstwa West Dunbartonshire w 2019 roku, we współpracy z firmą Star Renewable Energy (dział ogrzewania odnawialnego Star Refrigeration) i deweloperami Vital Energi. System energii odnawialnej zapewni niedrogie niskoemisyjne ogrzewanie i ciepłą wodę dla około 1200 domów i firm w całej dzielnicy.

System ciepłowniczy Queen’s Quay wykorzystuje pionierską technologię pomp ciepła do pozyskiwania zimnej wody z rzeki Clyde z prędkością 125 l/sek. Dwie amoniakalne pompy ciepła o mocy 2,65 MW podnoszą temperaturę wody rzecznej z 6-12°C do 80°C. Gorąca woda jest następnie dostarczana przez 2,5-kilometrową sieć rur do ogrzewania budynków mieszkalnych i komercyjnych na terenie 23-hektarowego osiedla.

„Wodne pompy ciepła mają niezwykły potencjał do zastosowania w całej Wielkiej Brytanii dzięki pozyskiwaniu ciepła z rzek, kanałów i linii brzegowej” – powiedział Dave Pearson, dyrektor ds. zrównoważonego rozwoju w grupie Star Refrigeration.

„W obliczu zakazu ogrzewania gazowego w nowych domach, który wejdzie w życie w 2025 roku, wielu deweloperów i władz lokalnych jest zainteresowanych badaniem opcji niskoemisyjnych. Aby zachęcić do ich stosowania, potrzebujemy połączonej i motywującej polityki energetycznej Wielkiej Brytanii, która zapewni ekonomiczne wsparcie dla programów energii odnawialnej”.

Zainspirowane sukcesem projektu Queen’s Quay, wiele władz lokalnych poszukuje obecnie możliwości inwestowania w systemy ciepłownicze na dużą skalę. Star Renewable Energy i Vital Energi informują, że obecnie współpracują z wieloma klientami, aby pomóc im w realizacji ich wizji i opracowaniu kolejnych projektów pomp ciepła w Wielkiej Brytanii.

System ogrzewania miejskiego Queen’s Quay został ostatnio wyróżniony przez Europejskie Stowarzyszenie Pomp Ciepła (EHPA), otrzymując tytuł Miasta Pomp Ciepła Roku.

Źródło: coolingpost.com
Fot. Pixabay

STRATEGICZNA INWESTYCJA TAURONA W STREFIE EKONOMICZNEJ

Oddany do użytku Główny Punkt Zasilania Olszowa to strategiczna dla rozwoju Katowickiej Specjalnej Strefy Ekonomicznej inwestycja TAURONA. Energia z tego miejsca zasili kilkanaście firm funkcjonujących w Strefie Aktywności Gospodarczej Gminy Ujazd i KSSE oraz umożliwi ich dalszy rozwój. Zrealizowana w latach 2019-2021 inwestycja kosztowała 21 milionów złotych.

Budowa Głównego Punktu Zasilania Olszowa to jedna z największych inwestycji energetycznych w województwie opolskim. Na inwestycje w rozbudowę i modernizację sieci elektroenergetycznej na obszarze tego województwa spółka wydaje rocznie około 180 milionów złotych.

Infrastruktura sieciowa pozostaje naszym pierwszym wyborem inwestycyjnym. Główny strumień inwestycyjny kierowany jest na nowe przyłączenia i modernizacje sieci. Grupa TAURON wciąż rozwija najlepszą dystrybucję w kraju, najbardziej dochodową sprzedaż oraz portfel projektów OZE – mówi Artur Michałowski, p.o. prezesa zarządu TAURON Polska Energia. – Budowa GPZ-tu jest naszą odpowiedzią na wnioski o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej, składane przed duże firmy planujące działać i rozwijać się w Strefie Ekonomicznej. Jednak docelowo do GPZ Olszowa podłączone zostaną także istniejące pobliskie linie średniego napięcia, zasilane dotychczas z innych, bardziej odległych GPZ-ów. Zrealizowana inwestycja poprawi stabilność dostaw energii elektrycznej dla odbiorców w wielu okolicznych miejscowościach – dodaje prezes Artur Michałowski.

Strategiczna inwestycja

Szybka budowa stacji to efekt Porozumienia, które TAURON Dystrybucja zawarł w 2016 roku z Katowicką Specjalną Strefą Ekonomiczną. Porozumienie stworzyło warunki do wyprzedzającego zlecenia opracowania dokumentacji technicznej oraz prawnej na budowę GPZ Olszowa. W efekcie pozwoliło to na sprawne przystąpienie do realizacji prac związanych z budową stacji, niezwłocznie po zawarciu przez inwestorów wymaganych umów o przyłączenie do sieci i zapewnienie im wymaganej mocy.

Ostatnie lata w Polsce charakteryzowały się znaczącym zwiększeniem zapotrzebowania na energię elektryczną, która od 2015 do 2018 r. kształtowała się na średniorocznym poziomie powyżej 2 procent. Na tle Europy był to duży wzrost, jednakże znacząco poniżej stopy wzrostu całej światowej gospodarki. A to świadczy o systematycznej poprawie efektywności energetycznej w Polsce – powiedział podczas otwarcia stacji Sławomir Kłosowski, Wojewoda Opolski.

Całe przedsięwzięcie zostało zrealizowane w latach 2019-2021. Działania inwestycyjne prowadziliśmy więc w bardzo szybkim tempie. Również harmonogram prac przy budowie linii 110 kV, zasilającej GPZ Olszowa, był niezwykle wymagający, przekazanie placu budowy obyło się w marcu bieżącego roku, a odbiór końcowy wybudowanej linii już w lipcu – wyjaśnia Robert Zasina, prezes zarządu TAURON Dystrybucja.

Na etapie budowy bardzo ważna była stała, efektywna współpraca z gminą Ujazd oraz starostwem w Strzelcach Opolskich. Ze względu na usytuowanie GPZ Olszowa, dużym wyzwaniem logistycznym okazał się przejazd ciężkiego transportu z transformatorami mocy 110/15 kV, których waga przekracza 60 ton. Dzięki ścisłej współpracy inwestora, wykonawcy i władz lokalnych droga dojazdowa do stacji została podbudowana i utwardzona, co pozwoliło na bezpieczny przejazd specjalistycznym sprzętem z urządzeniami.

Inwestycja realizowana była poprzez oddzielne opracowanie dokumentacji projektowej oraz wykonawstwo. Jej koszt to ok. 21 mln zł. Dla porównania, budżet inwestycyjny Oddziału w Opolu dla roku 2021 to ok. 165 mln zł.

GPZ Olszowa stanowi kolejną stację elektroenergetyczną 110/15 kV zasilającą odbiorców TAURON Dystrybucja w energię elektryczną z terenu powiatu strzeleckiego. Stacja jest także powiązana poprzez linie kablowe 15 kV z GPZ Strzelce Piastów. Od strony technicznej stacja została wybudowana zgodnie z dokumentacją projektową, jako obiekt z 5-polową napowietrzną rozdzielnią 110 kV i wnętrzową 30-polową rozdzielnią 15 kV. Linia zasilająca 110 kV została wybudowana jako dwutorowa na słupach rurowych pełnościennych.

To bardzo ważny dzień dla Strefy Aktywności Gospodarczej Gminy Ujazd. Dzięki uruchomieniu GPZ Olszowa zyskujemy przewagę konkurencyjną w pozyskiwaniu nowych inwestorów oraz dajemy możliwość rozwoju istniejących przedsiębiorstw. Lokalizacja, zasoby ludzkie oraz media – to trzy najważniejsze aspekty, którymi kierują się inwestorzy przy wyborze lokalizacji. Dziękuję spółce TAURON Dystrybucja za rozwiązanie ostatniej z tych kwestii – powiedział podczas oficjalnego otwarcia inwestycji Hubert Ibrom, Burmistrz gminy Ujazd.

Co ważne, w GPZ Olszowa zabudowano elementy zabezpieczające środowisko przed ewentualnym wyciekiem do gruntu oleju transformatorowego oraz zastosowano energooszczędne rozwiązania związanie z ogrzewaniem i oświetleniem obiektu.

Źródło: Tauron
Fot. Tauron

TORUŃ MA EFEKTYWNY SYSTEM CIEPŁOWNICZY

Toruński system ciepłowniczy, dzięki kogeneracyjnej elektrociepłowni gazowej PGE Toruń należącej do PGE Energia Ciepła, jest już efektywny energetycznie.

Współczynnik, który mierzy tą efektywność, osiągnął w 2019 roku bardzo wysoką wartość. Co ważne, zaplanowanie dostawy ciepła z efektywnego systemu ciepłowniczego w ramach inwestycji, istotnie wpływa na obniżenie kosztów budowy.

Toruńscy inwestorzy chętnie przyłączają budynki do sieci ciepłowniczej. Każdy nowopowstający budynek, zgodnie z obowiązującym prawem, musi spełnić wymogi dotyczące efektywności energetycznej, która w dużej mierze zależy od źródła ogrzewania. Współczynnik Wpc*, mierzący tą efektywność im jest niższy, tym jest to korzystniejsze dla inwestora, bo wpływa na obniżenie kosztów wybudowania inwestycji. Wartość tego współczynnika jest niezbędna projektantom, planującym ogrzewanie dla klienta .

– Dzięki wytwarzaniu ciepła w kogeneracji w oparciu o paliwo gazowe, wartość współczynnika Wpc dla systemu ciepłowniczego w Toruniu za 2019 r. wyniosła 0,36. To efekt przeprowadzenia zmian w technologii wytwarzania: z węglowej na gazową. Stąd obecnie mamy wyższą wartość współczynnika w stosunku do poziomu 1,46, który charakteryzował sieć do 2016 roku, gdy ciepło wytwarzane było w kotłach węglowych, bez procesu kogeneracji. W celu poprawy efektywności energetycznej systemów, spółki należące do PGE Energia Ciepła, inwestują również w sieci ciepłownicze. Obecnie w Toruniu 60 proc. sieci to nowoczesna infrastruktura oparta o rury preizolowane i nadal wymieniamy kolejne odcinki. W ciągu ostatnich 15 lat toruńska spółka wybudowała około 35 kilometrów sieci ciepłowniczych. Wszystko to wpływa na efektywność systemu i bezpieczeństwo dostaw ciepła dla naszych klientów – mówi Robert Kowalski, prezes zarządu PGE Toruń.

Korzystanie z efektywnego systemu ciepłowniczego pomaga inwestorom spełnić wymogi określone w przepisach budowlanych dotyczących efektywności energetycznej budynku czyli zapewnienia komfortu użytkowania przy jednoczesnym najniższym zużyciu energii przez budynek.

– System ciepłowniczy w Toruniu charakteryzuje się wysoką efektywnością. Wysoka wartość współczynnika Wpc w 2019 roku to bardzo dobry wynik. Dzięki temu koszty budowy inwestycji wraz z instalacją do odbioru ciepła sieciowego będą dla klientów niższe. Gdyby nie korzystali z efektywnego systemu ciepłowniczego, musieliby ponieść dodatkowe koszty związane np. z koniecznością budowy wentylacji mechanicznych z rekuperacją czy korzystać z takich systemów jak pompy ciepła, solary lub zwiększyć grubość przegród termoizolacyjnych. Wszystko to powiększyłoby koszty planowanej nowej inwestycji przez klienta. Całe szczęście w Toruniu nie musimy się tym martwić – mówi Wiesław Kusiński, właściciel biura projektowego.

Od stycznia 2020 roku weszły w życie zmiany w prawie energetycznym i budowlanym, które kładą nacisk na wybór ciepła sieciowego, wtedy, gdy istnieją techniczne i ekonomiczne możliwości przyłączenia budynku do sieci. Zmiany w prawie wprowadziły również dodatkowe obowiązki dla autorów projektów budowlanych. Stąd też PGE Toruń, przeprowadziła w styczniu spotkanie dla przedstawicieli biur architektonicznych, aby wyjaśnić nową rolę projektantów w procesie przyłączenia budynku do sieci ciepłowniczej.

– Znowelizowane przepisy regulujące obowiązek przyłączenia do sieci ciepłowniczej nakładają na autorów projektów budowlanych zobowiązanie do weryfikacji istnienia technicznych i ekonomicznych warunków przyłączenia. Warto podkreślić, że oświadczenia w tym przedmiocie są obowiązkowym załącznikiem do wniosku o udzielenie pozwolenia na budowę– mówi mecenas Piotr Zamroch z kancelarii specjalizującej się w problematyce przyłączenia obiektów do sieci ciepłowniczej.

Podstawą do sformułowania oświadczenia o możliwości lub jej braku podłączenia do sieci przez projektanta, jest pozyskanie informacji z PGE Toruń, czy istnieje techniczna i ekonomiczna możliwość przyłączenia budynku do sieci ciepłowniczej. W tym celu projektant lub inwestor powinien złożyć do PGE Toruń zapytanie w formie pisemnej. Aby to ułatwić, PGE Toruń umieściła na swojej stronie internetowej www.pgetorun.pl wzór takiego formularza.

Źródło/Fot. – PGE Toruń

RYNEK URZĄDZEŃ GRZEWCZYCH POD LUPĄ INSPEKCJI

Inspekcja Handlowa zyska konkretne uprawnienia w walce z handlem kotłami na paliwo stałe, które nie spełniają wymogów, a za wprowadzanie na polski rynek tzw. kopciuchów będą grozić kary – to główne założenia nowelizacji ustawy Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o inspekcji handlowej, które przyjął wczoraj Sejm po poprawkach Senatu. To kolejny ważny krok w walce ze smogiem. Teraz nowelizacja czeka na podpis Prezydenta.

Nowela POŚ uzupełnia istniejący system wymagań dla kotłów na paliwo stałe, wprowadzanych do obrotu na terenie Polski. Jej celem jest też wzmocnienie uprawnień organów Inspekcji Handlowej do kontroli przestrzegania przepisów dotyczących wprowadzanych do obrotu urządzeń grzewczych, a także wprowadzenie narzędzi umożliwiających ograniczenie importu kotłów niespełniających wymogów, z uwagi na istotny wpływ emisji zanieczyszczeń z tego typu urządzeń na zdrowie mieszkańców kraju.

Na czym polega problem?

Szacuje się, że na polski rynek trafia około 200–250 tys. kotłów na paliwa stałe rocznie. Dokładnych danych brakuje, ze względu na duże rozproszenie rynku i „szarą strefę” w handlu takimi urządzeniami, którą ocenia się na 20-25 % rynku.

Od lipca 2018 r. obowiązuje rozporządzenie ws. wymagań dla kotłów na paliwa stałe, które w lutym zostało dodatkowo uszczelnione w drodze nowelizacji.

– Z obserwacji rynku kotłów na paliwo stałe wynika, że ciągle w sprzedaży stacjonarnej i internetowej dostępne są urządzenia niespełniające wymagań rozporządzenia. Co więcej, stanowią one znaczny odsetek ofert. Wciąż mamy zatem do czynienia z obchodzeniem istniejących przepisów. Chcemy to zmienić – mówi minister Jadwiga Emilewicz.

Jakie zmiany wprowadza nowelizacja?

Projekt nowelizacji precyzyjnie wskazuje instytucje uprawnione do przeprowadzenia kontroli podmiotów wprowadzających do obrotu kotły na paliwo stałe. Sprawdzane będą m.in.: zgodność urządzeń z wymaganiami, w tym poprzez badania laboratoryjne kotłów, posiadanie odpowiedniej dokumentacji, świadectw, certyfikatów itp. Nowelizacja pozwoli także organom inspekcji na ograniczenie wprowadzania urządzeń do obrotu i – w przypadku wykrytych nieprawidłowości – nakładanie kar pieniężnych. Zmiany mają na celu zapewnienie instytucjom kontrolnym odpowiednich środków finansowych na przeprowadzanie laboratoryjnej weryfikacji spełniania wymagań przez urządzenia.

– Uszczelnienie systemu kontroli ma również ograniczyć nieuczciwą konkurencję, która reklamuje urządzenia wysokoemisyjne jako niskoemisyjne, posługując się fałszywymi świadectwami jakości kotłów lub sprzedając kotły bezklasowe pod innymi nazwami – informuje szefowa MPiT.

Dodatkowo nowa regulacja pozwoli ograniczyć import z innych krajów Unii Europejskiej, Turcji i państw EFTA (będących stroną umowy o Europejskich Obszarach Gospodarczych) kotłów, które nie spełniają polskich wymogów. Umożliwi to skuteczne zwalczanie nadużyć, a producenci z tych krajów będą podlegać krajowym wymaganiom.

W toku prac parlamentarnych do projektu zostały dodane poprawki, które mają na celu osiągnięcie dodatkowych korzyści na rzecz ograniczania emisji zanieczyszczeń i promowania energetyki z OZE.

Pierwsza z nich – w ustawie o podatku dochodowym od osób fizycznych – rozszerza zwolnienie z PIT dla dotacji ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej lub wojewódzkich funduszy ochrony środowiska i gospodarki wodnej. Dotąd zwolnione z PIT było tylko dofinansowanie w ramach programu „Czyste Powietrze”. Teraz będzie obejmować także inne programy adresowane do osób fizycznych, w tym program rozwoju fotowoltaiki „Mój Prąd”. Będzie to dodatkowy impuls dla rozwoju inwestycji w przydomowe instalacje fotowoltaiczne.

Druga – w ustawie Prawo energetyczne i ustawie Prawo budowlane – wprowadza zmianę obecnych przepisów, która zapewni instalowanie w nowych budynkach wyłącznie takich źródeł ogrzewania, których używanie nie prowadzi do emisji zanieczyszczeń powietrza. Takimi niskoemisyjnymi źródłami ogrzewania są m.in. ciepło systemowe, które w wielu krajach Europy jest podstawowym źródłem ogrzewania budynków.

Trzecia zmiana – w ustawie o podatku od towarów i usług – ma na celu objęcie jednolitą, obniżoną stawka podatku VAT (8% wobec dotychczasowych 23%) dostawę i budowę mikroinstalacji OZE, która ma zapewnić energię dla tego budynku lub jego części.

Wszystkie ww. zmiany wpisują się w cel nowelizacji, czyli poprawę jakości powietrza w Polsce oraz rozwój rozproszonej energetyki z OZE.

Źródło: MPiT

Fot. Pixabay

BAT NA SPALINY. ECO INWESTUJE W EKOLOGIĘ

Zabudowa instalacji odazotowania i odsiarczania spalin w ramach wypełnienia wymagań konkluzji BAT to jeden z inwestycyjnych priorytetów ECO. Nakłady na inwestycję sięgać będą 30 mln zł, nie przełożą się jednak na ceny ciepła.

Koszt inwestycji jest duży, ale zakładany efekt ekologiczny doprawdy imponujący: emisja NOx zostanie zredukowana z 400 na 170 mg/Nm3, siarki z 1300 na 160 mg/Nm3, , a pyłów z 100 do 25 mg/Nm3.

W ECO dobiegają końca przygotowania do rozpoczęcia budowy instalacji odsiarczania i odpylania kotłów zainstalowanych w opolskiej elektrociepłowni.

– Zakładamy budowę takich instalacji na kotłach OR40 i WR25 nr 3 w Opolu przy Harcerskiej 15 – mówi Mirosław Romanowicz Członek Zarządu ds. Operacyjnych ECO SA – W osobnym postępowaniu przetargowym szukać będziemy wykonawcy instalacji odazotowania.

Dotychczas odbyło się już kilka spotkań w formule dialogu technicznego, aby zbadać wszystkie dostępne na rynku technologie. Wybór najlepszej technologii nie jest jednak sprawą jednoznaczną, ponieważ proponowane technologie są technologiami młodymi i tym samym i brakuje danych dotyczących długoterminowego funkcjonowania i związanych z tym kosztów. ECO zakłada, że w zakresie odsiarczania wykorzystana zostanie metoda półsucha. Do redukcji siarki w spalinach wykorzystane będzie wapno, a odpadem będzie mieszanka gipsu i pyłu. Zabudowany zostanie reaktor odsiarczający i rozbudowane będą instalacje odpylania. Wg przyjętych założeń 100% spalin będzie przechodzić przez filtry workowe. Odazotowanie odbywać się będzie poprzez wtrysk substancji redukującej NOx do komory spalania. ECO wykorzysta albo wodę amoniakalną, albo mocznik. W tym zakresie nie ma jeszcze rozstrzygnięcia, bo obie technologie dają gwarancję redukcji NOx do wymaganych poziomów. W minionych latach na kotłach w Opolu prowadzone były badania naukowe, a ich wyniki okazały się obiecujące.

Niezależnie od prowadzonych w ECO prac przygotowawczych do budowy instalacji odsiarczania i odazotowania, na terenie elektrociepłowni przy ul. Harcerskiej prowadzony jest kolejny projekt badawczy w tym zakresie.

– Na kotle WR25 nr 4, wspólnie z konsorcjum Instytutu Energetyki i firmy Budimex prowadzimy projekt badawczy zakładający odsiarczanie i odazotowanie w jednym procesie – mówi Mirosław Romanowicz – jeśli wyniki tych badań potwierdzą założenia, to będziemy mieli nowatorską i rewolucyjną technologię. Niestety na wyniki tych badań musimy poczekać do listopada. Jest to jednak termin, który nie wyklucza udziału konsorcjum w postępowaniu.

Wydatki na modernizacje w zakresie ochrony środowiska, choć spore, nie będą miały znaczącego wpływu na ceny w branży ciepłowniczej. Dominującym elementem wpływającym na ceny ciepła pozostają wciąż koszty paliwa na rynkach lokalnych i światowych, jak również koszt zakupu uprawnień do emisji CO2. W ostatnim czasie ECO przeprowadziło szereg inwestycji redukujących ponad czterokrotnie emisję pyłu we wszystkich użytkowanych instalacjach, co nie odbiło się na cenach dla klientów. Natomiast z tytułu spełnienia wymagań konkluzji BAT globalnie należy spodziewać się raczej oszczędności w zakresie kosztów społecznych, np. w obszarze służby zdrowia, z tytułu ograniczenia negatywnego wpływu na środowisko naturalne.

Fot. ECO

Źródło: ECO

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