district heating

Stale zaostrzane przepisy Unii Europejskiej w zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych i innych zanieczyszczeń czy wyczerpywanie się zasobów naturalnych węgla to główne przyczyny transformacji energetycznej która obecnie dzieje się na naszych oczach. Sektorem, w którym obecnie obserwuje się znaczący przyrost działań modernizacyjnych jest ciepłownictwo systemowe, które jak powszechnie wiadomo oparte jest głównie na węglu. W efekcie działań związanych z redukcją emisji gazów będących produktami procesu spalania, poprawą efektywności energetycznej oraz obniżaniem kosztów związanych w emisją CO2 wiele przedsiębiorstw ciepłowniczych podejmuje działania w zakresie modernizacji majątku wytwórczego. W większości przypadków wiąże się to ze zmianą konfiguracji układu technologicznego, wdrożeniem nowych technologii w tym kogeneracji i trójgeneracji. Obecnie w Polsce obserwuje się dwa główne kierunki takich działań. W ramach pierwszego ciepłownie węglowe przekształcane są do postaci elektrociepłowni przez wdrożenie modułu kogeneracji gazowej, zwykle opartej na silniku tłokowym. Zwiększa to efektywność i elastyczność pracy układu a przede wszystkim pozwala wytworzyć własną energię elektryczną, spełniając przy tym wszystkie normy emisyjne. Kierunkiem drugim jest budowa układu technologicznego opalanego biomasą, bądź w postaci kotła na biomasę bądź też w postaci bloku elektrociepłowniczego. Z coraz większym zainteresowaniem spotykają się również rozwiązania wykorzystujące promieniowanie słoneczne, pompy ciepła i zasobniki ciepła.

W zakresie skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej z biomasy dostępnych jest obecnie kilka rozwiązań technologicznych, a wybór właściwego dla danego systemu ciepłowniczego nie jest zadaniem łatwym. Szczególnie dotyczy to układów w małej skali w rozproszonych systemach ciepłowniczych, w których planuje się wykorzystanie lokalnie dostępnych zasobów surowca. Jednym z możliwych rozwiązań jest tu technologia organicznego obiegu Rankine’a (ORC), którą omówiono w [1]. W praktyce moduły ORC zintegrowane z kotłami na biomasę stanowią w Europie najbardziej rozpowszechnioną technologię w małych elektrociepłowniach komunalnych. W pracach [2, 3] Tartière i współpracownicy stwierdzili, że łączna moc zainstalowana elektrowni ORC w 2016 r. przekroczyła 2,7 GW w ponad 705 projektach, w których rozmieszczono 1754 jednostki ORC. Udział elektrowni opalanych biomasą wynosi 11%. W 332 biomasowych blokach ORC zainstalowano 301 MW mocy elektrycznej. Zainstalowana moc elektryczna pojedynczego układu mieści się w przedziale od 0,2 do 13,0 MW. Większość systemów ma jednak moc poniżej 1,5 MW. W Polsce zrealizowano 11 projektów tego typu, przy czym wszystkie moduły ORC pochodzą od jednego wytwórcy, włoskiej firmy Turboden s.r.l. Przykładem jest tu projekt zrealizowany w latach 2012 – 2013 w Miejskim Przedsiębiorstwie Gospodarki Komunalnej w Krośnie, gdzie do istniejącej kotłowni węglowej dobudowano blok kogeneracyjny z kotłem biomasowym firmy VAS oraz modułem ORC Turboden 14 CHP SPLIT. Inwestycja przyczyniła się do redukcji zużycia węgla o około 15 tys. Mg/rok, wytwarzając przy tym ponad 7 tys MWh energii elektrycznej powstałej ze spalania lokalnych zasobów biomasy [4]. Jednakże aspekty ekonomiczne w tego typu rozwiązaniach silnie uzależnione są od systemu wsparcia OŹE, systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 (EUA) czy rynkowych cen biomasy i cen sprzedawanej energii elektrycznej na rynku bilansującym [5].

W niniejszym opracowaniu przedstawiono efekty zabudowy biomasowej jednostki kogeneracyjnej w układ kotłów węglowych, bazując na doświadczeniach eksploatacyjnych ex post rzeczywistego układu w zakładzie MPGK Krosno. Przedstawiono również jak modernizacja wpływa na osiągane wskaźniki energetyczne, ekonomiczne oraz ekologiczne. Głównym celem opracowania jest optymalizacja doboru wielkości elektrociepłowni biomasowej z modułem ORC dla stanu referencyjnego ciepłowni MPKG Krosno (jeszcze przed modernizacją). Dostęp do zarchiwizowanych danych pomiarowych systemu SCADA Elektrociepłowni Krosno pozwolił na zidentyfikowanie oraz opracowanie kluczowych charakterystyk pracy modułu kogeneracji biomasowej w rzeczywistych warunkach. Ponadto, wykorzystano dane parametrów technicznych podobnych jednostek kogeneracyjnych w różnych zakresach mocy, na podstawie dostępnych danych od producentów podobnych modułów ORC. W analizie założono obecne wartości cen paliw, energii elektrycznej oraz uprawnień do handlu emisją CO2 jak i również uwzględniono trend zmian ich wartości w kolejnych latach. Zebrane dane eksploatacyjne umożliwiły opracowanie modelu matematycznego na potrzeby zadania optymalizacji doboru mocy elektrociepłowni biomasowej ORC z uwagi na kryterium finansowe. Przeprowadzone obliczenia pozwoliły na weryfikację czy powstały układ w MPGK Krosno po zmianach cen, w tym świadectw pochodzenia energii elektrycznej, jakie zaszły w latach 2012 – 1019 znajduje się obecnie w zakresie parametrów optymalnych.

Opis analizowanego układu referencyjnego

Układ technologiczny elektrociepłowni w Krośnie obejmuje zintegrowane podsystemy składające się z zespołu kotłów wodnych rusztowych typu WR oraz kogeneracji opalanej biomasą. Technologia kogeneracyjna składa się z komory spalania biomasy wraz z wymiennikami ciepła oleju termalnego firmy VAS oraz modułu ORC firmy Turboden o mocy elektrycznej znamionowej 1317 kW oraz mocy cieplnej 5350 kW. Sumaryczna moc cieplna zainstalowana elektrociepłowni wynosi 41,5 MW, w tym 34,8 MW stanowi moc zainstalowana w czterech kotłach węglowych. Uproszczony schemat zintegrowanego układu kogeneracyjnego z kotłami węglowymi przedstawia na rys. 1, natomiast parametry nominalne układu przedstawiono w tab. 1.

Moc modułu ORC została dobrana tak, aby w okresie letnim blok elektrociepłowniczy pracował z około 50% swojej mocy znamionowej, będąc przy tym jedynym źródłem ciepła w układzie. Temperatura wody w układzie kogeneracyjnym nie powinna przekraczać 95°C, dlatego w momencie rozpoczęcia sezonu grzewczego, elektrociepłownia pracuje szeregowo z kotłami węglowymi, które dogrzewają wodę do wartości wymaganej zgodnie z charakterystyką sieci ciepłowniczej. Szczytowe obciążenie grzewcze systemu wynosi około 30 MW, a maksymalna temperatura wody przesyłanej do sieci wynosi około 125 °C. Uporządkowany wykresy zapotrzebowania na ciepło oraz temperatury sieci ciepłowniczej przestawiono na rys. 3. Dane te stanowią podstawowy zbiór danych wejściowych zadaniu optymalizacji doboru mocy źródła ciepła

Rys. 2.
Schemat procesowy biomasowego bloku elektrociepłowniczego z modułem ORC (Legenda: 1 – podgrzewacz wstępny MDM typu SPLIT; 2 – podgrzewacz MDM; 3 – parownik MDM; 4 – zawór obejściowy turbiny; 5 – zawór wlotowy turbiny; 6 – turbina; 7 – generator elektryczny; 8 – regeneracyjny wymiennik ciepła cieczy roboczej; 9 – sieciowy podgrzewacz wody/skraplacz MDM; 10 – filtr; 11 – pompa; 12 – komora spalania biomasy; 13 – podgrzewacz oleju termicznego typu spiralnego; 14 – ekonomizer wysokotemperaturowy; 15 – ekonomizer niskotemperaturowy; 16 – rekuperator/ogrzewacz powietrza do spalania; 17 – jednostka odzysku ciepła utajonego spalin (kondensacja) 18,19 – zawory trójdrogowe oleju termicznego; EGR – układ recyrkulacji spalin)

Tabela 1.
Parametry nominalne Elektrociepłowni Krosno

Fig. 1
Simplified diagram of biomass- fired cogeneration integrated with a coal-fired boiler plant

Fig. 3.
a) Duration curve of heat demand, b) Duration curve of parameters in the district heating network

Optymalizacja doboru mocy kogeneracji biomasowej

Główne zadanie optymalizacji w projekcie nadbudowy węglowej ciepłowni komunalnej blokiem kogeneracyjnym polega na doborze optymalnej mocy bloku kogeneracyjnego ORC. Obecne doświadczenia eksploatacyjne z obiektu w Krośnie dowodzą, że taki system kogeneracyjny może efektywnie pracować przez długi czas nawet przy zmiennych warunkach obciążenia sieci i właściwości biomasy. Średnia roczna dyspozycyjność układu w latach 2013 – 2018 przekroczyła 90%. Przy projektowaniu układu należy jednak wziąć pod uwagę fakt, iż projekt inwestycyjny jest silnie uzależniony od sytuacji rynkowej w zakresie mechanizmów wsparcia. Każda jednostka ORC, która zostanie zainstalowana w zakładzie, w którym moc zainstalowana wyrażona przez energię chemiczną w paliwie jest większa niż 20 MW, podlega europejskiemu systemowi handlu emisjami CO2 (EU ETS). W związku z tym uwarunkowania systemu handlu uprawnieniami do emisji stanowią istotne ograniczenia w zadaniu optymalizacji a obrót uprawnieniami emisyjnymi stanowi jednen z

Fig. 4.
a) Characteristics of nominal electrical efficiency as a function of ORC generator power [6], b) characteristics of investment outlays of ORC biomass cogeneration and biomass cogeneration as a function of ORC generator power [7]

instrumentów wsparcia finansowego dla projektu inwestycyjnego. Ponadto, podstawowym mechanizmem wsparcia funkcjonowania bloku biomasowego są świadectwa pochodzenia energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (zielone certyfikaty). Kolejnym ważnym aspektem jest ustalenie udziału energii elektrycznej, która będzie spożytkowana na potrzeby własne zakładu oraz jaka ilość energii będzie sprzedawana na rynku bilansującym. W ten sposób właśnie zagospodarowywana jest energia wytwarzana w elektrociepłowni w Krośnie. Ważną kwestią jest również określenie potencjału lokalnego rynku biomasy i oszacowanie ceny paliwa.

Celem optymalizacji jest wybór kluczowych zmiennych decyzyjnych, by uzyskać najkorzystniejszy wskaźnik (funkcję celu), biorąc pod uwagę występujące ograniczenia. Ograniczeniami są m.in.: przebieg obciążenia cieplnego oraz parametry w sieci ciepłowniczej, minimum technologiczne poszczególnych źródeł ciepła, czy właściwości paliw. Zadaną funkcją celą jest zatem maksymalizacja wskaźnika ekonomicznego – wartości bieżącej netto (NPV):

Gdzie:

x – niezależna zmienna decyzyjna,

DCFt – zmiana przepływów pieniężnych po modernizacji,

r – stopa dyskonta,

JCHP – nakłady inwestycyjne kogeneracji.

Aby wyznaczyć różnicowy przepływ pieniężny na potrzeby analizy dyskontowej w kolejnych latach eksploatacji należy porównać stan po modernizacji ze stanem wyjściowym ciepłowni węglowej, przy niezmienionej ilości ciepła wyprowadzanego do sieci. Prowadzi to do zależności:

Gdzie:

Eel – wytworzona energia elektryczna czynna [MWh];

j – wskaźnik zużycia energii elektrycznej potrzeb własnych;

ccert – cena sprzedaży certyfikatów [zł/ MWh];

cel – średnia cena sprzedaży energii elektrycznej [zł/MWh];

DGCO2 – lokalne zmniejszenie emisji CO2 [Mg];

cUEA – cena uprawnienia emisyjnego [zł/ Mg];

DKE – zmiana kosztów emisji zanieczyszczeń [zł];

DKW – zmiana kosztów operacyjnych w układzie węglowym (wartość ujemna) [zł];

KB – koszty operacyjne kogeneracji biomasowej [zł];

DPd – zmiana podatku dochodowego [zł].

Przyjęto, że zmienną decyzyjną przy wyznaczeniu optymalnej wartości NPV jest moc nominalna generatora ORC x1 = P˙el. Zakres dopuszczalnych wartości określono tu na 200 – 5000 kW. Na podstawie dostępnych danych na rynku producentów modułów ORC opalanych biomasą podobnej konstrukcji, przy zachowaniu parametrów nominalnych wody w skraplaczu 60/80°C, opracowano zależność sprawności wytwarzania energii elektrycznej w module ORC w funkcji mocy generatora w warunkach nominalnych [6] (rys. 4a):

Całkowite nakłady inwestycyjne na biomasowe systemy kogeneracyjne z modułem ORC zostały określone na podstawie raportu IFC z 2017 roku [7]. Dane zostały zaproksymowane następującą zależnością funkcyjną (rys. 4b):

Na podstawie historycznych danych pomiarowych pozyskanych z obiektowego systemu SCADA, opracowano charakterystyki pracy kluczowych urządzeń w elektrociepłowni Krosno [5] [8] [9]. Wyznaczone funkcje odwzorowują pracę urządzeń w rzeczywistych warunkach eksploatacji. Znormalizowaną charakterystykę kotłów węglowych WR [9] przedstawia zależność:

gdzie:

hkw – chwilowa sprawność kotła węglowego;

hkw,nom – nominalna sprawność kotła węglowego (hkw,nom = 0,835);

Q˙ kw – chwilowa moc cieplna kotła węglowego [kW];

Q˙ kw,nom – nominalna moc cieplna kotła węglowego [kW].

Znormalizowana charakterystyka kotła biomasowego przedstawia się następująco [8]:

gdzie:

hkw – chwilowa sprawność kotła biomasowego;

hkw,nom – nominalna sprawność kotła biomasowego (hkw,nom = 0,854);

Q˙ ORC – chwilowa moc cieplna skraplacza ORC [kW];

Q˙ ORC,nom – nominalna moc cieplna skraplacza ORC [kW].

Charakterystyki obciążeniowe modułu ORC w Krośnie, które wyznaczono na podstawie pomiarów [8], zostały znormalizowane i zastosowane w formie bezwymiarowej. W związku z tym obliczeniową moc cieplną skraplacza ORC wyznacza się z zależności:

gdzie:

Q˙ T14,nom – nominalna moc cieplna skraplacza ORC w Elektrociepłowni Krosno, kW

Pozwala to wyznaczyć kolejne parametry modułu ORC takie jak:

–– wartość mocy elektrycznej na zaciskach generatora ORC [8]:

gdzie:

P˙T14,nom – nominalna moc elektryczna generatora ORC w Elektrociepłowni Krosno,

kW tT66 – temperatura oleju termalnego [°C];

tw2 – temperatura wylotowa ze skraplacza ORC, [°C], – sprawności elektryczna obiegu ORC brutto [8]:

gdzie:

hT14,nom – nominalna moc elektryczna generatora ORC w Elektrociepłowni Krosno [kW]; Temperatura oleju termalnego tT66 wyznaczana jest na podstawie wzoru:

Kotły węglowe oraz kogeneracja biomasowa mogą pracować tylko w zakresie dopuszczalnych obciążeń:

Chwilowe zużycie paliwa wyznaczono z następujących zależności:

–– strumień masowy węgla [kg/s]:

gdzie:

Wdw – wartość opałowa węgla, kJ/kg

–– strumień masowy biomasy [kg/s]:

gdzie:

s – wskaźnik skojarzenia definiowany jako stosunek chwilowej mocy elektrycznej do cieplnej.

Wyniki optymalizacji

Na podstawie rocznych danych z sieci ciepłowniczej (godzina po godzinie), została zasymulowana praca kogeneracji wraz z kotłami węglowymi. Chwilowy rozkład obciążeń wszystkich źródeł ciepła dobierany był tak, aby sprawność zintegrowanego układ była w każdym kroku obliczeniowym jak najwyższa. Symulacje przeprowadzane były dla całkowitego okresu eksploatacji elektrociepłowni ORC, wynoszącej 15 lat. W obliczeniach przyjęto cztery scenariusze dotyczące mechanizmów wsparcia kogeneracji biomasowej:

Udział dotacji na projekt inwestycyjny w wysokości 30% całkowitych nakładów oraz zyski ze sprzedaży zielonych certyfikatów,
Udział dotacji na projekt inwestycyjny w wysokości 30% całkowitych nakładów bez dodatkowych zysków ze sprzedaży zielonych certyfikatów,
Brak dotacji na projekt inwestycyjny lecz ujęto zyski ze sprzedaży zielonych certyfikatów,
Całkowity brak mechanizmów wsparcia.

Założono wartości cenowe, obowiązujące na początku 2019 roku. Cenę węgla przyjęto na poziomie 14,50 zł/GJ, cenę biomasy – 18,22 zł/GJ, cenę uprawnień do handlu emisjami – 103,2 zł/Mg, cenę zielonych certyfikatów – 130 zł/MWh. Cena sprzedaży energii elektrycznej założona na podstawie danych z rynku bilansującego z 2018 roku [10] (rys. 5a). Stopę dyskonta przyjęto r = 5%. W obliczeniach ekonomicznych uwzględniono również ścieżkę prognozowanych cen energii elektrycznej oraz cen uprawnień do emisji CO2 w kolejnych latach (rys 5b). Przyjęta dynamikę wzrostu cen opracowano na podstawie literatury [11][12][13].

Obliczenia zostały wykonane dla zakresu mocy generatora ORC od 200 do 5000 kW. Dobór zbyt mocy elektrycznej elektrociepłowni ORC skutkuje spadkiem rocznej dyspozycyjności nawet do 50%. Powodem tego są ograniczenia technologiczne kogeneracji i występujące sytuacje, gdy minimalne obciążenie w sieci ciepłowniczej przewyższa wymagane minimum techniczne kotła biomasowego. Na rys. 6 i 7 przedstawiono wynikowy sumaryczny czas pracy kogeneracji dla przykładowych mocy generatora oraz dyspozycyjność źródeł ciepła dla pełnego zakresu dobranej mocy generatora.

Uruchomienie bloku elektrociepłowni może wywołać zmianę sposobu eksploatacji kotłowni węglowej. Na rys. 8 przedstawiono wyniki średniorocznych sprawności kotłowni węglowej przy pracy kogeneracji. Widać wyraźnie, że nadbudowa elektrociepłowni skutkuje spadkiem efektowności kotłów węglowych względem wartością przed dokonaną modernizacją. Przy doborze modułu ORC w zakresach 1000-1400 kW, spadek sprawności kotłowni jest nieznaczny.

Po realizacji zwiększeniu ulega rzeczywista sumaryczna ilość wyemitowanego dwutlenku węgla. Warto zwrócić uwagę, że zgodnie z obowiązującymi regulacjami dobór większej mocy kogeneracji biomasowej zmniejsza udział emisji CO2 z węgla, natomiast spalana biomasa traktowana jest jako paliwo zeromisyjne. Wykres ilości emisji CO2 z podziałem na blok węglowy i biomasowy dla danej mocy kogeneracji przedstawia rys. 9.

Wyniki optymalizacji mocy kogeneracji ORC pokazują, że zakres optymalnych wartości NPV jest dosyć szeroki (rys. 10). Inaczej mówiąc, można zarekomendować kilka wartości mocy ORC, dla których funkcja celu jest zbliżona do optymalnej. Optymalny zakres mocy generatora ORC przy maksymalnym wsparciu inwestycji oscyluje w przedziale 1200 – 2000 kW. Co istotne, w przypadku układu w Krośnie dobrana w roku 2011 moc układu znajduje się obecnie w obszarze rozwiązań

Fig. 5.
a) Electricity prices on the balancing market in 2018, b) anticipated electricity and CO2 price path

Fig. 6
: Annual working time of biomass cogeneration for different rated power of ORC

Fig. 7.
Annual availability of heat sources as a function of selected power of the ORC generator

Fig. 8.
Average annual efficiency of a coalfired boiler plant as a function of selected power of the ORC generator

Fig. 9.
Annual CO2 emissions as a function of the selected power of the ORC generator

optymalnych. Rekomendowane rozwiązania charakteryzują się długą dyspozycyjnością. Wielkość jednostki kogeneracyjnej powinna również dążyć do pokrycia podstawowego obciążenia cieplnego sieci ciepłowniczej w okresie letnim. Wyniki wykazały również, że projekty kogeneracji opalanych biomasą są nadal silnie uzależnione od wsparcia finansowego. Warianty bez wsparcia finansowego lub z częściowym finansowaniem są nieuzasadnione ekonomicznie lub znajdują się na granicy opłacalności. Jednym z mechanizmów wsparcia, który ma największy wpływ na opłacalność to system handlu emisjami. Do analizy założono również prognozowaną ścieżkę wartości cen energii elektrycznej i cen CO2 w systemie handlu emisjami. Na rys 9 przedstawiono uzyskane wyniki uwzględniając ceny stałe oraz prognozowane. Wyniki pokazują, że przyjęcie ścieżki cen energii elektrycznej i CO2 istotnie poprawiło wskaźniki ekonomiczne (rys. 11).

Podsumowanie

W pracy przedstawiono i omówiono kluczowe zagadnienia związane z pracą bloków elektrociepłowniczych opalanych biomasą, w których zastosowano technologię ORC. Chociaż technologia ta stanowi istotną alternatywę w zakresie wykorzystania lokalnie dostępnych zasobów biomasy, wciąż występują istotne bariery dla jej szerokiej implementacji rynkowej. Główną z nich są niskie wartości wskaźników opłacalności projektów inwestycyjnych przy obecnym poziomie cen paliw i energii. Pomimo znacznego wsparcia rozwoju tej technologii w latach minionych nie osiągnęła ona poziomu technologii konkurencyjnej, a projekty zakładające jej wykorzystanie wciąż wymagają znacznego dofinansowania. W uwarunkowaniach obecnych systemów wsparcia finansowego projektów w obszarze energetyki odnawialnej i kogeneracji istotne znacznie dla powodzenia projektu ma postać zaprojektowanego systemu technologicznego oraz sposób prowadzenia ruchu instalacji. W szczególności w studium wykonalności projektu powinna zostać uwzględniona zmienność parametrów pracy urządzeń w systemie technologicznym oraz strategia zarządzania produkcją ciepła i energii elektrycznej.

W pracy omówiono zagadnienie doboru wartości mocy kogeneracji biomasowej ORC, która jest zabudowana w istniejącej kotłowni węglowej, pracującej na potrzeby małej miejskiej sieci ciepłowniczej. Funkcją celu był wskaźnik ekonomiczny NPV. Wyniki analizy dowodzą, że przy odpowiednim doborze poszczególnych komponentów układu technologicznego oraz ich optymalnej integracji z istniejącym systemem ciepłowniczym możliwe jest uzyskanie korzystnych wskaźników opłacalności projektu. Jednakże należy mieć na uwadze, że projekt taki będzie się charakteryzować stosunkowo długim okresem zwrotu oraz podwyższonym poziomem ryzyka. Podsumowując, w

Fig. 10.
Results of the optimisation of ORC power selection for the different options of the support mechanisms

Fig. 11
: Results of ORC power selection optimization for the assumed electricity and CO2 price path

najbliższej przyszłości nie należy się spodziewać kontynuacji trendu ekspansji rozproszonych elektrociepłowni opalanych biomasą w technologii ORC, jaki obserwowano w Europie latach 2004 do 2014. Ma to głównie związek z obniżeniem intensywności wsparcia oraz utratą statusu technologii innowacyjnej. Z drugiej jednak strony, w przypadku dalszego wzrostu cen energii elektrycznej i cen uprawnień do emisji CO2, układy kogeneracyjne w technologii ORC mogą ponownie stać się istotną alternatywą technologiczną w zakresie wykorzystania lokalnie dostępnych zasobów biomasy w rozproszonych obiektach małej mocy.

L I T E R AT U R A

[1] Musiał A., Kalina J.: Wykorzystanie przemysłowej energii odpadowej do produkcji energii elektrycznej w układach ORC. INSTAL 5/2019.

[2] Tartière T.: ORC Market: A World Overview. Web project available at http://orc-worldmap. org/analysis.html

[3] Tartière T., Astolfi M.: A World Overview of the Organic Rankine Cycle Market. Proceedings of the IV International Seminar on ORC Power Systems, ORC2017, 13-15 September 2017, Milano, Italy. Energy Procedia 129 (2017), pp. 2–9.

[4] Ćwięka J.: Ciepłownictwo w poszukiwaniu najlepszych rozwiązań – Krosno postawiło na biomasę. INSTAL 5/2016.

[5] Kalina, J., Świerzewski, M., Strzałka, R., 2019, Operational experiences of municipal heating plants with biomass-fired ORC cogeneration units. Energy Conversion and Management, Vol. 181, p.544-561.

[6] Turboden srl. ORC standard units. Datasheet. www.turboden.com.

[7] International Finance Corporation (IFC) in partnership with Austrian Federal of Ministry of Finance, 2017, Converting Biomass to Energy – a Guide for Developers and Investors. Washington, D.C. June 2017. ifc.org.

[8] Kalina, J., Świerzewski M., 2019, Identification of ORC unit operation in biomass-fired cogeneration system. Renewable Energy. In Press, Accepted Manuscript, Available online 25 April 2019, doi.org/10.1016/j.renene. 2019.04.080.

[9] Świerzewski M., Kalina, J., Implementation of heat storage and network water cooler for improvement of energy and economic performance of municipal heating plant with biomass fired cogeneration module. Journal of Power Technologies 2019 vol. 99 iss. 2, s. 131-141, bibliogr. 12 poz.

[10] https://rynek-bilansujacy.cire.pl/st,17,107, me,0,0,0,0,0,ceny-energii-na-rb.html

[11] Schnell C., Roszkowski M., Instytut Jagieloński: ceny energii. Trwały wzrost cen energii zmieni dopiero modifikacja polskiego miksu energetycznego. Czy stać nas na marnowanie czasu? Warszawa 2018.

[12] Long-Term Carbon Price Forecast Report. Submitted to: Ontario Energy Board Submitted by: ICF Consulting Canada, Inc. May 31, 2017 Updated on July 19, 2017.

[13] Luckow P., Stanton E.A., Fields S., Ong W., Biewald B., Jackson S., Fisher J.: Spring 2016 National Carbon Dioxide Price Forecast. Updated March 16, 2016. Raport agencji Synapse Energy Economics Inc. www.synapse- energy.com.

9 October 2019

Diagnosis as the basis for the modernization decision of district heating network

diagnostics, district heating, thermography

Wprowadzenie

Głównym zadaniem służb eksploatacyjnych systemu ciepłowniczego jest zapewnienie ciągłej i bezpiecznej dostawy ciepła do odbiorców poprzez utrzymanie właściwej sprawności majątku przy optymalnych kosztach. W celu zagwarantowania należytego stanu technicznego sieci ciepłowniczej niezbędne jest realizowanie działań remontowych i modernizacyjnych tych elementów, których zły stan techniczny rzutuje negatywnie na pracę systemu.

Aby podejmować właściwe decyzje dotyczące działań remontowych lub modernizacyjnych i zapewnić właściwe zużytkowanie przeznaczonych na nie środków, konieczne jest właściwe zaplanowanie i przeprowadzenie procesu diagnostyki. Należy zdawać sobie sprawę, że przeprowadzenie diagnostyki całości sieci przy użyciu precyzyjnych i czasochłonnych metod wymaga dużych nakładów czasowych i finansowych, w związku z czym nie jest uzasadnione ekonomicznie. Zachodzi więc konieczność zawężenia obszarów poddanych szczegółowym inspekcjom. Możliwe jest to bądź na podstawie metod pozwalających stosunkowo szybko zgrubnie zdiagnozować większy obszar sieci (np. obloty termowizyjne), bądź na podstawie przeprowadzonej analizy, mającej za zadanie wytypowanie odcinków o zwiększonym ryzyku wystąpienia awarii i o dużym znaczeniu dla właściwego funkcjonowania całości systemu ciepłowniczego.

Podejście Veolia Energia Warszawa do diagnostyki

Warszawski system ciepłowniczy to największy system ciepłowniczy w Unii Europejskiej i czwarty co do wielkości na świecie. Długość sieci wynosi ok. 1800 km, z czego około połowa to sieci wykonane w technologii tradycyjnej, a połowa to sieci preizolowane. W skład systemu wchodzi także ok. 6500 komór ciepłowniczych i studni. Utrzymanie tak rozległego systemu w należytym stanie technicznym stanowi duże wyzwanie i kluczowe jest właściwe dysponowanie dostępnymi zasobami.

Dla usprawnienia procesu zarządzania majątkiem i eksploatacją sieci ciepłowniczych Grupa Veolia Polska wdrożyła do stosowania metodykę SDM. Podstawą oceny poszczególnych odcinków sieci jest określenie liczby punktów, przyznawanych dla mierzalnych kryteriów. Są to między innymi:

znaczenie dla systemu,
moc zamówiona obiektów pozbawionych dostawy ciepła w przypadku wystąpienia awarii,
liczba awarii na danym odcinku, z ostatnich 5 lat, w przeliczeniu na 1 km sieci,
lokalizacja sieci (pod drogami, torowiskami),
występowanie prądów błądzących,
wysoki poziom wód gruntowych.

Metodyka SDM kwantyfikuje powyższe czynniki i pozwala na uzyskanie oceny punktowej dla każdego z odcinków sieci. Otrzymany w ten sposób ranking, oprócz głównego celu, tj. optymalnego planowania remontów, ma różnorakie zastosowanie dla celów operacyjnych Spółki i jednym z nich jest wsparcie przy tworzeniu planu diagnostyki. Ostateczna decyzja o włączeniu odcinków do planu diagnostyki zapada na podstawie czterech kryteriów:

ranking sieci SDM,
wyniki oblotów termowizyjnych,
odcinki, które były typowane do remontu na bieżący rok i dla których zadanie remontowe nie zostanie zrealizowane,
odcinki wskazane przez służby eksploatacyjne w oparciu o wiedzę ekspercką.

Na ich podstawie wybierane są odcinki i tworzony jest harmonogram diagnostyki. Działania diagnostyczne prowadzone przez Veolia Energia Warszawa można podzielić na dwie grupy:

Przeglądy: cyklicznie prowadzone oględziny stanu infrastruktury ciepłowniczej.
Badania diagnostyczne: działania i badania nieniszczące pozwalające na wykrycie uszkodzeń i awarii sieci ciepłowniczych.

Dla wytypowanych odcinków w zależności od ich charakterystyki wybierane są odpowiednie metody diagnostyki, pośród których znajdują się następujące badania diagnostyczne wykonywane przez Sekcję Detekcji Ubytków:

inspekcja robotem kanałów ciepłowniczych,
badania rurociągów metodami akustycznymi (geofon, korelator),
badania przy użyciu kamery termowizyjnej.

Podejście Veolia Energia Warszawa do diagnostyki zakłada, że w przypadku stwierdzenia awarii za pomocą jednego badania dąży się do przebadania podejrzanego odcinka możliwie największą liczbą stosowanych metod, aby potwierdzić wskazanie. Pozwala to na zwiększenie dokładności wskazania poprzez eliminację błędu ludzkiego przy interpretacji wskazań lub zakłóceń wpływających na dokładność wskazań pojedynczej metody, dzięki czemu unika się wykonywania niepotrzebnych odkrywek sieci i w rezultacie zmniejsza się koszty usunięcia awarii.

Inspekcje robotem

W sieciach kanałowych jednym z głównych czynników doprowadzających do powstawania awarii jest zły stan techniczny kanału – rozszczelnienia konstrukcji kanału umożliwiają wnikanie do wnętrza wody gruntowej, która wywołuje korozję rurociągów doprowadzającą finalnie do rozszczelnienia sieci. Również zły stan podpór i punktów stałych przyspiesza degradację samego rurociągu i może doprowadzić do powstania awarii. Bez zastosowania specjalistycznego sprzętu jedyną możliwością oceny stanu technicznego kanału i elementów sieci w kanałach nieprzechodnich jest wykonanie odkrywki kontrolnej, jednak jest to działanie czasochłonne i kosztowne, dodatkowo nie pozwala na uzyskanie wiedzy na temat stanu konstrukcji kanału i rurociągów na całej długości badanego odcinka.

Aby umożliwić ocenę odcinków sieci kanałowych nieprzechodnich, Veolia Energia Warszawa przeprowadza inspekcje przy użyciu samojezdnego robota wyposażonego w kamerę, dzięki czemu możliwa jest ocena stanu rurociągów i kanału bez konieczności wykonywania odkrywek kontrolnych. Podczas pomiaru wykonywany jest pomiar przejechanej odległości, dzięki czemu dla każdej stwierdzonej nieprawidłowości możliwe jest precyzyjne wskazanie miejsca, w którym ją stwierdzono. Pozwala to na dokładne zaplanowanie prac modernizacyjnych i precyzyjne wykonanie odkrywki dokładnie w miejscu powstania nieprawidłowości celem jej usunięcia.

Z uwagi na wymiary robota i rozmieszczenie infrastruktury ciepłowniczej w kanale (rozstaw podpór) przeprowadzenie inspekcji jest możliwe dla odcinków sieci o średnicy co najmniej DN350 lub większej. Maksymalny pojedynczy przejechany odcinek wynosi ok. 150 metrów. Oprócz tego głównym ograniczeniem możliwości przeprowadzenia inspekcji przy wykorzystaniu robota jest czas trwania – średnio możliwe jest wykonanie 2–3 inspekcji dziennie w zależności od rozlokowania miejsc inspekcji. Rocznie wykonywane jest ok. 100 inspekcji i przejeżdżane jest ok. 5 km sieci. Wartość ta mogłaby być wyższa, jednak średnio przejeżdżane jest ok. 55% założonej długości – często na drodze robota spotykane są przeszkody uniemożliwiające dalszy przejazd, takie jak przemurowanie/przewężenie kanału, leżące kawałki gruzu, izolacji, śmieci itp. Z uwagi na te ograniczenia podstawowe przeznaczenie robota to inspekcja magistral, których ciągłość działania jest kluczowa dla poprawnej pracy systemu i dla których z uwagi na średnice rurociągów rozmiar kanałów jest wystarczający do zapewnienia przejezdności robota.

Znakomita większość zaobserwowanych nieprawidłowości dotyczy stanu technicznego kanałów ciepłowniczych i podpór. Najczęstsze defekty to korozja zbrojenia stropu lub pęknięcie betonowej podstawy podpory. Dzięki inspekcjom można rocznie wykryć ponad 100 defektów, których stan należy monitorować w następnych latach lub które wymagają pilnej naprawy.

Fig. 1.>br/> Pipeline support deployment

Fig. 2.
Defect of channel ceiling

Badania akustyczne

Głównym zastosowaniem narzędzi do badań akustycznych, tj. geofonu i korelatora, jest lokalizowanie awarii, jednak w ostatnich latach włączono te metody również do sprawdzania „podejrzanych” odcinków sieci w ramach planu diagnostyki.

Geofon służy do zlokalizowania wycieku na podstawie szumu powstającego podczas wypływu wody z rurociągu. Kluczową sprawą przy przeprowadzaniu badania jest zidentyfikowanie charakterystycznego szumu przecieku – jest to cecha indywidualna każdego wycieku, zależna od takich parametrów, jak: ciśnienie panujące w sieci, kształt oraz rozmiar nieszczelności, czas istnienia przecieku czy poziom zalania kanału, decydującą rolę w zidentyfikowaniu szumu przecieku odgrywają więc doświadczenie oraz umiejętności operatora geofonu.

Korelator również bazuje na szumie powstającym podczas wycieku: rejestruje się dźwięk na dwóch końcach badanego odcinka i na podstawie przesunięcia czasowego zarejestrowanych sygnałów i parametrów badanego odcinka (średnica, długość, materiał) określa się lokalizację miejsca powstania nieszczelności.

Należy brać jednak pod uwagę, że metody akustyczne są bardzo wrażliwe na zewnętrzne zakłócenia, pochodzące zarówno od infrastruktury ciepłowniczej (regulatory, pompy obiegowe w węzłach), jak i czynników zewnętrznych (duże natężenie ruchu samochodowego, kolizje z kablami energetycznymi i przewodami gazowymi). Przykładowo w przypadku badania korelatorem sieci rozdzielczych lub przyłączy, konieczne jest wyłączenie pomp w węzłach na czas przeprowadzania pomiarów, gdyż generowany przez nie sygnał akustyczny propaguje się wzdłuż sieci i zagłusza szum wycieku. W wyniku tego urządzenie interpretuje najgłośniejsze źródło dźwięku, tj. urządzenia węzła, jako źródło wycieku i lokalizuje awarię poza mierzonym odcinkiem. W związku z tym kluczową kwestią przy stosowaniu badań akustycznych do lokalizowania awarii jest doświadczenie operatorów urządzeń przeprowadzających badanie.

Przy ocenie przydatności metod pod kątem diagnostyki rurociągów należy brać pod uwagę, że przy użyciu geofonu i korelatora możliwe jest jedynie uzyskanie informacji na temat istnienia ewentualnego wycieku, nie jest natomiast możliwe uzyskanie większej ilości informacji dotyczących stanu technicznego badanych rurociągów. W związku z tym rekomendowane jest traktowanie ich przede wszystkim w przypadku podejrzenia istnienia wycieku, jako uzupełnienie lub weryfikację pozostałych metod diagnostycznych i przeglądów.

Termowizja

W latach 2016–2018 na zlecenie Veolii Energia Warszawa wykonano serię oblotów lotniczych z kamerą termowizyjną mającą na celu uzyskanie termogramu całej warszawskiej sieci ciepłowniczej. Otrzymane w ten sposób zdjęcia termowizyjne zostały nałożone na model sieci w GIS, a następnie przeanalizowane w celu identyfikacji miejsc o podwyższonej temperaturze gruntu sugerujące pogorszony stan techniczny sieci. W toku analizy każdej stwierdzonej anomalii przypisano jedną z trzech kategorii:

Kategoria 1: podejrzewane znaczne uszkodzenie izolacji termicznej lub znaczący wyciek wody sieciowej;
Kategoria 2: podejrzewane uszkodzenie izolacji termicznej lub niewielki wyciek wody sieciowej;
Kategoria 3: nieznaczne anomalie.

Doświadczenia praktyczne z analizy anomalii widocznych na zdjęciach termowizyjnych sieci wskazują, że metoda ta pozwala na zdiagnozowanie nieprawidłowości zarówno dla sieci tradycyjnych, jak i preizolowanych układanych bezpośrednio w gruncie. Możliwe jest zidentyfikowanie nieprawidłowości, które nie są widoczne podczas przeglądów komór i studni.

Na termogramie rys.4 przedstawiono fragment sieci tradycyjnej DN150, dla której stwierdzono anomalię i zakwalifikowano ją do kategorii 1. Widoczne jest znaczne wygrzanie gruntu na odcinku z samokompensacją U-kształtową pomiędzy dwoma punktami stałymi. W ramach prac diagnostycznych zdecydowano o zbadaniu tego odcinka sieci, wykorzystano metody akustyczne: geofon i korelator. Wskazania obydwu badań były zbieżne i zlokalizowały awarię na jednym z łuków kompensatora. Po wykonaniu odkrywki we wskazanym miejscu stwierdzono rozległą korozję powierzchniową, powstałą przez wodę opadową dostającą się do kanału poprzez nieszczelności spoin pomiędzy łupinami. Woda z wycieku nie pojawiała się w żadnej z komór ciepłowniczych położonych najbliżej miejsca wycieku z uwagi na fakt, że nieszczelność powstała na odcinku pomiędzy dwoma punktami stałymi, które zatrzymywały wyciekającą wodę.

Na termogramie rys. 5 przedstawiono fragment sieci preizolowanej, dla której stwierdzono anomalię i zakwalifikowano ją do kategorii 2. Widać wygrzanie gruntu pomiędzy dwoma łukami, widoczne na termogramie jedynie częściowo z uwagi na samochody zaparkowane nad siecią. W ramach prac diagnostycznych zdecydowano o zbadaniu tego odcinka sieci. Badania akustyczne nie dały jednoznacznych rezultatów, w związku z czym dla potwierdzenia wskazań badania termowizyjnego i geofonu przeprowadzono badanie pętli alarmowej, w której znajdował się „podejrzany” fragment – uzyskano odczyt wskazujący na duże zawilgocenie, lokalizacja zawilgocenia była zbliżona do miejsca wygrzania gruntu. Po wykonaniu odkrywki sieci potwierdzono wskazania diagnostyczne: analizowany odcinek sieci preizolowanej przebiegał w śladzie starej sieci, częściowo w pozostałościach kanału. Do pozostałości kanału wnikała duża ilość wody gruntowej, która przedostała się do izolacji rury preizolowanej poprzez nieszczelność jednej z muf. Zidentyfikowanie anomalii w postaci wygrzania gruntu i potwierdzenie jej przy pomocy badania akustycznego i pomiaru pętli alarmowej pozwoliło na likwidację usterki przed powstaniem perforacji rury przewodowej.

Poza zdjęciami termowizyjnymi wykonywanymi z oblotów na potrzeby diagnostyczne stosowana jest także ręczna kamera termowizyjna, jednak używana jest ona nie w procesie diagnostycznym, a do lokalizowania awarii. Wynika to z faktu, że działania diagnostyczne wykonywane są w okresie marzec–sierpień, tj. w okresie, w którym warunki zewnętrzne nie pozwalają na skuteczne wykorzystanie kamery termowizyjnej. Tym niemniej w sezonie grzewczym ręczna kamera termowizyjna pozwala na weryfikowanie wskazań geofonu i korelatora, tym samym przyczynia się do zwiększenia trafności lokalizowania awarii. Należy mieć przy tym na względzie, że woda z nieszczelności może wydostawać się w miejscu innym niż źródło wycieku. Także w przypadku silnie rozwiniętego wycieku badanie kamerą termowizyjną nie będzie pomocne – w przypadku wypełnienia wodą większego obszaru kanału stwierdzi się wygrzanie gruntu na całym zalanym odcinku.

Fig. 3. ,
DHN thermography – examples of anomalies for each category kategorii

Fig. 4.
Increased temperature of the ground above channel pipelines between two fixing points

Fig. 5.
Increased temperature of the ground above preinsulated pipeline with damaged coat

Fig. 6.
Increased temperature of the ground above

Podsumowanie

Na przykładzie warszawskiego systemu ciepłowniczego można zauważyć korelację pomiędzy zintensyfikowaniem działań diagnostycznych i zwiększeniem liczby prewencyjnych działań modernizacyjnych, a zmniejszaniem się wartości podstawowych wskaźników operacyjnych związanych z awaryjnością systemu, tj. rocznej krotności wymian zładu i rocznej liczby awarii. Cele stawiane przed służbami eksploatacyjnymi, tj. konsekwentna minimalizacja strat wody sieciowej i zmniejszanie awaryjności systemu, wiążą się nierozerwalnie ze zwiększaniem zakresu badań diagnostycznych i narzędzi do zdalnego monitoringu stanu technicznego sieci.

Veolia Energia Warszawa planuje w przyszłym roku rozpocząć montaż urządzeń do zdalnego monitoringu pętli alarmowych rurociągów preizolowanych, co w perspektywie najbliższych kilku lat pozwoli na zdalny nadzór do 50% całości sieci. Prowadzone są również prace badawczo–rozwojowe mające na celu stworzenie rozwiązania do zdalnego monitoringu sieci wykonanych w technologii tradycyjnej oraz do rozwoju i wdrożenia nowych metod diagnostycznych do badania sieci in situ.

Oczekiwany rezultat kompleksowego podejścia do działań diagnostycznych i prewencyjnych, tj. wdrażania nowych metod i stosowania metodyki SDM do porównywania i priorytetyzacji zadań, to dalsze konsekwentne zwiększanie efektywności energetycznej systemu ciepłowniczego przy utrzymaniu optymalnego poziomu nakładów na modernizację sieci.