energy efficiency

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.

11 December 2019

Optimization of heating network operation parameters

energy efficiency, heating, optimization, regulatory tables

Wprowadzenie

Dążenie do poprawy efektywności energetycznej systemów ciepłowniczych nie powinno wzbudzać wątpliwości. Jest to jednak proces złożony, mający wiele uwarunkowań zarówno technicznych jak i ekonomicznych. Często istotne są też aspekty prawne i organizacyjne, a nawet polityczne (!). System ciepłowniczy to połączone ze sobą urządzenia składające się na źródła ciepła, sieci przesyłowe, węzły ciepłownicze i instalacje odbiorcze. Nie ulega wątpliwości, że poprawa sprawności lub sposobu wytwarzania ciepła będzie korzystna dla całego systemu, jednak już zmiany parametrów nośnika ciepła muszą uwzględniać wpływ na pozostałe elementy systemu. Podobnie będzie w przypadku modernizacji sieci przesyłowych gdzie poprawa izolacyjności jest w oczywisty sposób korzystna, ale już zmiana średnicy musi uwzględniać zarówno obecne jak i przyszłe uwarunkowania. Zawsze musimy postrzegać system ciepłowniczy jako całość, gdyż zmiany wprowadzane w każdym z jego elementów mogą mieć wpływ na pracę pozostałych. Nie wszystko co poprawia efektywność w zakresie odbioru ciepła przełoży się na oszczędność energii pierwotnej w odniesieniu do źródła, które np. wytwarza ciepło w kogeneracji. Przyłączenie nowego źródła, nawet najbardziej sprawnego i ekologicznego, może spowodować, że w pozostałych pogorszyły się warunki do efektywnej pracy. Obniżenie temperatury nośnika ciepła spowoduje zmniejszenie strat na przesyle, ale jednocześnie wzrost zużycia energii na pompowanie wskutek wzrostu przepływu. Takich przykładów można przytoczyć wiele. Złożoność całego procesu pogłębia fakt, że często mamy do czynienia z różnymi właścicielami każdego z elementów systemu, a ich interesy nie zawsze są spójne. Dlatego każde działanie, które w efekcie ma istotnie usprawnić pracę systemu ciepłowniczego i doprowadzić do zmniejszenia jednostkowego zużycia energii pierwotnej, powinno być poprzedzone pełną i staranną analizą uwarunkowań oraz audytem efektywności energetycznej.

Standardy jakościowe dostawy ciepła

Standardy jakościowe dostawy ciepła przez wytwórcę do przedsiębiorstwa energetycznego oraz przez przedsiębiorstwo energetyczne do odbiorców reguluje umowa sprzedaży ciepła, która standardowo zawiera wymagania zgodne z przepisami ustawy Prawo energetyczne [1]; [2]. W szczególności w zakresie dotrzymania parametrów dostawy i ewentualnych bonifikat ma zastosowanie §25 ust.1 i 2 Rozporządzenia systemowego oraz §38 Rozporządzenia taryfowego.

Standardy jakościowe obsługi odbiorców obejmują warunki sprzedaży ciepła w zakresie zapewnienia obliczeniowego natężenia przepływu nośnika ciepła, dotrzymywania parametrów nośnika ciepła, dostarczenia mocy, rozpoczęcia i przerwania dostarczania ciepła w celu ogrzewania i wentylacji, planowanych przerw w dostarczaniu ciepła w okresie letnim. Zaliczamy do nich również warunki wstrzymania dostarczania ciepła do odbiorców oraz dotrzymywanie terminów załatwiania interwencji, skarg i zażaleń. Istotna z punktu widzenia tematu niniejszego artykułu jest kwestia zawiadamiania odbiorców o planowanych zmianach warunków dostarczania ciepła, które wymagają dostosowania instalacji odbiorczych do nowych warunków.

W niniejszym artykule autorzy skupiają się na opisie optymalizacji pracy sieci ciepłowniczej w zakresie obniżenia parametrów temperaturowych. Potencjał do obniżenia temperatury zasilania systemu ciepłowniczego można wykorzystać poprzez jej optymalizację dla aktualnych standardów jakościowych jak i poprzez zmianę tych standardów.

Rys. 1
Podział Polski na strefy klimatyczne

Rys. 2
Rzeczywiste parametry nośnika ciepła na wyjściu ze źródła na tle krzywej grzewczej

Zgodnie z Rozporządzeniem systemowym odchylenie temperatury nośnika ciepła dostarczanego do węzła cieplnego w stosunku do tabeli regulacyjnej nie powinno przekraczać w sieciach gorącej wody: +2 % i – 5 %, pod warunkiem, że temperatura wody zwracanej z węzła cieplnego do sieci ciepłowniczej jest zgodna z tabelą regulacyjną, z tolerancją +7 % i – 7 %. Zwykle zapisy umów z odbiorcami powielają ten zapis.

Odniesieniem dla wymaganych parametrów temperaturowych dostawy ciepła jest tzw. tabela regulacyjna, która zawiera przedstawioną w postaci tabeli lub na wykresie (krzywa grzewcza) zależność temperatury nośnika ciepła od warunków atmosferycznych. Warunki atmosferyczne mogą być zdefiniowane jako temperatura zewnętrzna lub poprzez tzw. współczynnik obciążenia φ, uwzględniający dodatkowo nasłonecznienie i prędkość wiatru. Najczęściej stosowane są tabele uproszczone zawierające zależność temperatury zasilania od temperatury zewnętrznej. Tabele regulacyjne obejmują zakres od temperatury przyjętej umownie jako nie wymagającej ciągłego dostarczania ciepła w celu ogrzewania obiektów do temperatury obliczeniowej dla danej strefy klimatycznej (rys.1) lub dla współczynnika obciążenia φ w zakresie 0 ÷ 1. W Polsce wyszczególnionych jest 5 stref klimatycznych, dla których temperatury obliczeniowe to odpowiednio – 16, – 18, – 20, – 22 i – 24oC.

Parametry nośnika ciepła na zasilaniu i powrocie sieci ciepłowniczej w warunkach obliczeniowych są określone w tabeli jako maksymalne i nazywane parametrami obliczeniowymi. Dla warunków i parametrów obliczeniowych przeprowadza się wymiarowanie urządzeń wykorzystywanych w systemach ciepłowniczych oraz przeprowadza obliczenia cieplne ogrzewanych budynków. Są one istotne nie dlatego, że występują często w sieciach cieplnych, ale dlatego, że wykorzystuje się je w projektowaniu.

Rzeczywiste temperatury nośnika ciepła na wyjściu ze źródeł są wynikiem uzgodnień pomiędzy operatorami sieci i źródła. Zwykle w systemach ciepłowniczych mamy do czynienia z tzw. zadawaniem parametrów przez operatora sieci i ich realizacją przez operatora źródła. Przedsiębiorstwa ciepłownicze regulują zasady zadawania temperatur w umowach z wytwórcami lub poprzez instrukcje wewnętrzne. W praktyce, w szczególności temperatura zasilania sieci, nie jest zadawana i realizowana w sposób optymalny. W uproszczeniu możemy to ocenić analizując rozkład rzeczywistych temperatur zasilania sieci w zależności od temperatury zewnętrznej na tle krzywej grzewczej (rys. 2). Wyraźnie widać, że temperatura zasilania jest najczęściej wyższa niż wymagana.

Należy zdefiniować co oznacza termin optymalna temperatura zasilania. Z naszego punktu widzenia jest to najniższa temperatura na wyjściu ze źródła ciepła, która zapewni spełnienie standardów jakościowych pracy we wszystkich punktach odbioru bez względu na czas dopływu nośnika ciepła do konkretnego węzła.

Standardy jakościowe dostawy ciepła powinny być dotrzymane w odniesieniu do aktualnie obowiązujących tabel regulacyjnych, które też niekoniecznie są optymalne. Optymalizacja tabel regulacyjnych jest przedsięwzięciem złożonym i wymaga wnikliwej analizy systemu ciepłowniczego jako całości. Prawidłowy dobór parametrów dostawy musi uwzględniać uwarunkowania formalno – prawne i techniczne. Dotyczy to w równym stopniu źródeł ciepła, sieci przesyłowych, węzłów cieplnych i instalacji odbiorczych.

W dalszej części niniejszego artykułu przytoczono uwarunkowania i spodziewane efekty zarówno optymalizacji parametrów jak i optymalizacji tabel regulacyjnych.

Optymalizacja parametrów

Zakłada się, że wskutek optymalizacji zadawania parametrów dla źródeł ciepła uzyska się obniżenie średniej temperatury zasilania i powrotu sieci. Optymalizacja polega na obliczeniu minimalnej zadanej temperatury zasilania dla źródła w taki sposób, że spełnione będą standardy jakościowe dostawy ciepła do odbiorców we wszystkich punktach sieci bez względu na czas transportu nośnika ciepła do tych odbiorców.

Do optymalizacji temperatury służy narzędzie informatyczne TERMIS produkcji Schneider Electric. Narzędzie wykorzystuje model sieci zbudowany na bazie aktualnej geometrii z uwzględnieniem charakterystyki hydraulicznej i termodynamicznej przewodów. Na podstawie zbudowanego i skalibrowanego modelu matematycznego sieci ciepłowniczej oraz 24 godzinnej prognozy obciążenia, narzędzie dobiera optymalne parametry zasilania oraz wylicza pozostałe parametry dostawy. Jednocześnie w czasie rzeczywistym, na bazie danych pomiarowych, kontrolowane są wskazane punkty krytyczne w sieci pod względem spełnienia zadanych kryteriów jakościowych rys.3.

Efektem pracy optymalizatora dla pracy węzła cieplnego jest maksymalne zbliżenie temperatury zasilania do dolnej granicy korytarza tolerancji rys. 4.

Na rys. 5 pokazano na przykładzie rzeczywistego węzła cieplnego efekt pracy optymalizatora. Na wykresie uporządkowanym po temperaturze zewnętrznej widać odchyłki rzeczywistej temperatury zasilania względem korytarza tolerancji. Wyliczano również średnią temperaturę zasilania przy temperaturze zewnętrznej 2oC w okresie bez i z optymalizatorem. Uzyskano obniżenie średniej temperatury zasilania aż o 2,9oC.

Rys. 3
Proces optymalizacji TERMIS Optymalizator Temperatury

Rys. 4
Efekt pracy optymalizatora dla pracy węzła cieplnego

Rys. 5
Przykład pracy rzeczywistego węzła bez optymalizatora i z optymalizatorem

Średnia temperatura dla całego okresu grzewczego w przeliczeniu na rok standardowy obniżyła się z 81,5oC w sezonie 2015/2016 na 76,0oC w sezonie 2017/2018. Obniżenie wyniosło zatem 5,5oC.

Oszczędność energii związana z obniżeniem średniej temperatury zasilania w sezonie grzewczym, będzie tym większa im mniej optymalnie była prowadzona sieć przed wdrożeniem narzędzi optymalizacyjnych.

Obliczeniu podlega efekt zmniejszenia strat ciepła na przesyle, będący następstwem obniżenia średniej temperatury zasilania sezonu grzewczego, wskutek optymalizacji, w odniesieniu do roku standardowego.

Optymalizacja tabeli regulacyjnej

Zakłada się, że wskutek zmiany tabeli regulacyjnej dla źródeł ciepła uzyska się obniżenie średniej temperatury zasilania i powrotu sieci w okresie ogrzewania. Zmiana tabeli polega na obniżeniu zarówno parametrów obliczeniowych w sieci odniesionych do konkretnej strefy klimatycznej, jak i całego przebiegu zależności temperatury zasilania i powrotu sieci od warunków atmosferycznych rys. 6.

Działanie takie poprzedzone jest szczegółową analizą rzeczywistych parametrów nośnika i wyznaczeniem wariantów zmiany tabeli regulacyjnej do szczegółowych obliczeń. Sprawdzane są również wszelkie uwarunkowania formalno-prawne i organizacyjne. Następnie przeprowadzana jest weryfikacja za pomocą modelu sieci TERMIS off-line. Określa się wpływ zmiany tabeli regulacyjnej na pracę źródeł ciepła, sieci ciepłowniczej i węzłów cieplnych. Oceniany jest wpływ zmiany tabeli regulacyjnej dla źródeł na tabele regulacyjne instalacji wewnętrznych odbiorców ciepła. W szczególności sprawdzane jest wypełnienie jakościowych standardów dostaw ciepła po zmianie tabeli regulacyjnej. Dokonywana jest również ocena wpływu zmiany tabeli regulacyjnej na wymiarowanie urządzeń w instalacjach istniejących i nowo projektowanych.

Obliczeniu podlega efekt zmniejszenia strat ciepła na przesyle, będący następstwem obniżenia średniej temperatury zasilania i powrotu sezonu grzewczego, wskutek zmiany tabeli regulacyjnej, w odniesieniu do roku standardowego.

Rys. 6
Przykład zmiany wykresu regulacyjnego

Tabela 1.
Podsumowanie kosztów i korzyści

Dokładne zwymiarowanie efektów z oszczędności energii i kosztów związanych z dostosowaniem systemu ciepłowniczego do nowych warunków pracy pozwala na kompletną analizę techniczno – ekonomiczną przedsięwzięcia.

Istotną okolicznością związaną z wdrożeniem zarówno optymalizacji parametrów jak i optymalizacji tabel jest możliwość uzyskania świadectw efektywności energetycznej. Efekty można rozliczyć w ramach obowiązku uzyskania oszczędności energii zgodnie z Ustawą o efektywności energetycznej z dnia 20 maja 2016 roku (Dz. U. 2016 poz. 831 ze zm.).

Przedsięwzięcia tego rodzaju są wymienione w Załączniku do obwieszczenia Ministra Energii z dnia 23 listopada 2016 r. (poz. 1184) [3] „Szczegółowy wykaz przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej” ust. 5. Przedsięwzięcia służące poprawie efektywności energetycznej w zakresie ograniczeń strat: pkt. 4). w sieciach ciepłowniczych, w tym dokonując: lit. c). zmiany parametrów pracy sieci ciepłowniczej lub sposobu regulacji tej sieci, lit. e). wprowadzenia lub rozbudowy systemu monitoringu i sterowania pracą sieci ciepłowniczej.

Autorzy artykułu realizując szereg wdrożeń w zakresie narzędzi do zarządzania pracą sieci ciepłowniczej posiadają bardzo duże doświadczenie w obszarze optymalizacji parametrów dostawy ciepła. Współpracujemy z niezależnymi ekspertami, praktykami w dziedzinie ciepłownictwa i energetyki oraz z firmami audytorskimi realizującymi projekty związane z poprawą efektywności energetycznej. Poniżej przedstawiamy, jak naszym zdaniem powinien wyglądać proces obniżenia parametrów dostawy ciepła.

Pierwszym krokiem powinno być wykonanie analizy uwarunkowań dla zmiany tabel regulacyjnych w miejskim systemie ciepłowniczym i potencjału optymalizacji.

Celem wykonania analizy wstępnej jest identyfikacja uwarunkowań prawnych, organizacyjnych i technicznych oraz oszacowanie nakładów pracy, kosztów i korzyści wynikających ze zmiany tabel regulacyjnych i optymalizacji pracy sieci.

Efektem analizy jest wskazanie czynności jakie należy wykonać w celu określenia zakresu rzeczowego oraz nakładów finansowych na dostosowanie sieci i węzłów do planowanych zmian.

Jednocześnie należy ocenić potencjał optymalizacji parametrów i oszacować korzyści z tytułu poprawy efektywności energetycznej przy zastosowaniu narzędzi informatycznych do optymalizacji pracy sieci.

W ramach analizy wstępnej należy również dokonać oceny zasobów w przedsiębiorstwie w zakresie niezbędnym do zwymiarowania działań koniecznych do podjęcia w trakcie realizacji projektu zmiany tabel regulacyjnych i późniejszego nadzoru nad pracą sieci.

W celu oszacowania potencjalnych korzyści związanych z poprawą efektywności energetycznej, w związku z obniżeniem parametrów i optymalizacją pracy sieci, niezbędne jest wykonanie Audytu efektywności energetycznej przedsięwzięcia polegającego na zmianie parametrów pracy sieci ciepłowniczej, sposobu regulacji tej sieci oraz rozbudowy systemu monitoringu i sterowania. Istotne jest wypracowanie prawidłowej i akceptowalnej metodyki obliczenia oszczędności energii.

Celem sfinalizowania efektów należy sporządzić i złożyć do rozpatrzenia przez Prezesa URE kompletny wniosek o uzyskanie świadectwa efektywności energetycznej, o którym mowa w art. 20 ust. 1 Ustawy o efektywności energetycznej z dnia 20 maja 2016 roku (Dz. U. 2016 poz. 831).

Opisane powyżej działania są przedmiotem wspólnej oferty firm Kelvin sp. z o.o., Narodowej Agencji Poszanowania Energii S.A. oraz firmy Termoptima. Zainteresowanych wdrożeniem omawianych rozwiązań prosimy o kontakt: Kelvin Sp. z o.o.

Podsumowanie

Szeroko rozumiana optymalizacja parametrów dostawy ciepła jest obecnie jednym z głównych elementów decydujących o docelowym kształcie systemów ciepłowniczych. Sieci niskotemperaturowe umożliwiają wykorzystanie ciepła odpadowego i rozwój systemów prosumenckich. Zmiany te powinny zachodzić możliwie najbardziej ewolucyjnie. Odkładanie pewnych działań na później powoduje, że gotowość do tych zmian jest coraz mniejsza. Związane jest to z realizowanymi przez większość przedsiębiorstw ciepłowniczych modernizacjami systemów, które mogłyby uwzględniać w projektowaniu ich dostosowanie do nowych warunków pracy. Jeśli tak się nie stanie to w przyszłości będzie konieczna przebudowa nowych odcinków sieci i węzłów, aby je odpowiednio przystosować do zmian. Warto już teraz zrobić krok w dobrą stronę, gdyż stanie w miejscu jest w tym przypadku niestety cofaniem.

Przepisy prawa przywołane w tekście:

1. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 15 stycznia 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemów ciepłowniczych (Dz. U. z 2007 r. Nr 16, poz. 92)

2. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 22 września 2017 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło (Dz. U. z 2017 r., poz. 1988)

3. Ustawa o efektywności energetycznej z dnia 20 maja 2016 roku (Dz. U. 2016 poz. 831 ze zm.) tekst jednolity: Obwieszczenie Marszałka Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 22 lutego 2019 r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu ustawy o efektywności energetycznej (Dz.U. 2019 poz. 545).

4. Obwieszczenie Ministra Energii z dnia 23 listopada 2016 r. w sprawie szczegółowego wykazu przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej (Monitor Polski 2016 poz. 1184)

L I T E R AT U R A

[1] SEKRET R.: Obniżenie parametrów temperaturowych miejskiej sieci ciepłowniczej, Nowoczesne Ciepłownictwo, Maj 2, 2019, http://nowoczesnecieplownictwo. pl/obnizenie-parametrow- temperaturowych-miejskiej-siecicieplowniczej/

O autorach:

mgr inż. Michał Świątecki – Usługi Inżynierskie TERMOPTIMA niezależny ekspert z zakresu ciepłownictwa i energetyki

Absolwent wydziału Mechaniczno-Energetycznego Politechniki Wrocławskiej, gdzie w 1987 roku uzyskał tytuł magistra inżyniera mechanika w specjalności termoenergetyka, specjalizacja – kotły parowe wysokoprężne.

W 1996 roku ukończył Studia podyplomowe na wydziale Inżynierii Środowiska Politechniki Warszawskiej w zakresie „Ciepłownictwo i ogrzewnictwo z auditingiem energetycznym”

Od 30 lat związany z ciepłownictwem poprzez pracę w Miejskim Przedsiębiorstwie Energetyki Cieplnej, a następnie (po zmianie właściciela i nazwy) w Enea Ciepło sp. z o.o. w Białymstoku.

mgr inż. Jerzy Zielasko – Wiceprezes Zarządu Kelvin Sp. z o.o.

Absolwent wydziału Mechaniczno-Energetycznego Politechniki Śląskiej. Od 30 lat zawodowo związany z ciepłownictwem w zakresie sprzedaży nowoczesnych rozwiązań i systemów dla ciepłownictwa. Praktyk. Od ponad 15 lat aktywnie promuje i wdraża narzędzia informatyczne do zarządzania i optymalizacji pracy sieci ciepłowniczych.