ciepłownictwo

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

Rys. 1.
Uproszczony schemat kogeneracji biomasowej zintegrowanej z kotłownią węglową
Fig. 1
Simplified diagram of biomass- fired cogeneration integrated with a coal-fired boiler plant

Rys. 3.
a) Uporządkowany wykres zapotrzebowania na ciepło, b) Uporządkowany wykres parametrów w sieci ciepłowniczej
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

Rys. 4.
a) Charakterystyka nominalnej sprawności elektrycznej w funkcji mocy generatora ORC [6], b) charakterystyka nakładów inwestycyjnych kogeneraji biomasowej ORC w funkcji mocy generatora ORC [7]
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

Rys. 5
. a) Ceny energii elektrycznej na rynku bilansującym w 2018 roku, b) przewidywana ścieżka cen energii elektrycznej oraz CO2
Fig. 5.
a) Electricity prices on the balancing market in 2018, b) anticipated electricity and CO2 price path

Rys. 6.
Roczny czas pracy kogeneracji biomasowej dla różnej mocy znamionowej ORC
Fig. 6
: Annual working time of biomass cogeneration for different rated power of ORC

Rys. 7.
Roczna dyspozycyjność źródeł ciepła w funkcji dobranej mocy generatora ORC
Fig. 7.
Annual availability of heat sources as a function of selected power of the ORC generator

Rys. 8.
Średnioroczna sprawność kotłowni węglowej jako funkcja dobranej mocy generatora ORC
Fig. 8.
Average annual efficiency of a coalfired boiler plant as a function of selected power of the ORC generator

Rys. 9.
Roczna emisja CO2 dla całego w funkcji dobranej mocy generatora ORC
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

Rys. 10.
Wyniki optymalizacji doboru mocy ORC dla różnych wariantów dotyczących mechanizmów wsparcia
Fig. 10.
Results of the optimisation of ORC power selection for the different options of the support mechanisms

Rys. 11.
Wyniki optymalizacji doboru mocy ORC dla założonej ścieżki cen energii elektrycznej i CO2
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 grudzień 2019

Optymalizacja parametrów pracy sieci ciepłowniczej

ciepłownictwo, efektywność energetyczna, optymalizacja

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.

16 październik 2019

Paliwo z odpadów jako atrakcyjna alternatywa dla branży energetycznej w Polsce

ciepłownictwo

Wstęp

Gospodarka odpadami komunalnymi w Polsce stanęła ostatnio w obliczu bardzo dużych problemów, które ograniczają jej rozwój i przyczyniły się do znaczącego wzrostu kosztów zagospodarowania odpadów komunalnych. Do najważniejszych wyzwań gospodarki odpadami komunalnymi należą rosnące wymagania w zakresie recyklingu i odzysku, przy kurczących się możliwościach zagospodarowania poszczególnych frakcji wydzielonych z odpadów, czyli braku rynków zbytu na poszczególne surowce i materiały wydzielane z odpadów zmieszanych, czy nawet tych selektywnie zbieranych. Ponadto fala pożarów w miejscach gromadzenia i przetwarzania odpadów, która miała miejsce, zwłaszcza w 2018 roku, przełożyła się na zaostrzenie przepisów związanych z warunkami ochrony przeciwpożarowej i nadzoru zakładów gospodarki odpadami. Ustawa z dnia 20 lipca 2018 r. o zmianie ustawy o odpadach oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. 2018 poz. 1592) [1] nałożyła na zarządzających instalacjami gospodarki odpadami szereg obowiązków, które wiążą się z koniecznością podjęcia działań inwestycyjnych i organizacyjnych oraz znacznie ograniczają swobodę działania eksploatujących tego typu zakłady. Przesłanką prawodawcy było ograniczenie pożarów odpadów, jednak zaostrzenie przepisów nie rozwiązuje istniejących od lat problemów zagospodarowania frakcji kalorycznej odpadów ani też przyczyn tego zjawiska. Natomiast w przypadku eksploatujących instalacje zgodnie z prawem i na podstawie udzielonych decyzji administracyjnych konsekwencje zmian są dotkliwe.

Wymagania w zakresie gospodarki odpadami komunalnymi zgodnie z nowelizacją dyrektyw odpadowych

O ile przepisy polskie w zakresie gospodarki odpadami są bardzo niestabilne i podlegają ciągłym zmianom, to w przypadku przepisów unijnych, ich opracowanie trwa bardzo długo, jednak raz wdrożone obowiązują przynajmniej przez dekadę w niezmienionej treści. W 2018 roku po długich konsultacjach i uzgodnieniach weszły w życie przepisy znowelizowanych dyrektyw w sprawie odpadów [2], w sprawie składowisk odpadów i w sprawie opakowań i odpadów opakowaniowych. Dyrektywy te realizują najważniejsze przesłanki pakietu gospodarki o obiegu zamkniętym (z ang. „circular economy”). Zmienione dyrektywy [2] jasno formułują unijne cele w zakresie gospodarki odpadami komunalnymi; najważniejsze z nich to minimalny wymagany poziom recyklingu odpadów komunalnych: 55% do roku 2025, 60% do roku 2030 i 65% do roku 2035 liczony w stosunku do całkowitej masy odpadów komunalnych, –– maksymalny udział składowania odpadów komunalnych – na poziomie 10% do 2035 r., –– obowiązek wdrożenia selektywnej zbiórki bioodpadów do 31 grudnia 2023 r. Unia Europejska kładzie zdecydowany nacisk na zamykanie obiegów materii – głównie przez recykling materiałowy. W gospodarce o obiegu zamkniętym jest też miejsce na odzysk energii z odpadów, jednak jego udział powinien być stopniowo ograniczany do 35% całkowitej masy odpadów komunalnych w roku 2035, gdyż zgodnie z przedstawioną strategią cała pozostała masa odpadów powinna być poddana recyklingowi. Wytwarzanie paliw z odpadów nie jest uznawane za proces recyklingu. Ponadto w myśl obowiązującej hierarchii postępowania z odpadami odzysk energii z odpadów jest traktowany jako działanie mniej pożądane niż poddanie ich recyklingowi. Tak więc odzysk energii powinien być stosowany do tych grup odpadów, które poddane były wcześniej recyklingowi lub, dla których recykling jest ze względów technicznych lub ekonomicznych nieuzasadniony. To tyle jeśli chodzi o wymagania prawne, jednak do celów unijnych na rok 2035 jeszcze nam daleko.

Na rysunku 1 przedstawiono średnie dla UE-28 udziały poszczególnych metod zagospodarowania odpadów komunalnych. Średnio udział odzysku energii w masie zagospodarowanych odpadów wynosi 28,8%, recykling materiałowy oraz organiczny (czyli kompostowanie i fermentacja) stanowią łącznie 47,4%, a unieszkodliwianie przez składowanie – 23,8%. Średni wynik wymaga więc poprawy w zakresie recyklingu, żeby do roku 2035 osiągnąć zamierzone cele (65% recyklingu) [3].

Jednak, jeśli przyjrzymy się udziałom metod zagospodarowania odpadów komunalnych w poszczególnych krajach członkowskich, to widoczne są bardzo duże rozbieżności. Rys. 2 przedstawia ilości odpadów poddanych poszczególnym technologiom zagospodarowania, wyrażone w wartościach absolutnych – w kg na mieszkańca (kg/M). Państwa uszeregowano w kolejności od maksymalnych ilości odpadów poddanych odzyskowi energii. W tym zakresie rozbieżności są bardzo duże. Najwięcej odpadów komunalnych poddawanych jest odzyskowi energii w Danii (413 kg/M) oraz w Finlandii 299 (kg/M). W Finlandii również udział procentowy odzysku energii w całkowitym bilansie zagospodarowania odpadów komunalnych jest najwyższy (58,5%), a wzrost udziału tej technologii odzysku miał miejsce w ostatnich latach, od kiedy wprowadzono wysoki podatek od składowania. Ponad połowę masy odpadów komunalnych poddaje się procesom odzysku energii również w Danii i Szwecji (w obu po 52,8%), a blisko 45% w Luxemburgu (44,7%) i Holandii (44,4%) [3].

Rys. 1
Udziały poszczególnych metod
Fig. 1
Shares of individual options of managing municipal waste in EU28 [kg/inh.] [3] zagospodarowania odpadów komunalnych w UE-28 [kg/M] [3] Fig. 1 Shares of individual options of managing municipal waste in EU28 [kg/inh.] [3]

Rys. 2.
Udziały poszczególnych metod zagospodarowania odpadów komunalnych w krajach członkowskich
Fig. 2.
Shares of individual municipal waste management methods EU member states in 2017 (kg/inh.) [3] UE w 2017 roku (kg/M) [3] Fig. 2. Shares of individual municipal waste management methods EU member states in 2017 (kg/inh.) [3]

Rys. 3.
Przetwarzanie odpadów komunalnych w Polsce (tys. Mg/rok) [4]
Fig. 3.
Municipal waste treatment in Poland (thous. Mg / year) [4]

Odzysk energii z odpadów w Polsce

Zgodnie z danymi Głównego Urzędu Statystycznego (GUS 2018) w roku 2017 w Polsce zostało wytworzonych 11 969 tys. Mg odpadów komunalnych, z których 6 969 tys. ton – stanowiące 58% przeznaczono do odzysku, a aż 5 000 tys. Mg – 42% przeznaczono do składowania. Składowe odzysku stanowią recykling (3 199 tys. Mg – 27%), kompostowanie (848 tys. Mg – 7%) oraz termiczne przekształcenie z odzyskiem energii (2 922 mln Mg – 24%).

Odzysk energii z odpadów komunalnych prowadzony jest w spalarniach oraz cementowniach. W roku 2017 w spalarniach odpadów komunalnych przekształcaniu termicznemu poddano 849 tys. Mg odpadów, z czego 576 tys. Mg stanowiły zmieszane odpady komunalne (pod kodem 20 03 01), a 272 tys. Mg stanowiły pozostałości z sortowania odpadów komunalnych oraz paliwo z odpadów (o kodach 19 12 12 i 19 12 10). W dziesięciu eksploatowanych w Polsce cementowniach, termicznemu odzyskowi poddano 1966 tys. Mg odpadów, z czego 1221 tys. Mg stanowiło paliwo z odpadów (o kodzie 19 12 10), a 91 tys. Mg pozostałości z sortowania odpadów komunalnych. Natomiast według danych Stowarzyszenia Producentów Cementu, 70% wykorzystanych paliw z odpadów stanowiły paliwa z odpadów komunalnych, co oznacza, że z całkowitej masy paliwa poddanego odzyskowi ok. 855 tys. Mg stanowiło paliwo z odpadów komunalnych [5]. Oznacza to, że dane GUS dotyczące odzysku energii z odpadów komunalnych są przeszacowane, gdyż do odzysku energii w 2017 roku skierowano łącznie ok. 14,2% odpadów komunalnych, a nie 24% jak podaje GUS. Według informacji Ministerstwa Środowiska, po uwzględnieniu dwóch dodatkowych zaawansowanych projektów spalarni odpadów zmieszanych i rozbudowie spalarni Miejskiego Przedsiębiorstwa Odpadami w Warszawie oraz budowie II etapu Instalacji Termicznego Przetwarzania z Odzyskiem Energii w Rzeszowie, łączna moc spalania odpadów zmieszanych wzrośnie o 575 tys. Mg i osiągnie łącznie wartość 1709 tys. Mg/rok. Stanowi to ok 13,5% odpadów komunalnych. Oznacza to, że do zakładanego w Krajowym Planie Gospodarki Odpadami (KPGO2022) limitu 30% udziału spalania pozostaje 2089 tys. Mg odpadów. Jednak część w tej wartości jest zarezerwowana na zwiększenie potencjału odzysku energii z odpadów w cementowniach. Zakładając, że w cementowaniach odzyskuje się ok 1 mln Mg paliw z odpadów komunalnych, pozostaje wciąż ok 1 mln Mg przepustowości do wypełnienia przez nowo budowane instalacje odzysku energii z odpadów komunalnych (lub paliw z odpadów komunalnych).

Sytuacja branży energetycznej w Polsce

Energetyka i ciepłownictwo w Polsce są wciąż oparte w głównej mierze o węgiel. Mimo, że w 2017 roku udział węgla w produkcji energii był najniższy od 1918 roku, to łączny udział innych nośników energii wciąż nie przekracza 20%. Co prawda w latach 2010-2017 spadł udział węgla kamiennego w produkcji energii elektrycznej (z 92 TWh do 84 TWh), jednak jednocześnie wzrosła produkcja z węgla brunatnego (z 49 do 52 TWh) [6]. Ogółem, w 2017 roku prawie 50% energii elektrycznej wytworzono w elektrowniach opalanych węglem kamiennym, a kolejne 30% węglem brunatnym, natomiast udział elektrociepłowni gazowych osiągnął 6%. Faktem jest również, że zapotrzebowanie na energię od kilku lat wzrasta i przewiduje się dalsze utrzymanie tego trendu. W 2017 roku, według danych Agencji Rynku Energii, produkcja energii elektrycznej w polskich elektrowniach była najwyższa w historii, po raz pierwszy przekraczając granicę 170 TWh (w stosunku do 166,6 TWh w 2016 roku). Z prognozy opracowanej na zlecenie Fundacji Promocji Pojazdów Elektrycznych, do 2031 roku zużycie energii elektrycznej w Polsce wzrośnie z dzisiejszych 156 TWh do 200 TWh, z czego transport będzie wówczas odpowiadać za 7 TWh.

Rys. 4.
Tendencja zmian cen węgla na podstawie danych Polskiego Rynku Węgla (wskaźniki PCMSI 1 i PCMSI 2) [7]
Fig. 4.
The tendency of coal price changes based on the data of the Polish Coal Market [7]

To oznacza, że potrzebne są nowe źródła energii. Podobnie jeśli chodzi o ciepłownictwo, jednym z trendów jest dywersyfikacja źródeł energii, z naciskiem na rozwój lokalnych źródeł. Pewne jest, że udział węgla w krajowym miksie energetycznym nadal będzie spadać. Wyczerpywanie się zasobów węgla i innych kopalnych nośników energii, jak również niepokojące zmiany klimatu, obserwowane w ostatnich dziesięcioleciach dowodzą, że jednym z głównych kierunków rozwoju są inwestycje w odnawialne źródła energii (OZE). Udział odnawialnych źródeł energii w produkcji energii elektrycznej w Polsce w latach 2010 – 2017 wzrósł z 9 do 24 TWh. Jest to bardzo powolny wzrost, co przekłada się na niski udział OZE w miksie energetycznym – w 2017 roku jedynie 14% stanowiły OZE [4].

Dodatkowym impulsem zmian jest bardzo dynamiczny wzrost cen węgla w Polsce, który miał miejsce od 2016 roku. Sytuację na krajowym rynku węgla można prześledzić w oparciu o Polskie Indeksy Rynku Węgla Energetycznego [7]. Polskie Indeksy Rynku Węgla Energetycznego to grupa wskaźników cen wzorcowego węgla energetycznego, produkowanego przez krajowych producentów i sprzedawanego na krajowym rynku energetycznym oraz krajowym rynku ciepła.

W kwietniu 2019 roku ceny polskiego węgla kamiennego dla energetyki osiągnęły poziom najwyższy od ponad pięciu lat, rosnąc w stosunku do stycznia 2019 roku o 2,4%. Wartość indeksu cen węgla dla ciepłownictwa wyniosła 313,02 zł za tonę, czyli o 4,0% więcej niż w styczniu [7].

W kwietniu 2019 roku krajowe ceny węgla dla energetyki były o 10,0 % wyższe niż w tym samym miesiącu 2018 r. (237,2 zł/Mg) i o 25,0% wyższe niż w kwietniu 2017 roku (208,6 zł/Mg).

W przypadku węgla dla ciepłownictwa w porównaniu do kwietnia 2018 roku cena wzrosła o 3,3%, jednak w stosunku do kwietnia 2017 roku wzrost cen wyniósł aż 34,7% [7].

W przeliczeniu na uzyskiwaną z węgla energię w kwietniu 2019 roku cena węgla dla energetyki wyniosła 12,11 zł za gigadżul, a w przypadku ciepłownictwa 13,01 zł/GJ.

Co ciekawe kwiecień 2019 roku to siódmy z rzędu miesiąc spadku cen węgla na świecie – ceny węgla zmalały o ponad 13% w porównaniu do marca 2019r. To wartość niższa również niż przed rokiem o ponad 27%. Polski węgiel drożeje podczas gdy światowe ceny węgla spadają, co przekłada się na rosnący import węgla do Polski.

Wzrost cen węgla w Polsce miał miejsce jednocześnie z kilkukrotnym wzrostem cen uprawnień do emisji CO2. Cena uprawnień do emisji dwutlenku węgla wzrosła z 4,38 euro za tonę w maju 2017 r. do 18,28 euro za tonę w sierpniu 2018 r, a obecnie przekroczyła 28 EUR za tonę. Przewiduje się dalszy wzrost cen i osiągnięcie w ciągu kilku lat wartości z przedziału 35-40 euro za tonę, wynika z raportu organizacji Carbon Tracker [8].

Oznacza to, że oprócz cen węgla coraz większy wpływ na koszt energii elektrycznej czy ciepła ma opłata za emisję CO2. Ponieważ dotyczy to w szczególności energii wytwarzanej z węgla, czyli pochodzącej z paliwa kopalnego, dlatego należy dążyć do zastąpienia go paliwami o niższym koszcie pozyskania i niższej emisji gazów cieplarnianych.

Paliwa z odpadów – alternatywą dla węgla
W tym kontekście coraz bardziej korzystnym paliwem stają się paliwa z odpadów, w tym również paliwa z odpadów komunalnych. Wiele rodzajów odpadów cechujących się korzystnymi parametrami energetycznymi zawiera frakcję biodegradowalną (biomasę). Energetyczne wykorzystanie tych odpadów może przynieść dodatkowe korzyści związane z kwalifikacją i rozliczaniem wytworzonej energii elektrycznej i ciepła jako pochodzących ze źródeł odnawialnych oraz uczestnictwem w systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych [9, 10].

Jakość paliw z odpadów, a w szczególności ich właściwości paliwowe determinują użyteczność poszczególnych frakcji odpadów, w kontekście odzysku energii. Z jednej strony bardzo istotna jest wartość opałowa paliwa w stanie roboczym, zależna od ciepła spalania i wilgotności paliwa. Z drugiej strony paliwo nie powinno powodować korozji kotła, ani nadmiernej emisji do atmosfery, co oznacza, że istotnymi parametrami jest zawartość chloru, siarki i innych zanieczyszczeń, np. metali ciężkich. Poniżej zestawiono para metry konwencjonalnych paliw z charakterystyką różnych rodzajów odpadów i paliw z odpadów.

Z przedstawionych w tab. 1 danych wynika, że najbardziej pożądanym pod względem zasobności energii składnikiem paliw są tworzywa sztuczne i guma (opony). Są to obecnie główne składniki paliw poddawanych odzyskowi w cementowniach. Cementownie preferują paliwa o stosunkowo wysokiej wartości opałowej – ok. 20 MJ/kg i wyższej oraz o wilgotności do 15%. Paliwa te pozyskiwane są z odpadów przemysłowych oraz wyselekcjonowanych frakcji odpadów komunalnych. Jednak z uwagi na obowiązujący od 1 stycznia 2016 roku zakaz składowania odpadów o cieple spalania >6 MJ/kg sm (Dz.U. 2015 poz. 1277) do odzysku energii należy skierować znacznie większą ilość odpadów palnych pozyskiwanych z odpadów komunalnych po procesie mechanicznej obróbki (sortowania). Główne frakcje do zagospodarowania to:

$Tab. 1 Porównanie właściwości paliwowych różnych paliw i frakcji odpadów [11, 12, 13, 14] Table. 1. Comparison of fuel properties of various fuels and waste fractions [11, 12, 13, 14]$

Tab. 1
Porównanie właściwości paliwowych różnych paliw i frakcji odpadów [11, 12, 13, 14]
Table. 1.
Comparison of fuel properties of various fuels and waste fractions [11, 12, 13, 14]

$Tab. 2. Skład i wartości opałowe poszczególnych składników paliwa z frakcji nadsitowej Table 2. Composition and calorific values of individual fuel components from the over-sieve fraction$

Tab. 2.
Skład i wartości opałowe poszczególnych składników paliwa z frakcji nadsitowej
Table 2.
Composition and calorific values of individual fuel components from the over-sieve fraction

1) tzw. frakcja nadsitowa (odpad o kodzie 19 12 12), często zwana balastem – czyli frakcja o granulacji >80 mm (względnie >60 lub >100 mm) wydzielona mechanicznie (na sitach) z odpadów zmieszanych. W tej frakcji występują zarówno odpady palne (tworzywa sztuczne, papier, odpady wielomateriałowe, bioodpady), jak też frakcje mineralne (szkło, odpady inertne). Udział palnej frakcji nadsitowej stanowi ok. 35-40% całego strumienia odpadów komunalnych;

2) frakcja nadsitowa po dodatkowej obróbce np. biologicznym czy fizycznym suszeniu;

3) zmieszane odpady opakowaniowe (o kodzie 15 01 06), a raczej tzw. balast po sortowaniu zmieszanych odpadów opakowaniowych (odpad o kodzie 19 12 12). W tej frakcji występuje większy udział surowców, zwłaszcza tworzyw sztucznych i odpadów wielomateriałowych niż w balaście z sortowania odpadów zmieszanych.

Szacunkowe właściwości paliwowe tych frakcji przedstawiono w tab. 1. Ogólnie można stwierdzić, że frakcja nadsitowa odpadów zmieszanych, spośród wszystkich odpadów, charakteryzuje się najwyższą wilgotnością (ok. 32%) i najniższą wartością opałową (ok. 11 MJ/kg), przy wysokiej zawartości popiołu. Jednak są to wciąż parametry korzystniejsze niż dla węgla brunatnego. Właściwości frakcji nadsitowej można poprawić za pomocą biologicznego lub fizycznego suszenia lub separacją składników chłonących wilgoć (głównie papier). Poniżej przedstawiono charakterystykę – udziały i wilgotności podstawowych składników frakcji nadsitowej odpadów komunalnych. Skład odpadów określony w badaniach morfologicznych zmieszanych odpadów komunalnych z dużego miasta zmodyfikowano uwzględniając wymagania dotyczące recyklingu odpadów surowcowych (papieru, tworzyw sztucznych, szkła i metali na poziomie 50% łącznie, w roku 2020). W zmodyfikowanym składzie frakcji nadsitowej przedstawionym w tab. 2 dominują odpady kuchenne i ogrodowe (spodziewany poziom selektywnej zbiórki jest dość niski w przypadku miasta). Podobnie jak w danych literaturowych średnia wartość opałowa tej frakcji wynosi ok. 11 MJ/kg, czyli zbyt mało dla cementowni. Jednak jest to wartość wyższa niż wykazują węgle brunatne (tab. 1). Paliwo wysokiej jakości (dla cementowni) można otrzymać eliminując ze składu frakcji nadsitowych frakcje cięższe, o wysokiej wilgotności, np. papier, bioodpady kuchenne i ogrodowe, mokre tekstylia czy drewno. W ten sposób można uzyskać paliwo o znacznie wyższej wartości opałowej – ok. 20 MJ/kg, czyli takie które jest odpowiednie dla cementowni.

Poza podstawowymi parametrami paliwa jak: wartość opałowa, zawartość chloru, zawartość metali i zawartość popiołu, bardzo ważną rolę odgrywa zawartość biomasy w paliwie. Stosowanie paliw z odpadów w procesach współspalania czy spalania wielopaliwowego przyczynia się do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych, głównie dwutlenku węgla CO2. W tym kontekście, mimo, że paliwo wysokiej jakości wykazuje lepsze parametry energetyczne (wartość opałową), to zaletą pierwszego jest wyższy udział frakcji biodegradowalnej. Frakcja biodegradowalna zawarta w paliwie (papier, bioodpady kuchenne i ogrodowe, drewno, część tekstyliów z włókien naturalnych, itd.) może być uznana za biomasę i na podstawie obowiązujących przepisów uprawnia do uznania części odzyskanej energii pochodzącej z tej frakcji jako OZE. A to, w konsekwencji, pozwala na uznanie części emisji przypadającej na tą frakcję jako tzw. „emisja zerowa”, czyli nie wymaga opłaty za wprowadzenie CO2 do atmosfery. Wyliczony na podstawie składu udział biomasy w pierwszym paliwie wynosi aż 77,4% masy. W przypadku paliwa wysokiej jakości udział masowy frakcji biodegradowalnych wynosi 25,5%. Różnica jest bardzo duża, ponieważ materiały takie jak bioodpady czy papier, są uznawane w całości za biomasę, a z drugiej strony ich wartość opałowa jest bardzo niska z uwagi na wysoką zawartość wilgoci. Jednak biorąc pod uwagę koszty emisji CO2 należy rozważyć udział paliw o podwyższonej zawartości biomasy.

Podstawą kwalifikacji i rozliczania energii odzyskanej z odpadów jako pochodzącej z odnawialnych źródeł jest zawartość frakcji biodegradowalnej w odpadach, która może być uznawana za „biomasę”. Sposób klasyfikacji oraz rozliczania energii elektrycznej wytworzonej z udziałem odpadów zawierających frakcje biodegradowalne reguluje Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 8 czerwca 2016 r. w sprawie warunków technicznych kwalifikowania części energii odzyskanej z termicznego przekształcania odpadów (Dz.U. 2016, poz. 847) [15]. Na mocy tego rozporządzenia, do odpadów, które można w całości lub części zostać uznane jako OZE zalicza się odpady z grup:

– 02: odpady z rolnictwa, sadownictwa, upraw hydroponicznych, rybołówstwa, leśnictwa, łowiectwa oraz przetwórstwa żywności (np. odpadowa masa roślinna, odpady z gospodarki leśnej),

– 03: odpady z przetwórstwa drewna oraz z produkcji płyt i mebli, masy celulozowej, papieru i tektury (np. odpady kory i drewna),

– 20: odpady komunalne łącznie z frakcjami gromadzonymi selektywnie (np. odpady z ogrodów i parków oraz targowisk).

Podstawowym zagadnieniem niezbędnym do bilansowania i certyfikacji tej energii jest wiarygodne określenie ilości frakcji biodegradowalnej zawartej w tych odpadach.

W przypadku spalania zmieszanych odpadów komunalnych, ustalono ryczałto wo udział energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych na poziomie 42% zawartej w nich energii chemicznej, przy spełnieniu warunków wymienionych w Rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 8 czerwca 2016 r. w sprawie warunków technicznych kwalifikowania części energii odzyskanej z termicznego przekształcania odpadów (Dz.U. 2016 r. poz. 847) [16].

Natomiast zgodnie z § 5. 1. tego rozporządzenia, obliczenia udziału OZE dokonuje się na podstawie wyników badań poszczególnych rodzajów paliw dostarczonych do procesu termicznego przekształcania w instalacji termicznego przekształcania odpadów zgodnie z odpowiednią metodyką obliczania udziału energii chemicznej frakcji biodegradowalnych, określoną w pkt 1 załącznika nr 2 do rozporządzenia. Zgodnie z tym załącznikiem zawartość biomasy określa się metodą selektywnego rozpuszczania lub izotopu węgla 14C, zgodnie z Normą PN-EN 15440:2011 [17].

Metoda selektywnego rozpuszczania opiera się na reakcji rozkładu biomasy pod wpływem stężonego kwasu siarkowego (hydrolizie kwasowej) i jej utlenieniu nadtlenkiem wodoru do dwutlenku węgla i wody. Zastosowanie tych reagentów pozwala na przeprowadzenie podobnego rozkładu biomasy, jaki ma miejsce w procesie naturalnej biodegradacji przy udziale mikroorganizmów. Wadą tej metody jest czas trwania i dość duży nakład pracy.

Metoda izotopu węgla 14C opiera się na procedurach analitycznych umożliwiających określanie wieku obiektów zawierających węgiel organiczny. Podobną metodykę stosuje się w medycynie, wadą tej metody jest konieczność wyposażenia laboratorium w kosztowną aparaturę badawczą.

Na podstawie danych literaturowych i własnych badań paliw z odpadów komunalnych można stwierdzić, że w zależności od składu odpadów udział energii pochodzącej z biomasy waha się między 35%-50%. Niższe wartości dotyczą paliw obecnie wykorzystywanych w przemyśle cementowym. W przypadku tych paliw średnia zawartość biomasy oznaczona metodą izotopu węgla C14 wynosi 37,8% (Weisser i in. 2016) [13].

Pierwszą nowoczesną instalacją wielopaliwową, wykorzystującą jako jedno z paliw – RDF jest instalacja eksploatowana przez Fortum Zabrze S.A. Zastosowano tu kocioł z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym (CFB) wykorzystującym energię paliw w kogeneracji. Moc instalacji wynosi 225 MW wsadu w paliwie (moc cieplna: 145 MW, moc elektryczna: 75 MW). Zakładana roczna produkcja ciepła wynosi 730 GWh, prądu zaś 550 GWh [18]. Zgodnie z deklaracjami zarządzających instalacją intencją jest pozyskiwanie 50% energii z paliwa RDF.

Podsumowanie

Obecnie jednym z najważniejszych wyzwań dla gospodarki odpadami komunalnymi w Polsce jest wdrożenie obowiązującego od 1 stycznia 2016 roku zakazu składowania frakcji palnej. Frakcja palna należy do głównych produktów mechaniczno-biologicznego przetwarzania odpadów w regionalnych instalacjach przetwarzania odpadów komunalnych, funkcjonujących na terenie kraju. Z frakcji tej można wytworzyć tzw. paliwo z odpadów.

Wysokiej jakości paliwa z odpadów znajdują zagospodarowanie w cementowanych, a część odpadów jest spalana w spalarniach. Mimo to, na rynku rocznie pozostaje ok. 4-5 mln. Mg odpadów, o cieple spalania pomiędzy 6 do 15 MJ/kg, które nie mogą być składowane.

Z drugiej strony, z uwagi na wyczerpywanie się zasobów i rosnące ceny paliw kopalnych energetyka zmuszona jest sięgnąć po alternatywne źródła energii. Natomiast globalne problemy wywołane przez emisje gazów cieplarnianych skłaniają ku poszukiwaniu źródeł energii odnawialnej. Dodatkowym argumentem ekonomicznym są drastycznie rosnące ceny uprawnień do emisji CO2. W tym kontekście atrakcyjnym paliwem dla energetyki stają się paliwa z odpadów, w tym odpadów komunalnych, w których udział energii z biomasy może wynieść nawet 50%.

Niewątpliwie właściwy kierunek umożliwiający zagospodarowanie strumienia paliw alternatywnych stanowi sektor ciepłowniczy i energetyczny, który wyraża coraz większe zainteresowanie tego typu paliwem, głównie z uwagi na znacznie niższą cenę paliw pozyskanych z odpadów w stosunku do paliw kopalnych. Pierwszym przykładem tego typu instalacji w Polsce jest elektrociepłownia w Zabrzu.

LITERATURA

[1] Ustawa z dnia 20 lipca 2018 r. o zmianie ustawy o odpadach oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. 2018 poz. 1592)

[2] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/851 z dnia 30 maja 2018 r. zmieniająca dyrektywę 2008/98/WE w sprawie odpadów

[3] Eurostat

[4] GUS, Ochrona Środowiska 2018, Warszawa 2018

[5] Ministerstwo Środowiska 2019, Informacje Ministerstwa Środowiska na temat spalarni odpadów komunalnych i ich miejsca w systemie gospodarki odpadami, 1 kwietnia 2019 r. Warszawa

[6] Agencja Rynku Energii

[7] https://polskirynekwegla.pl

[8] Global Greenhouse Gas Reference Network

[9] Wasielewski, R., Bałazińska, M. Odzysk energii z odpadów w aspekcie kwalifikacji wytworzonej energii elektrycznej i ciepła jako pochodzących z odnawialnego źródła energii oraz uczestnictwa w systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal 2018, Tom 21, Zeszyt 1, str. 129–142

[10] Jagustyn i in. 2014 – Jagustyn, B., Wasielewski, R. i Skawińska, A. 2014. Podstawy klasyfikacji odpadów biodegradowalnych jako biomasy. Ochrona Środowiska 4, s. 45–50.

[11] Gąsior D. 2015, Określenie przydatności różnorodnych frakcji odpadowych w aspekcie ich wykorzystania jako paliwo alternatywne, Piece Przemysłowe & Kotły 2015, Nr 2, str. 11-16

[12] Róg L. Procedury badawcze i analityczne w zakresie oceny jakości stałych paliw wtórnych, Paliwa z odpadów, Warszawa 2012

[13] Weisser P., Głodek-Bucyk E., Ślęzak E. 2016, Stałe Paliwa Wtórne i osady ściekowe w technologii produkcji klinkieru portlandzkiego na przykładzie projektu „We4ClinKer”, 9-10 czerwca Konin 2016

[14] Kordylewski i in. 2005, Spalanie i Paliwa, Praca zbiorowa pod red. W. Kordylewskiego, Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 2005 r.

[15] Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 16 lipca 2015 r. w sprawie dopuszczania odpadów do składowania na składowiskach (Dz.U. 2015 poz. 1277).

[16] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 8 czerwca 2016 r. w sprawie warunków technicznych kwalifikowania części energii odzyskanej z termicznego przekształcania odpadów (Dz.U. 2016 r. poz. 847).

[17] PN-EN 15440:2011 Stałe paliwa wtórne – – Metody oznaczania zawartości biomasy

[18] http://www.eczabrze.fortum.pl/

9 październik 2019

Diagnostyka podstawą do decyzji modernizacyjnej sieci ciepłowniczej

ciepłownictwo, diagnostyka, termowizja

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.

Rys.1
Zsunięcie podpory rurociągu z betonowej podstawy
Fig. 1.>br/> Pipeline support deployment

Rys.2
Defekt żelbetowego stropu kanału
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.

Rys.3
Termogram sieci ciepłowniczej – przykładowe anomalie dla każdej z trzech
Fig. 3. ,
DHN thermography – examples of anomalies for each category kategorii

Rys.4
Wygrzanie gruntu nad siecią kanałową na skutek wycieku na odcinku pomiędzy dwoma punktami stałymi
Fig. 4.
Increased temperature of the ground above channel pipelines between two fixing points

Rys.5
Wygrzanie gruntu nad siecią preizolowaną w miejscu uszkodzenia rury osłonowej
Fig. 5.
Increased temperature of the ground above preinsulated pipeline with damaged coat

Rys.6
Wygrzanie gruntu nad siecią ciepłowniczą w miejscu wycieku
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.