efektywność energetyczna
Optymalizacja doboru mocy elektrociepłowni biomasowej z modułem ORC w projekcie modernizacji ciepłowni komunalnej z kotłami węglowymi typu WR
Wprowadzenie
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
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)
Parametry nominalne Elektrociepłowni Krosno
Uproszczony schemat kogeneracji biomasowej zintegrowanej z kotłownią węglową
Fig. 1
Simplified diagram of biomass- fired cogeneration integrated with a coal-fired boiler plant
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]](https://informacjainstal.com.pl/wp-content/uploads/2019/12/Optymalizacjadoborumoc-elektrocieplowni.rys4_.jpg "Optymalizacjadoborumoc elektrocieplowni.rys4")
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
. 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
Roczny czas pracy kogeneracji biomasowej dla różnej mocy znamionowej ORC
Fig. 6
: Annual working time of biomass cogeneration for different rated power of ORC
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
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
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
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
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.
Optymalizacja parametrów pracy sieci ciepłowniczej
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.
Podział Polski na strefy klimatyczne
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.
Proces optymalizacji TERMIS Optymalizator Temperatury
Efekt pracy optymalizatora dla pracy węzła cieplnego
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.
Przykład zmiany wykresu regulacyjnego
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.
Nowoczesne instalacje w obiekcie o niskim zużyciu energii Przykład największego w Polsce budynku w standardzie NZEB
Wprowadzenie
Aby wesprzeć realizację globalnego planu działań w obszarze klimatu, UE zaproponowała nowe cele na 2030 r. [1] w ramach podejmowanych wysiłków na rzecz przejścia na gospodarkę niskoemisyjną i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych o 80–95% w perspektywie do 2050 r. Środkiem do osiągnięcia tego zamierzenia jest między innymi dekarbonizacja zasobów budowlanych. W porównaniu do innych sektorów budownictwo jest uznawane za ten obszar, w którym osiągnięcie tego ambitnego celu uważane jest za stosunkowo łatwe do zrealizowania. Jednak mimo pierwszych znaczących sukcesów budownictwo w UE jest nadal jeszcze dalekie od osiągnięcia neutralnego dla środowiska bilansu emisji dwutlenku węgla. Wiadomym jest, że sposób w jaki budujemy i modernizujemy w chwili obecnej nasze budynki będzie miał wpływ na ich emisje nie tylko w tej ale i przyszłej połowie XXI wieku ze względu na stosunkowo dużą trwałość substancji budowlanej i jej wyposażenia technicznego. Z uwagi na to, prowadzi się intensywne badania nad innowacyjnymi rozwiązaniami technicznymi, które pomogą w zmniejszaniu śladu węglowego sektora budowlanego. Obok technologii wykorzystujących odnawialne źródła energii, promuje się i wdraża efektywność energetyczną oraz inteligentne budownictwo. Okazuje się, że automatyka budynków i elektroniczne monitorowanie systemów technicznych to niezwykle skuteczne środki do uzyskania znaczących oszczędności energii. Między innymi dlatego w dyrektywie EPBD [5] wprowadzono wskaźnik gotowości budynków do obsługi inteligentnych sieci. Jest to reakcja na postęp w rozwoju informatycznych systemów zarządzania budynkiem BMS (Building Management System) i BEMS (Building and Energy Management System). W roku 2010 r. wraz z nowelizacją dyrektywy 2002/91/WE Energy Performance in Buildings Directive (EPBD) [3,4] Unia Europejska wprowadziła jako cel ”Nearly Zero – Energy Buildings” i wymaga wprowadzenia tego standardu budynku dla nowo wznoszonych obiektów od stycznia 2021 r. we wszystkich krajach członkowskich. Niemal zerowa lub bardzo niska ilość wymaganej energii powinna pochodzić w bardzo wysokim stopniu z energii ze źródeł odnawialnych, w tym energii ze źródeł odnawialnych wytwarzanej na miejscu lub w pobliżu budynku. Dla budynków użyteczności publicznej w Polsce zgodnie z obowiązującymi przepisami [6] oznacza to, że wartość wskaźnika zapotrzebowania na nieodnawialną energię pierwotną (EP) do ogrzewania, przygotowania ciepłej wody, chłodzenia, oświetlenia wbudowanego oraz przez urządzenia pomocnicze w tych systemach nie może przekroczyć 95 kWh/(m2rok) dla budynków bez systemu chłodzenia i 120 kWh/(m2rok) dla budynków z systemem chłodzenia. W artykule na przykładzie obiektu NZEB „Posejdon” w Szczecinie poddanego renowacji i rozbudowie zawarto informacje dotyczące rozwiązań w zakresie wyposażenia technicznego, które umożliwiły osiągnięcie w warunkach polskich wymaganego niskiego poziomu zużycia nieodnawialnej energii pierwotnej. Można je traktować jako wskazówki pomocne w osiągnięciu standardu NZEB w innych obiektach o podobnym charakterze.
Analizowany obiekt – dane ogólne
Kompleks usługowy „Posejdon” to obecnie największy realizowany w Polsce obiekt o niskim zużyciu energii (NZEB – Nearly Zero – Energy Building). Zlokalizowany jest on w ścisłym centrum miasta Szczecina przy jednej z głównych arterii miasta i stanowi połączenie istniejącego budynku dawnego Domu Towarowego z zupełnie nową dobudowaną do niego częścią, które razem będą jedną funkcjonalną całością. Istniejący budynek powstał 28 listopada 1928, a w roku następnym został oddany do użytku jako Dom Towarowy „DeFaKa” (Deutsches Familien-Kaufhaus). Mieściły się w nim sklepy, restauracje, kawiarnie, cukiernia, piwiarnia, bar nocny, ogród zimowy i kabaret, a jego główną atrakcją była ogromna sala kinowa „UFA Palast” mogąca pomieścić ponad 1200 widzów. Architektem obiektu był Max Bischoff. W czasie działań wojennych gmach DeFaKa uległ znacznym zniszczeniom – w gruzach legła wówczas część kompleksu z salą kinową, a znacznym zniszczeniom uległa również modernistyczna fasada. Po wojnie odbudowano zachowaną część budynku – jednakże w innymi niż pierwotnie kształcie oraz w uboższej formie. W 1951 roku budynek został ponownie oddany do użytku już jako Powszechny Dom Towarowy i funkcjonował w tym charakterze do 2009 roku. Od 2015 roku właścicielem całego kwartału jest szczecińska firma Porto Sp. z o.o., która w październiku 2016 r. uzyskała prawomocne pozwolenie na budowę. Ukończenie inwestycji jest planowane na koniec 2019 roku. Po przebudowie elewacja zachowanego do dzisiaj budynku odzyska dawny, modernistyczny wygląd, który będzie się komponował z nową częścią kompleksu (rys.1-2).
W kompleksie funkcjonować będzie biurowiec o powierzchni użytkowej niemal 20.000 m2, centrum kongresowe dla blisko 1.000 osób oraz dwa hotele należące do sieci Marriott – Courtyard by Marriott i Moxy – które łącznie będą oferować 255 pokoi hotelowych. Na dwóch podziemnych kondygnacjach
Widok na fasadę historycznej części budynku. Wizualizacja; autor: Federacyjne Biuro Architektoniczne
Widok od strony ul. Partyzantów, Wizualizacja; autor: Federacyjne Biuro Architektoniczne
przewidziano miejsca parkingowe dla osób zmotoryzowanych i rowerzystów – strzeżony parking pomieści blisko 300 samochodów oraz 100 rowerów, a także zaoferuje co najmniej 10 miejsc do ładowania aut elektrycznych, myjnię samochodową oraz szatnie i prysznice dla rowerzystów. Na parterze budynku przewidziano część handlowo-usługową o powierzchni 4.600 m2. Na dachu budynku zostanie udostępniony taras widokowy ze skybarem (ok. 600 m2), z którego podziwiać będzie można panoramę Szczecina aż po Jezioro Dąbie i rozlewiska Doliny Dolnej Odry. Całości dopełni ogólnodostępne patio położone na pierwszym piętrze części biurowej, gdzie powstanie wysoka na kilkanaście metrów pionowa ściana zieleni.
Ten kompleks będzie jednym z najnowocześniejszych obiektów w Polsce. Samodzielnie będzie produkować większość niezbędnego ciepła i chłodu. Wyposażony zostanie m.in. w nowoczesne instalacje HVAC oparte na technologii OZE, zasilane przez ogniwa fotowoltaiczne zlokalizowane na dachu budynku, system wykorzystania wody deszczowej w toaletach oraz urządzenia wyposażenia technicznego charakteryzujące się bardzo wysoką efektywnością energetyczną. Dzięki zastosowaniu nowoczesnych, proekologicznych rozwiązań cały kompleks zredukuje emisję CO2 do atmosfery aż o ponad 70% w stosunku do takiego samego budynku, ale zbudowanego w technologii tradycyjnej.
Nowoczesne instalacje w kompleksie NZEB „Posejdon”
Pod budynkiem wykonano ogromny wymiennik gruntowy, dzięki któremu możliwe będzie pozyskiwanie energii z gruntu (rys.3-4). Wymiennik ten składa się z 48 pionowych odwiertów o głębokości 300 m każdy zlokalizowanych pod płytą fundamentową obiektu w obszarze garażu podziemnego. W każdym odwiercie znajduje się sonda podwójna. Na etapie projektu przyjęto średnią moc jednostkową sondy gruntowej 50 W/mb. Pionowe wymienniki gruntowe połączono ze studzienkami rozdzielaczowymi zlokalizowanymi pod płytą garażu. Od studzienek rozdzielaczowych instalacja rurowa została wprowadzona do pomieszczenia rozdzielni chłodu. Instalacja napełniona jest glikolem etylenowym o stężeniu 28%. W projekcie przyjęto, że parametry tego czynnika w sezonie zimowym będą wynosiły 12/8 oC, a w okresie letnim 26/30 oC. Przepływ solanki zapewnia zestaw pompowy składający się z trzech pomp przystosowanych do pracy w systemie 2+1 (dwie pracują + jedna rezerwowa, system pracy pomp naprzemienny). Czynnik z wymienników gruntowych kierowany jest na dwa wymienniki glikol/woda (moc 2x400kW) pracujące na potrzeby wewnętrznej wodnej instalacji pomp ciepła. W okresie zimowym instalacja będzie pracowała w oparciu o te dwa wymienniki. W przypadku, gdy temperatura na powrocie z pętli pomp ciepła osiągnie wartość minimalną (6oC) układ przejdzie w tryb pracy, w którym wymienniki glikol/woda wspomagane będą przez rezerwową pompę ciepła (rys.5). W okresie lata układ chłodzenia będzie dodatkowo wspomagany przez dwie wieże chłodnicze wyparne zlokalizowane na dachu budynku.
Ciepło pozyskane z gruntu posłuży do ogrzewania obiektu, dzięki wykorzystaniu wysokosprawnych lokalnych pomp ciepła WLHP w przestrzeni biurowej i usługowej, a także dla budynku hotelowego dla potrzeb przygotowania ciepłej wody. Natomiast w sezonie letnim pozyskany z gruntu chłód wykorzystany zostanie do klimatyzacji przestrzeni biurowej i usługowej za pomocą lokalnych pomp ciepła WLHP. W tym celu część biurowo – usługową kompleksu wyposażono w 910 inwerterowych pomp ciepła umieszczonych pod stropem, które będą odpowiedzialne za utrzymanie wymaganych temperatur w pomieszczeniach. Klasa efektywności energetycznej w zastosowanych urządzeniach to klasa A+ – zarówno dla funkcji grzania jak i funkcji chłodzenia. Instalacja pomp ciepła WLHP będzie instalacją dwururową napełnioną wodą uzdatnioną.
Podstawowym źródłem ciepła dla układu przygotowania ciepłej wody dla części hotelowej będzie węzeł cieplny dwustopniowy w połączeniu szeregowo-równoległym z zasobnikami ciepłej wody. Dodatkowo ciepła woda będzie wstępne podgrzewana przy wykorzystaniu ciepła pozyskanego z gruntowych wymienników ciepła. Do tego celu przewidziano dwa układy – układ z wymiennikiem woda-woda do wstępnego podgrzewu wody wodociągowej oraz układ z pompą ciepła woda- -woda i dodatkowym wymiennikiem przepływowym do podgrzewania wody w obiegu ładowania zasobników ciepłej wody. W projekcie przyjęto, że 50% zapotrzebowania na ciepłą wodę będzie wytwarzane z wykorzystaniem węzła ciepła, natomiast pozostałe 50% będzie realizowane przez układ OZE. Generowany w ten sposób chłód z pompy ciepła będzie obniżał temperaturę wody w instalacji pomp ciepła WLHP.
Energia elektryczna niezbędna do zasilania pomocniczych napędów pracujących w instalacjach grzewczo-chłodniczych HVAC, pomp obiegowych w układzie OZE i pomp w węźle cieplnym, elektrycznych podgrzewaczy c.w. przewidzianych w części biurowej) oraz oświetlenia wewnętrznego pozyskiwana będzie z systemu paneli PV o łącznej mocy ok. 102,6 kWp. Instalacja zostanie wykonana na dachu budynku i będzie się składała z 342 modułów fotowoltaicznych monokrystalicznych o mocy szczytowej 300 kWp. Planowana roczna produkcja energii elektrycznej z systemu paneli dachowych PV to ok. 81.880 kWh.
Oświetlenie sztuczne w pomieszczeniach o czasowej obecności użytkowników (węzły sanitarne, klatki schodowe, parking podziemny) będzie kontrolowane za pomocą czujników ruchu. Zastosowanie czujników ruchu pozwala na uzyskanie miarodajnych oszczędności płynących z racjonalnego wykorzystania energii elektrycznej. Dodatkowo oświetlenie korytarzy, holi doświetlonych światłem dziennym umożliwi wyeliminowanie sytuacji bezcelowego użytkowania światła sztucznego w chwili, gdy promieniowanie słoneczne zapewnia wystarczający poziom natężenia oświetlenia. Wykorzystanie oświetlenia sztucznego jest zależne bezpośrednio od pory dnia, pory roku oraz aktualnych warunków atmosferycznych.
W budynku będą zainstalowane lampy LED. Dzięki niskiemu zapotrzebowaniu na energię elektryczną przyczyniają się one do ograniczenia zużycia energii, co w sposób bezpośredni wpływa na ograniczenie emisji szkodliwego dla środowiska dwutlenku węgla.
W budynku przewidziano wiele rozwiązań pozwalających ograniczyć zużycie zimnej wody. Przewidziano wykorzystanie uzdatnionej wody deszczowej (system wody szarej) do spłukiwania toalet, podlewania dachów zielonych oraz zielonej ściany. W związku z powyższym zaprojektowano osobną instalację wody uzdatnionej doprowadzoną do węzłów sanitarnych części biurowej budynku oraz dla potrzeb podlewania zieleni na ogólnodostępnym patio zlokalizowanym nad kondygnacją parterową.
![Rys. 3. Wykonywanie odwiertów pod wymiennik gruntowy [www.posejdocenter.pl]](https://informacjainstal.com.pl/wp-content/uploads/2019/12/Nowoczesneinstalacjewobiekcieoniskim.rys3_.jpg "Nowoczesneinstalacjewobiekcieoniskim.rys3")
Wykonywanie odwiertów pod wymiennik gruntowy [www.posejdocenter.pl]
Porównanie głębokości wymiennika gruntowego do najwyższych budowli w Szczecinie oraz Pałacu Kultury i Nauki w Warszawie
Schemat źródła ciepła. 1 – wymiennik gruntowy (48 pionowych odwiertów z podwójnymi sondami), 2 – studzienki rozdzielaczowe, 3 – zestaw pompowy (trzy pompy przystosowane do pracy w systemie 2+1), 4 – wymienniki woda / glikol (moc 2x400kW), 5 – rezerwowa pompa ciepła, 6 – dwie wieże chłodnicze wyparne zabudowane na dachu budynku, 7 – zestaw pomp obiegowych (trzy pompy przystosowane do pracy w systemie 2+1), 8 – węzeł cieplny dwustopniowy w połączeniu szeregowo-równoległym z zasobnikami ciepłej wody dla części hotelowej, 9 – wymiennik woda-woda do wstępnego podgrzewu wody wodociągowej, 10 – pompa ciepła woda-woda do przygotowania ciepłej wody, 11 – wymiennik przepływowy do podgrzewu wody w obiegu ładowania zasobników ciepłej wody, WSHP 1-6 – 910 lokalnych pomp ciepła tworzących 6 dwururowych pętli
W węzłach sanitarnych zastosowane zostały automatyczne elektrozawory odcinające dopływ wody podczas nieobecności użytkowników w pomieszczeniach. System ten pełni funkcję ograniczenia zużycia wody w przypadku rozszczelnienia instalacji, awarii baterii umywalkowych, spłuczek lub pozostawienia niezamkniętych zaworów baterii umywalkowych przez użytkowników. W węzłach przeznaczonych dla użytkowników zastosowane zostaną elektroniczne baterie umywalkowe wyposażone w czujniki ruchu, ograniczające zużycie wody.
Ogrzewanie i chłodzenie części biurowo – usługowej
W części biurowo – usługowej przewidziano głównie ogrzewanie i chłodzenie powietrzne. Na dachu budynku oraz w pomieszczeniach technicznych zlokalizowano centrale wentylacyjne wyposażone w wysokosprawne urządzenia do odzysku ciepła (wymienniki obrotowe lub krzyżowe), filtry klasy F7 na nawiewie, nagrzewnice zasilane roztworem glikolu etylenowego oraz filtry klasy G4 na wywiewie. Centrale do części biurowej dodatkowo wyposażone będą w chłodnice zasilane roztworem glikolu etylenowego, a powietrze nawiewane za tymi centralami będzie nawilżane do wilgotności 40%. Powietrze świeże z central zostanie rozprowadzone siecią przewodów wentylacyjnych do poszczególnych pomieszczeń w budynku. Na wyjściach na poszczególne kondygnacje przewidziano klapy przeciwpożarowe. Na każdej kondygnacji na odejściu od głównych szachtów zainstalowane zostaną przepustnice odcinające sterowane z systemu BMS, umożliwiające wymianę powietrza tylko na tej kondygnacji, w czasie gdy inne kondygnacje będą odcięte. Rozprowadzenie powietrza do poszczególnych nawiewników wykonane zostanie zgodnie z aranżacją architektoniczną poszczególnych pomieszczeń i wyposażone będzie w regulator stałego wydatku CAV. System automatyki central wentylacyjnych kontrolować będzie obroty silników wentylatorów, utrzymując stałe ciśnienie dyspozycyjne za centralą. Dla pomieszczeń, w których zakłada się okresowe przebywanie ludzi przewiduje się zamontowanie regulatorów zmiennego wydatku powietrza VAV na nawiewie i wywiewie ze ściennym detektorem obecności powodującym otwarcie dopływu powietrza. Układ wentylacji zaprojektowano ze zmienną wydajnością zależną od jakości powietrza wewnętrznego, sterowany z systemu automatyki i BMS. Wydajność wentylacji będzie obniżana do minimum podczas nieobecności użytkowników obiektu. Wprowadzone rozwiązania powinny w znaczącym stopniu wpłynąć na obniżenie zużycia energii przez systemy wentylacji i klimatyzacji.
Schemat dwururowej instalacji z wieloma pompami ciepła (WLHP)
Pompa ciepła przyłączona do instalacji wodnej przez układ rurowy z zaworem regulacyjnym, filtrem siatkowym i zaworami odcinającymi
Ogrzewanie i chłodzenie przestrzeni biurowo-usługowej będzie realizowane jak wspomniano wcześniej za pomocą urządzeń typu pompa ciepła woda- -powietrze (WLHP) podłączonych przewodami do pętli wodnej dwururowej o zmiennych parametrach pracy dla lata i zimy (rys.6).
Systemy WLHP (Water Loop Heat Pump) opisywane w literaturze również jako WSHP (Water Source Heat Pump) są alternatywą dla konwencjonalnych układów klimatyzacyjno – grzewczych. W ostatnich latach są coraz chętniej stosowane w obiektach, w których występuje różne zapotrzebowanie na energię do chłodzenia i ogrzewania w poszczególnych obszarach i pomieszczeniach. Wykorzystując układ WLHP można ciepło lub chłód odbierać z pomieszczeń, gdzie jest go w nadmiarze i wykorzystywać w innym miejscu. Odwracalny obieg chłodniczy tych pomp pozwala na utrzymanie wymaganej temperatury w pomieszczeniach lub strefie niezależnie od tego, czy wymagają one w danym momencie grzania, czy też chłodzenia. Dzięki temu w tym samym czasie w jednym obiekcie można jedne pomieszczenia ogrzewać, a inne chłodzić korzystając z jednej instalacji. System WLHP jest układem wielu pomp ciepła typu woda/powietrze połączonych jedną instalacją hydrauliczną. W kompleksie usługowym „Posejdon” zamontowano 910 takich pomp pracujących w sześciu układach. Każdy z nich umożliwia transport ciepła i chłodu pomiędzy powietrzem a wodą z wykorzystaniem układu sprężarkowego pomp ciepła. Podczas pracy w trybie chłodzenia energia pobierana z pomieszczenia przekazywana jest do wody krążącej w pętli wodnej. Podczas pracy w trybie grzania ciepło jest pobierane z pętli wodnej i oddawane do powietrza, które ogrzewa pomieszczenie. Główną cechą tego systemu jest wytwarzanie ciepła lub chłodu bezpośrednio w miejscu, w którym jest wykorzystywane (czyli jest to system zdecentralizowany), co jest bardzo korzystne w aspekcie efektywności energetycznej. Układ natomiast potrzebuje centralnego źródła ciepła oraz źródła chłodu. W przypadku kompleksu „Posejdon” źródłem ciepła jest grunt. Ciepło pobierane za pomocą wymienników gruntowych w wymiennikach glikol/woda przekazywane jest wodzie krążącej w pętlach pomp ciepła. Przy maksymalnym zapotrzebowaniu na ciepło wymienniki glikol/woda mogą być wspomagane dodatkowa pompą ciepła. Źródłem chłodu również jest wymiennik gruntowy wspomagany wieżami chłodniczymi (rys.5).
Pojedyncze pompy ciepła posiadają certyfikat wysokiej klasy efektywności energetycznej (A+), o wskaźnikach: COP > 4,1, EER > 5,9, LW max < 37,5 dBA.
Zadaniem instalacji pętli wodnej jest dostarczanie, odbieranie oraz akumulacja energii. Krążąca woda pełni funkcję czynnika transportującego energię pomiędzy pomieszczeniami lub ich strefami. W zależności od trybu pracy jest dolnym lub górnym źródłem ciepła dla zainstalowanych pomp ciepła. Jednocześnie pełni ona funkcję akumulatora energii, która swobodnie może zostać wykorzystana przez każdą z pomp ciepła znajdującą się w pętli. Gdy temperatura wody w pętli mieści się w granicach od 14 do 25 °C układ znajduje się w równowadze termodynamicznej. Oznacza to, że pompy ciepła w budynku mogą pracować równocześnie w trybie chłodzenia jak i grzania (w zależności od potrzeb indywidualnych pomieszczeń) bez konieczności dostarczania lub odbierania energii z centralnego źródła ciepła lub chłodu (wymiennika gruntowego). Wpływa to na obniżenie kosztów eksploatacyjnych systemu grzewczo- chłodzącego w obiekcie.
Każda z 910 pomp ciepła będzie podłączona do instalacji przez układ rurowy z zaworem regulacyjnym, filtrem siatkowym i zaworami odcinającymi (rys. 7). Ze względu na zmienne zapotrzebowanie na chłód i ciepło obsługiwanych przez pętlę wodną pomieszczeń istotne jest zastosowanie bardzo precyzyjnej regulacji przepływu. Jakość tej regulacji jest bardzo istotna z uwagi zarówno na dotrzymanie założonych temperatur w pomieszczeniach, jak i w kontekście minimalizacji zużycia energii elektrycznej do napędu pomp wymuszających obieg czynnika w pierścieniu wodnym. Z tego powodu jako zawory regulacyjne zastosowano nowoczesne zawory równoważące ABQM z napędem cyfrowym NovoCon® firmy Danfoss, dzięki którym układ będzie w stanie zapewnić uzyskanie komfortu cieplnego w pomieszczeniach, znaczących oszczędności energii i co ma ogromne znaczenie dla sprawnej eksploatacji zapewniając bardziej precyzyjną współpracę armatury regulacyjno- -równoważącej z systemem BMS. Zastosowane urządzenia umożliwią znaczną oszczędność czasu podczas montażu, zdalne uruchomienie systemu i wykonanie nastawy na zaworze. Pozwolą także wykryć potencjalne nieprawidłowości pracy układu lub błędy montażowe oraz wystarczająco precyzyjnie określić indywidualne zużycie ciepła lub chłodu w obsługiwanych pomieszczeniach (rejestr i alokacja zużycia energii).
Zawór ABQM jest zaworem regulacyjnym z wbudowanym regulatorem ciśnienia, który utrzymuje stały spadek ciśnienia w części regulacyjnej. Ten stały spadek ciśnienia jest niezależny od wahań ciśnienia w instalacji (będących konsekwencją zmiennych przepływów), co zabezpiecza instalację przed zjawiskiem tzw. nadprzepływów oraz pozwala na utrzymanie niezmiennej charakterystyki zaworu regulacyjnego. Ma to bezpośredni wpływ na utrzymanie wysokiego komfortu cieplnego w pomieszczeniach przy jednoczesnym zapewnieniu optymalnego przepływu czynnika. Konstrukcja zaworu jest tak zaprojektowana, iż dla poprawnej pracy zaworu wystarczy zapewnienie minimalnego spadku ciśnienia na zaworze na poziomie 16 kPa, co ma bezpośredni wpływ na dobór pomp w układach hydraulicznych – wpływa na obniżenie kosztów eksploatacyjnych wynikających z kosztów pompowania.
Dzięki współpracy zaworu z siłownikiem NovoCon może on być wykorzystywany w systemach BMS (Building Management System). Ten krokowo-cyfrowy napęd posiada cztery grupy funkcji, które powodują, iż jest to obecnie unikalne rozwiązanie dedykowane instalacji HVAC:
– funkcja komunikacji – umożliwia wpięcie 64 napędów do jednego obwodu, dokonywanie zdalnych nastaw (obliczeniowych przepływów ich ewentualnych zmian, wywołania funkcji płukania czy odpowietrzania, rozpoznanie stanów awaryjnych i ich przyczyny), monitoring, analizę i diagnostykę pracy układu. Funkcja ta ma bezpośredni wpływ na koszty uruchamiania oraz eksploatacji instalacji;
– funkcja modułów wejścia/wyjścia (Input/Output) – umożliwia współpracę zaworu z wieloma obiektami, jak: czujniki ruchu, otwarcia okna, temperatur, wilgotności, zanieczyszczenia, itd. Moduły te mogą być bezpośrednio wpięte do napędu bez konieczności zastosowania dodatkowych sterowników czy przekaźników. Umożliwia to zapewnienie optymalnej pracy układu przy jednoczesnym maksymalnym komforcie ciepłym użytkownika oraz ciągły monitoring parametrów pompy ciepła;
– funkcja zarządzania energią (Energy Management) – umożliwia monitoring i kontrolę minimalnej różnicy temperatur na odbiorniku, nastawę i kontrolę różnicy temperatur oraz temperatury powrotu, ograniczenie minimalnej temperatury powrotu, ograniczenie maksymalnej temperatury powrotu. Funkcja ta zapewnia poprawną pracę układów grzania i chłodzenia dzięki możliwości utrzymania warunków obliczeniowych dla każdych warunków pracy instalacji;
– funkcja alokacji energii – umożliwia wykorzystanie wbudowanych zaawansowanych funkcji pomiaru zużycia energii przez pompy ciepła oraz jej kontroli. Rozwiązanie to obecnie jest stosowane jako możliwości alokacji energii według faktycznego zużycia a nie według metrów kwadratowych zajmowanej powierzchni. Funkcja ta może być wykorzystywana do analizy systemu, obciążenia, efektywności, sprawności oraz natychmiastowej interwencji w przypadkach marnowania energii czy też jej zużycia w miejscach, gdzie nikt z tego nie korzysta.
Standard instalacji HVAC w obiekcie „Posejdon” daleko wykracza poza obowiązujące obecnie normy. Zastosowane technologie pozwoliły na uzyskanie prestiżowego certyfikatu ekologicznego BREEAM w najnowszej wersji New Construction 2016 na poziomie EXCELLENT. Ocena w ramach certyfikacji BREEAM odbywa się w dziesięciu kategoriach: Zarządzanie, Zdrowie i dobre samopoczucie, Energia, Transport, Woda, Materiały, Odpady, Wykorzystanie terenu i ekologia, Zanieczyszczenia oraz Innowacje. Aby móc ubiegać się o certyfikat w każdej z tych kategorii trzeba zdobyć określoną liczbę punktów krytycznych. Istnieje też obszerna lista dodatkowych wymagań, za spełnienie których otrzymuje się kolejne punkty. Ich suma decyduje o przyznaniu certyfikatu w pięciostopniowej skali. Poziom EXCELLENT jest stopniem czwartym, który potwierdza, że obiekt spełnił ponad 70 procent wyśrubowanych wytycznych brytyjskiej organizacji certyfikującej. Certyfikat BREEAM potwierdza, że dzięki zastosowaniu wielu rozwiązań redukujących zużycie energii budynek jest proekologiczny i oszczędny dla jego właściciela oraz iż został wykonany wg najnowszych, europejskich norm i standardów, dzięki czemu zapewnia najwyższy komfort jego użytkownikom.
System BMS w „Posejdonie”
Obiekt „Posejdon” zawiera pomieszczenia o różnym charakterze (m.in. hotelowe, biurowe, sale konferencyjne, lokale handlowo-usługowe, serwerownie, maszynownie, garaże), które wymagają odrębnego systemu gwarantującego zróżnicowany poziom komfortu i bezpieczeństwa. Aby wszystkie te elementy stanowiły spójną i dobrze funkcjonującą całość, w obiekcie funkcjonować będzie zaawansowany system automatycznej regulacji i sterowania – BMS (Building Management System) uzupełniony o funkcjonalności pozwalające na zarządzanie zużyciem energii. System zapewni właściwe parametry środowiska wewnętrznego (komfortu użytkowników) przy racjonalnym zużyciu energii. Będzie źródłem informacji, analiz i wytycznych umożliwiających kompleksowe spojrzenie na zużycie energii w obiekcie. W postaci interaktywnych grafik umożliwi wizualizację zużycia energii i zarządzanie energią oraz jej alokację, pozwoli na porównanie zużycia energii w stosunku do poprzednich okresów rozliczeniowych, wprowadzanie planów energetycznych, ciągłe optymalizowanie zużycia energii, poprawę efektywności energetycznej i wskaźników eksploatacyjnych przez cały okres użytkowania budynku. Dzięki temu można będzie podejmować trafne decyzje przyczyniające się do zminimalizowania zużycia energii w budynku. W związku z tym, że największe zapotrzebowanie na energię jest związane z oświetleniem, ogrzewaniem i klimatyzacją zastosowane zostały, szczególnie w tych instalacjach, nowoczesne rozwiązania wspierające poprawę efektywności energetycznej. Układy wentylacji zaprojektowano ze zmienną wydajnością zależną od jakości powietrza wewnętrznego. Wydajność wentylacji będzie obniżana do minimum podczas nieobecności użytkowników obiektu. Optymalna temperatura wewnętrzna będzie kontrolowana za pomocą odpowiedniego zagęszczenia czujników temperatury z możliwością regulacji temperatury odrębnie w poszczególnych pomieszczeniach. Dodatkowo zastosowano monitorowanie otwarcia okien przez użytkowników. W takim przypadku wyłączane są źródła ciepła/chłodu (pompy ciepła) na danej powierzchni lub w pomieszczeniu. Użytkownicy obiektu będą mogli samodzielnie kontrolować oświetlenie oraz temperaturę za pomocą zadajników w pomieszczeniach.
Szczegółowo opomiarowane zostanie w budynku m.in.:
–– zużycie wody,
–– zużycie energii elektrycznej,
–– zużycie ciepła i chłodu
Podsumowanie
W artykule skoncentrowano się na nowoczesnych technologiach z użyciem energii odnawialnej wdrożonych w kompleksie usługowym „Posejdon”. Ten największy w Polsce NZEB można traktować jako obiekt referencyjny. Jest on wyposażony między innymi w systemy fotowoltaiczne, w układ pozyskiwania energii dla potrzeb grzania i chłodzenia zrealizowany w oparciu o pionowe wymienniki gruntowe i wykorzystanie pomp ciepła pracujących w układzie hydraulicznym pętli wodnej (WLHP). Budynek został zaprojektowany tak, aby służył także jako laboratorium do badania możliwości zastosowania zaimplementowanych w nim innowacyjnych strategii służących wysokiej efektywności energetycznej i zmniejszeniu emisji gazów cieplarnianych. Rozwiązania przedstawione w artykule można traktować jako zbiór dobrych praktyk w zakresie realizacji budynków w standardzie NZEB.
BIBLIOGRAFIA
[1] COM (2011) 112 final, The Committee report for the EP and the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions – A Roadmap for moving to a competitive low carbon economy in 2050. Pobrane z adresu: https://eur-lex.europa.eu/ LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2011:0112:FIN:EN:PDF
[2] COM (2013) 483 final/2. The Committee report for the EP and the Council – The progress of member countries in increasing the number of buildings with nearly zero energy use, 7.10.2013 r. Pobrane z adresu: https:// ec.europa.eu/energy/en/topics/energy – efficiency/buildings
[3] EPBD (2002). Directive 2002/91/WE of the European Parliament and of the Council of 16 December 2002 on the energy performance of buildings. OJ L 1/65 04.01.2003.
[4] EPBD (2010). Directive 2010/31/UE of the European Parliament and the Council of 19 Mai 2010 on the energy performance of buildings (recast). OJ L 153 18.06.2010.
[5] EPBD (2018). Directive (EU) 2018/844 of the European Parliament and of the council of 30 May 2018 amending Directive 2010/31/EU on the energy performance of buildings and Directive 2012/27/EU on energy efficiency. Off. J. Eur. Union 2018, 156, 75–91.
[6] Obwieszczenie Ministra Infrastruktury i Rozwoju z dnia 17 lipca 2015 r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu rozporządzenia Ministra Infrastruktury w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie. Załącznik 2. Wymagania izolacyjności cieplnej i inne wymagania związane z oszczędnością energii
[7] Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie. Dz.U. 2002 Nr 75, poz. 690
[8] Pirczewski M., Figiel E., Leciej-Pirczewska D.: „Nowoczesny kompleks usługowy POSEJDON w Szczecinie”. Inżynieria i Budownictwo, 5/20