Parametry dostawy ciepła w systemach ciepłowniczych latem podstawa wymiarowania układu kogeneracyjnego

Transkrypt

1 Parametry dostawy ciepła w systemach ciepłowniczych latem podstawa wymiarowania układu kogeneracyjnego Parameters of the delivery of the heat in district heating systems in summer - the base of the dimensioning of the cogeneration system Autor: Ryszard Śnieżyk - Szkoła Wyższa im. Bogdana Jańskiego, Warszawa ( Energetyka nr 8/2011) Przy wymiarowaniu układów kogeneracyjnych w systemach ciepłowniczych powinny być parametry potrzeb cieplnych latem [1]. Takie postępowanie zapewnia najdłuższy czas pracy układu skojarzonego, a co za tym idzie, najlepsze warunki ekonomiczne. Dotychczas jako podstawę, określenia potrzeb cieplnych, wykorzystuje się uporządkowany wykres obciążeń cieplnych [2-4]. W praktyce przyjmowano, że potrzeby przygotowania ciepłej wody użytkowej latem są stałe. Nawet stosowanie zmodyfikowanego uporządkowanego wykresu obciążeń [5] nie jest, zdaniem Autora, dostatecznie przydatny do określenia mocy cieplnej i elektrycznej układu kogeneracyjnego. Najistotniejszym czynnikiem, który wpływa na pracę układu skojarzonego są rzeczywiste wahania potrzeb cieplnych w ciągu doby i tygodnia. Celem artykułu jest wyznaczenie, na podstawie pomiarów, rzeczywistych parametrów dostawy ciepła latem w systemach ciepłowniczych o różnej mocy cieplnej do przygotowania ciepłej wody użytkowej latem. 1. Stan obecny W wielu publikacjach relacjonujących założenia do inwestycji z zakresu kogeneracji [6-8] przyjmuje się niemal stałe potrzeby cieplne latem. Ilustrują to wykresy przedstawione na rys Zapotrzebowanie ciepła różych systemów ciepłowniczych latem W ciągu ponad 20-letnich badań rózych systemów ciepłowniczych, zgromadzono dane dotyczą dostawy ciepła latem. Wykorzystano parametry archiwowane w systemach monitoringu i, wcześniejszych, z zapisów w książkach kotłowych. Zwykle są to pomiary wykonywane co godzinę, za pomocą przyrządów (pomiary zwężkowe lub, ostatnio, przepływomierze ultradźwiękowe i mierniki ciepła) o dokładności od 1% (przepływ wody sieciowej) do 8% (moc cieplna za pomocą mierników ciepła). 1

2 Rys. 1. Uporządkowany wykres obciążeń [6]. Zwykle, na podstawie podstawowych parametrów, tj. temperatury: zewnętrzna i wody sieciowej oraz przepływ wody sieciowej, wyliczano chwilową moc cieplną Gdańsk Moc cieplna systemu ciepłowniczego Gdańska wynosi ponad 700 MW [9]. Na rys. 4. pokazano przebieg dostawy ciepła latem w okresie od 1 czerwca do 31 sierpnia 2004 r. Jak widać na rys. 4., zakres zmian mocy cieplnej wynosi od 20,2 do 96,6 MW. Na rysunku tym zaznaczono zapotrzebowanie ciepła co godzinę, co dobę, wartość średnią (54,55 MW) oraz uporządkowany wykres obciążeń. Widoczny jest również okres przerwy remontowej, podczas której nie ma dostawy ciepła. 2

3 Rys. 2. Uporządkowany wykres obciążeń cieplnych [7]. Rys. 3. Uporządkowany wykres obciążeń cieplnych [8]. 3

4 Rys. 4. Gdańsk. Moc cieplna w okresie od r. Jest ewidentne, że na tej podstawie posługiwanie się tylko uporządkowanym wykresem obciążeń do wyznaczenia czasu i parametrów pracy układu kogeneracyjnego będzie obarczone bardzo dużym błędem. Należało się spodziewać, że w tak dużym systemie ciepłowniczym, zakres wahań będzie minmalna. Tak niestety, nie jest Szczecin Następnym analizowanym systemem ciepłowniczym była część sieci ciepłowniczej lewobrzeżnego Szczeciana [10] zasilanego z Elektrociepłowni Pomorzany i Elektrociepłowni Szczecin (wcześniaj nazywanej PORTOWA). Zapotrzebowanie mocy cieplnej tego systemu ciepłowniczego wynosi około 500 MW. Ze względu na awarię systemu monitoringu, dysponowano danymi w okresie od r. Moc cieplną dostarczoną do systemu pokazano na rys. 5. Srednia moc wynosi 38,5 MW, maksymalna 48,2 MW, a minimalna 31,6 MW. Na rys. 5. podano również przebieg uporządkowego wykresy obciążenia cieplnego. 4

5 Rys. 5. Szczecin. Moc cieplna w okresie: r Szczecin Dąbie. Przeanalizowano pracę systemu ciepłowniczego Szczecin-Dąbie [10] zasilanego z Ciepłowni Rejonowej DĄBSKA, w której są cztery kotły WR-25 ołącznej mocy 116,3 MW. Zapotrzebowanie mocy cieplnej tego systemu ciepłowniczego wynosi około 90 MW. Na rys. 6. pokazano przebieg dostawy ciepła w okresie r. Średnia moc cieplna w tym okresie wynosiła 7,52 MW. Moc maksymalna to 15,96 MW, a minimalna 4,00 MW Słupsk System cepłowniczy Słupska [11] zasilany jest z dwóch źródeł ciepła, w których jest zainstalowanych pięć kotły WR-25 i jeden WR-10 o łącznej mocy około 160 MW. Zapotrzebowanie mocy cieplnej wynosi około 132 MW. Na rys. 7. pokazano przebieg mocy cieplnej latem, tj. od r. 5

6 Rys. 6. Szczecin-Dąbie. Moc cieplna w okresie r. Rys. 7. Słupsk. Moc cieplna w okresie: r. Średnia moc cieplna wynosiła Q L ŚR = 8,1 MW. Moc maksymalna wynosiła Q L max = 10,7 MW, a minimalna Q L min = 3,0 MW. 6

7 2.5. Stargard Szczeciński System ciepłowniczy Stargardu Szczecińskiego [12] zasilany jest z dwóch źródeł ciepła. W ciepłowni węglowej zainstalowane są dwa kotły WR-25 i pięć kotłów WR-10, o łącznej mocy cieplnej Q C węg = 116,3 MW. Drugim źrółem ciepłą jest geotermia, która była planowana o mocy Q geot plan = 14,0 MW, ale ostatnio uzyskiwała Q geot = 4,0 MW. Zapotrzebowanie mocy cieplnej systemu ciepłowniczego wynosi około 90, 0 MW. Na rys. 8. pokazano przebieg mocy cieplnej latem, tj. od r. Rys. 8. Stargard Szczeciński. Moc cieplna w okresie: r. Średnia moc cieplna wynosiła Q L ŚR = 5,7 MW. Moc maksymalna wynosiła Q L max = 8,0 MW, a minimalna Q L min = 1,4 MW. Dużym problemem było wykorzystywanie źródła geotermalnego, gdyż konieczne było uzupełnianie potrzebnej mocy za pomocą kotła WR-10, którego sprawność przy mocy cieplnej może wynosić η th = 40%! W sumie, ilość produkowanego dwutlenku węgla jest większa niż przy produkcji ciepła tylko z kotła węglowego. 7

8 3. Analiza przykładowych parametrów dostawy ciepła Przeprowadzono porównanie zapotrzebowania mocy cieplnej latem pięciu różnych systemów ciepłowniczych: Gdańska, Szczecina, Szczecina-Dąbia, Słupska i Stargardu Szczecińskiego. W tab. 1. podano charakterystykę badanych systemów ciepłowniczych. Obliczeniowa moc cieplna do centralnego ogrzewania zweryfikowano na podstawie rzeczywistej dostawy ciepła, dlatego różnią się od wartości podanych wyżej. Tab. 1. Charakterystyka badanych systemów ciepłowniczych. * Dane z krótkiego okresu (36 dób, pozostałe - 92 doby). Należy zwrócić uwagę na dużą rozbieżność między zamówioną i dostarczaną mocą cieplną do przygotowania ciepłej wody użytkowej. Wielu dostawców ciepła żąda zamawiania przez odbiorców maksymalnej godzinowej mocy cieplnej, a z przepisów wynika [13], że powinna to być średnia dobowa moc cieplna do c.w.u. Udział ciepłej wody użytkowej ρ jest definiowany [14] jako stosunek średniej mocy cieplnej do przygotowania ciepłej wody użytkowej do zapotrzebowania mocy cieplnej do centralnego ogrzewania w warunkach obliczeniowych. Wszystkie systemy ciepłownicze znajdują się w I strefie klimatycznej [15], w której obliczeniowa temperatura zewnętrzna t zewn obl = -16 o C. Rzeczywisty udział ciepłej wody użytkowej ρ R, w badanych systemach ciepłowniczych, mieści się w granicach 0,059 < ρ < 0,114. W tab. 1. wyznaczono różnicę mocy cieplnej Q między wartością maksymalną i minmalną. Ponadto wyliczono wahania potrzeb cieplnych z zależności: Q q = 100,% Q cwusr Jest to umowny wskaźnik wahań potrzeb cieplnych w systemach ciepłowniczych, który jest istotny przy obliczeniach produkcji energii elektrycznej i cieplnej w układach kogeneracyjnych oraz doborze wielkości urządzeń. Na rys. 9. pokazano przebieg dostawy ciepła latem w analizowanych systemach ciepłowniczcyh.zakres mocy cieplnej (średniej) waha się od 54,5 MW do 5,7 MW. 8

9 Zmienność potrzeb cieplnych dla każdego z systemów jest duża i niemal nie zależy od wielkości systemu. Szczególnie duże fluktuacje potrzeb cieplnych występują w największym systemami ciepłowniczym, tj. w Gdańsku. Rys. 9. Moc cieplna latem w 5 systemach ciepłowniczych. Na rys. 10. pokazano porównanie graficzne zakresu zmian mocy cieplnej latem w badanych systemach ciepłowniczych z uwzględnieniem ich wielkości. W celu lepszego zobrazowania różnic w pracy poszczególnych systemów ciepłowniczych, na rys. 11. pokazano moc cieplną w wybranym tygodniu. Przedstawiono moc cieplną małych systemów ciepłowniczych, tj. w Słupsku, Dąbiu i Stargardzie. Na szczególne podkreślenie zasługuje różnica wahań potrzeb cieplnych między Słupskiem i Dąbskiej. Znacznie mniejsze zmiany mocy cieplnej w Słupsku wynikają z zastosowania węzłów pełnoszeregowych z pracą szeregowo-równoległą [16] oraz dużej mocy grupowych węzłów ciepłowniczych. Natomiast Ciepłownia Dąbska zasila stosunkowo młe węzły ciepłownicze szeregowo-równoległe. Potwierdza to zalety rozwiązania stosowanego w Słupsku. 9

10 Rys. 10. Charakterystyka pracy latem badanych systemów ciepłowniczych. Rys. 11. Porównanie mocy cieplnej w wybranym tygodniu (Słupsk, Dąbie i Stargard). 10

11 Za błąd należy uznać stosowanie węzłów ciepłowniczych do przygotowania ciepłej wody użytkowej z wymiennikami płytowym oraz eliminację zasobników ciepłej wody użytkowej, a także dzielenie grupowych węzłów ciepłowniczych. Uzyskano w ten sposób bardzo krótkie stałe czasowe pracy węzłów ciepłowniczych, a co za tym idzie, wymuszanie dużych wahań przepływu wody sieciowej w całym systemie ciepłowniczym. 4. Przykład wykorzystania pomiarów do wymiarowania układu kogeneracyjnego Zebrane i przeanalizowane pomiary poboru ciepła przez system ciepłowniczy można wykorzystać do wymiarowania układów kogeneracyjnych. Do przykładu posłużono się danymi systemu ciepłowniczego Gdańska. Na rys. 12. przedstawiono wykres uzyskany z przedstawienia w ciągu tygodni latem 2004 r. Pominięto zupełnie niecharakterystyczne dane z 11 i 12 tygodnia. Na wykresie zaznaczono wartość średnią maksymalnych (QLmaxŚR = 70,3 MW) i minimalnych mocy cieplnych. Moc maksymalna wymosiła QLmax = 96,6 MW, a minimalne (QLminŚR = 50,8 MW) QLmin = 20,2 MW. Rys. 12. Tygodniowy przebieg zapotrzebowania mocy cieplnej latem (Gdańśk 2004 r.). Moc cieplna układu kogeneracyjnego powinna być tak dobrana, aby latem nie trzeba było włączać innych, uzupełniającego źródła ciepła. 11

12 Na podstawie przedstawionego przebiegu dostawy ciepła latem w Gdańsku, podstawowa turbina powinna mieć moc cieplną Q max K = 75 MW th. W celu uniknięcia przekroczenia mocy cieplnej dobranego układu kogeneracyjnego, należy podnosić temperaturę na zasilaniu odpowiednio wolno. Opóźnienie czasowe w systemie ciepłowniczym Gdańska wynosi około 4 godzin [9]. Przeciętna moc cieplna może się obniżać do około Q K min = 50 MW th, czyli do około q = 67% mocy nominalnej. W zależności od rodzaju turbiny, moc elektryczna układu kogeneracyjnego może wynosić: 1. obieg parowy Rankine`a (N K 37,5 MW el, sprawność wytwarzania energii elektrycznej η el = 28%), 2. turbina gazowa (N K 37,5 MW el, sprawność wytwarzania energii elektrycznej η el = 33%), 3. uciepłowniona elektrownia [17] (N K 37,5 MW el, sprawność wytwarzania energii elektrycznej η el = 38%) Największą ilość energii elektrycznej wyprodukuje uciepłowniona elektrownia. Takie rozwiąznie powinno być stosowane przy podejmowaniu decyzji o budowie układu kogeneracyjnego zasilanego węglem. Stosowanie obecnie powszechnie rozwiązania z elektrociepłownią z obiegiem Rankine`a, szczególnie w przypadku przewymiarowania turbiny podstawowej (przeciwprężnej), nie pozwoli na uzyskanie kogeneracji wysokosprawnej [18]. Pogorszenie wskaźników wynika z konieczności stosowania pseudokondensacji. Dysponując danymi potrzeb cieplnych latem można oszacować produkcję ciepła i energii elektrycznej w ciągu całego roku. W sezonie ogrzewczym układ kogeneracyjny może pracować z obciążeniem 100%. Podana wyżej metodologia postępowania powinna poprzedzać podjęcie decyzji inwestycyjnych. 5. Przykład niewłaściwego wymiarowania systemu kogeneracyjnego Przykładem szczególnie niewłaściwego wymiarowania układu kogeneracyjnego jest budowany obecnie blok węglowy w centrum Opola [19]. Moc elektryczna bloku ma wynosić N = 10 MW el, a cieplna Q = 28 MW th [8]. Koszty budowy mają wynieść 83 mln zł. Założona, maksymalna sprawność wytwarzania energii elektrycznej ma wynosić η el Opole = 20,22%!. Na podkreślenie zasługuje również fakt braku pseudokondensacji, który pozwala na produkcję energii elektrycznej przy zbyt małych potrzebach ciepła. W tym przypadku, minimalna moc cieplna może wynosić około 14,0 MW th. Stawia to pod zankiem zapytania pracę tego układu kogeneracyjnego latem. 12

13 Doświadczenia inwestora z eksploatacji (przez około 10 lat) w tym źródle ciepła turbiny gazowej o mocy eleltrycznej N = 7,4 MW el i cieplnej Q = 14,0 MW th nie wskazują na efektywną pracę nowego układu kogeneracyjnego. Wynika to z oceny: Obecnie, w związku z dużą dobową zmiennością zapotrzebowania na ciepłą wodę w lecie, zdarzają się okresy przegrzewania wody sieciowej, co powoduje wzrost strat przesyłu (w lecie sięgają one nawet do 30%). Zmniejszenie wydajności pracy turbiny gazowej wiąże się natomiast z obniżeniem jej sprawności i relatywnie, pogorszeniem wskaźnika wykorzystania energii chemicznej zawartej w gazie. [8]. Świadczy to o braku podstawowej wiedzy inżynierskiej i wyciągania wniosków z posiadanych pomiarów. W artykule podano zasady postępowania przy planowaniu inwestycji w zakresie wysokosprawnej kogeneracji. Podsumowanie Na podstawie przedstawionych analiz wykazano, że: 1. niewłaściwe jest przyjmowanie jako podstawy do wymiarowania i oszacowywania pracy układów kogeneracyjnych uporządkowanego wykresu obciążeń cieplnej, 2. każdy system ciepłowniczy wymaga odrębnego badania pracy systemu ciepłowniczego latem, aby określić najlepsze parametry projektowanego układu kogeneracyjnego, 3. badane systemy ciepłownicze, o bardzo dużym zakresie mocy cieplnej, charakteryzują się dużym zakresem wahania mocy cieplnej latem, tj. od 40 do 160%, 4. niekorzystnym działaniem, mającym wpływ na wahania mocy cieplnej latem, jest stosowanie wymienników płytowych do przygotowyania ciepłej wody użytkowej, 5. źle wpływa na pracę źródeł ciepła usuwanie zasobników ciepłej wody użytkowej. 6. nieuzasadnione jest dzielenie grupowych węzłów ciepłowniczych, 7. przyjmowane rozwiązania węzłów ciepłowniczych mają decydujący wpływ na duże wahania zapotrzebowania mocy cieplnej latem, 8. zastosowane rozwiązanie w Słupsku potwierdza, że schemat technologiczny węzłów ciepłowniczych ma duży wpływ na wahania mocy cieplnej latem, 9. obecnie są realizowane inwestycje, które nie spełniają kryteriów racjonalnego wymiarownia układów kogeneracyjnych (ECO Opole). 13

14 LITERATURA [1] Skorek J., Kalina J. Gazowe układy kogeneracyjne, Wydawnictwo Naukowo-Techniczne, Warszawa, [2] Kołodziejczyk L, Gospodarka cieplna w ogrzewnictwie, ARKADY, Warszawa, [3] Marecki J., Gospodarka skojarzona cieplno-elektryczna, Wydawnictwo Naukowo- Techniczne, Warszawa, [4] Szargut J., Ziębik A. Skojarzone wytwarzanie ciepła i elektryczności elektrociepłownie, Polska Akademia Nauk Oddział w Katowicach, Wydawnictwo Pracowni Komputerowej Jacka Skalmierskiego, Katowice Gliwice, [5] Szałański P., Śnieżyk R, Modyfikacja uporządkowanego wykresu obciążeń, Rynek Energii, 2007, nr 1. [6] Skorek J. Analiza techniczno-ekonomiczna nadbudowy węglowej ciepłowni miejskiej układem kogeneracyjnym z gazowym silnikiem tłokowym lub turbiną gazową, INSTAL, 2010, nr 9. [7] Lewandowski J, Możliwości przebudowy ciepłowni węglowej w warunkach nowych ograniczeń emisyjnych, Ciepłownictwo Ogrzewnictwo Wentylacja, 2010, nr 10. [8] Demel B., Gumieniak D. Przebudowa źródła ciepła w Opolu budowa układu wysokosprawnej kogeneracji. Raport o oddziaływaniu na środowisko naturalne, Energetyka Cieplna Opolszczyzny S.A. Opole, luty [9] Śnieżyk R. Kierunki obniżenia kosztów eksploatacji systemu ciepłowniczego GPEC w Gdańsku, Procesy Inwestycyjne, Gdańsk, 2003, Praca niepublikowana. [10] Śnieżyk R. Machbarkeitsstudie für den Anschluss des Fernwärmesystems in Szczecin am linken Oderufer an das System von dem Heizwerk CR Dąbska, Ryszard Śnieżyk, Wrocław, 2006, Opracowanie niepublikowane. [11] Śnieżyk R. Optymalizacja sieci ciepłowniczej m. Słupska, Ryszard Śnieżyk, Wrocław, 2004, Opracowanie niepublikowane. [12] Śnieżyk R. Koncepcja obniżenia strat ciepła na trasie sieci ciepłowniczej do Osiedla Pyrzyckiego w Stargardzie Szczecińskim. Ryszard Śnieżyk, Wrocław, 2008, Opracowanie niepublikowane. [13] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 17 września 2010 w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. (Dz.U. nr.194, poz.1291). [14] Kamler W. Ciepłownictwo, PWN, Warszawa, [15] PN-82/B Temperatury obliczeniowe zewnętrzne, Polski Komitet Normalizacji i Miar, Warszawa, [16] Jeżowiecki J., Fijewski M., Śnieżyk R. Nierównomierność strumienia wody sieciowej w zmodyfikowanym pełnoszeregowym węźle ciepłowniczym. Oficyna Wydaw. PWroc., Prace Naukowe Instytutu Techniki Cieplnej i Mechaniki Płynów Politechniki Wrocławskiej nr 56, Konferencje, Wrocław,

15 [17] Ziębik A., Hoinka K., Liszka M. Przegląd technologii kogeneracyjnych w krajowym systemie cieplno-energetycznym, Ciepłownictwo Ogrzewnictwo Wentylacja, 2010, nr 10 [18] Kowalik M. Dyrektywa Unii Europejskiej o elektrociepłowniach, Rynek Energii, nr 2003, nr 5(48), s [19] Śnieżyk R. Drogi rozwoju kogeneracji w Polsce. Case study: Opole. Konferencja Rynek Ciepła REC 2010, Nałęczów, października 2010 r, Materiały i studia, Lublin, Parameters of the delivery of the heat in district heating systems in summer - the base of the dimensioning of the cogeneration system In the article presented research of five district heating systems about the different power demand (from 90 MW to 700 MW). An target of research was the definition of the range of oscillations of the heat in summer, necessary to the preparation of the domestic hot water. A base of analyses were measurement performed horaly in real terms. Obtained results indicate that the usage of the orderly graph of loads is burdened considerable errors. The range of oscillations of the heat demand within summers, referred to the mean value, amount from 40 to 160%. Even in large district heating systems (Gdańsk ~700 MW) of the oscillation of the heat demand they are meaning. One gave the example of the utilization of measurement to the dimensioning of the cogeneration system, being characterized with the greatest production of the heat and power within a year. dr inż. Ryszard Śnieżyk prowadzi działalność z zakresu ciepłownictwa pod nazwą Ryszard Śnieżyk. Doktorat w Politechnice Warszawskiej, prowadził dydaktykę w Wyższej Szkole Inżynierskiej w Opolu, Akademii Techniczno-Rolniczej w Bydgoszczy. Pracował w Miejskim Przedsiębiorstwie Gospodarki Cieplnej we Wrocławiu, Instytucie Gospodarki Przestrzennej i Komunalnej Oddział w Krakowie. Obecnie prowadzi zajęcia dydaktyczne z zakresu odnawialnych źródeł energii w Szkole Wyższej im. Bogdana Jańskiego w Warszawie. rsniezyk1@wp.pl 15