Autor: dr inŝ. Robert Cholewa. ( Energetyka nr 6/2010)

Transkrypt

1 Systemy pomiarowe wymagane do uzyskania świadectw pochodzenia z kogeneracji a wiarygodność uzyskiwanych z nich danych do oceny sprawności wytwarzania jednostki Autor: dr inŝ. Robert Cholewa ( Energetyka nr 6/2010) Minister Gospodarki w dniu 26 września 2007 r. wydał Rozporządzenie w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectw pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawiania do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzenia danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji [1]. Podstawą wydania tego aktu prawnego były: Dyrektywa 2004/8/WE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY z dnia r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło uŝytkowe na rynku wewnętrznym energii oraz zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG, Ustawa Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. (z późniejszymi nowelizacjami). Rozporządzenie [1] określa między innymi wymagania dotyczące przyrządów pomiarowych stosowanych w rozliczeniach produkcji energii elektrycznej i ciepła uŝytkowego w wysokosprawnej kogeneracji. NajwaŜniejsze wymagania dotyczą pomiarów zuŝycia energii chemicznej paliw, produkcji energii elektrycznej i ciepła uŝytkowego. Zgodnie z Rozporządzeniem [1] ilość paliw spalanych w jednostce kogeneracji powinna być określana metodą bezpośrednią poprzez pomiary strumieni paliw na granicy jednostki kogeneracji za pomocą legalizowanych wag. W praktyce do pomiarów ilości paliw spalanych w jednostce kogeneracji wykorzystywane są zazwyczaj legalizowane wagi taśmowe zainstalowane przed zasobnikami przykotłowymi lub legalizowane wagi wagonowe i samochodowe. Zastosowanie wag wagonowych lub samochodowych wymaga równieŝ przeprowadzania obmiaru składowiska na początek i koniec okresu rozliczeniowego. Niepewność pomiaru według wskazań wag taśmowych klasy pierwszej to 1%, a według wskazań wag wagonowych i obmiaru składowiska około 4%. Wartości opałowe paliw muszą być wyznaczane przez akredytowane laboratoria zgodnie z obowiązującymi normami. Wartość produkcji energii elektrycznej powinna być określana za pomocą legalizowanych liczników energii elektrycznej czynnej prądu przemiennego i przekładników prądowych i napięciowych co najmniej klasy 0,5 lub C. Ilość Ciepło uŝytkowe wyprowadzane z jednostki Referat na bazie niniejszego artykułu został wygłoszony podczas VIII Konferencji Naukowej Systemy Pomiarowe w Badaniach Naukowych i w Przemyśle w Łagowie, czerwca 2010 r. Organizatorem Konferencji był Instytut Metrologii Elektrycznej Uniwersytetu Zielonogórskiego przy współpracy z Zakładami Pomiarowo-Badawczymi Energetyki Energopomiar Sp. z o.o. w Gliwicach.

2 kogeneracji do odbiorców powinno być mierzone za pomocą liczników ciepła. Zazwyczaj w celu uzyskania świadectw pochodzenia produkcja ciepła uŝytkowego w wysokosprawnej kogeneracji jest dokumentowana przez wytwórców w oparciu o wskazania urządzeń słuŝących do rozliczeń z odbiorcami ciepła. NaleŜy zauwaŝyć, Ŝe wymienione powyŝej pomiary są podstawą do wyznaczania sprawności wytwarzania jednostek i w sytuacjach awaryjnych mogą być zastępowane przez metody pośrednie. Porównanie wyników otrzymywanych metodami bezpośrednimi, wymaganymi do rozliczenia produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji, z wynikami uzyskiwanymi z wykorzystaniem metod pośrednich, na przykład. metody TKE technicznej kontroli eksploatacji, umoŝliwia ocenę obu metod w kontekście wyznaczania sprawności wytwarzania obiegów. W ramach artykułu przedstawiono doświadczenia praktyczne Energopomiaru z prowadzenia analiz, umoŝliwiających ocenę układów pomiarowych słuŝących do rozliczenia produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji. Wymagania dotyczące przyrządów do wyznaczania świadectw pochodzenia z kogeneracji W celu wyznaczenia ilości świadectw pochodzenia z kogeneracji naleŝy wyznaczyć energię elektryczną brutto oraz energię mechaniczną wyprodukowaną w jednostce kogeneracji, energię chemiczną paliw dostarczaną do jednostki kogeneracji oraz ciepło uŝytkowe wytworzone w jednostce kogeneracji w okresie sprawozdawczym. Wielkości te powinny być wyznaczone zgodnie z polskim prawem: Ustawą Prawo o miarach z dnia 11 maja 2001 r. Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 27 grudnia 2007 r. w sprawie rodzajów przyrządów pomiarowych podlegających prawnej kontroli metrologicznej oraz zakresu tej kontroli Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 7 stycznia 2008 r. w sprawie prawnej kontroli metrologicznej przyrządów pomiarowych Ustawą o systemie oceny zgodności z dnia 30 sierpnia 2002 r. Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 18 grudnia 2006 r. w sprawie zasadniczych wymagań dla przyrządów pomiarowych. W Rozporządzeniu [1] określone są równieŝ dodatkowo ogólne wymagania dotyczące sposobu pomiarów kluczowych wielkości słuŝących do obliczeń produkcji w wysokosprawnej kogeneracji oraz oszczędności energii pierwotnej (wskaźnik PES): Energię elektryczną naleŝy mierzyć bezpośrednio na zaciskach generatorów lub ogniw paliwowych przyrządami o klasie pomiarowej nie gorszej niŝ 0,5 lub C dla mocy większej niŝ 1 MVA lub nie gorszej niŝ 1 lub B dla mocy nie większej niŝ 1 MVA. Energię chemiczną paliw dostarczonych do jednostki kogeneracji naleŝy mierzyć metodą bezpośrednią na podstawie pomiarów ilości paliwa i jego wartości opałowej na granicach jednostki kogeneracji. Wartość opałowa powinna być wyznaczana przez akredytowaną

3 jednostkę zgodnie z PN-EN 1928:2002 dla paliw stałych, PN-86/C dla paliw gazowych, PN-ISO 6976:2003 dla gazu ziemnego. Ciepło uŝytkowe powinno być mierzone na granicy jednostki za pomocą oznakowanych przyrządów pomiarowych na granicy jednostki kogeneracji lub wyodrębnionego zespołu urządzeń wchodzących w jej skład. Energię mechaniczną brutto naleŝy mierzyć za pomocą mierników momentu obrotowego lub na podstawie charakterystyk urządzeń napędzanych, jeŝeli pomiar bezpośredni jest niemoŝliwy do realizacji lub jego instalacja jest nieuzasadniona ekonomicznie. Przyrządy pomiarowe słuŝące do wyznaczenia danych uprawniających do wystąpienia o świadectwa pochodzenia z kogeneracji, zgodnie z wymogami podanymi w wymienionych aktach prawnych, podlegają kontroli metrologicznej. Ogólne uwarunkowania nadzoru metrologicznego podano w tabeli 1. W praktyce najwięcej trudności przysparza określenie dokładnej ilości spalanego paliwa, wartości opałowej paliw oraz ilości ciepła uŝytkowego. Zgodnie z Rozporządzeniem [1] ilość paliw spalanych w jednostce kogeneracji powinna być określana metodą bezpośrednią poprzez pomiar strumieni paliw na granicy jednostki kogeneracji za pomocą legalizowanych wag. W elektrowniach i elektrociepłowniach opalanych węglem do określenia ilości spalanego paliwa wykorzystywane są: legalizowane wagi taśmowe klasy 1 o niepewności pomiarowej 1% zainstalowane przed zasobnikami przykotłowymi albo legalizowane wagi wagonowe i samochodowe lub obmiar składowiska połączony z zastosowaniem legalizowanych wag wagonowych lub samochodowych o niepewności pomiarowej łącznej około 4%. NaleŜy podkreślić, Ŝe z wyjątkiem sytuacji awaryjnych Rozporządzenie [1] nie pozwala na stosowanie metod pośrednich do wyznaczania ilości spalanego w jednostce kogeneracji paliwa. Zezwala jednak na zastosowanie metody pośredniej do rozdziału zwaŝonego metodą bezpośrednią węgla dla całej elektrowni lub elektrociepłowni na poszczególne bloki oraz na wyznaczenie ilości paliw do wytworzenia ciepła poza procesem kogeneracji (np. poprzez pobór pary świeŝej do wymienników szczytowych, sprzedaŝ ciepła w postaci pary świeŝej do odbiorców zewnętrznych lub produkcję ciepła uŝytkowego z pary świeŝej za kotłami na stacjach redukcyjno-schładzających). Problemy z określeniem wartości opałowej paliw wynikają głównie ze zmiany parametrów węgla w czasie i okresowego pobierania próbek paliwa do badania. W jednostkach kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniŝej 1 MVA moŝna dopuścić przyjmowanie wartości opałowej według świadectw dostawców paliwa. W jednostkach o zainstalowanej mocy elektrycznej powyŝej 1 MVA, lecz poniŝej 30 MVA, analizy powinny być wykonywane przynajmniej dla kaŝdej dostawy paliwa. W jednostkach kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej powyŝej 30 MVA analizy wartości opałowej powinny być wykonywane przynajmniej raz na dobę. Analizy powinny być wykonywane przez laboratorium posiadające akredytowany system jakości, a metody wykonywania analiz oraz pobierania próbek powinny być zwalidowane. Do pomiarów ilości ciepła uŝytkowego wytwarzanego w jednostce kogeneracji najlepiej jest stosować przyrządy pomiarowe, które słuŝą do rozliczeń z odbiorcami ciepła uŝytkowego.

4 Zgodnie z punktem 2.4 Załącznika nr 1 do Rozporządzenia [1] w związku z ich stosowaniem do rozliczeń handlowych przyrządy te nie muszą podlegać dodatkowej kontroli metrologicznej. W praktyce ciepło uŝytkowe wykazywane w dokumentach handlowych jest całkowitym ciepłem wyprodukowanym w jednostce kogeneracji i składa się z części wytworzonej w procesie kogeneracji, jak równieŝ z części wytworzonej poza procesem kogeneracji. Dlatego często istnieje konieczność opomiarowania przynajmniej części poszczególnych poborów ciepła uŝytkowego znajdujących się w obrębie jednostki kogeneracji, która pozwoli na wydzielenie produkcji poza procesem kogeneracji. Wyznaczenie ilości ciepła wymaga posiadania na obiekcie punktów pomiarów temperatur, ciśnień oraz strumieni nośnika ciepła. Największą niepewnością pomiaru obarczony jest pomiar strumienia czynnika, realizowany zazwyczaj za pomocą zwęŝek pomiarowych. Pomiary takie i późniejsze obliczenia strumienia czynnika powinny być wykonywane zgodnie z normą PN-EN ISO 5167:2005 Pomiary strumienia płynu za pomocą zwęŝek pomiarowych, kryz, dysz i zwęŝek Venturiego wbudowanych w całkowicie wypełnione rurociągi o kształcie kołowym. W Rozporządzeniu [1] nie określono szczególnych wymagań dotyczących pomiarów natęŝeń przepływu. Dlatego naleŝy zakładać, Ŝe zwęŝki pomiarowe słuŝące do rozliczeń muszą spełniać następujące ogólne wymagania określone w normie: średnica otworu d 12,5 mm, średnica wewnętrzna rurociągu na odcinku pomiarowym 50 mm D 1000 mm, przewęŝenie 0,1 β 0,75, liczba Reynoldsa na dopływie 5000 Re D 170 β 2 D. Niepewność pomiaru dla pomiarów opartych na zwęŝkach pomiarowych zazwyczaj mieści się w przedziale 1 2%. Często jednak wyznaczenie strumienia czynnika jest obarczone większą niepewnością pomiaru, a jest to związane z dwoma faktami. Pierwszym czynnikiem jest brak okresowej kontroli stanu technicznego zwęŝek przez bardzo długi czas ze względu na problemy techniczne (np. kiedy kontrola techniczna wymaga wycięcia wspawanej w rurociąg zwęŝki, co jest związane z koniecznością odstawienia całego bloku i opróŝnienia rurociągu) i koszty oraz czasochłonność procedur kontrolnych. Drugim czynnikiem jest niewłaściwy dobór zwęŝki do strumienia przepływającego czynnika, spowodowany często szerokim zakresem zmienności w czasie zapotrzebowania na produkowaną w jednostce kogeneracji parę technologiczną. Zdarza się, Ŝe zwęŝki dobrane są dla duŝego natęŝenia przepływu pary, dla produkcji realizowanej kilka lub kilkanaście lat wcześniej, a obecne zapotrzebowanie na parę jest nawet kilkukrotnie mniejsze. Przy podejmowaniu decyzji dotyczących kontroli wymiarów lub wymiany zwęŝki naleŝy pamiętać o zastosowaniu wskazań tego przyrządu pomiarowego i jego wpływie na wynik końcowy. W przypadku, kiedy pomiary zwęŝkowe stosowane są do pomiarów strumieni pary słuŝących jedynie uśrednianiu współczynników zmiany mocy elektrycznej lub wyznaczeniu ilości wody wtryskiwanej do pary, nawet zwiększona niepewność określenia strumienia czynnika w takim miejscu będzie miała niewielki wpływ na wyniki końcowe i tym samym na liczby świadectw pochodzenia z kogeneracji.

5 Zakres stosowania metod pośrednich do wyznaczania świadectw pochodzenia z kogeneracji Rozporządzenie [1] preferuje metody bezpośrednie wyznaczania energii chemicznej dostarczanych paliw i wyznaczenia ciepła uŝytkowego. W niektórych przypadkach, gdy niemoŝliwe jest zastosowanie metody bezpośredniej lub jest to ekonomicznie nieuzasadnione, a wynik uzyskany przez zastosowanie metod pośrednich pozwala na osiągnięcie niepewności pomiarowej zbliŝonej lub nawet niŝszej, Rozporządzenie to zezwala jednak na stosowanie metod pośrednich. NaleŜy zauwaŝyć, Ŝe w większości jednostek kogeneracji waŝeniu poddawana jest jedynie całkowita ilość paliw dostarczonych do jednostki kogeneracji. Rozdział paliwa zwaŝonego dla całej elektrowni lub elektrociepłowni na poszczególne bloki oraz wydzielenie ilości paliwa zuŝywanego na produkcję energii elektrycznej poza procesem kogeneracji odbywa się natomiast metodami pośrednimi. Innym szczególnym przypadkiem, gdy powszechnie stosowane są metody pośrednie jest określenie ilości paliwa pomocniczego w sytuacji występowania istotnego problemu z właściwym pomiarem jego ilości. Przykładem moŝe być tu ilość energii chemicznej dostarczanej do jednostki kogeneracji w gazie z odmetanawiania kopalń współspalanym z węglem w wielu elektrociepłowniach przemysłowych przy kopalniach. Niekiedy metody pośrednie moŝna stosować równieŝ do wyznaczania ilości ciepła uŝytkowego. Typowym uzasadnieniem stosowania metod pośrednich do wyznaczania ciepła uŝytkowego jest brak moŝliwości zastosowania metody bezpośredniego pomiaru o wymaganej dokładności. Dzieje się tak na przykład wtedy, gdy nie ma wystarczająco długich odcinków prostych pozwalających na montaŝ zwęŝek pomiarowych zgodnie z wymaganiami podanymi w przywołanych wcześniej normach. Metody pośrednie są teŝ powszechnie stosowane do obliczeń mocy niezbędnej do napędu pomp lub spręŝarek słuŝących celom technologicznym, których energię mechaniczną brutto wytworzoną w jednostce kogeneracji traktuje się na równi z energią elektryczną. Pomiar momentu na wale za pomocą mierników momentu obrotowego, wspomniany w Rozporządzeniu [1], jest często niemoŝliwy do realizacji. Dlatego najczęściej tworzy się charakterystykę urządzenia napędzanego i wytworzoną energię mechaniczną wyznacza z bilansu na podstawie pomiarów czynnika przepływającego przez urządzenie napędzane. Charakterystyka metod pośrednich Wśród metod pośrednich do wyznaczania ilości spalanego paliwa (lub tylko jego rozdziału na bloki) moŝna wyróŝnić dwie główne metody: metodę opartą bezpośrednio na bilansach poszczególnych urządzeń w elektrowni lub elektrociepłowni, metodę TKE opartą na znajomości charakterystyk w warunkach podstawowych i obliczaniu odchyleń wskaźników od przyjętych warunków podstawowych. Obie te metody bazują na pomiarach strumieni pary, wody zasilającej czy kondensatu za pomocą zwęŝek pomiarowych, róŝniąc się jedynie metodyką obliczeń poszukiwanych

6 wielkości. Metoda bazująca bezpośrednio na bilansach poszczególnych urządzeń w elektrowni lub elektrociepłowni charakteryzuje się większymi wymaganiami pod względem liczby i jakości pomiarów oraz wymaga zastosowania zaawansowanej walidacji danych. Metoda TKE wymaga natomiast wykonywania okresowych pomiarów turbin, kotłów, skraplaczy, chłodni kominowych itp. w celu wyznaczenia ich charakterystyk podstawowych. W tej metodzie konieczne jest równieŝ stworzenie modeli matematycznych pracy poszczególnych urządzeń. Podstawowe obliczenia metody TKE wymagają mniejszej liczby danych pomiarowych, gdyŝ wymagane są pomiary parametrów zastosowanych do stworzenia charakterystyk podstawowych i ich odchyleń. Ze względu na mniejszą liczbę danych pomiarowych (jako danych wejściowych do obliczeń) metoda ta cechuje się mniejszą wraŝliwością na błędy pomiarów i większą stabilnością uzyskiwanych wyników obliczeń. W metodach pośrednich, za wyjątkiem pomiarów strumieni pary, wody zasilającej czy kondensatu za pomocą zwęŝek pomiarowych, najistotniejszą role odgrywają pomiary mocy elektrycznej oraz pomiary zawartości tlenu w spalinach, temperatury spalin, ciśnienia pary na wylocie z turbiny oraz ilości pary, które przecinają osłonę bilansową. Masa paliw wyznaczona metodami pośrednimi charakteryzuje się niepewnością pomiarową na poziomie 2%, duŝą stabilnością wyników i stosunkowo dobrą wiarygodnością wyników za krótkie okresy czasu. W przypadku obliczania ilości ciepła uŝytkowego produkowanego w jednostce kogeneracji metody pośrednie polegają głównie na wyznaczaniu brakującego strumienia ciepła, którego nie moŝna zmierzyć metodą bezpośrednią, na podstawie bilansów i bezpośrednich pomiarów strumieni ciepła przecinających osłonę bilansową. Porównanie wyników metod pośrednich i bezpośrednich wyznaczania ilości spalanego paliwa Metoda bezpośrednia wyznaczania ilości spalanego paliwa za pomocą wag taśmowych klasy 1 charakteryzuje się niepewnością pomiarową na poziomie 1%. Niepewność wyznaczenia ilości paliwa na podstawie wag wagonowych i obmiaru składowiska wynosi około 4%. Niepewność pomiarowa metody pośredniej wynosi około 2%. W praktyce błędy masy paliw wyznaczonych za pomocą metod bezpośrednich i pośrednich mogą być nieznacznie wyŝsze niŝ podane wyŝej niepewności pomiarowe. W przypadku wag taśmowych jest to związane głównie z rozkalibrowaniem wag i koniecznością ich okresowego tarowania. W przypadku metod pośrednich jest to związane z koniecznością zapewnienia poprawnego działania przyrządów pomiarowych rejestrujących istotne z punktu widzenia algorytmu obliczeń wartości parametrów lub trudności z określeniem strat ciepła przez konwekcję i promieniowanie z kotła. Przykładem problemów z lokalizacją punktów pomiarowych moŝe być pomiar temperatury spalin, dla którego naleŝałoby uwzględnić nierównomierność rozkładu temperatury spalin w przekroju kanału spalin, co trudno uwzględnić w obliczeniach niepewności pomiaru. Dodatkowym problemem jest równieŝ spełnienie wymagania, aby temperatura spalin i zawartość tlenu były mierzone w tym samym miejscu.

7 Przyjmując, Ŝe niepewność wyznaczania masy spalanego paliwa za pomocą wag to 1%, a niepewność metody pośredniej to 2%, róŝnice wyników obu metod powinny mieścić się w zakresie: 2 2 ± ,2 %. Z praktyki Energopomiaru wynika, Ŝe na obiektach gdzie zamontowane są wagi taśmowe i równolegle funkcjonuje system TKE, wyniki uzyskiwane obiema metodami (bezpośrednią i pośrednią) spełniają zawsze powyŝszy warunek. W przypadkach, gdy po zamontowaniu wag początkowo uzyskiwano większe róŝnice pomiędzy metodą bezpośrednią i pośrednią, praktycznie zawsze udawało się odnaleźć przyczynę zwiększonych róŝnic. W efekcie końcowym, po wypracowaniu przez słuŝby elektrowni właściwych procedur tarowania wag, róŝnice pomiędzy wynikami uzyskiwanymi przy pomocy obu metod określania ilości paliwa okazywały się mniejsze niŝ 2,2%. LITERATURA [1] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectw pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawiania do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji [2] Wyniki prac realizowanych przez Energopomiar Sp. z o.o.