Dawid Czajor – Ciepłownictwo, sztuczne sieci neuronowe, kogeneracja, efektywność energetyczna

Metodologia modernizacji lokalnych ciepłowni do centralnej elektrociepłowni kogeneracyjnej wykorzystującej gazowe silniki tłokowe

Sustainability can be achieved by improving process efficiency, among other methods. In the case of heat supply systems for cities, one of the ways to increase the efficiency of fuel use, and thus reduce resource consumption and greenhouse gas emissions, is the generation of heat and electricity in one process—the use of cogeneration (CHP). The main goal of this paper is to deliver the methodology for a step-by-step modernization process for local gas-fired heating plants through the use of gas cogeneration engines in common central district heating systems. The presented methodology was applied on the basis of a real system located in north-western Poland (case study from Białogard). The profitability of cogeneration was simulated against the background of changing gas prices. The financial and environmental profit from modernization was calculated. The technical requirements that had to be met in order to adapt the existing heating system to cooperation with the new energy source were also presented. The importance of selecting the supply and return temperature of water in the heating system after modernization was emphasized. Based on investment experience, we show that installing a cogeneration engine improves a company’s financial result by 33% (calculated as the difference between the revenue from the sale of energy and the cost of gas only) and is less harmful to the environment, among other benefits, significantly reducing CO₂ emissions by 78%.

Zapraszam do lektury.

https://www.mdpi.com/2071-1050/16/4/1401

Autorzy: Dawid Czajor, Łukasz Amanowicz

Benefity i ograniczenia instalacji układu kogeneracyjnego w istniejącej ciepłowni gazowej

Autorzy: Dawid Czajor, Łukasz Amanowicz

Zgodnie z prognozami „Polityki energetycznej Polski do 2040 roku” (PEP2040), krajowa strategia energetyczna ma dążyć do neutralności klimatycznej. Cel ten ma zostać osiągnięty poprzez zwiększenie efektywności energetycznej przy udziale odnawialnych źródeł energii (OZE) oraz redukcję emisji gazów cieplarnianych. Planowane zapotrzebo- wanie na energię elektryczną ma wzrosnąć od wartości 173,5 TWh (dane za 2022 r.) do 230,0 TWh (prognoza na 2040 r.), co będzie wymuszało budowę nowych źródeł energii elektrycznej m. in. opalanych gazem ziemnym lub gazem ziemnym z domieszką wodoru. Otwiera to nowe możliwości przed ciepłowniami, które instalując kogenera- cyjny silnik gazowy, mają możliwość: (I) dywersyfikacji źródeł przychodu o dodatkową sprzedaż energii elektrycznej, (II) przeniesienia części kosztów stałych wynikających z działalności ciepłowniczej na działalność związaną z elek- troenergetyką, (III) otrzymania w dłuższej perspektywie statusu efektywnej sieci ciepłowniczej, (IV) ograniczenia znacznego wzrostu podwyżek cen ciepła, (V) generacji dodatkowego przychodu, w szczególności w sezonie letnim, gdy produkcja ciepła wynika głównie z zapotrzebowania na ciepłą wodę. Inwestycję należy przeanalizować pod kątem zagrożeń płynących z niestabilnych cen na rynku gazu oraz dodatkowych możliwości jakie daje sprzedaż energii elektrycznej na rynku bilansującym, gdzie cena sprzedaży jest aktualizowana z godzinowym interwałem. Takie podejście daje większą elastyczność w porównaniu do modelu kształtowania taryf dla ciepła zatwierdzanych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Zaprezentowane w artykule benefity i ograniczenia instalacji ukła- du kogeneracyjnego bazują na doświadczeniu z uruchomienia elektrociepłowni w Białogardzie (woj. Zachodniopo- morskie) wykorzystującej silniki tłokowe zasilane gazem ziemnym. Obiekt na przestrzeni kilkunastu lat przeszedł transformację od wytwarzania ciepła w lokalnych kotłowniach opalanych węglem kamiennym, a następnie paliwem gazowym, do jednej centralnej elektrociepłowni, która połączyła wszystkie lokalne kotłownie miejską siecią ciepłow- niczą (MSC). Doświadczenie z działań modernizacyjnych istniejących kotłowni oraz przegląd różnych aspektów sto- sowania kogeneracji gazowych, które zostały opisane w niniejszym artykule ma na celu rozpoczęcie dyskusji nad zmianą aktów prawnych w zakresie kogeneracji, celem ich dostosowania do dynamiki rynku.

Zapraszam do lektury:

https://informacjainstal.com.pl/wp-content/uploads/2023/09/Czajor.pdf

Nowa metodologia wyznaczania charakterystyki energetycznej budynku lub części budynku oraz świadectw charakterystyki energetycznej.

18 marca 2015 roku opublikowane rozstało Rozporządzenie Ministra Infrastruktury i Rozwoju z dnia 27 lutego 2015 r. w sprawie metodologii wyznaczania charakterystyki energetycznej budynku lub części budynku oraz świadectw charakterystyki energetycznej.. Zmiana wchodzi w życie z dniem 18.04.2015 r. Poniżej przedstawiam zmiany, jakie wprowadza nowa metodologia w porównaniu z aktualnie obowiązującym Rozporządzeniem Ministra Infrastruktury i Rozwoju z dnia 3 czerwca 2014 r. w sprawie metodologii obliczania charakterystyki energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego lub części budynku stanowiącej samodzielną całość techniczno-użytkową oraz sposobu sporządzania i wzorów świadectw charakterystyki energetycznej.

podział wyłącznie na budynek lub jego część;
par. 2 pkt 9 – zdefiniowane zostaje odnawialne źródło energii;
par. 3 ust. 2 pkt 6 – w metodzie zużyciowej pobór gazu ziemnego zużywanego na cele ogrzewania i przygotowania ciepłej wody użytkowej musi być liczony na podstawie odrębnego gazomierza;
załącznik nr 1 pkt 1.1 – przestrzenie ogrzewane lub chłodzone należy dzielić na strefy jeżeli temperatura w pomieszczeniach różni się o więcej niż 4 K lub gdy mają różne przeznaczenie lub gdy są obsługiwane przez różne systemy techniczne;
brak rozróżnienia powierzchni użytkowej o regulowanej temperaturze powietrza (cała powierzchnia pomieszczenia jest zaliczana. Brak podziału ze względu na wysokość pomieszczenia);
zał. nr 1 pkt 3.1.3 – dopisanie informacji, iż dostawca ciepła sieciowego musi wyznaczać współczynnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej zgodnie z przepisami wydanymi
na podstawie art. 28 ust. 6 ustawy z dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej (usunięcie informacji, iż przypadku braku danych o wytwarzaniu ciepła w kogeneracji przyjmuje się wi=1,2);
zał. nr 1 pkt 6.1.2 – wartość wskaźnika emisji CO2 dla energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej systemowej oraz dla ciepła sieciowego przyjmuje się na podstawie danych wytwórcy lub dostawcy. W przypadku braku danych należy posługiwać się danymi z KOBIZE. Rozporządzenie nakazuje przyjmowanie wyłącznie wskaźnika emisji CO2 równej 0 dla energii słonecznej, wiatrowej, geotermalnej, biomasy i biogazu.
zał nr 1 pkt 7,1 – W obliczeniach należy przyjąć wartość opałową zgodną z danymi udostępnionymi przez dostawcę paliwa, a w przypadku ich braku zgodnie z danymi KOBIZE;
załącznik nr 2 pkt 4.2.2 – możliwość obliczenia rocznego zapotrzebowania na energię końcową z wykorzystaniem gazu ziemnego na postawie danych wyrażonych w kWh;
załącznik nr 2 pkt 7 – wartość obliczeniowej rocznej ilości zużywanego nośnika energii lub energii nie odnosi się do powierzchni Af [m2] i wyrażana jest w kWh/rok (odpowiada wartości energii końcowej);
załącznik nr 3 – należy na świadectwie podawać wyłącznie numer wpisu do wykazu, o którym mowa w art. 31 ust. 1 pkt 1 ustawy z dnia 29 sierpnia 2014 r. o charakterystyce energetycznej budynków;
załącznik nr 3 – podział na zalecenia dotyczące opłacalnej ekonomicznie i wykonalnej technicznie poprawy charakterystyki energetycznej
budynku w zakresie przegród budynku i systemów technicznych, które będą obejmowały więcej i mniej niż 25% powierzchni przegród zewnętrznych tego budynku;

Audyt energetyczny po 1 sierpnia 2014 r.

Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2013 r. [1] od 1 sierpnia 2014 r. rozliczenia za pobrane paliwo gazowe prowadzone są w oparciu o zużycie energii wyrażonej w kWh a nie jak dotychczas w $m^3$ . Dla konsumenta nie ma to żadnego znaczenia, ponieważ stawki i opłaty zostały przeliczone (wprowadzony został współczynnik konwersji) i utrzymane na tym samym poziomie. Jednak dla audytora energetycznego zmiana ta stanowi istotną kwestię.

Rozporządzenie Ministra Infrastruktury [2] określa średnie sezonowe sprawności wytwarzania ciepła na cele c.o. $\eta_{H,g}$ oraz średnie roczne sprawności wytwarzania ciepła na cele c.w.u. $\eta_{W,g}$ , które są podawane w odniesieniu do wartości opałowej paliwa.

Przy wyznaczaniu prostego czasu zwrotu SPBT w audycie energetycznym musimy określić roczną oszczędność kosztów energii związaną z wybraniem konkretnego ulepszenia modernizacyjnego. Roczna oszczędność wyznaczana jest w oparciu o zmniejszenie ilości, w przedmiotowym przypadku, paliwa gazowego.

Artykuł porusza kwestię wyznaczania rocznego kosztu ogrzewania i przygotowania ciepłej wody użytkowej w kontekście zmiany stawek za paliwo gazowe wyrażone w kWh.

Przykład obliczeniowy:

Założona wartość energii użytkowej na cele c.o. $Q_{H,nd}=10\ 000,00\ \frac{kWh}{rok}$

Przyjęte średnie sprawności regulacji, przesyłu, akumulacji i wytworzenia ciepła:

$\eta_{H,e}=0,95\newline\eta_{H,d}=0,97\newline\eta_{H,s}=1,00\newline\eta_{H,g}=0,97\newline\newline \eta_{H,tot}=0,95\cdot 0,97 \cdot 1,00 \cdot 0,97=0,89\newline Q_{k,H}= \frac {Q_{H,nd}}{\eta_{H,tot}} = \frac{10\ 000,00}{0,89} = 11\ 235,96\ \frac{kWh}{rok}$

Do wyznaczenia kosztów paliwa w oparciu o stawki wyrażone w $m^3$ musimy wyznaczyć ilość paliwa gazowego grupy E odpowiadającą $Q_{k,H}=11\ 235,96\ \frac{kWh}{rok}$ .

Zgodnie z [3] ciepło spalania gazu wysokometanowego wynosi 39,5 MJ/ $m^3$ . Ponieważ stawki za gaz skalkulowane zostały w oparciu o wartość opałową musimy ciepło spalania zmniejszyć o 11% (zawartość pary wodnej w spalinach pochodzących ze spalania gazu ziemnego wysokometanowego).

$W_{d}=0,89\cdot 39,5=35,16\ \frac{MJ}{m^3}$

Jeden metr sześcienny gazu grupy E ma energię równą 35,16 MJ co jest równe

$W_{d}=35,16\ \frac{MJ}{m^3}=35,16\cdot 1000 /3600=9,77\ \frac{kWh}{m^3}$

Dzieląc energię końcową przez wartość opałową otrzymujemy roczną ilość paliwa gazowego potrzebną do pokrycia zapotrzebowania instalacji grzewczej na cele c.o. i went.

$B=\frac{Q_{k,H}}{W_{d}}=\frac{11\ 235,96}{9,77}=1150,05\ \frac{m^3}{rok}$

Na podstawie Tablicy 1 dla grupy W-3.6 odczytujemy cenę za paliwo gazowe (przyjmujemy zużycie przez gospodarstwo domowe -> zwolnienie z akcyzy).

$c_{j}=130,26\ \frac{gr}{m^3}$

$K=B\cdot c_{j}=1150,05\cdot 130,26/100=1498,06$ zł netto

Tablica 1. Cena jednostkowa paliwa gazowego wyrażona w gr/m3 (wyciąg z taryfy PGNiG S.A. [3]).

W aktualnie opublikowanych taryfach za paliwo gazowe, przedstawionych również w Tablicy 2, stawki są wyrażone w $\frac{gr}{kWh}$ . . Mając wyznaczoną energię końcową $Q_{k,H}=11\ 235,96\ \frac{kWh}{rok}$ i odczytując cenę jednostkową z poniższej Tablicy 2 równą $c_{j}=11,815\ \frac{gr}{kWh}$ mogłoby się wydawać, że w prosty sposób możemy obliczyć roczny koszt paliwa gazowego korzystając ze wzoru $K=Q_{k,H}\cdot c_{j}=11\ 235,96\cdot 11,815/100=1326,82$ zł netto.

Niestety popełniamy w tym momencie błąd.

Zmiana taryfy [3] przedstawia ceny i stawki wyrażone w m3 oraz w kWh skalkulowane dla tej samej wartości kosztów uzasadnionych. W związku z powyższym wyniki otrzymane przy mnożeniu stawek wyrażonych w m3 lub kWh muszą być takie same.

Tablica 2. Cena jednostkowa paliwa gazowego wyrażona w gr/kWh (wyciąg z taryfy PGNiG S.A. [3]).

Dostawca paliwa gazowego przelicza stawki z $\frac {gr}{m^3}$ na $\frac{gr}{kWh}$ w oparciu o ciepło spalania gazu a nie wartość opałową. Należy zatem pamiętać, iż przy mnożeniu przez stawki wyrażone w kWh należy skorygować sprawność wytwarzania ciepła $\eta_{H,g}$ odnosząc ją do ciepła spalania paliwa tzn. zmniejszyć o 11%.

$\eta_{H,e}=0,95\newline\eta_{H,d}=0,97\newline\eta_{H,s}=1,00\newline\eta_{H,g}=0,89\cdot 0,97=0,86\newline\newline \eta_{H,tot}=0,95\cdot 0,97 \cdot 1,00 \cdot 0,86=0,79\newline Q_{k,H}= \frac {Q_{H,nd}}{\eta_{H,tot}} = \frac{10\ 000,00}{0,79} = 12\ 658,23\ \frac{kWh}{rok}$

$K=Q_{k,H}\cdot c_{j}=12\ 658,23\cdot 11,815/100=1495,57$ zł netto.

Otrzymany wynik jest zgodny z wartością wyznaczoną na podstawie obliczeń wykonanych w oparciu o stawki wyrażone w $m^3$ . Konieczne jest skorygowanie sprawności wytwarzania ciepła przy analizie kosztów ogrzewania z wykorzystaniem taryf dla paliwa gazowego wyrażonych w kWh. Może warto też zastanowić się nad wyznaczaniem sprawność wytwarzania energii cieplnej w oparciu o ciepło spalania a nie wartość opałową.

Załączniki:

1. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 28 czerwca 2013 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi

2. Rozporządzenie Ministra Infrastruktury w sprawie metodologii obliczania charakterystyki energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego lub części budynku stanowiącej samodzielna całość techniczno-użytkową oraz sposobu sporządzania i wzorów świadectw charakterystyki energetycznej.

3. Zmiana Taryfy 6/14 PGNIG S.A.