Do pobrania artykuł w pełnej wersji

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
11.02.2004 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, 21 - 23 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.
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
•
•
jednostkę zgodnie z PN-EN 1928:2002 dla paliw stałych, PN-86/C-96002 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.
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 ≤ ReD ≤ 170 β2 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.
Zakres stosowania metod
pochodzenia z kogeneracji
pośrednich
do
wyznaczania
świadectw
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
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.
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:
± 12 + 2 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.