Referat konferencja NOT Gdańsk

Ekologiczna i odnawialna energia dla miejskich systemów ciepłowniczych –
województwo pomorskie
Autor: Janusz RóŜalski - OPEC Gdynia
WPROWADZENIE
Determinacja Komisji Europejskiej w dąŜeniu do redukcji emisji dwutlenku węgla oraz
aktualnie procedowana „Dyrektywa w sprawie emisji przemysłowych” (Dyrektywa IED)
stawia polskie ciepłownictwo i energetykę zawodową, które oparte są na węglu, w bardzo
trudnej sytuacji. Musimy pozbyć się złudzeń, Ŝe polska racja stanu – energetyka oparta o
rodzime polskie surowce węgiel kamienny i brunatny – uzyska wsparcie finansowe i
legislacyjne UE. Komisja Europejska nie moŜe pozwolić sobie na wyłom w misternie
układanym planie limitowania emisji CO2, poniewaŜ zburzy to europejski rynek obrotu
uprawnieniami emisyjnymi.
Walka z globalnym ociepleniem jest w istocie ambitnym projektem politycznogospodarczym, którego celem jest wdroŜenie nowych innowacyjnych technologii i produktów
nie mających wprost uzasadnienia ekonomicznego, jednak rozwijających nas cywilizacyjnie,
gwarantujących nowe miejsca pracy i zrównowaŜony rozwój, jednocześnie zmniejszając
uzaleŜnienie od dostawców surowców energetycznych z obszarów niestabilnych politycznie.
Czy klimatolodzy z Międzynarodowego Komitetu ds. Zmian Klimatycznych (ICCP), ściślej –
ośrodki, które ich finansują, zasadnie nakazują nam płacenie dodatkowych podatków w celu
ratowania planety ? Dwutlenek węgla-gaz Ŝycia, został wykreowany na gaz groŜący zagładą
ludzkości. Członkowie ICCP przyjęli tą hipotezę, jako prawdę udowodnioną naukowo,
poniewaŜ jej spełnienie zagraŜa podstawom naszej cywilizacji. Stanowisko Komitetu Nauk
Geologicznych Polskiej Akademii Nauk z dnia 12 lutego 2009 [2] w sprawie zagroŜenia
globalnym ociepleniem wskazuje, Ŝe „naleŜy bezwzględnie zachować daleko idącą
powściągliwość w przypisywaniu człowiekowi wyłącznej, czy choćby tylko dominującej,
odpowiedzialności za zwiększoną emisję gazów cieplarnianych, gdyŜ prawdziwość takiego
twierdzenia nie została udowodniona.”.
Biorąc odpowiedzialność za los następnych pokoleń musimy bezwzględnie racjonalnie
gospodarzyć ograniczonymi zasobami naturalnymi, uwzględniając prawidłowy rachunek
ekonomiczny oraz wybierając najlepsze dostępne technologie (BAT).
KIERUNKI DZIAŁAŃ TECHNICZNYCH
ZawęŜając dalsze rozwaŜania do terenu województwa pomorskiego, a szczególnie obszaru
metropolitalnego Trójmiasta moŜna uznać, Ŝe naleŜy rozpatrywać źródła ciepła jako
współpracujące z miejskimi sieciami ciepłowniczymi, które będą się intensywnie rozwijać,
zgodnie z europejskimi dyrektywami i standardami. NajbliŜsze lata dla ciepłownictwa
polskiego to dalszy nieuchronny spadek sprzedaŜy ciepła dla istniejących odbiorców ciepła
spowodowany pracami termo modernizacyjnymi w budynkach i oszczędnościami ze strony
odbiorców. Szacowany spadek do roku 2025 będzie wynosił na obszarze województwa
pomorskiego jeszcze około 15÷20%. Wynika to wprost z „Regionalnej strategia energetyki z
uwzględnieniem źródeł odnawialnych w Województwie Pomorskim na lata 2007 -2025”
opracowanej przez Fundację Poszanowania Energii w Gdańsku[3]. Przed nami wydatki
związane z rewitalizacją istniejących systemów ciepłowniczych oraz intensywnym
podłączaniem nowych odbiorców ciepła, którzy po zmianie cen gazu wybierają ciepło
sieciowe. Wsparcie naszych działań to środki z Funduszu Spójności UE oraz RPO.
Korzystały z nich nieliczne firmy ciepłownicze, wkrótce prawdopodobnie będzie ich znacznie
więcej (trwa notyfikacja w Komisji Europejskiej osi finansowania Funduszu Spójności dla
modernizacji istniejących systemów ciepłowniczych).
Wyzwania, przed którymi stoimy jako sektor gospodarki to:
•
•
•
•
•
•
•
Koszt emisji CO2,
Przewidywany dalszy spadek sprzedaŜy ciepła,
Wzrost kosztów paliwa,
Modernizacja istniejących źródeł ciepła,
Przewymiarowanie istniejących systemów ciepłowniczych,
Rewitalizacja sieci cieplnych,
Poszukiwanie alternatywnych źródeł energii
Trafne decyzje techniczne, wsparte rzetelną analizą finansową skutkować będą wysokim
standardem usług ciepłowniczych i gwarantować będą cenę ciepła - najniŜszą z moŜliwych do
uzyskania.
XIII Kongres EuroHeat&Power, który odbył się w Wenecji od 25 do 27 maja tego roku,
ukierunkowany hasłowo na szczyt klimatyczny ONZ w Kopenhadze, zajął się równieŜ
kierunkami
rozwoju
źródeł
ciepła
wskazując
najwaŜniejsze
z
nich:
•
•
•
•
•
•
•
•
elektrociepłownie w miejsce ciepłowni,
komunalne spalarnie odpadów,
geotermia,
energetyka atomowa,
biomasa jako alternatywa paliw pierwotnych,
ciepło odpadowe z przemysłu,
pompy ciepła,
energia solarna – głównie dedykowana Europie Południowej.
KaŜdy ze wskazanych kierunków ma w województwie pomorskim swoich adresatów.
ELEKTROCIEPŁOWNIE
Kogeneracja to proces w którym energia zawarta w paliwie zamieniana jest w jednym
procesie technologicznym w energię elektryczną i cieplną. Główną jej zaletą jest to, Ŝe
sprawność ogólna przemiany energii w procesie skojarzonym jest duŜo wyŜsza niŜ przy
rozdzielonym wytwarzaniu energii elektrycznej i cieplnej. Sprawność ogólna procesu
skojarzonego przekracza 85%, zaś procesów rozdzielonych łącznie 57%. Zalety skojarzonego
wytwarzania energii elektrycznej i ciepła dostrzeŜone zostały przez Komisję Europejską, co
znalazło swój wyraz w Dyrektywie 2004/8/WE z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie
promowania kogeneracji. Kogenerację uznano za jeden z najlepszych sposobów oszczędzania
energii pierwotnej i zmniejszania emisji CO2. (rys. nr 1)
Polska ma duŜe osiągnięcia w budowie elektrociepłowni węglowych. Jednak większość z
nich powstała w latach siedemdziesiątych i osiemdziesiątych ubiegłego wieku. Aktualnie
wymagają modernizacji, szczególnie w
zakresie odsiarczania spalin i obniŜki
emisji NOx-ów. Nowe skogenerowane
źródła ciepła mają sens, jeŜeli
obciąŜenie w podstawie gwarantuje
dobrą
ekonomię
inwestycji.
W
przypadku naszego województwa jest
jeszcze kilka waŜnych miast nie
posiadających elektrociepłowni, np.
Słupsk, Lębork, Wejherowo, Starogard
Gdański, Tczew i Kwidzyn, a istnieją
miejskie
systemy
ciepłownicze.
Modernizacja istniejących ciepłowni
bazujących na wodnych kotłach
węglowych z pozostawieniem węgla
kamiennego, jako nośnika energii, pozwoli uzyskać na nowych konstrukcjach kotłów
sprawność energetyczną 90-92%, a przy zastosowaniu kotłów kondensacyjnych 95-98%.[4]
Czy będzie to rozwiązanie akceptowalne środowiskowo, zaleŜeć będzie od jakości węgla
(minimalny poziom siarki ≤ 0,1 - 0,3 %, minimum substancji niepalnych) oraz konstrukcji
paleniska (spalanie w powietrzu o podwyŜszonej zawartości tlenu – dla minimalizacji NOx –
ów). Lobby węglowe ma się bardzo dobrze i naleŜy przewidywać, Ŝe technologie węglowe
będą się nadal rozwijać, co jest zgodne z polską racją stanu. Sekwestracja CO2 w EC
węglowych wraz z wykorzystaniem technologii „sztucznej fotosyntezy” do produkcji paliw
płynnych, aczkolwiek brzmiąca dzisiaj jak science fiction moŜe doczeka się przemysłowego
zastosowania. Pierwsza pilotaŜowa instalacja produkcji ekopaliwa z CO2 zostanie
zamontowana w niedalekiej przyszłości w elektrowni Bełchatów. Jednak budowa
elektrociepłowni węglowych, szczególnie małych, wydaje się mało realna.
Przed nami wdroŜenia kogeneracji gazowych. Województwo pomorskie ma szansę stać się
samowystarczalne elektroenergetycznie, miedzy innymi dzięki budowie wielu średnich i
małych lokalnych elektrociepłowni korzystających z gazu ziemnego. Budowa ich obarczona
jest jeszcze ryzykiem ekonomicznym. Jednak konwersja wielu zdekapitalizowanych
ciepłowni na elektrociepłownie pracujące na turbinach lub silnikach gazowych jest tylko
kwestią czasu. Niestety ceny ciepła w tym wariancie mogą być wyŜsze niŜ ciepła z węgla
kamiennego. Cena ciepła z lokalnej EC będzie pochodną wynegocjowanej ceny za MWh
energii elektrycznej oraz „Ŝółtych” certyfikatów. OPEC Gdynia planuje budowę kogeneracji
gazowej w ciepłowni NANICE w Wejherowie. Prowadzone są prace studialne nad innymi
lokalizacjami, jak np. ciepłownia gazowa Brodwino w Sopocie..
KOMUNALNE SPALARNIE ODPADÓW
W krajach „starej 15” EU funkcjonuje ponad 370 spalarni odpadów komunalnych i stanowią
one stały element krajobrazu.
Niektóre z nich, jak np. Spittelau we Wiedniu, wpłynęły na architekturę miejską. W 2004 r.
kraje UE -15 przekształciły termicznie 43 mln Mg odpadów komunalnych, uzyskując energię
elektryczną, zaspokajającą potrzeby 27 mln ludzi . Liderami są tu Dania i Szwecja – ponad
50% odpadów. Pozostali to: Luksemburg, Francja, Belgia, Holandia, Niemcy, Austria,
Portugalia
i
Włochy.
Odpady
komunalne (lub paliwo z odpadów
komunalnych) to trzecie, co do
potencjału, źródło energii w UE. W
odróŜnieniu od paliw kopalnych źródło
to ma charakter „odnawialny” poniewaŜ
nasza cywilizacja będzie je zawsze
wytwarzać. W duŜych miastach
europejskich udział produkcji ciepła z
odpadów stanowi 35 -50% całości
ciepła dostarczanego do mieszkańców.
PoniewaŜ produkcja energii z odpadów
ma charakter niskoemisyjny (rys. nr 2),
zgodnie z rozporządzeniem Ministra
Środowiska w sprawie szczegółowych warunków technicznych kwalifikowania części energii
odzyskanej z termicznego przekształcania odpadów komunalnych jako energii z
odnawialnego źródła energii - 42% całości energii odzyskanej w wyniku termicznego
przekształcenia tych odpadów kwalifikuje się jako energię odzyskaną z odnawialnego źródła
energii. Spalarnie odpadów komunalnych (ITPOK) zostały decyzją Rady Ministrów wpisane
na listę indykatywną Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2007 – 2013 i
stanowią kluczowe projekty w zakresie poprawy stanu krajowych systemów
zagospodarowania odpadów komunalnych i wypełnienia przez Polskę głównych zobowiązań
akcesyjnych w sektorze Środowisko. Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko Priorytet II Gospodarka odpadami i ochrona powierzchni ziemi, ustalił listę przedsięwzięć w
zakresie termicznego przetwarzania odpadów komunalnych. Wszystkie duŜe aglomeracje
miejskie w Polsce, jak równieŜ Olsztyn i Koszalin korzystając z 60 % dotacji UE do
kwalifikowanych kosztów inwestycji, wybudują nowoczesne spalarnie odpadów. Trójmiasto
znalazło się na piątym miejscu listy indykatywnej MRR jako „System gospodarki odpadami
dla metropolii trójmiejskiej” z kwotą nakładów inwestycyjnych 539,03 mln zł. Skala
przedsięwzięcia w zakresie technicznym oraz finansowym zmieni gospodarkę komunalną
miast. Budowa duŜych spalarni odpadów pracujących ze stałą mocą urządzeń wytwórczych
na poziomie 40,0-80,0 MWt zdecydowanie wpłynie na lokalne rynki energii, głównie
cieplnej[5]. Z jednej tony odpadów uzyska się ok. 7,0-9,0 GJ ciepła lub 0,67 MWh energii
elektrycznej. Z dotychczasowych doświadczeń krajów UE energia z odpadów jest najtańsza,
emisja zanieczyszczeń z ich spalania jest 2÷3 krotnie mniejsza niŜ paliw pierwotnych.
Lokalizacja spalarni będzie budzić silny opór społeczny oraz kontrowersje dotyczące
zastosowanych technologii. Sukces ekonomiczny przedsięwzięcia będzie gwarantowało
podłączanie ITPOK do miejskich sieci ciepłowniczych. To zapewni stabilny poziom cen
odbioru odpadów komunalnych oraz będzie czynnikiem harmonizującym taryfę za ciepło.
Bazując na doświadczeniach europejskich moŜna stwierdzić, Ŝe będziemy wybierać między
technologią spalania w kotłach rusztowych schodkowych, a kotłami fluidalnymi. Decyzja
zaleŜeć będzie od modelu wdroŜonej gospodarki odpadami. Miasta o zaawansowanej
technologii segregacji odpadów posiadające zakłady unieszkodliwiania odpadów na
standardowym europejskim poziomie, winny wybierać technologię fluidalną. To gwarantuje
wysoki standard procesu spalania, przy najniŜszych kosztach obróbki spalin. Miasta bez
wdroŜonego systemu segregacji odpadów, dysponujące mieszanką odpadów organicznych
(szczególnie mokrych) z odpadami nieorganicznymi, ze zmiennym składem tzw. mixu, winny
wybierać technologię rusztową. Jest ona niewraŜliwa na zmienny skład odpadów, sprawdzona
w całej Europie i gwarantująca bezawaryjną eksploatację. Doświadczenia skandynawskie
pokazują, Ŝe instalacje spalające mniej niŜ 50 tyś. ton odpadów rocznie, uzyskują dobre
efekty techniczne i ekonomiczne w spalarniach wyposaŜonych w kotły fluidalne, stosując
współspalanie z osadami ściekowymi i biomasą.
Miasto wybierając konkretną technologię ITPOK winno dostosować do niej miejską
gospodarkę odpadami komunalnymi. Lokalizacja ITPOK w Gdańsku - dyskutowana
technicznie oraz konsultowana społecznie, mimo Ŝe wzbudza emocje i kontrowersje, winna
spełniać równieŜ wymogi optymalnej lokalizacji w stosunku do istniejącej miejskiej sieci
ciepłowniczej. Patrząc z tej perspektywy lokalizacja ITPOK przy ZUT Szadółki wydaje się
optymalna.
Załączając do opracowania strukturę paliw, które zuŜywa Goteborg (rys. nr 3) chcę wskazać
jak miasto portowe, z rozwiniętym przemysłem, szczególnie rafineryjnym, korzysta z
własnych zasobów naturalnych produkując lub odzyskując energię, zmniejszając jednocześnie
emisję CO2 oraz uciąŜliwość środowiskową. Goteborg wydaje się miastem bliźniaczo
podobnym do Gdańska i warto skorzystać z doświadczeń Goteborg Energy (GE), najlepszej
firmy ciepłowniczej w Europie, naleŜącej w 100% do miasta.
GE pozyskuje ciepło odpadowe z rafinerii Preem oraz
Shell, co stanowi 29%
zapotrzebowania miasta na ciepło. Dalsze 26% ciepła produkowane jest z odpadów
komunalnych (spalarnia Renova). Pozyskanie 12% ciepła gwarantuje 150MW mocy pomp
ciepła odzyskujących ciepło ze ścieków i wody morskiej.
Dyrektywa
Parlamentu
Europejskiego i Rady 2008/98/WE z
19 listopada 2008 r. w sprawie
odpadów oraz uchylająca niektóre
dyrektywy, wprowadza w artykule 6
pojęcie utraty statusu odpadu, jeŜeli
odpady podlegają przetworzeniu na
produkt,
na
który
jest
zapotrzebowanie
i
jego
wykorzystanie nie prowadzi do
ogólnych niekorzystnych skutków
dla środowiska lub
zdrowia
ludzkiego. Oznacza to, Ŝe wkrótce w
polskim ustawodawstwie pojawi się
nowela do „Ustawy o odpadach”
pozwalająca spalać odpowiednio przygotowane i standaryzowane paliwo z odpadów w
istniejących ciepłowniach z kotłami rusztowymi. Dodatkowym bonusem będzie
zakwalifikowanie 42% tak wytworzonej energii jako energia z odnawialnego źródła. Paliwo
standaryzowane moŜe w niedalekiej przyszłości z powodzeniem zastąpić biomasę w
ciepłowniach miejskich, przyczyniając się do zrównowaŜonego rozwoju miast.
GEOTERMIA
Dotychczasowe doświadczenia polskiego ciepłownictwa z geotermią nie budzą entuzjazmu.
Jednak naleŜy stwierdzić, Ŝe zrealizowane projekty były obarczone wadami, mającymi
bezpośredni wpływ na ocenę efektów ekonomicznych przedsięwzięcia. DuŜe koszta
odwiertów, pojawiające się trudności eksploatacyjne (korozja, kolmatacja rurociągów obiegu
pierwotnego), przewymiarowanie inwestycji lub obarczenie jej kosztami budowy nowej sieci
ciepłowniczej, etapowy rozwój dystrybucji ciepła, przy pełnych docelowych kosztach części
geotermalnej. Zastosowanie geotermii, jako quasi-odnawialnego źródła ciepła [3], moŜe być
bardzo efektywnym rozwiązaniem techniczno-ekonomicznym gwarantującym produkcje
ciepła w cenach niŜszych lub porównywalnych dla rozwiązań klasycznych, jednak
podejmując decyzję naleŜy wziąć pod uwagę: odległość do źródła zbytu, dostępność do
zbiornika wód termalnych o temperaturze wód większej niŜ 70 °C, odpowiednie właściwości
hydrogeologiczne tych zbiorników. Inne, dodatkowe kryteria to: właściwości korozyjne wód,
stan techniczny otworów oraz potencjał wytrącania się osadów mineralnych. PoniewaŜ wody
geotermalne przewaŜnie są zmineralizowane, często nawet znacznie, dlatego w warunkach
Polski zdecydowanie będą przewaŜały instalacje z zatłaczaniem do złoŜa wód, z których
odebrano ciepło[6]. Dotychczasowe doświadczenia eksploatacji wód geotermalnych, a co za
tym idzie i energii geotermalnej, nie tylko w Polsce, szczególnie w odniesieniu do wód
geotermalnych o średniej i niskiej entalpi, nie dają jeszcze odpowiedzi na szereg pytań
odnośnie do zachowania się złoŜa. Szczególnie chodzi o moŜliwości zachowania pierwotnej
zdolności absorbcji wody schłodzonej po dłuŜszym czasie eksploatacji złoŜa [7]. Bardzo
często na początku do otworu jest duŜy dopływ wody, który po pewnym czasie radykalnie
spada.
Pozyskiwanie
ciepła z tych wód kalkuluje się na podstawie wydajności otworu
wydobywczego, temperatury wody geotermalnej mierzonej na głowicy otworu oraz
przewidywanego odbioru z niej ciepła. Jest to wyraŜone róŜnicą temperatury wody
geotermalnej na głowicy otworu wydobywczego a temperaturą wody zatłaczanej do złoŜa.
Bywa, Ŝe temperatura powrotna przyjmowana jest optymistycznie zbyt niska. Często
istniejące sieci i instalacje grzewcze nie gwarantują zakładanego poziomu schłodzenia.
Wykorzystanie energii geotermalnej powinno odbywać się blisko jej pozyskiwania. Obecną
pozycję Polski w wykorzystaniu geotermii na cele grzewcze obrazują rys. 4 i 5. Widać jasno,
Ŝe zainwestowaliśmy wielkie pieniądze w przedsiębiorstwa geotermalne oraz mamy
imponującą moc zainstalowaną w urządzeniach geotermalnej energetyki cieplnej. Gorzej
natomiast wygląda sprzedaŜ energii cieplnej. Wnioski nasuwają się same. Geotermia polska
w przewaŜającej części jest przewymiarowana i przeinwestowana. Stąd problemy finansowe
firm ciepłowniczych korzystających z energii geotermalnej. Nawet tak efektywna
energetycznie i geologicznie Geotermia Podhalańska dopiero w tym roku uzyskała
rentowność w działalności operacyjnej. Optymalne warunki do wykorzystania ciepła
geotermalnego są w małych miastach, w których juŜ istnieje sieć cieplna oraz osiedlach o
stosunkowo zwartej zabudowie, gdzie nakłady na sieć grzewczą nie będą zbyt duŜe.
Potencjalne zasoby ciepła, które mogą być do dyspozycji z energii geotermalnej
przewyŜszają potrzeby energetyczne Polski. Ale energia geotermalna, podobnie zresztą jak i
inne rodzaje energii odnawialnej, jest energią rozproszoną i rzeczywiste jej wykorzystanie
stanowić będzie jedynie niewielki procent tego potencjału ( ok. 1%). Województwo
pomorskie leŜy na starej krystalicznej
płycie kontynentalnej o stosunkowo
niskim potencjale geotermicznym (rys.
nr 6) i nie naleŜy z geotermią wiązać
duŜych
nadziei
energetycznych.
Zastosowanie pomp ciepła pozwala
teoretycznie na uŜycie wody termalnej o
niŜszej temperaturze (np. 40 °C), lecz
ekonomia tego przedsięwzięcia jest
bardzo dyskusyjna.
Szczególnych
preferencji
naleŜy
udzielić
budowie
instalacji
geotermalnych w osiedlach i małych
miastach, w których istnieje moŜliwość
i
celowość
zamiany
kotłowni
węglowych na instalacje geotermalne z wykorzystaniem istniejącej sieci ciepłowniczej [8].
KaŜda inwestycja geotermalna obarczona jest, tzw. ryzykiem geologicznym - gdy mimo
pozytywnych wcześniejszych pomiarów, 1) dr Jan Szewczyk, Państwowy Instytut Geologiczny
w Warszawie Zakład Hydrogeologii i Geologii InŜynierskiej Pracownia Prognoz i
Analiz Systemów Hydrogeologicznych z odwiertu nie wypływa woda o poŜądanej
temperaturze lub w ilości oczekiwanej.. W Polsce nie wprowadzono dotąd prawa
przewidującego utworzenie funduszu zabezpieczającego inwestorów od ryzyka
geologicznego. Podobne rozwiązania, zabezpieczające ryzyko inwestora, wprowadziły
niektóre kraje zachodnie, np. Francja. Fundusze poręczające inwestycje geotermalne zwykle
finansowane są z kilku źródeł, m.in. składek inwestorów i wpłat z budŜetu państwa.
Wprowadzenie takich zabezpieczeń oraz bezpłatne udostępnienie władzom województwa,
powiatów i gmin informacji technicznych pozostających w gestii PGNiG oraz Państwowego
Instytutu Geologicznego pozwoli podejmować racjonalne decyzje inwestycyjne. Informacje
techniczne pozyskane przy odwiertach poszukiwawczych ropy i gazu ziemnego aktualnie nie
są dostępne.
BIOMASA I BIOGAZOWNIE
Tematyka biomasy i jej wykorzystania dla ciepłownictwa jest w Polsce szeroko
praktykowana i Współspalanie biomasy pochodzenia rolniczego i leśnego z węglem
kamiennym w kotłach rusztowych i pyłowych to juŜ standard. Z biomasy produkuje się
około 55 % energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, a jej potencjał pozwala
prognozować produkcję ok. 87,0 TWh w 2020 roku. Jednak efekty techniczne i ekonomiczne
nie napawają optymizmem. Zaobserwowano zjawisko znacznego wzrostu kwaśnego punktu
rosy oraz współczynnika nadmiaru powietrza λ. W sytuacji, gdy w bilansie energetycznym
kotłów największą stratą jest strata wylotowa (kominowa), wzrost współczynnika λ powoduje
zmniejszenie sprawności procesu spalania [4] oraz trudności z dotrzymaniem emisji NOx
(wpływ fałszywego lub nadmiarowego powietrza w punkcie pomiarowym w kominie).
DuŜym zagroŜeniem jest wysoka zawartość chloru w niektórych odpadach rolniczych, która
moŜe powodować wysokotemperaturową korozję chlorową powierzchni wymiany ciepła,
jeŜeli temperatura ścianki wynosi nawet 400ºC. Młyny węglowe wykazują wraŜliwość na
„zaklejanie” przez biomasę oleistą. Operatorzy kotłów energetycznych wykazują wysokie
umiejętności techniczne, stabilizując produkcje pary podawanej na turbinę, poniewaŜ
nierównomierne wymieszanie biomasy z węglem powoduje niestabilną pracę kotła.
Oddzielnym zagadnieniem jest podwyŜszone pylenie mieszanki w ciągu nawęglania.
Wykorzystanie biomasy w energetyce i ciepłownictwie wymagać będzie dedykowanych
inwestycji w kotły fluidalne ze złoŜem stałym i w przypadku duŜych instalacji, ze złoŜem
cyrkulującym.
Posiadamy juŜ sprawdzone konstrukcje polskie oraz są w naszym zasięgu producenci z
Niemiec i Skandynawii.
Zmienność poziomu wilgotności biomasy, wymuszająca budowę zadaszonych składowisk,
pojawiające się problemy z ich intensywnym pyleniem, zmienność składu biomasy oraz
wielkości poszczególnych jej frakcji wskazują jednoznacznie, Ŝe rynek polskiej biomasy
jest rynkiem w trakcie budowy. Płytkość tego rynku nie pozwala aktualnie na rzetelną
kalkulację kosztów eksploatacji, poniewaŜ juŜ jedno wejście na rynek duŜego odbiorcy
powaŜnie ten rynek zakłóca. Barierą w rozwoju wykorzystania biomasy na krajowym rynku,
poza kosztem samych inwestycji w nowoczesne urządzenia, jest struktura polskiego
rolnictwa. Średnia wielkość gospodarstwa to ok. 5,6 hektara. Porozumienie właściciela
instalacji wykorzystującej biomasę z kilkudziesięcioma czy wręcz kilkuset rolnikami,
dotyczące dostarczania konkretnej ilości biomasy o odpowiedniej jakości, jest w praktyce
niemoŜliwe. Zupełnie inaczej przedstawia się sprawa w zachodniej Europie, gdzie nie brakuje
gospodarstw kilkusethektarowych i większych[9].
Wyniki
konkursów
na
projekty
energetyczne w ramach Funduszu
Spójności UE, oś Infrastruktura i
Środowisko wskazują dobitnie, Ŝe
program budowy biogazowi w Polsce juŜ
ruszył. Biogaz to głównie mieszanina
metanu i dwutlenku węgla. Skład biogazu
moŜe się wahać w zaleŜności od rodzaju
materii organicznej czyli tzw. substratów:
metan CH4 40% - 60%
dwutlenek węgla CO2 20% - 55%
siarkowodór H2S 0,1% - 5,5% wodór H2,
tlenek węgla CO, azot .
Jego wartość opałowa wynosi 5-6 kWh/m3, więc 1 m3 biogazu odpowiada 0,5 m3 gazu
ziemnego lub 1,2 kg węgla kamiennego. Planowany poziom produkcji energii elektrycznej z
biogazu ma wynosić w 2020 r. ponad 22,0 TWh. Jedna biogazownia moŜe wyprodukować
rocznie 4-8 tys. MWh. Zdaniem specjalistów w Polsce moŜna wybudować 2-2,5 tys.
biogazowni. Jednak projekty inwestycyjne zamykają się z trudem. Rentowne są wtedy, gdy
moŜna sprzedać nie tylko prąd, ale i ciepło, oraz, gdy udaje się przetwarzać odpady, za
których odbiór ktoś jest skłonny zapłacić. Pozyskanie surowca dla biogazowi to następny
problem. Biogazownia na kiszonki zasilająca elektrownię o mocy 0,5 MW potrzebuje aŜ 10
tys. ton surowca rocznie, czyli uprawy z 200-220tyś hektarów. Średni koszt budowy
biogazowi z kogeneracją wynosi od 3,2 – 4,5 mln Euro/MW produkowanej energii
elektrycznej, czyli trzykrotnie droŜej od standardowej kogeneracji gazowej. Autor uwaŜa, Ŝe
lepszym rozwiązaniem problemu rentowności biogazowi jest budowa samych biogazowi bez
produkcji energii. Biogaz winien być oczyszczony (odsiarczanie na tlenkach Ŝelaza, usunięcie
dwutlenku węgla np. metodą wymywania w płuczce wodnej, usuwanie przez adsorpcje na
węglu aktywnym pozostałych chlorowco-węglowodorów) oraz osuszony przy pomocy np.
glikolu trójetylowego. Po spręŜeniu do wymaganego ciśnienia winien być zatłaczany do sieci
gazowej PGNiG – jako gaz ziemny „zielony”, za który producent winien otrzymywać
odpowiednie certyfikaty – jako papiery wartościowe. To pozwoli wykorzystać biogaz w
sposób najbardziej efektywny - w kogeneracjach gazowych podłączonych do miejskich
systemów ciepłowniczych.
POMPY CIEPŁA
Kraje skandynawskie od dwudziestu lat promują
pompy ciepła jako efektywne źródło ciepła dla
budynków mieszkalnych. Szczególnie dotyczy to
domów
jednorodzinnych,
oddalonych
od
istniejących sieci ciepłowniczych. Ostatnie decyzje
rządu szwedzkiego stawiają pompy ciepła
odzyskujące ciepło z powietrza wentylacyjnego i
ścieków w szczególnie uprzywilejowanej sytuacji,
nawet
w
obszarach
funkcjonującego
ciepłownictwa. Jednak największe sukcesy z
wykorzystaniem wielkich pomp ciepła odniosło
ciepłownictwo. JuŜ w latach 1982-86 wybudowano
w Goteborgu instalację ciepłowniczą odzyskującą ciepło z oczyszczonych ścieków miejskich
instalując w tamtych latach największe pompy ciepła na świecie. Stacja czterech pomp ciepła
RYA naleŜąca do Goteborg Energy ma łączną moc cieplną od 80 do 150 MW, a zestaw
pompowy nr 3 był największą pompą ciepła jaką kiedykolwiek wyprodukowano.
Temperatura ścieków wynosi 5 - 18ºC, a temperatura wyjściowa z pompy 80 - 85ºC.
Współczynnik COP2) uzyskuje się w przedziale 3,0 – 3,5. Podobnie potęŜną stację pomp
ciepła wybudował w latach 1984- 86, Stockholm Energy (aktualnie Fortum) montując w
stacji Värtan Ropsten (zdjęcie powyŜej) sześć pomp ciepła o mocy 30 MW kaŜda. Jako dolne
źródło ciepła wykorzystano wodę morską. Parametry cieplne stacji 57/80ºC.
Helsingin
Energia
[11]
wykorzystało
doświadczenia szwedzkie i wybudowało
nowoczesną stację pomp ciepła Katri Vala,
wykorzystującą jako dolne źródło zarówno
oczyszczone ścieki jak i wodę morską.
Unikalność tego rozwiązania polega równieŜ
na produkcji chłodu.
Moc cieplna pompy ciepła wynosi 90,0 MW, a produkcja chłodu jest na poziomie 60 MW.
Współczynnik COP przy produkcji ciepła osiąga wartość 3,5, a przy jednoczesnej produkcji
ciepła i chłodu 5,50. Dodatkową ciekawostką jest zabudowa całego obiektu w centrum
miasta, w olbrzymiej grocie wykutej w rodzimej skale, trzydzieści metrów poniŜej poziomu
jezdni.
Rozwiązania europejskie, a szczególnie skandynawskie, poparte pełnym sukcesem
ekonomicznym opisywanych przedsięwzięć, winny być dla nas inspiracją do zastosowania
ich na naszym pomorskim gruncie. Szczegółowe omówienie zagadnień wykorzystania duŜych
pomp ciepła w systemach ciepłowniczych i chłodu sieciowego wykracza poza zakres tego
artykułu. JednakŜe naleŜy wskazać na duŜy potencjał rozwojowy, szczególnie w duŜych
aglomeracjach. Rozwój chłodu sieciowego, jako bardziej efektywnego energetycznie
rozwiązania od indywidualnych urządzeń wytwórczych wskazuje, Ŝe zapotrzebowanie na
chłód w Europie systematycznie wzrasta, szczególnie w takich miastach jak: Sztokholm
(obecnie pokrywa 50% zapotrzebowania), ParyŜ, Helsinki, Goteborg, Wiedeń, Barcelona i
Kopenhaga.[10]
Łączna moc chłodu sieciowego wynosi:
Francja - 710 MW (ParyŜ, Tuluza, Grenoble, Marsylia i Lyon),
Szwecja - 680 MW plus 220 MW w trakcie budowy,
Niemcy - 220 MW planowane sieci DC w Berlinie i Düsseldorfie,
Holandia - 76 MW planowany wzrost o 60 MW,
Włochy - 100 MW,
Finlandia - 110 MW planowany wzrost o 100 MW do 2010 i 250 MW w 2020 r.
Hiszpania - 30 MW planowany rozwój o dodatkowe 100 MW,
Austria - 22 MW dodatkowy wzrost o80 MW do 2010-2012 r.
Dania – aktualnie w budowie 15 MW wzrost o 100 MW w latach 2009-2013
(źródło: Euroheat & Power materiały District Cooling Working Group)
Parametry wody sieciowej wymagane dla urządzeń wytwórczych, agregatów absorpcyjnych
wody lodowej wynoszą min. 90ºC , co determinuje w naszym przypadku podłączanie ich do
technologicznych sieci grzewczych. Rynek dla chłodu sieciowego będzie się rozwijał.
Wydziały architektury urzędów miast odmawiające montaŜu lokalnych klimatyzatorów na
elewacjach budynków – to pierwszy krok do chłodu sieciowego w centrach polskich miast.
ENERGETYKA ATOMOWA
Ogłoszony niedawno przez polski rząd program budowy elektrowni atomowych w Polsce
rozgrzewa emocje w naszym województwie. Ewidentny deficyt energii elektrycznej oraz brak
samowystarczalności energetycznej, kwalifikuje województwo pomorskie do lokalizacji
nowej elektrowni jądrowej. Zmiana nastawienia opinii publicznej do energetyki atomowej
oraz zdecydowane poparcie w gminie Gniewino (ponad 70%) pozwala mieć nadzieję, Ŝe tym
razem inwestycja zostanie zrealizowana do końca. Rząd dał sobie dwa lata do ustalenia
lokalizacji pierwszych dwóch elektrowni atomowych. Nic nie jest przesądzone, jednak za
Pomorzem przemawia wiele czynników technicznych. NaleŜy się spodziewać, Ŝe przyjęte
rozwiązanie opierać się będzie na reaktorach typu PWR lub BWR (rys nr 8), które mają za
sobą ponad 10 tysięcy reaktorolat bezpiecznej eksploatacji. Reaktory III generacji mają
prostszą konstrukcję, co obniŜa ich koszty, lepiej wykorzystują technologiczne paliwo i mają
wbudowane dodatkowe cechy bezpieczeństwa. W przypadku lokalizacji elektrowni jądrowej
w okolicach jeziora śarnowieckiego, warto rozwaŜyć wykorzystanie ciepła odpadowego z
procesu produkcji energii elektrycznej do celów ciepłowniczych. JuŜ w końcu lat
osiemdziesiątych ubiegłego wieku Energoprojekt Warszawa oraz Biuro Projektów
Budownictwa Komunalnego w Gdańsku opracowały koncepcję techniczną zasilania
Trójmiasta i okolic w ciepło z EJ śarnowiec. Wymiarowanie magistral ciepłowniczych oraz
infrastruktury sieciowej ocierało się o gigantomanię, jednak
2) Współczynnik efektywności COP (ang. coefficient of performance). Wykorzystuje się go do
oceny sprawności pompy ciepła. WyraŜa stosunek mocy grzewczej pompy ciepła do ilości
pobranej przez nią energii elektrycznej
wyznaczona trasa przebiegu rurociągów, przepompownie sieciowe i sposób przyłączania do
nich poszczególnych miast nie utraciły na
aktualności Przyjmując, Ŝe zapotrzebowanie
ciepła dla metropolii trójmiejskiej nie ulegnie
większym zmianom w najbliŜszych dziesięciu
latach (nowe budownictwo nieznacznie
powiększy obciąŜenie cieplne, poniewaŜ
nastąpi dalszy spadek poboru ciepła w
istniejących zasobach) , autor dokonał
wstępnego bilansu średnich mocy dla sezonu
grzewczego
miejskich
systemów
ciepłowniczych
w
Gdańsku,
Gdyni,
Wejherowie, Rumii, Sopocie i Redzie. Łączne
średnie obciąŜenie w sezonie grzewczym
będzie wynosić około 800 MW, co pozwala wstępnie przyjąć, Ŝe pierwszy odcinek magistrali
główna będzie miał średnicę 2x Dn 900. Projektowana wstępnie długość magistrali z
śarnowca do Gdyni – węzeł przyłączeniowy Cisowa – 44 km. Trasa uwzględnia przyłączenia
msc Wejherowa, Redy, Rumii oraz Gdyni ( w ramach OPEC Gdynia).
Dalsza proponowana trasa prowadzić będzie przez tereny Gdyni Zachód, obrzeŜa Sopotu, by
połączyć się z magistralami GPEC na wysokości ul. Pomorskiej w Gdańsku. Przyjęta średnica
drugiego odcinka magistrali przesyłowej wynosi Dn 800, a jej długośc około 21 km. Łączna
długość magistrali elektrownia jądrowa – Trójmiasto
wyniesie około 65 km. Inwestycja racjonalna z
finansowego punktu widzenia, (szacowany koszt
inwestycji wraz z przepompowniami wyniesie ok.
580 mln zł) znakomicie poprawi środowiskowe
parametry produkcji ciepła. Redukcja emisji CO2
pozwoli na sfinansowanie budowy łącznika
ciepłowniczego elektrownia jądrowa – Trójmiasto
kredytem bankowym, którego gwarancją mogą być
zredukowane świadectwa emisyjne CO2. Istniejące
trójmiejskie elektrociepłownie węglowe będą
znakomitym uzupełnieniem systemu dostawy ciepła i
energii elektrycznej oraz stanowić będą alternatywę i rezerwę techniczną i ekonomiczną dla
miejskich systemów ciepłowniczych. Dodam, Ŝe topografia i rozmiary głównych magistral
GPEC oraz OPEC Gdynia zostały przygotowane w przeszłości do współpracy z EJ
śarnowiec. Ekologiczny efekt przedsięwzięcia winien w zdecydowany sposób faworyzować
lokalizację elektrowni jądrowej w okolicach jeziora śarnowieckiego. Wykorzystanie ciepła
odpadowego w siłowniach jądrowych nie jest niczym nowym w Europie.
Aktualnie Finowie przygotowują się do
budowy tunelu technologicznego z magistralą
ciepłowniczą o długości 70 km, która pozwoli
wykorzystać do celów komunalnych ciepło
odpadowe z elektrowni Loviisa (pracuje tam
reaktor z EJ śarnowiec) w obszarze działania
Helsingin Energia (rys. nr 10). Stałe parametry
technologiczne
(130/50
ºC)
magistrali
elektrownia jądrowa – Trójmiasto otwierają
nowe moŜliwości do rozwoju lokalnych sieci chłodu, zasilanych z chillerów absorpcyjnych,
korzystających z ciepła sieciowego. Analiza środowiskowa na pewno pokaŜe, jak
wykorzystanie ciepła odpadowego uchroni lokalną przyrodę przed wzrostem temperatury
wód jez. śarnowieckiego i wzrostem wilgotności powietrza w obszarze gminy Gniewino.
PODSUMOWANIE
Energia odnawialna i ekologiczna mają duŜy potencjał rozwojowy w obszarze województwa
pomorskiego, co gwarantuje nam zrównowaŜony rozwój, jeŜeli wykorzystamy ten potencjał,
rozpatrując kaŜde rozwiązanie techniczno – ekonomiczne z uwzględnieniem interesu całego
regionu Pomorza. Inwestycje elektroenergetyczne winny być analizowane równieŜ pod kątem
wykorzystania ciepła, ze szczególnym uwzględnieniem zapotrzebowania na ciepło metropolii
trójmiejskiej. Wykorzystanie ciepła z odpadów oraz ciepła odpadowego z zakładów
przemysłowych na potrzeby komunalne, szczególnie z rafinerii Lotos, to działania w
najbliŜszej perspektywie. Dalsza perspektywa to racjonalne wykorzystanie potencjału
energetyki jądrowej dla potrzeb ciepłowniczych Trójmiasta.
LITERATURA
[1] Bujalski W., Lewandowski J., Rozwój ciepłownictwa w warunkach ciągłych ograniczeń
emisji SO2, NOx oraz pyłu. Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Warszawska
[2] Stanowisko Komitetu Nauk Geologicznych Polskiej Akademii Nauk w sprawie zagroŜenia
globalnym ociepleniem Wrocław–Warszawa, 12 lutego 2009
[3] Regionalna strategia energetyki z uwzględnieniem źródeł odnawialnych w Województwie
Pomorskim na lata 2007 -2025. Fundacja Poszanowania Energii w Gdańsku
[4] Mańkowski S., Ciepłownictwo w polityce energetycznej Polski do roku 2030 Zagadnienia
wybrane. Politechnika Warszawska
[5] RóŜalski J.: Energetyczne wykorzystanie odpadów jako remedium na luki paliwowe i
rozwiązanie problemu utylizacji odpadów, Nowa Energia - dodatek tematyczny Termiczne
Przekształcanie Odpadów Komunalnych
[6] Nagy S., Zawisza L.: Jak korzystać z ciepła wód termalnych. Wydział Wiertnictwa, Nafty i
Gazu, Akademia Górniczo- Hutnicza, Kraków
[7] Kapuściński J., Rodzoch A.: Geotermia niskotemperaturowa - stan aktualny i perspektywy
rozwoju
[8] Ney R.: Ocena strategii rozwoju energetyki odnawialnej oraz kierunki rozwoju
energetycznego wykorzystania zasobów geotermalnych wraz z propozycją działań
[9] Kulczyński J.: Biomasa – szansa i wyzwanie, Polska Energia 3/2009
[10] RóŜalski J. Wyzwania dla polskiego ciepłownictwa oraz kierunki działań technicznych
OPEC Gdynia
[11] Veikko Hokkanen Helsinki Energy’s District Heating and Cooling with CHP
Energy
Helsinki