Parametry pracy pomp obiegowych w ciepłowniach

W artykule uwzględniono wiedzę zawartą w wydanej niedawno książce A. i W. Misiewiczów [2], stanowiącej cenne źródło wiedzy z zakresu ciepłownictwa. Skupiono się na najważniejszych przesłankach, które decydują o zakresie zmian parametrów (wysokości podnoszenia i wydajności) pomp obiegowych w ciepłowniach (tzw. układ klasyczny).

Zadaniem pomp obiegowych jest zapewnienie odpowiedniego przepływu nośnika ciepła w sieci ciepłowniczej i wody kotłowej w ciepłowni.  Analizowany będzie tzw. układ klasyczny z kotłami wodnorurkowymi (La Monta, WR) wymagającymi niemal stałego (Δg_k = ±5%) przepływu wody kotłowej. Wszelkie zakłócenia w przepływach wody sieciowej skutkują nie tylko dyskomfortem odbiorców (przypadki niedogrzewania pomieszczeń lub zaniżenia temperatury ciepłej wody użytkowej), ale powodują również straty finansowe poprzez zmniejszenie wpływów dostawców ciepła.

Należy pamiętać, że w przypadku kotłów płomienicowo-płomieniówkowych (zmiennoprzepływowych) wystąpią pewne niewielkie różnice. Wprawdzie dopuszczalny zakres zmian przepływu w takich kotłach jest relatywnie duży (g_kz = 30-100%), to ze względu na wymagane temperatury wody kotłowej tylko przy małym obciążeniu g_ksmin = 60% ([1], rys. 7).

Niestety, w cytowanej pracy [2] określono zakres dopuszczalnych zmian przepływu w kotle WR-25, o mocy cieplnej Q_kWR-25 = 29,075 MW na G_kWR-25 = 290-410 m³/h. W rzeczywistości w kotłach ekranowanych (ekran z przewodów o średnicy D_n = 32 mm) zakres ten powinien wynosić: G_kWR-25^E = 310-330 m³/h, a w kotłach o ścianach szczelnych płyciny z przewodami D_n = 50 mm - G_kWR-25 ^S = 390-410 m³/h.

Każdy egzemplarz kotła może się różnić od innych oraz od danych katalogowych. Wynika to z wielkości kotłów oraz braku pełnej powtarzalności. Nie można się temu dziwić, gdyż nawet tak proste urządzenia jak wymienniki płaszczowo- rurowe (np. JAD) mogą różnić się wagą i wydajnością o 20%. Podczas eksploatacji ciepłowni wahania przepływu przez kotły są większe niż podane wartości założone.

Szczególnie niebezpieczne jest zaniżenie przepływu przez kotły, gdyż może to spowodować przepalenie ekranów. Jedną z przyczyn może być nierówny rozdział wody w poszczególnych rurkach ekranu regulowanego za pomocą specjalnych dysz. Wysokość podnoszenia pomp obiegowych powinna być w przybliżeniu równa sumie spadku ciśnienia w kotłach, pokrywać spadek ciśnienia w układzie hydraulicznym ciepłowni oraz zapewnić wysokość ciśnienia dyspozycyjnego niezbędnego do odpowiedniej dostawy ciepła do wszystkich odbiorców.

Podstawowe parametry pracy systemu ciepłowniczego

Systemy ciepłownicze są bardzo zróżnicowane ze względu na strukturę odbiorów energiicieplnej, geometrię sieci ciepłowniczej, przyjęty wykres centralnej regulacji i stopień zautomatyzowania. Z powodu skokowego rozwoju systemów ciepłowniczych charakterystyka hydrauliczna sieci ciepłowniczych w poszczególnych kierunkach ma różną oporność (rezystancję).

W przeszłości oddanie magistrali ciepłowniczej, które z początku były obciążone w niewielkim stopniu, powodowało pojawienie się fragmentów systemu ciepłowniczego o znacznym udziale strat ciepła na przesyle. Nie zawsze dochodziło do właściwego dociążenia takich sieci, gdyż często rejony inwestycji np. mieszkaniowych ulegały zmianie. Powodowało to nierównomierne wykorzystanie możliwości przesyłania ciepła.

Obecnie bardzo często mamy do czynienie ze skutkami takiego postępowania. W wielu systemach ciepłowniczych wybudowane zostały sieci ciepłownicze, które dzisiaj są wykorzystywane w niewielkim stopniu. Najbardziej jaskrawym przykładem może być magistrala ciepłownicza we Wrocławiu [4]. Przewodami o średnicy D_n = 600 mm zasilany jest Zakład Uzdatniania Wody „Mokry Dwór” o zapotrzebowaniu mocy cieplnej Q = 2,5 MW - przewody mają długość około 3 km.

Straty ciepła można szacować na 800%, czyli osiem razy więcej niż zużycie ciepła przez odbiorcę. Pomimo takich strat rozwiązanie to jest eksploatowane od ponad 25 lat! W momencie projektowania sieć ciepłownicza miała zasilać osiedla mieszkaniowe Strachocin-Wojnów o zapotrzebowaniu mocy Q_S-W = 120 MW, ale planowane osiedla mieszkaniowe nie powstały.

Wydaje się, że takie „pomyłki” zdarzały się tylko kiedyś. Ale również obecnie proponuje się rozwiązania projektowania zasilania obszarów, które nie są do tego przygotowane. Na przykład w Szczecinie-Dąbiu ogłoszono przetarg na wykonanie dokumentacji technicznej [5] sieci ciepłowniczej o długości około l_p = 1,5 km, o średnicy D_n = 250 mm, przy obecnym zapotrzebowaniu około Q_DP = 4,5 MW. Z wstępnych szacunków autora wystarczająca jest średnica D_n = 125 mm. Powyższe uwagi mają istotny wpływ na oszacowanie zakresu zmian parametrów pracy systemów ciepłowniczych.

Wykres centralnej regulacji

Najważniejszym założeniem, które musi poczynić zarządca systemu ciepłowniczego, jest przyjęcie wykresu regulacyjnego. Wykres centralnej regulacji to temperatury wody sieciowej na zasilaniu i powrocie w zależności od temperatury  zewnętrznej. Koniecznym uzupełnieniem jest odpowiedni przepływ nośnika ciepła. Regulacja jakościowa to stały przez cały sezon ogrzewczy przepływ wody sieciowej, a zmiana mocy jest osiągana przez odpowiednie dostosowanie temperatury na zasilaniu (wyjściu ze źródła ciepła).

Natomiast temperatura wody sieciowej na powrocie jest wynikiem działania odbiorców ciepła (węzłów ciepłowniczych). Na rysunku 1 pokazano schemat węzła ciepłowniczego z oznaczeniami temperatur wody sieciowej i instalacyjnej (c.o.) oraz c.w.u., które służą do wyznaczenia wykresu centralnej regulacji (w źródle ciepła).

Obecnie z powodu szerokiego zastosowania automatycznej regulacji wykres centralnej regulacji ma w praktyce charakter ilościowojakościowy, tj. zmiany  zapotrzebowania mocy cieplnej w poszczególnych węzłach ciepłowniczych kompensuje się poprzez zmianę przepływu wody sieciowej. Ze względu na konieczność podgrzewania ciepłej wody użytkowej minimalna temperatura wody sieciowej na zasilaniu nie może być niższa niż T_zmin = 65-70°C.

Temperatura zewnętrzna, przy której temperatura na zasilaniu osiąga wartość T_zmin, nazywana jest temperaturą załamania wykresu. Na rys. 2 pokazano wykres centralnej regulacji (temperatury i przepływ wody sieciowej). Przedstawionym na rysunku 2 temperaturom odpowiadają przepływy wody sieciowej, które pokazano na rysunku 3. 

Oznaczenia na rysunku 2 i rysunek 3 takie jak na rysunku 1. Dodatkowa ilość wody sieciowej potrzebnej do podgrzania ciepłej wody użytkowej zależy od udziału ρ średniej mocy do c.w.u. Q_cwu^sr w stosunku do mocy obliczeniowej do centralnego ogrzewania Q_co ^obl:

W systemach ciepłowniczych ten udział jest bardzo zróżnicowany – ρ = 0,00-0,18. Udział ciepłej wody użytkowej ma wpływ na wykres regulacyjny w ten sposób, że – pokazany na rysunku 2 jest stosowany w przypadku ρ ≥ 0,05. Przy udziałach ρ < 0,05 (ale występującym podgrzewaniu c.w.u.) stosuje się załamanie wykresu przy T_zmin = 65-70°C, natomiast ilość wody sieciowej krążącej w systemie ciepłowniczym wyznaczana jest tylko do centralnego ogrzewania.

Z powodu zastosowania izolacji z pianki poliuretanowej wystąpiła konieczność obniżenia maksymalnej temperatury wody sieciowej do T_zmax = 130°C. Konsekwencją tego jest konieczność drugiego załamania wykresu regulacyjnego (oryginalne rozwiązania autora [6]). Wobec niezbyt uzasadnionej mody na maksymalne obniżanie temperatury zasilania systemów ciepłowniczych, bez sprawdzenia, na ile jest to właściwe, zamiast temperatury T_zmax = 150°C (temperatura projektowa) stosuje się np. T_zmax = 135-120°C!

W Ustce stosowano wykres regulacyjny T_zobl/T_pobl = 116/70°C [7]! Mało kto zdaje sobie sprawę, że wymaga to odpowiedniego zwiększenia przepływu wody sieciowej. Na rysunku 4 pokazano temperatury wody sieciowej przy czterech wersjach wykresu regulacyjnego:

1. T_zobl = 150°C, T_zmax = 150°C,
2. T_zobl = 150°C, T_zmax = 130°C,
3. T_zobl = 130°C, T_zmax = 130°C,
4. T_zobl= 120°C, T_zmax = 120°C.

Ze względów technicznych pierwszą wersję wykresu należy odrzucić.

Warunki hydrauliczne w sieci ciepłowniczej

Ciśnienia w sieci ciepłowniczej muszą spełniać następujące warunki (w każdym punkcie sieci ciepłowniczej):

1. Maksymalne ciśnienie dopuszczalne, ze względu na wytrzymałość przewodów i urządzeń, musi być poniżej:
   P_max < 1,6 MPa (H^max < 160 m H₂O).
2. Minimalne ciśnienie w przewodzie zasilającym musi być wyższe od ciśnienia nasycenia przy maksymalnej temperaturze wody sieciowej plus rezerwa:
   P_z^min > P_nas + P_nas^r → P_z^min > P_nas^{T = 150°C} + P_nas^r ≈ 0,38 + 0,04 ≈ 0,42 MPa (42,0 m H₂O),
   P_z^min > P_nas^{T = 130°C} + P_nas^r ≈ 0,18 + 0,02 ≈ 0,20 MPa (20,0 m H₂O).
3. Minimalne ciśnienie w przewodzie powrotnym musi być wyższe od:
   P_p ^min > 0,10 MPa (H_p^min > 10,0 m H₂O).
4. Ciśnienie dyspozycyjne dla każdego węzła ciepłowniczego musi być większe niż:
   ΔP_w = 0,15 – 0,20 MPa
   (ΔHw = 15 – 20 m H₂O).
5. Ciśnienie statyczne (przy postoju pomp obiegowych) musi być większe od ciśnienia nasycenia przy maksymalnej temperaturze wody sieciowej plus rezerwa:
   P_stat = P_nas + P_rez (H_stat = H_nas + H_nas^r).
   W przypadku występowania w systemie ciepłowniczym węzłów ciepłowniczych bezpośrednich, tj. zmieszania pompowego i strumienicowych:
6. Maksymalne ciśnienie w przewodzie powrotnym:
   P_p^max < 0,60 MPa (H_p^max < 60,0 m H₂O).
7. Ciśnienie w przewodzie powrotnym powinno zapewniać wypełnienie wodą instalacji wewnętrznej centralnego ogrzewania: P_p > P_b + P_b^r (H_p > H_b + H_br).
8. Ciśnienie statyczne (przy postoju pomp obiegowych) musi być większe niż wysokość budynków plus rezerwa:
   P_stat = P_bud + P_bud^r (H_stat = H_bud + H_bud^r).

Oznaczenia:
P_z (H_z) – ciśnienie (wysokość ciśnienia) w przewodzie zasilającym, MPa (m H₂O);
P_p (H_p) – ciśnienie (wysokość ciśnienia) w przewodzie powrotnym, MPa (m H₂O);
P_nas (H_nas) – ciśnienie (wysokość ciśnienia) nasycenia, MPa (m H₂O);
P_bud (H_bud) – ciśnienie (wysokość ciśnienia) wysokości budynku, MPa (m H₂O);
P_stab (H_stab) – ciśnienie (wysokość ciśnienia) stabilizacji w źródle ciepła, MPa (m H₂O);
P_stat (H_stat) – ciśnienie (wysokość ciśnienia) statyczne (podczas postoju pomp obiegowych), MPa (m H₂O);
P_rez (H_rez) – ciśnienie (wysokość ciśnienia) rezerwowe, MPa (m H₂O).

Nie jest to zadanie proste, gdyż wymaga przeprowadzenia szczegółowych obliczeń hydraulicznych sieci ciepłowniczej. Największą trudnością jest utworzenie możliwie wiarygodnej bazy danych. Na przykład baza danych systemu ciepłowniczego Gdańska (ok. 6700 węzłów ciepłowniczych i ok. 14 000 odcinków sieci ciepłowniczej) była budowana przez niemal cztery lata [8]!

Należy pamiętać, że warunki dostawy nośnika ciepła do każdego węzła ciepłowniczego powinny być odpowiednie, tj. ciśnienie dyspozycyjne musi zapewnić chwilowe potrzeby, czasami szybkozmienne (podgrzewanie ciepłej wody użytkowej). Zagadnienie kształtowania wykresów ciśnień piezometrycznych w sieciach ciepłowniczych jestosobnym obszernym problemem, niezbyt dobrze opisanym w dostępnej literaturze technicznej.

Najczęściej [2] przyjmuje się bardzo przybliżone (ale z gruntu nieprawdziwe) założenie ciśnienia dyspozycyjnego w źródle ciepła od przepływu jako zależność kwadratową. W systemach ciepłowniczych w pełni zautomatyzowanych najbardziej uzasadnione jest przyjmowanie stałego ciśnienia dyspozycyjnego w najbardziej niekorzystnie położonym węźle ciepłowniczym (zwykle najbardziej odległym). Można to zilustrować za pomocą wykresu ciśnień piezometrycznych, co pokazano na rysunku 5.

Zaznaczono ciśnienia w przypadku minimalnego i maksymalnego przepływu wody sieciowej. Najistotniejsza jest świadomość, że o wysokości podnoszenia pomp obiegowych w źródle ciepła decyduje oporność (rezystancja) sieci ciepłowniczej, czyli jakości pracy automatyki w dobrze zwymiarowanych i wykonanych węzłach ciepłowniczych. Obsługa w ciepłowni nie ma żadnych możliwości wpływania na parametry pomp obiegowych.

Czasami odbiorcy żądają zwiększenia wysokości ciśnienia dyspozycyjnego, co przy niewłaściwej pracy węzłów ciepłowniczych (dawniej braku regulacji hydraulicznej) można uzyskać tylko poprzez zwiększenie przepływu wody sieciowej. Podobne efekty jak brak regulacji hydraulicznej daje niewłaściwe dobranie automatyki, a szczególnie zaworów regulacyjnych i ich autorytetu.

Wspomniana na wstępie książka [2] błędnie wskazuje na efekt z tytułu obniżenia ciśnienia dyspozycyjnego w źródle ciepła (rys. 15.2, str. 96). W skrajnym przypadku największe oszczędności na pompowaniu mamy wtedy, gdy wyłączymy pompy. O ciśnieniu dyspozycyjnym muszą decydować potrzeby konkretnego systemu ciepłowniczego. Takie błędne postępowanie, czyli zmniejszanie mocy napędów pomp ponad miarę (oszczędności ponad 50% [9]), powoduje, że część odbiorców nie otrzymuje odpowiedniej ilości energii. Najważniejszy warunek, który musi być spełniony, to zachowanie odpowiedniej stateczności hydraulicznej (A_h). Ten wskaźnik powinien być większy niż A_h > 0,5 i jest definiowany jako:

Warunek ten pozwala na uodpornienie sieci ciepłowniczej na rozregulowanie powodowane przez wahania ilości wody potrzebnej w poszczególnych węzłach ciepłowniczych. Ważne jest, aby spadek ciśnienia w sieci ciepłowniczej był odpowiednio mały, czyli najniższe ciśnienie dyspozycyjne w węźle ciepłowniczym nie może być mniejsze niż:

ΔP_w =0,25· ΔP_d

Na wykresach posłużono się oznaczeniami - znacznie wygodniej jest posługiwać się wysokością ciśnienia (H, m H₂O) niż ciśnieniami (P, Pa). Ułatwia to kontrolę warunków pracy całego systemu ciepłowniczego, a zwłaszcza wpływ rzędnych geodezyjnych i wysokości budynków na kształtowanie ciśnień w różnych jego punktach.

Z tego powodu najmniejsza wysokość ciśnienia dyspozycyjnego w węźle ciepłowniczym nie powinna być mniejsza niż ΔH_w = 15-20 m H₂O (ΔP_w = 0,15 – 0,20 MPa). Przy maksymalnym przepływie wody sieciowej w systemie ciepłowniczym ciśnienie dyspozycyjne w źródle ciepła powinno być cztery razy większe. Na rysunku 5 pokazano przykładowy rozkład ciśnień piezometrycznych w hipotetycznym systemie ciepłowniczym o odpowiedniej stateczności hydraulicznej.

Kształtowanie ciśnień w systemach ciepłowniczych

Często o kształtowaniu wykresu ciśnień piezometrycznych w systemach ciepłowniczych decyduje ukształtowanie terenu. Zauważono to w książce [2], ale nie podano konsekwencji.Przepompownie wody sieciowej pozwalają na znaczne zmniejszenie zużycia energii do pompowania wody sieciowej przez obniżenie wysokości podnoszenia pomp obiegowych. Ocena skutków ekonomicznych i technicznych zastosowania przepompowni wody sieciowej wykracza znacznie poza zakres artykułu. Poniżej przedstawiono sytuacje, które wymagają zastosowania przepompowni tylko ze  względu na ukształtowanie terenu.

Źródło ciepła położone niżej od odbiorców ciepła

Do zilustrowania tego problemu posłużono się przykładem Gdańska, gdzie źródło ciepła (EC Wybrzeże) jest położone na wysokości R_zgEC = 2,5 m n.p.m., a niektóre dzielnice, np. Chełm, R_zgCh = 72,0 m n.p.m. [8]. Wymaga to dużej staranności i wiedzy. Na rysunku 6 pokazano bardzo uproszczony wykres ciśnień piezometrycznych dla Gdańska. Należy zwrócić uwagę na to, że konieczne jest dławienie ciśnienia (straty energetyczne!) w przewodzie powrotnym w celu uzyskania odpowiedniego ciśnienia.

Natomiast w przewodzie zasilającym konieczne jest podnoszenie ciśnienia, gdyż nie można utrzymywać wysokiego ciśnienia w źródle ciepła, a ponadto jest  to wyjątkowo nieekonomiczne. Instytut Maszyn Przepływowych w Gdańsku zaproponował zastosowanie układu pompowo-turbinowego, który pozwala na wykorzystanie energii traconej na dławieniu do napędu pompy w przewodzie zasilającym. Trudno powiedzieć, czy ta idea została wdrożona.

Źródło ciepła położone powyżej odbiorców ciepła

Zupełnie inna sytuacja jest w Bydgoszczy, gdzie mamy do czynienia z relatywnie wysoko usytuowanym źródłem ciepła (EC-II), którego rzędna geodezyjna R_zgEC-II = 70 m n.p.m., a tzw. „Dolny Taras”, czyli osiedla Śródmieście, Kapuściska, Leśne, położony jest znacznie niżej (R_zgDT = 30 m n.p.m.). Postępowanie w takim przypadku musi być inne. Konieczna jest przepompownia wody sieciowej na powrocie. Ilustruje to rysunek 7.

Przepływ nośnika ciepła w systemie ciepłowniczym a wykres regulacyjny

W zależności od przyjętego wykresu centralnej regulacji w znaczny sposób zmienia się ilość nośnika ciepła, która musi być dostarczona do odbiorców. Na rysunku 8 pokazano przebieg zapotrzebowania wody sieciowej odpowiadający przyjętym temperaturom zasilania poszczególnych wykresów regulacyjnych (rysunek 4). Celem tej publikacji nie jest wyznaczenie najwłaściwszego wykresu regulacyjnego, gdyż wymaga to bardziej szczegółowej analizy i uwzględnienia strat ciepła na przesyle oraz kosztów energii elektrycznej do pompowania.

Warunki klimatyczne

Porównanie ilości wody sieciowej, która musi być pompowana przez pompy obiegowe do sieci ciepłowniczej w sezonie ogrzewczym w zależności od przyjętego wykresu regulacyjnego, jest niemożliwe bez uwzględnienia przebiegu warunków klimatycznych. Na rysunku 9 pokazano przykładowy uporządkowany wykres temperatury zewnętrznej w sezonie ogrzewczym w roku 2007 (Ruda Śląska) [10].

Wykres ten został sporządzony na podstawie pomiarów co godzinę. Najniższa temperatura zewnętrzna wynosiła t_{zew_min} = –9,9°C, a średnia t_{zew_śr} = 1,61°C. Przyjmując zmiany temperatury według krzywej klimatycznej (rys. 9), wyznaczono przepływ wody sieciowej przy różnych wykresach centralnej regulacji i pokazano to na rysunku 10.

Na rysunku tym pokazano również średni przepływy wody sieciowej dla każdego z wykresów. Ciśnienie dyspozycyjne w źródle ciepła można wówczas wyznaczyć z zależności:   ΔH = S_s · G_s² + ΔH_w 

gdzie:
ΔH – ciśnienie dyspozycyjne w źródle ciepła, m H₂O (MPa);
S_s – oporność (rezystancja) hydrauliczna sieci ciepłowniczej, m H₂O/[(t/h)²];
G_s – przepływ wody sieciowej, t/h;
ΔH_w – minimalne ciśnienie dyspozycyjne przed węzłem ciepłowniczym, m H₂O.

Przeprowadzono przykładowe obliczenia dla systemu ciepłowniczego, w którym przyjęto różne wykresy centralnej regulacji (rysunek 4). W tym systemie ciepłowniczym udział ciepłej wody użytkowej wynosił:

 Założono następujące wartości do wyliczenia oporności sieci ciepłowniczej:

ΔH = 80,0 m H₂O
G_s = 1113,0 t/h
ΔH_w = 20 m H₂O
Na podstawie tych danych wyliczono oporność sieci ciepłowniczej:

Przeprowadzono obliczenia ciśnienia dyspozycyjnego w źródle ciepła w zależności od przyjętego wykresu regulacyjnego. Wyniki tych obliczeń przedstawiono na rysunku 11.

Zużycie energii do napędu pomp obiegowych

Następnie wyliczono zużycie energii elektrycznej w sezonie ogrzewczym w zależności od przyjętego wykresu regulacyjnego. Obliczenia przeprowadzono z ogólnie znanej zależności służącej do wyznaczenia mocy silnika elektrycznego NPO do napędu pompy:

 NPO =  c · ΔHPO  ·  G_s

gdzie:
c – współczynnik proporcjonalności zależny od jednostek,
ΔHPO – wysokość podnoszenia pomp obiegowych, m H₂O,
G_s – przepływ wody sieciowej, m³/h.

Do wyliczonego ciśnienia dyspozycyjnego niezbędnego w sieci ciepłowniczej należy dodać spadek ciśnienia w ciepłowni.

Ponieważ moc cieplna systemu ciepłowniczego wynosi Q_s≈ 94 MW, to przyjęto, że ciepłownia wyposażona jest w cztery kotły typu WR-25. Wówczas spadek ciśnienia na kotłach wynosi ΔH_{k_WR-25} = = 25 m H₂O, a pozostałe straty ciśnienia ΔH_C = 8 m H₂O. Sprawność pomp przyjęto równą η_pomp = 63%, a więc bardzo wysoką. Przyjęto cenę energii elektrycznej cel = 264,32 zł/MWh (rzeczywisty koszt w jednym z PEC). Wyniki obliczeń zużycia energii elektrycznej podano w tabeli 1 i na rysunku 12.

Zakres pracy pomp obiegowych

Na podstawie przedstawionych wyżej obliczeń dla przykładowego systemu ciepłowniczego wyznaczono zakres zmian parametrów pracy pomp obiegowych w zależności od przyjętego wykresu centralnej regulacji. W tabeli 2 zestawiono wydajności pomp obiegowych oraz odpowiadające im konieczne wysokości podnoszenia.

Zaprezentowano to również na rysunku 14. Na rysunku 14 kolorowi żółtemu odpowiada zakres pracy pomp obiegowych w przypadku zastosowania wykresu centralnej regulacji T_zobl/T_pobl = 150/70°C, T_zmax = 130°C. Jeżeli zastosujemy wykres regulacyjny T_zobl/T_pobl = 130/70°C, to zakresowi pracy pomp obiegowych odpowiada pole zaznaczone na żółto i niebiesko. Natomiast kiedy w źródle ciepła wybrano wykres T_zobl/T_pobl = 120/70°C, to wydajność i wysokość podnoszenia pomp obiegowych obejmuje pola: żółte, niebieskie i zielone.

Literatura

1. Śnieżyk R., O pompowaniu w ciepłowniach, „Rynek Instalacyjny” nr 1–2/2009.
2. Misiewicz A., Misiewicz W., Napędy regulowane w układach pompowych źródeł ciepła, Krajowa Agencja Poszanowania Energii S.A. 2008.
3. Polski Program Efektywnego Wykorzystania Energii w Napędach Elektrycznych – PEMP, www.pemp.pl.
4. Śnieżyk R., Symulacja numeryczna zjawisk hydraulicznych sieci cieplnych przy stopniowej automatyzacji i w stanach awaryjnych, rozprawa doktorska, promotor: prof. S. Mańkowski, Politechnika Warszawska 1984.
5. Szczecińska Energetyka Cieplna, przetarg: Opracowanie kompletnej dokumentacji projektowo-kosztorysowej sieci ciepłowniczej od komory D1-20 do kotłowni „Gierczak”, z przyłączem (spinką) w ul. Koszarowej w Szczecinie, Szczecin 2008, www.sec.szczecin.pl.
6. Śnieżyk R., Wykres centralnej regulacji systemu ciepłowniczego zasilanego z EC-II w Gdańsku, Instytut Gospodarki Przestrzennej i Komunalnej Oddział w Krakowie 1991 (praca niepublikowana).
7. Badur J., Wiśniewski A., Zagrodzki I., Współpraca źródła geotermalnego z miejskim, wysokotemperaturowym systemem ciepłowniczym, „Ciepłownictwo Ogrzewnictwo Wentylacja” nr 2/2007.
8. Śnieżyk R., Frankiewicz K., Fijewski M., Baza danych systemu ciepłowniczego GPEC Gdańsk, Instytut Gospodarki Przestrzennej i Komunalnej Oddział w Krakowie 1991-1994.
9. Nowak J., Modernizacja pompowni sieciowych, IX Forum Ciepłowników Polskich, Izba Gospodarcza CIEPŁOWNICTWO POLSKIE, Międzyzdroje 2005.
10. Śnieżyk R., Regulacja pracy systemów ciepłowniczych w Ciepłowniach ZCP „CARBO-ENERGIA” Sp. z o.o. (C. „Halemba”, C. „Bielszowice”, EC „Mikołaj”, C. „Nowy Wirek”), opracowanie niepublikowane, Wrocław 2008.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!