Bezemisyjny system dostaw ciepła dla Choszczna

Ciepłownia w Choszcznie

Choszczno to miasto powiatowe w województwie zachodniopomorskim liczące ok. 14,5 tys. mieszkańców. Jego system ciepłowniczy oparty jest całkowicie na węglu. Blisko 7000 mieszkańców tego miasta korzysta z sieci ciepłowniczej. Ciepło dostarczane jest sezonowo, od września do maja. Moc zainstalowana źródła ciepła to 15,6 MW, a moc zamówiona na 1 stycznia 2022 r. wyniosła 12,049 MW. W ciepłowni pracują dwa kotły WLM-5.1 o mocy 8,1 i 7,5 MW zasilane węglem energetycznym. Ciepło dostarczane jest wysokoparametrowymi sieciami cieplnymi o długości 7,632 km. Około 58% ciepłociągów wykonane jest w technologii rur preizolowanych, a pozostała część w tradycyjnej technologii kanałowej. Sieć ma 74 węzłów cieplnych i jest dwuprzewodowa z rur od DN 32 do DN 250. Nośnikiem ciepła jest woda o parametrach 130/70°C dla warunków obliczeniowych.

Wydzielony dla celów demonstratora technologii fragment systemu ciepłowniczego obejmuje 25 budynków, w tym 21 mieszkalnych. 549 lokali zamieszkuje ok. 1300 osób. Powierzchnia użytkowa tych budynków wynosi 26 139 m², a mieszkalna 24 471 m² (93% powierzchni demonstratora). Moc zamówiona przez odbiorców wynosi na tym obszarze 2,066 MW i w zależności od obiektu waha się od 0,008 do 0,180 MW. Budynki wielorodzinne, w większości 5-kondygnacyjne, powstały w latach 60. i 70. XX wieku. Różnią się liczbą mieszkań, wynoszącą od 9 do 60. Wybudowane zostały częściowo w technologii wielkopłytowej: żelbetowe ławy i płyta fundamentowa, ściany piwnic i parteru z cegły ceramicznej, ściany wyższych kondygnacji z elementów prefabrykowanych, ściany osłonowe trzywarstwowe z gazobetonu, stropy DZ-3 oraz pełne płytowe, a częściowo w technologii tradycyjnej (fundamenty betonowe i żelbetowe, ściany zewnętrzne i wewnętrzne murowane, a stropy prefabrykowane). Większość budynków została poddana termomodernizacji w latach 2000–2010.

Założenia projektu

Podstawowym założeniem projektu „Budowa bezemisyjnego systemu dostaw ciepła dla mieszkańców miasta Choszczno” jest maksymalizacja udziału energii odnawialnej w produkcji ciepła zasilającego sieć ciepłowniczą na potrzeby c.o. i c.w.u., a także potwierdzenie efektywności energetycznej i ekonomicznej tej koncepcji. Projekt zakłada całkowite pokrycie potrzeb cieplnych odbiorców końcowych przy niezmienionych lub nieznacznie wyższych kosztach dostarczanej energii. Demonstrator technologii ma być wydzielonym hydraulicznie fragmentem systemu ciepłowniczego – patrz rys. 1.

Głównym źródłem ciepła pracującym w podstawie będą kolektory słoneczne oraz pompy ciepła typu powietrze/woda (mogące działać także w funkcji woda/woda). Nadwyżki ciepła wytwarzane przez obie technologie będą magazynowane w sezonowym gruntowym magazynie ciepła, tzw. PTES (pit thermal energy storage). Zastosowanie sezonowego magazynu ciepła jest konieczne, gdyż kolektory najwięcej energii cieplnej wytwarzają latem, kiedy zapotrzebowanie na nią jest niskie. Dolne źródło zasilające pompy ciepła to powietrze zewnętrzne, energia elektryczna do zasilania pomp ciepła będzie dostarczana z sieci elektroenergetycznej (15% z rynku OZE i 85% z rynku Krajowego Systemu Elektroenergetycznego). Pompa ciepła w okresie zimowym, kiedy ma niewysokie COP z powodu niskiej temperatury powietrza, będzie czerpać wodę ze środkowego dyfuzora w magazynie ciepła (praca w trybie woda/woda) i rozładowując go, chłodzić wodę na jego dnie. To rozwiązanie daje podwójną korzyść: COP pompy ciepła będzie wyższe podczas takiej pracy (tryb woda/woda), a temperatura w magazynie ciepła obniży się i zmniejszą się jego straty ciepła oraz zwiększone zostaną możliwości magazynowania energii produkowanej przez kolektory słoneczne. W nowo utworzonym systemie powstaną trzy odcinki przesyłowe:

1. przesyłający ciepło pochodzące z kolektorów słonecznych i pomp ciepła do sezonowego magazynu ciepła,

2. łączący sezonowy magazyn ciepła ze źródłem szczytowym – kotłem węglowym zlokalizowanym w obecnym budynku ciepłowni SEC,

3. łączący źródło szczytowe z wymiennikownią ciepła (węzeł grupowy Stargardzka) u odbiorców końcowych.

Na rys. 2 przedstawiono schemat przemian energii zachodzących w demonstratorze technologii. Wynika z niego, że energia dostarczona do odbiorców jest wyższa niż całkowite zapotrzebowanie. Spowodowane jest to faktem, że po dostarczeniu ciepła do odbiorców część energii jest tracona podczas powrotu.

Potencjał energii z kolektorów słonecznych nie jest w pełni wykorzystywany w miesiącach letnich (czerwiec i lipiec) – patrz rys. 3. Wynika to z bardzo nietypowych danych dla nasłonecznienia w Sulejowie, czyli miejscowości podanej jako lokalizacja wzorcowa dla tego projektu. Jest to również związane z bardzo wysoką temperaturą przy dnie magazynu ciepła wynikającą z wysokiej temperatury wody powrotnej, która obniża wydajność kolektorów słonecznych.

Dodatkowym atutem zaprojektowanej instalacji jest możliwość pracy w różnych trybach w celu zapewnienia dostawy ciepła w optymalnej konfiguracji. Poszczególne tryby pracy mogą występować pojedynczo lub równocześnie, w zależności od dostępnych zasobów ciepła. Tryby pracy demonstratora technologii to:

• magazyn ładowany przez kolektory,
• magazyn w bezpośrednim trybie grzania,
• pompa ciepła w bezpośrednim trybie grzania,
• magazyn w trybie ładowania pompą ciepła,
• kocioł pomocniczy w trybie grzania.

Jeśli energia wyprodukowana przez odnawialne źródła energii okaże się niewystarczająca lub pozostałe tryby pracy z jakichś przyczyn nie zadziałają, bieżące zapotrzebowanie cieplne zostanie pokryte przez istniejący pomocnicy kocioł węglowy stanowiący źródło zapasowe/szczytowe.

System i zastosowane w nim rozwiązania są bezobsługowe. Praca kolektorów słonecznych sterowana jest zdalnie przy użyciu smartfona lub laptopa. Projektowane rozwiązanie nie wymaga zatrudniania dodatkowego personelu, a jedynie przeszkolenia osób, które obsługują istniejącą ciepłownię. Z obliczeń wynika, że udział odnawialnych źródeł energii w demonstratorze technologii wyniesie blisko 83%. W tabeli 1 podano obliczenia dotyczące współczynnika OZE.

Wnioski z modelowania

Do zamodelowania działania instalacji energetycznych w konkursie wymagano wykorzystania oprogramowania TRNSYS. Zadaniem modelu nie jest odtworzenie wszystkich trybów działania dostępnych w demonstratorze – ma on na celu oszacowanie wykonalności projektu, strat cieplnych oraz ilości ciepła wyprodukowanego w systemie. Dostarcza również wartości związanych z późniejszą kalkulacją LCOH (levelized cost of heating). W kontekście modelu zastosowanego w tym projekcie warto podkreślić, że:

1. Ciepło z kolektorów słonecznych jest używane jedynie do ładowania magazynu ciepła (PTES), a nie do bezpośredniego zasilenia miejskiej sieci ciepłowniczej. Ma to na celu uczynienie modelu prostszym i bardziej stabilnym, natomiast istnieje możliwość zaprogramowania przesyłu w taki sposób, aby energia z kolektorów była przekazywana bezpośrednio do sieci miejskiej, z pominięciem magazynu ciepła.

2. Energia wyprodukowana przez pompę ciepła ładuje magazyn ciepła (PTES), jednak jako dolne źródło ciepła wykorzystuje tylko powietrze. W praktyce możliwe jest podgrzanie przez pompę ciepła zbiornika buforowego. Założenie takie zostało przyjęte po to, aby model był prostszy i stabilniejszy. Ten wariant nie był rozpatrywany na etapie aplikacji, dlatego w modelu zastosowano pierwotne rozwiązanie. Ponadto pompa ciepła może w chłodniejsze dni używać jako źródła ciepła ciepłej wody z magazynu ciepła (pracując w trybie woda/woda), co znacząco poprawi jej COP i zwiększy efektywność magazynu. Proces ten nie został zamodelowany, ponieważ wytyczne do pracy w programie TRNSYS nie uwzględniały komponentu będącego jednocześnie pompą ciepła typu powietrze/woda oraz typu woda/woda. W praktyce oznacza to, że rzeczywista efektywność systemu będzie wyższa niż ta wynikająca z modelu opartego wyłącznie na pompie typu powietrze/woda.

Wnioski dotyczące osiągnięcia wymagań obligatoryjnych

Zamawiający (NCBR) przedstawił szereg wymagań obligatoryjnych i konkursowych, które musiały zostać spełnione przez uczestników konkursu:

1. Udział OZE musiał wynosić min. 80%, przy założeniu zakazu zakupu ciepła i możliwości zakupu jedynie 15% energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych. Spełnienie tego wymogu okazało się możliwe po korekcji zużycia ciepłej wody (zastosowano parametry wynikające z doświadczenia oraz dobrych praktyk projektantów SEC Sp. z o.o. zdobytych podczas realizacji licznych projektów związanych z c.w.u.), co pomogło lepiej wykorzystać potencjał systemu ciepłowniczego w miesiącach letnich, kiedy odbywa się zwiększone wytwarzanie energii z kolektorów, a nie jest ona zużywana na potrzeby grzewcze.

Wniosek: podczas prac nad koncepcjami tego typu bardzo duże znaczenie ma lokalizacja i związane z nią uwarunkowania atmosferyczne. Należy ponadto dobierać wielkość urządzeń w sposób, który umożliwi ich optymalne wykorzystanie. W celu zwiększenia udziału OZE w systemie należy dążyć do maksymalnego wykorzystania potencjału urządzeń.

2. Dostarczenie ciepłej wody użytkowej do powierzchni użytkowych wynoszących ponad 15 000 m². Mieszkańcy są sceptycznie nastawieni do budowy instalacji c.w.u. Ich obawy dotyczą samego procesu montażu instalacji w mieszkaniach (zniszczenie ścian, glazury itd.). Ponadto instalacji tego typu w Choszcznie nie ma i mieszkańcy nie dysponują wiarygodnymi informacjami o zaletach takich rozwiązań. W ramach prac nad projektem przeprowadzona została kampania marketingowa na rzecz c.w.u., mająca pokazać zalety posiadania takiej instalacji w mieszkaniach. Odbyto ponadto liczne rozmowy z zarządcami nieruchomości i wspólnotami w celu zachęcenia do przyłączenia do planowanej instalacji nowych odbiorców i osiągnięcia zakładanej powierzchni.

Wniosek: odpowiednio przeprowadzona kampania marketingowo-informacyjna połączona z bezpośrednim kontaktem z odbiorcami jest bardzo skuteczną metodą pozyskiwania nowych odbiorców ciepła. Kluczowe jest przedstawienie zrozumiałych i rzetelnych informacji pozwalających rozwiać wątpliwości i obawy związane z nowymi rozwiązaniami.

3. Wielkość demonstratora technologii i udział powierzchni mieszkalnej. Oprócz dostarczenia c.w.u. do określonej liczby odbiorców w ramach projektu konieczne jest również zasilenie energią z demonstratora odpowiedniej powierzchni użytkowej (min. 15 000 m2), której przynajmniej 80% powinny stanowić lokale mieszkalne. Ponieważ demonstrator będzie budowany na obszarze, na którym istnieje już system ciepłowniczy, pozyskanie odpowiedniej liczby odbiorców nie stanowi problemu.

Wniosek: Komunikacja i odpowiednio wczesne przekazywanie informacji o planowanych działaniach to bardzo ważny aspekt współpracy z lokalnymi interesariuszami. Pozwoli uniknąć wielu nieporozumień, a także powstawania i rozpowszechniania nieprawdziwych informacji o planach i działaniach inwestycyjnych. Ma to szczególnie duże znaczenie w przypadku projektów innowacyjnych.

4. Wartość LCOH. Kalkulacja LCOH (levelized cost of heat) może przynieść różne wyniki w zależności od przyjętej definicji tego współczynnika i metodologii obliczeń (patrz niżej).

Wniosek: definicja współczynnika LCOH powinna zostać jasno określona.

Analiza kosztów ciepła – LCOH

Nie ma uproszczonego sposobu przedstawiania wyników kalkulacji LCOH. Opisywany w artykule system wymaga nakładów inwestycyjnych w wysokości przynajmniej 31,81 mln zł, a jego uśrednione roczne koszty eksploatacyjne wyniosą 740 823 zł, co po 25 latach sumuje się do 13,64 mln zł przy amortyzacji na poziomie 3%. Przy założeniu, że w ciągu roku będzie dostarczane 5222 MWh, i uwzględnieniu 3% stopy amortyzacji otrzymujemy 96 174 MWh dostarczonej energii, a LCOH wynosi wówczas 465 zł/MWh.

Jeśli uwzględnimy całkowitą ilość ciepła w systemie (zamiast jedynie ciepła wysłanego z magazynu, ciepła z pompy ciepła oraz ciepła z kotła węglowego) otrzymamy rocznie 5463 MWh energii. Ciepło całkowite wyniesie wówczas 100 597 MWh, a koszt spada do 445 zł/MWh.

Jeśli natomiast uwzględnimy całkowitą ilość ciepła wyprodukowanego przez pole kolektorów słonecznych i pompę ciepła, ilość energii wzrasta do 6326 MWh, co przez 25 lat daje łącznie 116 474 MWh, a LCOH spada do poziomu 384 zł/MWh.

Pokazuje to, że w zależności od przyjętej definicji LCOH wartości otrzymywane na podstawie obliczeń mogą się różnić.

Zidentyfikowane bariery prawne

Dwiema głównymi barierami dla realizacji przedsięwzięć związanych z instalacjami odnawialnych źródeł energii są: długi i trudny do zaplanowania czas uzyskania dokumentów pozwalających na rozpoczęcie inwestycji oraz zapisy planu miejscowego wykluczające rozpatrywany obszar z możliwości budowy instalacji OZE.

Ze względu na swoją innowacyjność projekt wymagał przeprowadzenia bardzo szczegółowej analizy zgód i pozwoleń formalnych oraz administracyjnych. Są to m.in.: warunki przyłączeniowe ENEA, odrolnienie gruntu na cele wybudowania instalacji, decyzja środowiskowa, decyzja o warunkach zabudowy oraz kluczowy dokument pozwalający na rozpoczęcie inwestycji, czyli pozwolenie na budowę. Każda z tych czynności obarczona jest sporym ryzkiem. Jeśli dla obszaru, na którym ma być zlokalizowana inwestycja, istnieje plan miejscowy, który na taką inwestycję pozwala, do uzyskania pozwolenia na budowę wystarczy wypis i wyrys z tego planu. Jeśli natomiast taka inwestycja nie jest dopuszczalna, trzeba mieć na uwadze fakt, że zmiana miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego jest działaniem długotrwałym, pracochłonnym i kosztownym.

Skalowalność i replikowalność

Zaproponowaną technologię można łatwo dostosować do rozmiarów różnych systemów. Dzięki zastosowaniu trzech rodzajów urządzeń, tj. pomp ciepła, gruntowego magazynu ciepła i kolektorów słonecznych, możliwe jest takie dobranie poszczególnych elementów instalacji, aby optymalnie dopasować się do systemu, w którym mają zostać zastosowane. Istotnymi aspektami, które należy wziąć pod uwagę przy skalowaniu technologii, są nakłady inwestycyjne potrzebne na wybudowanie instalacji oraz dostępność terenów. Mają one bezpośredni wpływ na cenę ciepła dla odbiorców końcowych.

Cechą charakterystyczną magazynów ciepła jest to, że jednostkowy koszt i względne straty ciepła maleją wraz ze wzrostem pojemności magazynu. Optymalną minimalną pojemnością tego typu zbiorników jest 40 000 m³. W opisywanym projekcie pojemność magazynu została określona na 25 000 m³ ze względu na ograniczony budżet projektu.

Koncepcja jest łatwo skalowalna i cechuje się dużą elastycznością pracy przy bardzo zmiennych warunkach dostępności energii odnawialnej i łatwością adaptacji do innych lokalizacji, nie tylko na terenie Polski, ale i całej Europy. System składa się z technologii niemal bezobsługowych. Producenci poszczególnych komponentów, zarówno modułów pomp ciepła, kolektorów słonecznych, jak i magazynu ciepła, są dostępni na rynku. Przy wyborze terenu pod budowę poszczególnych elementów należy zwrócić uwagę na kilka aspektów. W przypadku kolektorów słonecznych szczególnie istotny jest brak zacienienia terenu. Z kolei bezwietrzne warunki redukują ryzyko recyrkulacji powietrza w wymienniku pomp ciepła. Natomiast przy wyborze terenu pod magazyn ciepła warto zwrócić uwagę na poziom wód gruntowych – wysokie wody nie muszą co prawda wpłynąć na wydajność magazynu, ale teren wymagałby odwodnienia podczas budowy instalacji.

Instalacja ma też duży potencjał dostosowania do zmian na lokalnym rynku energii i ciepła. W Choszcznie ponad 90% obiektów znajdujących się na terenie zasilanym ciepłem systemowym w ramach tego projektu zostało niedawno poddanych termomodernizacji. Korzystanie przez mieszkańców z dostaw c.w.u. przygotowywanej centralnie ma ulec zwiększeniu. W razie konieczności rozbudowy możliwe jest wybudowanie instalacji kolektorów solarnych.

Bezpieczeństwo

Źródłem awaryjnym i szczytowym jest w tym projekcie istniejąca ciepłownia z kotłem węglowym. Na wypadek awarii któregoś z elementów demonstratora istnieje możliwość dostarczania energii cieplnej z ciepłowni poprzez wymiennik ciepła, który zostanie tam zainstalowany.

W celu wybudowania demonstratora technologii niezbędne będzie pozyskanie na rynku firmy (bądź konsorcjum) mającej doświadczenie w realizacji tego typu przedsięwzięć. O ile bowiem technologie kolektorów słonecznych i pomp ciepła są stosunkowo dobrze znane, sezonowy magazyn energii jest rozwiązaniem nowym.

Opracowano na podstawie: Rekomendacja Wykonawcy – dobre praktyki transformacji systemu ciepłowniczego w kierunku OZE. Raport wykonany w ramach przedsięwzięcia nr 72/21/PU – Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE. Budowa bezemisyjnego systemu dostaw ciepła dla mieszkańców miasta Choszczno, Konsorcjum: SEC Choszczno i PlanEnergi, NCBR 2022, https://www.gov.pl/attachment/f14eeb99-a7f4-4dc2-98b7-3361d32e40b1

Więcej o dobrych praktykach dla ciepłownictwa na stronie:

https://www.gov.pl/web/ncbr/raporty-dobre-praktyki

Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego w ramach poddziałania 4.1.3 Innowacyjne metody zarządzania badaniami Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój 2014–2020, w ramach projektu pn. Podniesienie poziomu innowacyjności gospodarki poprzez wdrożenie nowego modelu finansowania przełomowych projektów badawczych.