Wspólną cechą systemów infrastrukturalnych jest to, że umożliwiają one nie tylko eksploatację zoptymalizowaną pod względem kosztów, ale także stabilną. Systemy energetyki sieciowej, czy to ogrzewanie, czy chłodzenie sieciowe, nie różnią się. Dzięki starannemu planowaniu termicznemu, identyfikacji możliwych źródeł ciepła lub chłodu oraz zastosowaniu korzystnego połączenia technologii wytwarzania energii cieplnej, przedsiębiorstwa energetyki sieciowej mogą zapewnić optymalne koszty wytwarzania energii cieplnej, wyjątkową stabilność kosztów i odporność operacyjną. W tym artykule podkreślono znaczenie wyboru optymalnej kombinacji technologii wytwarzania ciepła na podstawie zarówno kosztów inwestycyjnych (CAPEX), jak i kosztów operacyjnych (OPEX). Dzięki wdrożeniu pracy z wieloma źródłami, sieci ciepłownicze mogą znacznie obniżyć koszty wytwarzania ciepła w porównaniu z pracą z jednym źródłem.
Jan Eric dołączył do firmy Danfoss w 2000 roku i zajmował się symulacją dynamiczną, testami laboratoryjnymi, testami terenowymi, analizą techniczno-ekonomiczną, badaniami i rozwojem. Skupia się na różnych komponentach, podsystemach i systemach energetycznych związanych z ofertą Danfoss w zakresie rozwiązań grzewczych i chłodniczych. Skupia się na rozwoju koncepcyjnym sieci ciepłowniczych i chłodniczych z perspektywy inteligentnego i sektorowego systemu energetycznego. Wydane zostało wiele publikacji i przeprowadzono wykłady związane z działaniami edukacyjnymi i szkoleniowymi. Jan Eric posiada tytuł magistra w dziedzinie inżynierii mechanicznej/energetycznej.
Oddgeir dołączył do Danfoss w 2012 roku jako ekspert ds. sieci ciepłowniczych na poziomie globalnym. Pracował nad szerokim zakresem tematów w sektorze energetyki sieciowej, począwszy od dogłębnych analiz komponentów, poprzez analizę skomplikowanych interakcji i roli systemów energetyki sieciowej w perspektywie szerszego systemu energetycznego, aż po organizowanie delegacji poszukujących rozwiązań dla dekarbonizacji i efektywnego wykorzystania źródeł energii. Oddgeir aktywnie uczestniczy w międzynarodowych projektach badawczych i platformach mających na celu dzielenie się wiedzą i pozycjonowanie systemów ciepłowniczych. Ponadto świadczy usługi doradcze dla partnerów branżowych i instytucji. Oddgeir posiada doktorat z inżynierii uzyskany na Uniwersytecie Islandzkim.
Systemy ciepłownicze mają wiele pożądanych atrybutów, które pozwalają sprostać współczesnym wyzwaniom. W Europie Północnej okazały się one wyjątkowo skuteczne w dekarbonizacji zapotrzebowania na ogrzewanie budynków i stały się czynnikiem umożliwiającym stworzenie inteligentnego i wydajnego systemu energetycznego w przyszłości. Na Ukrainie okazały się one wyjątkowo odporne na bombardowania podczas rosyjskiej wojny na Ukrainie. Ukraińskie miasta z systemami ogrzewania sieciowego, nawet przestarzałymi, okazały się mieć bezpieczniejsze, bardziej niezawodne, stabilniejsze i bardziej przewidywalne dostawy ciepła niż miasta z indywidualnym ogrzewaniem. W Wielkiej Brytanii ciepłownictwo jest uznawane za ważne rozwiązanie w walce z ubóstwem energetycznym. Kluczowym powodem wielokryteriowego sukcesu sieci cieplnej jest fakt, że zbiór zapotrzebowania wszystkich podłączonych użytkowników umożliwia dostęp do bazy różnych technologii wytwarzania ciepła. Właściwe połączenie źródeł ciepła i technologii wytwarzania energii może zapewnić niskie koszty ogrzewania, długoterminową stabilność kosztów, odporność na zakłócenia w wektorach energii, a ostatecznie niezawodne i przyszłościowe zasilanie ciepłem działające w synergii z całym systemem energetycznym.
Podstawowe kroki w celu zminimalizowania kosztów ogrzewania w sieciach cieplnych to:
W tym artykule zakładamy, że projektujemy układ sieci ciepłowniczej o mocy 100 MW, aby zapewnić roczne zapotrzebowanie na 333 GWh. Rysunek 1 przedstawia roczną krzywą zapotrzebowania na ciepło (po lewej) i to samo roczne zapotrzebowanie posortowane w kolejności malejącej, powszechnie nazywaną krzywą czasu trwania (po prawej). Wartości obciążenia wyraźnie wskazują, że system będzie pracował z częściowym obciążeniem przez większość roku. Celem instalacji jest zaprojektowanie wytwarzania ciepła w taki sposób, aby umożliwić ekonomiczne dostarczanie ciepła w każdym zapotrzebowaniu na ciepło lub w dowolnym czasie.
Aby zapewnić najwyższą stabilność działania systemu, niezwykle ważne jest zbadanie lokalnych odnawialnych źródeł energii i synergii w lokalnym otoczeniu. Lokalne odnawialne źródła ciepła mogą być na przykład geotermalne- jezioro, rzeka lub morze. Typowe synergie można znaleźć z sektorami odpadów (odpady gospodarcze i ścieki), wytwarzaniem energii elektrycznej, lokalną biomasą odpadów rolniczych i nadmiarem ciepła pochodzącego z przemysłu. Zasoby lokalne zazwyczaj doskonale nadają się do dostarczania ciepła w warunkach podstawowego i średniego obciążenia, ponieważ te źródła energii są często stabilne pod względem kosztów i dostępności.
Importowane wektory energii to zazwyczaj każda forma energii łatwo transportowanej na duże odległości, taka jak energia elektryczna, gaz ziemny, węgiel, ropa naftowa, elektro-paliwa i biomasa. Wspólnym czynnikiem wśród tych wektorów energii jest to, że na ich koszty wpływa ich jakość energii i warunki na rynku międzynarodowym. W związku z tym zmiany kosztów, zarówno krótko, jak i długoterminowe, są zazwyczaj nieprzewidywalne. Historia pokazała, że globalne wydarzenia wpłynęły na wykorzystanie nośników energii opartych na paliwach kopalnych jako narzędzi geopolitycznych, np. kryzys naftowy w latach 70. oraz wojna na Ukrainie w 2022 roku.
Po zidentyfikowaniu dostępnych źródeł energii następnym krokiem jest uzyskanie dostępu do kluczowych parametrów ekonomicznych wpływających na koszt ich wykorzystania. W celu przeprowadzenia wstępnej oceny dane finansowe można znaleźć w różnych katalogach kosztów technologii, na przykład opracowanych przez Duńską Agencję Energii [1].
Ważne jest, aby zauważyć, że CAPEX jest kosztem jednorazowym, kosztem utworzenia elektrowni cieplnej, podczas gdy OPEX jest zarówno stały, jak i zmienny. Stały koszt operacyjny to koszt, który spada niezależnie od wykorzystania elektrociepłowni; może to wynikać z ogólnych harmonogramów konserwacji budynku i sprzętu. Zmienna OPEX to koszt bezpośrednio związany z wytwarzaniem ciepła; są to koszty paliwa i konserwacji bezpośrednio związane z eksploatacją instalacji (zużycie).
Zasadniczo elektrownie cieplne o wysokich nakładach inwestycyjnych i niskich nakładach operacyjnych powinny pełnić rolę dostawców obciążenia podstawowego. Ogólnie rzecz biorąc, koszty ciepła pochodzącego z tych elektrowni są niższe, im wyższe jest ich wykorzystanie, jak wskazuje niebieska linia na Rysunku 2. Na drugim końcu spektrum znajdują się elektrownie cieplne o niskich kosztach inwestycyjnych i wysokich kosztach operacyjnych. Elektrownie te doskonale nadają się jako elektrownie o obciążeniu szczytowym, ponieważ wydatki inwestycyjne na wytworzone ciepło szybko maleją wraz ze wzrostem wykorzystania, a koszt ciepła staje się zdominowany przez koszt paliwa, co jest wyraźne z faktu, że koszt ciepła osiągnie plateau wokół zmiennej OPEX, jak pokazano na czarnej linii na Rysunku 2.
Poniżej przedstawiono uproszczony przykład optymalizacji kosztów ciepła dla przypadku zapotrzebowania na ciepło przedstawionego na Rysunku 1. Przypadek opiera się na trzech technologiach wytwarzania ciepła: spalaniu odpadów (WtE), powietrznych pompach ciepła i kotle gazowym, patrz Rysunek 3.
Tabela 1 przedstawia koszt ciepła z jednej technologii wytwarzania ciepła spełniającej zapotrzebowanie pokazane na Rysunku 1. Jak widać w tabeli, powietrzna pompa ciepła jest najbardziej ekonomicznym rozwiązaniem z punktu widzenia pojedynczej technologii.
Z drugiej strony, jeśli wyznaczy się spalarnię odpadów jako dostawcę podstawowego obciążenia, np. zapewniając wysokie wykorzystanie inwestycji, a następnie zastosować instalację powietrznej pompy ciepła dla średniego obciążenia, a na końcu zastosować kotły na gaz ziemny dla obciążenia szczytowego, można osiągnąć lepsze wyniki W tym przypadku optymalne rozwiązanie przedstawiono w Tabeli 2 i na Rysunku 4.
Rysunek 5 przedstawia krzywą czasu trwania przy optymalnym kosztowo zestawieniu wytwarzania ciepła.
Analizując wrażliwość kosztów ciepła na rozkład wydajności pomiędzy technologiami wytwarzania ciepła, patrz Rysunek 6, można zidentyfikować interesujące możliwości.
Alternatywną mieszaninę można znaleźć w punkcie B, gdzie mieszaniną jest jednostka WtE o mocy 38 MW, jednostka pompy ciepła o mocy 25 MW i kocioł na gaz ziemny o mocy 37 MW. Wzrost rocznych kosztów wytwarzania ciepła podczas przemieszczania się z punktu A do B wynosi tylko 2%. Jednak efekt elastyczności wynikający z podwojenia wydajności pompy ciepła z 12 MW do 25 MW może się łatwo opłacić, ponieważ dodatkowa wydajność pompy ciepła zapewni znacznie większe możliwości łączenia sektorów. Na przykład zwiększone możliwości wykorzystania wahań cen energii elektrycznej, zapewnienie usług równoważenia systemu energetycznego i zmniejszenie zależności od gazu ziemnego, a tym samym zmniejszenie zależności od importowanych paliw, a także zmniejszenie emisji CO2. Większa elektrownia z pompą ciepła mogłaby również w większym stopniu skorzystać z wyższej sprawności osiągniętej w ciągu dnia w porównaniu z temperaturami nocnymi i ładować magazyn energii cieplnej, jeśli jest dostępny, oraz ograniczać lub unikać pracy w najzimniejszym okresie nocy. Inną szansą może być wykorzystanie synergii z innymi sektorami energetycznymi, takimi jak chłodnictwo i przemysł. Jeśli chodzi o chłodnictwo, pompa ciepła może współpracować z centralnymi układami chłodzenia lub dużymi kompleksami budynków, takimi jak centra handlowe, szpitale lub inne duże kompleksy. W odniesieniu do sektora przemysłowego pompy ciepła mogą wykorzystywać ciepło odpadowe z różnych procesów przemysłowych, a tym samym osiągnąć wysoką wydajność pompy ciepła dla sieci ciepłowniczej i albo zaoszczędzić przemysłowi koszty chłodzenia ich ciepła odpadowego, a w niektórych przypadkach, zapewnić strumienie przychodów dla przemysłu. Więcej informacji na temat potencjału nadmiaru ciepła można znaleźć w części [2].
Wybierając eksploatację wieloźródłową i optymalizując wydajność wytwarzania ciepła w oparciu o relację między nakładami inwestycyjnymi a eksploatacyjnymi, sieci ciepłownicze mogą uzyskać wiele korzyści, takich jak:
Kolejnym ważnym wnioskiem z powyższego jest to, że w systemach ciepłowniczych wrażliwość kosztów ciepła na mieszankę technologii wytwarzania ciepła jest niska. Dzięki niskiej wrażliwości na koszty ciepła, sieci cieplne umożliwiają szeroki zakres kombinacji technologicznych przy stabilnych i niskich kosztach ciepła. Jest to istotne, ponieważ nowe systemy mogą być budowane z długoterminowym planowaniem, np. zaczynając od taniego kotła przeznaczonego do obciążenia szczytowego, a następnie, gdy system się rozrasta, umożliwiając budowę technologii obciążenia podstawowego, która wymaga dużych nakładów inwestycyjnych(CAPEX). Ta stabilność kosztów ciepła dodatkowo umożliwia sieciom cieplnym odgrywanie wiodącej roli w przyszłym zintegrowanym systemie energetycznym, z ogromnym potencjałem wzrostu i ograniczonym ryzykiem.
Aby zmaksymalizować korzyści płynące z pracy z wieloma źródłami, opcji magazynowania energii cieplnej i potencjału łączenia sektorów, sieci ciepłownicze mogą skorzystać z opcji cyfryzacji w celu optymalizacji całego systemu zasilania ciepłem, od użytkownika końcowego po wytwarzanie ciepła, patrz [3].
Korzystając z zalet i możliwości, jakie oferuje infrastruktura, systemy energetyki cieplnej mogą zapewnić swoją aktualność zarówno dziś, jak i w przyszłości.
[1] Dane techniczne. Duńska Agencja Energetyczna.
[2] Największe niewykorzystane źródło energii na świecie: Nadmiar ciepła Danfoss Impact, wydanie nr 2, Danfoss A/S, 2023. https://www.whyenergyefficiency.com/solutions/allsolutions/the-worlds-largest-untapped-energy-source-excess-heat
[3] Pozzi, M., Thorsen, J.E., Gudmundsson O., Marszal-Pomianowska A., Heiselberg, P., Jensen, S.S., Reus, A. i Koning, M. Cyfryzacja w sieciach ciepłowniczych i chłodniczych, Euroheat & Power, maj 2023 r.
Sieć cieplna to przyjazne dla środowiska i energooszczędne źródło ciepła, które zapewni w przyszłości przejście na energię odnawialną.