Bezpieczeństwo pracy układów kogeneracyjnych w sieciach przemysłowych

Nieunikniona dekarbornizacja polskiej energetyki, która w ponad 70% oparta jest na węglu, wynika z polityki energetycznej Unii Europejskiej oraz rosnącej ceny uprawnień do emisji CO2, która od 1 kwietnia 2018 roku do 12 kwietnia 2019 roku wzrosła z 13 do 27 euro za tonę wyemitowanego CO2. Konsekwencją powyższego jest wzrost cen energii, a także towarów i usług. Zalety instalacji CHP oraz system wsparcia dla producentów energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu zwiększyły w ostatnich latach popularność instalacji kogeneracyjnych, które znalazły zastosowanie u różnych odbiorców m.in. w małych elektrociepłowniach zawodowych, szpitalach, obiektach oświaty, ośrodkach sportowych, biurowcach, hotelach, osiedlach mieszkaniowych, lotniskach, oczyszczalniach ścieków, szklarniach i suszarniach, a także w zakładach przemysłowych. Ponadto układy skojarzonego wytwarzania energii należą do grupy źródeł energetyki rozproszonej, co dodatkowo ogranicza straty przesyłowe.

W artykule przedstawiono bezpieczeństwo pracy układów kogeneracyjnych w sieciach przemysłowych.

Proces skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i termicznej

Alternatywą dla konwencjonalnych elektrowni oraz produkcji rozdzielonej jest kogeneracja (CHP – ang. Combined Heat and Power), czyli proces termodynamicznej zamiany energii chemicznej paliwa zasilającego instalacje, na energię użyteczną w postaci energii elektrycznej i termicznej wytwarzanych w skojarzeniu [1].

W konwencjonalnych elektrowniach węglowych siłownia parowa nie jest w stanie przekształcić całej energii termicznej w energię elektryczną. Sprawność obiegu Rankine’a dla wody wynosi 0,4 – 0,6 i zależy od parametrów technicznych elementów, z których zbudowana jest instalacja. Układy kogeneracyjne wychwytują ciepło odpadowe, które zostałoby zmarnowane w konwencjonalnej elektrowni. Pozwala to na oszczędność blisko 37% energii pierwotnej paliwa oraz ograniczenie emisji CO2 w porównaniu z produkcją rozdzieloną.

Popularność stosowania układów kogeneracyjnych w Polsce w nowych lub modernizowanych instalacjach wynika m.in. z wysokiej sprawności całkowitej układu CHP (CHP powyżej 80%), oszczędności blisko 37% paliwa w porównaniu z produkcją rozdzieloną [2], ograniczenia emisji substancji szkodliwych dla środowiska i poprawę jakości powietrza w miastach [3], rosnących cen energii elektrycznej oraz uprawnień do emisji CO2, możliwości skorzystania z mechanizmów wsparcia (7 lat dla nowych i 15 lat dla modernizowanych jednostek) [4, 5, 6], zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego i dywersyfikacji dostaw, możliwości rozwoju źródeł rozproszonych, zmniejszenia strat dystrybucji energii, możliwości uzyskania dofinansowania na budowę instalacji CHP, sprzedaż energii elektrycznej do sieci, możliwości wypełnienia założeń Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku (PEP 2040) oraz 4. fundamentalnych założeń pakietu klimatyczno-energetycznego do 2030 roku [7].

Istotnym czynnikiem modulującym rozwój kogeneracji jest niski koszt inwestycyjny, co dodatkowo wpływa na popularność instalacji wytwarzania w skojarzeniu zarówno w Polsce, jak i szczególnie w Europie Zachodniej.

Integracja układów kogeneracyjnych z siecią zewnętrzną

Instalacje kogeneracyjne są projektowane i budowane na podstawie zgromadzonych i prognozowanych danych zapotrzebowania na energię elektryczną i termiczną obiektu. Zapotrzebowanie na energię zależy od charakterystyki obiektu, np. w elektrociepłowniach zawodowych – zapotrzebowanie na moc cieplną zależy od temperatury otoczenia. W przypadku produkcyjnych zakładów przemysłowych, określenie zapotrzebowania na moc wynika z dotychczas zgromadzonych danych pracy obiektu lub zostaje oszacowane na podstawie planów produkcyjnych i ewentualnej rozbudowy obiektu. Odpowiedni dobór jednostki skojarzonego wytwarzania jest zadaniem złożonym, ponieważ wymaga uwzględnienia m.in. charakterystyki zmiany sprawności całkowitej układu od chwilowej mocy CHP, co z kolei może ograniczać czas pracy układu w ciągu okresu eksploatacji oraz wpłynąć tym samym na czas zwrotu inwestycji oraz wielkość emisji substancji szkodliwych do środowiska. Przykładem modernizowanego obiektu może być zakład energetyki miejskiej zaopatrującej w ciepło odbiorców komunalno-bytowych.

Indywidualny projekt instalacji kogeneracyjnej dla każdej z inwestycji jest wypadkową:

a) struktury istniejącej lub nowoprojektowanej instalacji technologicznej obiektu

Przy założeniu, że zakład na potrzeby energii cieplnej wykorzystywał dotychczas kotły węglowe WR5 i WR10, nowoprojektowany układ CHP należy zaprojektować pomiędzy pompami zmieszania zimnego oraz istniejącymi kotłami. Schemat poglądowy układu technologicznego przedstawiono na rysunku 1.

Wymiana ciepła z układu kogeneracyjnego jest możliwa dzięki zastosowaniu odpowiednich wymienników ciepła. Celem projektanta jest dobór znamionowej mocy jednostki CHP, która umożliwi pokrycie zapotrzebowania na energię termiczną poprzez możliwie największą ilość godzin w ciągu eksploatacji (15 lat).

Istniejące kotły węglowe pełnią wówczas funkcję rezerwowych źródeł ciepła pracujących w przypadku awarii układu CHP lub zapotrzebowania na moc cieplną przekraczającego moc wytwórczą jednostki kogeneracyjnej. Na rysunku 2. przedstawiono przykład doboru jednostki kogeneracyjnej na podstawie uporządkowanego wykresu zapotrzebowania na moc cieplną.

Obiekty nowo projektowane, w których zdecydowano się na instalację kogeneracyjną, wyposażone są najczęściej w rezerwowe źródło ciepła, jakim są kotły gazowe lub zasobniki ciepła. Na rysunku 3. jest przykład doboru jednostki kogeneracyjnej na podstawie uporządkowanego wykresu zapotrzebowania na moc cieplną. Instalacja technologiczna układu CHP została rozbudowana o zasobnik ciepła, który pełni formę magazynu energii cieplnej na wypadek awarii układu CHP lub zwiększonego zapotrzebowania na ciepło. Nakłady inwestycyjne na zasobniki ciepła są znacznie niższe od innych sposobów pokrywania zapotrzebowania na szczytową energię cieplną [8].

b) struktury istniejącej sieci instalacji elektrycznej

W przypadku projektowanej instalacji kogeneracyjnej w nowym obiekcie, znamionowa moc elektryczna jednostki CHP determinuje znamionowe napięcie generatora oraz sposób przyłączenia do sieci zewnętrznej. Instalacja elektryczna, na którą składa się przede wszystkim generator oraz w zależności od potrzeb: transformator (który służy do podwyższania lub obniżenia napięcia) i rozdzielnica SN lub nn zawierająca pole generatorowe wraz z wyłącznikiem generatora – załączanym automatycznie po synchronizacji układu z siecią (tj. gdy nie pracuje w trybie wyspowym) i rezerwowym. Schemat blokowy integracji układu CHP z siecią elektroenergetyczną przedstawiono na rysunku 4.

Celem instalacji kogeneracyjnej jest możliwość pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną i cieplną. W przypadku większego zapotrzebowania na energię elektryczną niż cieplną – dobór jednostki może być zrealizowany na podstawie uporządkowanego wykresu zapotrzebowania na moc elektryczną w funkcji czasu tego zapotrzebowania. Praca jednostki pod niepełnym obciążeniem elektrycznym pozwala na możliwość odprowadzenia nadwyżki wyprodukowanej energii elektrycznej do sieci zewnętrznej, co z kolei jest źródłem dodatkowego dochodu i wpływa na czas zwrotu inwestycji. Na rysunkach 5. i 6. przedstawiono dwie przykładowe znamionowe moce elektryczne jednostek CHP.

Dodatkowo obligatoryjnymi elementami instalacji elektrycznej są: rozdzielnica dostarczona przez producenta silnika, rozdzielnica potrzeb własnych instalacji, rozdzielnica AKPiA, tablica pomiarowa i bateria zasilania awaryjnego UPS.

Bezpieczeństwo pracy układów CHP w sieciach przemysłowych

Układy kogeneracyjne stosowane w przemyśle zawdzięczają swoją popularność dzięki niskim kosztom inwestycyjnym, możliwością uzyskania dodatkowych oszczędności poprzez ograniczenie emisji substancji szkodliwych do środowiska oraz zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i termicznej. Aktualnie obowiązujące regulacje prawne zapewniają pierwszeństwo sprzedaży dla źródeł odnawialnych pod warunkami określonymi między innymi w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD). Na potrzeby wymagań określonych w IRiESD jednostki wytwórcze wyposażane są w układy automatyki zabezpieczeniowej (EAZ). W praktyce każdy z generatorów musi posiadać zabezpieczenie podstawowe, którego uzupełnienie mogą stanowić zabezpieczenia dodatkowe. W zależności od rodzaju sieci, do zabezpieczeń dodatkowych zaliczamy: ziemnozwarciowe napięciowe oraz zabezpieczenia przed obniżeniem napięcia, wzrostem napięcia oraz wzrostem prędkości obrotowej, a w przypadku jednostek o mocy większej niż 110 kVA dodatkowe zabezpieczenie przed wzrostem i spadkiem częstotliwości. Ponadto OSD decyduje o konieczności zastosowania zabezpieczenia od pracy wyspowej i mocy zwrotnej [9].

Spełnienie opisanych wymagań celem zabezpieczenia jednostki wytwórczej oraz sieci zewnętrznej wiąże się z koniecznością zastosowania urządzeń łączeniowych, przy czym obligatoryjne jest zastosowanie łącznika powodującego wyłączenie jednostki oraz łącznika pozwalającego na stworzenie przerwy izolacyjnej. W przypadku gdy na etapie projektu uwzględniono możliwość pracy w trybie wyspowym, wymagany jest dodatkowy łącznik dostosowany do wydzielenia jednostki wytwórczej od sieci dystrybucyjnej [10]. Spełnienie powyższych wymagań determinuje budowę projektowanej rozdzielnicy SN lub niskiego napięcia, która poza polem generatorowym musi posiadać:

• pole zasilające wyposażone w rozłącznik, wyłącznik, uziemnik oraz zabezpieczenie 50, 51, 50N, 51N,
• pole pomiarowe z układem przekładników napięciowych,
• pole transformatorowe w przypadku instalacji transformatora,
• pola liniowe oraz pole sprzęgłowe.

Wszystkie nastawy, czasy zadziałania projektowanych łączników zostają ustalone przez OSD, który koordynuje pracę jednostek poprzez zdalny podgląd, dzięki zastosowaniu układu telemechaniki. Parametry techniczne łączników są dobierane w celu zapewnienia selektywnego działania zabezpieczeń oraz ochrony instalacji i urządzeń. Przykładem sytuacji, która zagraża bezpiecznej pracy generatora agregatu może być duży moment na wale lub napięcie udarowe podczas załączania generatora do sieci, gdy kąt fazowy pomiędzy napięciami generatora a siecią jest większy niż 15° elektrycznych, różnica napięć jest większa niż 20%, różnica częstotliwości jest większa niż 0,1% lub 0,05 Hz [11]. Producenci jednostek kogeneracyjnych wraz z agregatem dostarczają rozdzielnice potrzeb własnych silnika z odpowiednim oprogramowaniem. Grupa czujników przekazuje informacje do systemu oprogramowania na każdym etapie pracy silnika. W przypadku parametrów pracy wykraczających poza wartości dopuszczalne – użytkownik zostaje powiadomiony o błędzie w formie ostrzeżenia, a w przypadku błędów wyższego stopnia – jednostka zostaje wyłączona, a jej późniejsze uruchomienie uzależnione jest od ustania przyczyny i wykasowania błędu z komputera agregatu.

Wyłączenie jednostki spowodowane usterką instalacji lub sieci zewnętrznej wiąże się ze stratami finansowymi i wymaga stosowania źródeł rezerwowych, których koszt produkcji energii jest wyższy, podobnie jak emisja substancji szkodliwych do środowiska. Podstawowym kryterium pozwalającym zminimalizować częstotliwość awarii jest prawidłowo prowadzona konserwacja i serwis zgodnie z wymaganiami producenta jednostki określonymi w planie konserwacji.

Z powodu gwarancji producenta oraz złożoności instalacji, serwisy agregatów przeprowadzane są przez autoryzowany zespół. Koszt serwisu w przeliczeniu na 1 motogodzinę zależy od mocy i zastosowanych urządzeń i tak np. dla silnika 3,3 MWe na polskim rynku koszt serwisu silnika wynosi ok. 115 zł brutto. Koszt serwisowania zazwyczaj zawiera opłatę za elementy eksploatacyjne, takie jak np. świece, olej oraz zdalną pomoc i dyspozycyjność serwisantów w przypadku awarii, przeprowadzanie okresowych serwisów (zazwyczaj co 2 000 motogodzin). W przypadku serwisu co 2 000 i 4 000 motogodzin czas postoju jest dłuższy (około 1 tygodnia), a kosztowny serwis 60 000 motogodzin może trwać nawet kilka tygodni.

Do czynności serwisowych agregatu np. JMS 20 GS-N.L. [12] należą: odpowietrzanie skrzyni korbowej (co 1000 motogodzin), ustawienie regulatora mieszanki Leanox (po 1000, 2000, 4000, 6000… motogodzin), przegląd (co 2000 motogodzin), sprawdzenie luzu zaworów (co 2 000 motogodzin), sprawdzenie zapłonu (co 2000 motogodzin), sprawdzenie układu regulacji ciśnienia gazu (co 2000 motogodzin), sprawdzenie przepustnicy (co 2000 motogodzin), sprawdzenie generatora LSA56 (co 10 000 motogodzin) itd.

W zakresie wyżej wymienionego generatora LSA56 (zgodnie z wymaganiami producenta) należy przeprowadzić codziennie kontrolę wizualną, tj. sprawdzić powierzchnię generatora, sprawdzić śruby pod kątem prawidłowego zamocowania i uszkodzeń, sprawdzić generator pod kątem wycieków oraz zapisać temperaturę łożysk.

 Z kolei co 10 000 motogodzin wymienić należy olej, sprawdzić generator pod kątem uszkodzeń, sprawdzić kable pod kątem przetarć, sprawdzić gumowe kompensatory, zmierzyć poziom wibracji oraz zmierzyć rezystancję izolacji.

Wnioski

Aktualna sytuacja sektora energetycznego w Polce oraz prognozowany wzrost zużycia energii, wskazują na konieczność restrukturyzacji oraz budowę nowych źródeł wytwórczych. Nieunikniony proces dekarbonizacji, rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 i rosnące ceny energii oraz polityka energetyczna Unii Europejskiej – narzucają na wytwórców konieczność poszukiwania alternatywnych źródeł energii o wysokiej efektywności energetycznej. Jedną z odpowiedzi na pogłębiający się kryzys gospodarczy jest produkcja energii w skojarzeniu.

Budowa nowych oraz modernizacja istniejących obiektów przemysłowych wyposażonych w układy CHP znacząco wpłynie na rozwój energetyki rozproszonej, co z kolei zmniejszy straty w przesyle energii na duże odległości.

Dobór jednostki CHP jest zadaniem złożonym. Odpowiednio dobrany silnik tłokowy może przyczynić się do redukcji emisji substancji szkodliwych do środowiska, poprawy sytuacji ekonomicznej przedsiębiorstwa, skrócenia czasu zwrotu inwestycji, a dodatkowo może poprawić bezpieczeństwo energetyczne zakładu. Każda z przyłączanych jednostek wytwórczych zobligowana jest do przestrzegania wymagań określonych w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej.

Podstawowym kryterium pozwalającym zminimalizować częstotliwość awarii jest prawidłowo prowadzona konserwacja i serwis zgodnie z wymaganiami producenta jednostki określonymi w planie konserwacji.

Literatura 

1. Skolarek J., Kalina J., Gazowe układu kogeneracyjna. WNT, Warszawa 2005.
2. Karbowa K., Analiza systemu kogeneracyjnego opartego na silnikach gazowych. Politechnika Poznańska, Poznań 2016.
3. Wskaźniki emisji zanieczyszczeń. KOBIZE, 2015. 
4. Ministerstwo Energii chce rozwoju kogeneracji. Magazyn Biomasa nr 10, 2018.
5. Kogeneracja w 2019 roku – dla kogo szansa, dla kogo strata? Magazyn Biomasa”, nr 10, 2018.
6. Prezydent za poprawą jakości powietrza. Magazyn Ciepła Systemowego nr 1(42)/2019, 2019.
7. Ministerstwo Energii, Projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku, 28.11.2018.
8. Integrated Service Solutions. Peak Power. Cost-effective ther-mal energy storage. Alstom. Informacja internetowa, 2015.
9. Winkler W., Wiszniewski A., Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych. PWN, Warszawa 2017.
10. Wróblewska S., Zabezpieczenia generatora synchronicznego małej i średniej mocy, Elektro Info nr 2/2003.
11. Przybysz J., Turbogeneratory. Eksploatacja i diagnostyka. WNT, Warszawa 1991.
12. GE Power&Water, Opis/Obsługa JMS 620 GS-N.L., 2014.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!