W ślad za hasłami dotyczącymi konieczności zmniejszenia emisji CO₂ [1], [2] idą realne bezpłatne limity emisji dla poszczególnych krajów UE, które od 2013 r. będą szybko malały, a w 2020 spadną do zera [3], [4]. Do emisji ponadlimitowych potrzebne będą uprawnienia kupowane na aukcjach, zaś ich ceny będą prawdopodobnie szybko rosły, osiągając znaczne wartości [4], [5]. Stanie się to jednym z najważniejszych czynników powodujących znaczny wzrost cen energii elektrycznej w najbliższych latach, z dramatycznymi wręcz konsekwencjami dla całej gospodarki.
    Sens walki z globalnym ociepleniem poprzez zmniejszanie emisji gazów cieplarnianych jest coraz częściej kwestionowany. Niemniej z innych ważnych powodów należy ograniczać spalanie paliw kopalnych, przy okazji zmniejszając emisję CO₂ [4]. Skuteczne sposoby to: budowa nowych bloków elektrowni węglowych na parametry nadkrytyczne, eliminujących stare, niskosprawne elektrownie, budowa elektrowni jądrowych i odnawialnych źródeł energii, zwłaszcza elektrowni wodnych, wiatrowych oraz słonecznych.
    Większość z tych źródeł energii jest negatywnie oceniana przez ekologów i polityków, zaś duże farmy wiatrowe oraz elektrownie fotowoltaiczne są horrendalnie drogie [6], [7]. Spalanie biomasy w dużych kotłach energetycznych spowoduje natomiast szybkie wycinanie lasów.
    W tej sytuacji znakomitym rozwiązaniem jest sięgnięcie do słabo jeszcze wykorzystywanego zasobu energii, jakim jest potencjał efektywności energetycznej w skali całej gospodarki [6]÷[9].

Koszt wykorzystania zasobów efektywności
    Efektywność energetyczną (tj. sprawność energetyczną) dowolnego procesu produkcyjnego lub eksploatacyjnego definiuje się jako:   (1)
gdzie: E – efekt, to jest wymierny wynik danego procesu, np. ilość wyprodukowanego mocznika; W – wkład, to jest ilość energii (elektrycznej, ciepła lub ton paliwa umownego) zużytej do osiągnięcia efektu E.
    Ocenia się, że energochłonność wytworzenia jednostki PKB jest w Polsce 2,5-3-krotnie większa niż w krajach tzw. 15-ki UE i 5,5 razy większa niż w Japonii. Realne jest jej zmniejszenie o 25-30% [10], a nawet – wg innych źródeł – o 40%. Zmniejszenie energochłonności wszystkich procesów o 25-30% w całej gospodarce oznaczałoby zmniejszenie zużycia energii elektrycznej o 38-45 TWh/a, pozwalające na uniknięcie budowy nowych źródeł energii o mocy 6800-8200 MW albo racjonalne rozłożenie w czasie budowy nowych, wysokosprawnych i niskoemisyjnych źródeł z równoczesnym wycofywaniem z eksploatacji źródeł najbardziej przestarzałych. Dodatkową korzyścią byłoby zmniejszenie emisji CO₂ o 34-41 mln ton rocznie, to jest więcej niż wynika z wymagań Pakietu Energetyczno-Klimatycznego.

Modernizacja a efektywność
    Potencjał efektywności energetycznej jest więc ważnym zasobem, który można pozyskiwać przez bardzo opłacalne i szybko rentujące się inwestycje i przedsięwzięcia modernizacyjne [8]. W publikacjach [6], [7] oszacowano roczne oszczędności energii  [kWh/a] wynikłe z modernizacji kilkudziesięciu wybranych instalacji pompowych w energetyce, ciepłownictwie i pompowniach wodociągowych, jak również w różnych zakładach przemysłowych [9]. Te ostatnie dotyczyły m.in. instalacji sprężonego powietrza, ogrzewania, oświetlenia, ciepła technologicznego i napędów.
Oszczędności energii w instalacji pracującej przez w ciągu roku przeliczono na moc „unikniętą” Pun, tj. moc nowego źródła energii, którego budowy uniknięto dzięki modernizacji:
                            (2)
gdzie: – współczynnik strat przesyłu energii elektrycznej w sieci energetycznej (dla elektrowni i elektrociepłowni ). Znając koszt Km każdej modernizacji oszacowano każdorazowe jednostkowe koszty uniknięcia Kun budowy nowych źródeł, będące odpowiednikiem kosztów inwestycyjnych nowych źródeł energii:
                         (3)

Średni czas wykorzystania zmodernizowanych instalacji wynosił .
W celu porównania z kosztami budowy nowych źródeł koszty wg (3) odniesiono do pełnego roku liczącego 8760 h:
    (4)

    Jednostkowe koszty budowy źródeł energii dużych mocy (600 ÷ 1000 MW) kinw podaje się dla mocy zainstalowanych P. Źródła te mają jednak różne produktywności Ta, tj. czasy, w których pracując z pełną mocą wyprodukują tyle samo energii, ile w rzeczywistości – pracując z mniejszą mocą lub krócej – wyprodukują w ciągu roku (8760 h). Źródło o małej produktywności będzie więc relatywnie droższe niż źródło o dużej produktywności i takiej samej mocy P. Można to uwzględnić przez współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej (capacity factor):
                                       (5)

    Porównując różne źródła energii powinno się więc uwzględniać nie jednostkowy koszt inwestycyjny k_inw mocy zainstalowanej, ale koszt efektywny (ekwiwalentny):
                            (6)

Koszty uniknięcia dla wszystkich modernizacji, omówionych w [6], [7], [9] wyniosły średnio €/kW, przy czym dla wielu modernizacji niskonakładowych były one znacznie niższe, rzędu 200-260 €/kW. Dla porównania, koszty jednostkowe budowy nowych źródeł obliczone wg (6) wyniosły dla najtańszej elektrowni gazowej ok. 2400 €/kW dla elektrowni na węgiel kamienny bez instalacji CCS¹, 4930 €/kW dla elektrowni jądrowej nowej generacji i aż 17800 €/kW dla dużej farmy wiatrowej ze wspomagającą elektrownią gazową i baterią akumulatorów o mocy ok. 2/3 P .

Przewaga efektywności nad nowymi blokami
    Dodatkowa przewaga wykorzystania potencjału efektywności energetycznej nad budową nowych źródeł energii polega na tym, że odpadają koszty wytwarzania energii, na które składają się koszty: paliwa, zatrudnienia personelu, obsługi i remontu urządzeń ponadlimitowej emisji CO₂ oraz związane ze skutkami emisji szkodliwych odpadów (pyły, tlenki siarki i azotu, izotopy promieniotwórcze). Odpadają także niezbędne dodatkowe koszty infrastruktury (teren, drogi dojazdowe, składowiska popiołów lub odpadów radioaktywnych) oraz koszty podłączenia do sieci energetycznej.
    Warto dodać, że czas budowy nowych elektrowni, łącznie z przygotowaniem projektu, wynosi co najmniej 6-8 lat, zaś okres zwrotu kosztów 10-12 lat. W przypadku modernizacji z zakresu efektywności energetycznej czas realizacji (łącznie z projektem) nie przekracza 2-3 lat, zaś okres zwrotu kosztów – to najczęściej 1, 2 lata.
    Widać stąd oczywistą, ogromną korzyść – dla poszczególnych użytkowników, jak i dla całej gospodarki – inwestowania w wykorzystanie zasobów efektywności energetycznej. Zwłaszcza w instalacjach pompowych, w których zużywa się ok. 20% całej ilości energii elektrycznej produkowanej w Polsce.

Pompy w chemii i petrochemii
    W przemyśle chemicznym i petrochemicznym pracuje tak wiele pomp, że mówi się żartobliwie, iż jedna pompa przypada na jednego zatrudnionego. Są to pompy bardzo różnych typów i wielkości, pracujące w różnorodnych instalacjach i przetłaczające bardzo różne czynniki. Najogólniej można przewidzieć, że pompy te służą do transportu cieczy, podwyższania ciśnienia do wartości niezbędnych w procesach produkcyjnych, rekuperacji (odzysku) energii przez pompy pracujące jako turbiny i zastępujące zawory obniżające zbyt duże ciśnienie na wyjściu z instalacji.
    Znaczna większość tych pomp to pompy wirowe, przeważnie odśrodkowe, jedno- i wielostopniowe. Duże pompy tych typów, pracujące w instalacjach chemicznych i petrochemicznych, mają wydajności sięgające
i moce silników napędowych do  . W elektrociepłowniach, jakie mają duże zakłady, pracują typowe pompy energetyczne i ciepłownicze [12]. Osobną kategorię stanowią pompy zainstalowane w kilkunastu pompowniach współpracujących z rurociągami do transportu ropy naftowej; są to duże pompy dwustrumieniowe o parametrach:

    Działania modernizacyjne, dotyczące wszystkich ww. pomp i instalacji, są analogiczne jak w przypadkach innych zastosowań pomp wirowych w różnych dziedzinach gospodarki.

    Poprawy doboru parametrowego, polegającego najczęściej na zmniejszeniu niepotrzebnie dużej wysokości podnoszenia, można dokonać przez zmniejszenie średnicy zewnętrznej wirnika/wirników (stoczenie), usunięcie jednego lub więcej stopni pomp wielostopniowych, wymianę wewnętrznych elementów przepływowych (wirniki, kierownice) na lepiej dopasowane parametrowo, w szczególnych przypadkach zaś przez wymianę wyeksploatowanych pomp na inne, wysokosprawne i niezawodne, wraz z ewentualną zmianą liczby i wielkości pomp. Ze sprawdzeniem i ewentualną poprawą doboru powinna być połączona także zmiana sposobu regulacji wydajności.

Hydraulika instalacji
    Poprawa instalacji pod względem hydraulicznym to m.in. usunięcie zbędnych elementów dławiących (np. nadmiarowych zaworów), oczyszczenie rurociągów zarośniętych, a w szczególnych przypadkach wymiana rurociągów na nowe – o większej średnicy i prostszej konfiguracji. Wyeliminowanie zbędnego dławienia można wykonać także przez zastąpienie kryz i zaworów dławiących pompami pracującymi jako turbiny, przetwarzające zbędną energię ciśnienia cieczy na energię elektryczną.
    Zabiegi modernizacyjne dotyczące samych pomp to przede wszystkim regeneracja uszczelnień wewnętrznych, ewentualna wymiana uszczelnień zewnętrznych na szczeliwo miękkie na uszczelnienia mechaniczne (czołowe), a także powiększenie gładkości wewnętrznych powierzchni kanałów przepływowych.
    Wszystkie ww. sposoby zostały szczegółowo omówione w [11], gdzie zamieszczono ponad 20 przykładów modernizacji wykonanych w różnych instalacjach w energetyce, przemyśle i gospodarce komunalnej. Wiele z podanych tam rozwiązań można bezpośrednio zastosować w instalacjach pompowych w przemyśle chemicznym i petrochemicznym, jak również w dużych pompach do transportu ropy naftowej.
    Na celowość wykonania modernizacji może wskazywać zbyt niska wartość sprawności cc przetłaczania cieczy w danej instalacji [11]. Można ją oszacować dość łatwo i bez użycia specjalistycznych przyrządów pomiarowych. Celowość modernizacji powinna być następnie potwierdzona wnioskami z audytu energetycznego instalacji [8], [9]. Ostateczną decyzję należy podjąć po oszacowaniu okresu zwrotu kosztów SPB w przypadku większych inwestycji, na przykład wymianie zespołów pompowych lub przebudowie znacznych fragmentów instalacji [11].

Osiągnąć efektywność
    Rezerwy ukryte w możliwościach podwyższania efektywności energetycznej procesów produkcyjnych i eksploatacyjnych należy uznać za bardzo poważny zasób energetyczny, i trzeba dążyć do znacznego wzrostu jego wykorzystania.
    Duże możliwości wiążą się z wykorzystaniem potencjału efektywności energetycznej w instalacjach pompowych, a także w przemyśle chemicznym i petrochemicznym. Można je szacować na ok. 0,6- 0,8 TWh/a. Dla każdej instalacji pompowej należy najpierw ocenić sprawność cc procesu przetłaczania cieczy, a następnie wykonać audyt energetyczny, którego wnioski staną się podstawą do zaplanowania i wykonania modernizacji, skutkującej zmniejszeniem energochłonności pompowania. Wykonanie modernizacji jest korzystne dla użytkowników, gdyż zmniejszy koszty eksploatacyjne urządzeń i instalacji, ale także będzie znacznym wsparciem dla gospodarki narodowej, wpływając na obniżenie emisji CO₂, a także ułatwiając restrukturyzację energetyki.

 

Literatura:
1. Skoczkowski T., Ustawa o efektywności energetycznej szansą dla przemysłu i samorządu terytorialnego. Energia, Pieniądze i Środowisko, nr spec. listopad 2008, KAPE (II Konf. Efektywność Energetyczna – Niższe Koszty Energii w Przemyśle).
2. Pakiet Energetyczno-Klimatyczny. Analityczna ocena propozycji Komisji Europejskiej. Urząd Komitetu Integracji Europejskiej. Warszawa 2008.
3. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009, zmieniająca dyrektywę 2003/87.WE o usprawnieniu i rozszerzeniu wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (Dz. U.L. 140 z 5.6.2009).
4. Jędral W., Technologie CCS i ochrona klimatu – za i przeciw. Rynek Energii nr 3/2010 r.
5. Żmijewski K., Analiza gospodarczych i technicznych skutków skokowego wprowadzenia do sektora energetycznego (100%) systemu aukcyjnego dla emisji CO2. W zbiorze [1].
6. Jędral W., Efektywność energetyczna jako ważny zasób energetyczny – porównanie z wybranymi źródłami energii. Rynek Energii nr 4/2011 r.
7. Jędral W., Comparison between the costs of utilisation of energy effciency reserves In thermal power plants and heating plants and the costs of construction of new energy sources. Journal of Power Technologies, nr 1/2012.
8. Surówka J., Audyty energetyczne w zakładach przemysłowych. XVIII Spotkanie Zespołu Merytorycznego Forum Energia-Efekt-Środowisko. Warszawa, marzec 2011, NFOŚiGW, mater. semin.
9. Łazicki A., Ograniczenie energochłonności typowych instalacji i urządzeń przemysłowych – wnioski z audytów oraz prezentacja projektu CARE plus. W zbiorze jak w [8].
10. Skoczkowski T., Potencjał efektywności energetycznej gospodarki Polski i sposób jego wykorzystania. Wiadomości Elektrotechniczne, nr 8/2007.
11. Jędral W., Efektywność energetyczna pomp i instalacji pompowych. Warszawa 2007, Krajowa Agencja Poszanowania Energii (dostępna także w internecie: http://www.centrum.pemp.pl/ dokumenty/biblioteka).
12. Jędral W., Pompy w energetyce w obliczu nadciągającego kryzysu energetycznego. Pompy Pompownie, nr 3/2011.

Przypisy
1 CCS – Carbon Capture and Storage - zespół instalacji do wychwytywania, transportu i magazynowania pod ziemią dwutlenku węgla.

Autor: Waldemar Jędral, Politechnika Warszawska, Instytut Techniki Cieplnej

Artykuł został opublikowany w magazynie "Chemia Przemysłowa" nr 2/2012

Źródło fot.: www.photogenica.pl