Index of /rozprawy2/10793

WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI,

AUTOMATYKI, INFORMATYKI I INŻYNIERII

BIOMEDYCZNEJ

Katedra Automatyki i Inżynierii Biomedycznej

ROZPRAWA DOKTORSKA

METODY STEROWANIA

ROZPROSZONYMI SYSTEMAMI

GRZEWCZYMI

mgr inż. Wojciech Kreft

prof. dr hab. inż. Wojciech Grega

Serdecznie dziękuję Panu prof. dr hab. inż. Wojciechowi Gredze za

udzielone mi wsparcie oraz merytoryczną pomoc w przygotowaniu rozprawy.

Dziękuję również Panu dr hab. inż. Mariuszowi Filipowiczowi i jego zespołowi

za pomoc i umożliwienie mi badań na instalacji kotła na biomasę. Szczególne

podziękowania kieruję dla mojej Małżonki za okazaną cierpliwość i nieustanne

podtrzymywanie mnie na duchu.

1

Spis treści

1. Wstęp ... 3

1.1 Miejskie i lokalne systemy grzewcze ... 3

1.2 Problemy sterowania systemami grzewczymi ... 5

1.3 Teza rozprawy i jej zawartość ... 10

2. Systemy grzewcze a zrównoważony rozwój ... 13

2.1 Źródła energii do celów ogrzewania ... 13

2.2 Normy emisji CO2 i spalin ... 15

2.3 Czysta energia w bilansie krajowym i europejskim ... 16

2.4 Biomasa jako paliwo odnawialne ... 17

3. Model instalacji cieplnej zasilanej biomasą ... 20

3.1 Modele spalania biomasy ... 20

3.2 Zbiornik akumulacyjny ... 25

3.3 Płytowy wymiennik ciepła ... 28

3.4 Model instalacji kotła w postaci układu elektrycznego ... 30

3.5 Implementacja modelu w Matlabie/Simulinku ... 35

4. Identyfikacja parametrów instalacji zasilanej biomasą ... 36

4.1 Opis metod identyfikacji ... 36

4.2 Dane pomiarowe i proces identyfikacji ... 38

4.3 Wyniki procesu identyfikacji ... 40

5. Model ogrzewanego budynku ... 45

5.1 Modelowanie wymiany ciepła w budynkach ... 45

5.2 Realizacja modelu wymiany ciepła dla badanego budynku ... 45

5.3 Model systemu wymiany ciepła w postaci układu elektrycznego... 49

2

6. Sterowanie systemem ciepłowniczym ... 54

6.1 Trzy warstwy systemu sterowania ... 54

6.2 Dobór sterowania dodatkowym źródłem grzewczym ... 58

6.3 Obliczanie sterowania lokalnego i eksperymenty symulacyjne ... 60

7. Podsumowanie ... 67

7.1 Wnioski... 67

7.2 Perspektywy dalszych badań ... 67

8. Aneks ... 69

8.1 Tabele dotyczące energii cieplnej dla krajów europejskich ... 69

8.2 Wskaźnik jakości do identyfikacji parametrów modelu – kod Matlaba ... 77

8.3 Identyfikacja parametrów instalacji przy użyciu funkcji „fmincon” ... 78

8.4 Kocioł i zbiornik – parametry modelu ... 78

8.5 Kocioł i zbiornik – wielkości fizyczne i warunki początkowe ... 79

8.6 Budynek, grzejnik i wymienniki – parametry modelu ... 80

8.7 Budynek, grzejnik i wymienniki – wielkości fizyczne i warunki początkowe 80 8.8 Nastawy regulatora PID w sterowaniu stabilizującym ... 81

8.9 Wskaźnik jakości do doboru sterowania lokalnego – kod Matlaba ... 81

8.10 Dobór sterowania lokalnego przy użyciu funkcji „fminsearch” ... 81

8.11 Diagramy poszczególnych bloków modelu w Matlabie/Simulinku ... 82

8.12 Funkcje wrażliwości dla zidentyfikowanych parametrów ... 89

3

1. Wstęp

1.1 Miejskie i lokalne systemy grzewcze

Problematyka poruszana w pracy dotyczy zagadnień związanych ze sterowaniem oraz koordynacją pracy systemów grzewczych. Pod pojęciem systemu grzewczego jest rozumiany w tej pracy zespół urządzeń technicznych przeznaczonych do produkcji, dystrybucji i wykorzystania energii cieplnej w obiektach. Sprawa najczęściej dotyczy zaopatrywania w ciepło obiektów budowlanych prywatnych lub użyteczności publicznej, w celu zapewnienia komfortowych warunków termicznych dla osób w nich przebywających oraz dostarczenia do nich ciepłej wody użytkowej (CWU).

Budynki prywatne lub budynki użyteczności publicznej mogą być zaopatrywane w ciepło z miejskiej sieci ciepłowniczej lub z własnego lokalnego źródła ciepła. Przykładowo, w Polsce w 2009 roku ciepło sieciowe było zużywane przez 40% wszystkich gospodarstw domowych, wśród których przeważali głównie mieszkańcy bloków [30]. W ostatnim czasie w krajach Unii Europejskiej (EU27) rejestruje się spadek zapotrzebowania na energię cieplną w budynkach, co jest związane z ulepszeniami energooszczędnymi. Jednocześnie jednak rejestruje się wzrost zapotrzebowania na energię cieplną w przemyśle [63].

Zagadnienia systemów ciepłowniczych jako systemów energetycznych obecnie są bardzo istotne. Jednym z głównych problemów naszych czasów jest problem zaopatrzenia cywilizacji w energię, a energia cieplna jest jej szczególnym rodzajem. Problem jest ważny z dwóch powodów. Po pierwsze następuje wyczerpywanie się paliw kopalnych, które to tradycyjnie były wykorzystywane do generowania ciepła, a po drugie spalanie paliw kopalnych powoduje emisję do atmosfery szeregu groźnych związków chemicznych powodujących niszczenie środowiska na szeroką skalę. Dodatkowo, są wprowadzane konkretne dyrektywy europejskie, które m.in. wymuszają na naszym kraju zwiększenie udziału energii odnawialnej w bilansie energetycznym [58].

Przepisy formułuje się tak, aby stworzyć odbiorcom ciepła warunki prawne do racjonalnego gospodarowania i ograniczania zużycia tej formy energii we wszystkich jej postaciach, gdyż prowadzi to do ochrony środowiska naturalnego. Jest to ważny problem nie tylko dla Polski, ale również Europy i świata. Znajduje to potwierdzenie w działaniach organów Unii Europejskiej jak również w przedsięwzięciach organizowanych przez ONZ. Według danych dla Unii Europejskiej, zużycie ciepła na ogrzewanie budynków mieszkalnych i ciepła przeznaczonego dla CWU wynosi ponad 85% energii, którą zużywają budynki. Również wg statystyk europejskich tzw. sektor bytowo-komunalny konsumuje ponad 40% wyprodukowanej energii. Jest to wytłumaczeniem, dlaczego dyrektywy wydawane przez Parlament Europejski oraz Radę Europy przywiązują tak wielkie znaczenie do minimalizacji zużycia energii, zwłaszcza energii cieplnej [18].

Istnieją również krajowe regulacje prawne dotyczące indywidualnych rozliczeń ilości zużywanej energii cieplnej. Nakładają one między innymi obowiązek wyposażenia systemów ciepłowniczych w urządzenia automatycznej regulacji dostaw energii cieplnej, powszechnego wprowadzenia systemu indywidualnego rozliczenia poboru energii cieplnej obejmującego komputerowy system rozliczeń z zastosowaniem liczników ciepła, zawory z głowicami

4

termostatycznymi i podzielniki indywidualnego zużycia energii cieplnej, a także ustalenie zasad i systemów rozliczeń pomiędzy lokatorami a administracjami budynków, administracjami a dostawcami energii cieplnej, dostawcami a producentami energii cieplnej [87].

Sieci ciepłownicze zostały masowo wprowadzone w USA pod koniec XIX wieku, a w Europie na początku XX wieku [20]. Jednak najstarsza sieć ciepłownicza działająca do dnia dzisiejszego mieści się w Chaudes-Aigues we Francji. Bazuje ona na źródle geotermalnym i funkcjonuje już od XIV wieku. Stare miejskie dokumenty ujawniają nawet informacje o dwóch mieszkańcach, którzy nie płacili opłat za ciepło w 1332 roku. W czasach nowożytnych w USA pierwszym konstruktorem sieci ciepłowniczej był Birdsill Holly, który w październiku 1877 uruchomił sieć ciepłowniczą opartą na węglu jako źródle. Dzięki tej inspiracji, wiele miast amerykańskich miało już centralne ogrzewania w latach 80-tych XIX wieku. Wczesne doświadczenia amerykańskie z miejskimi sieciami ciepłowniczymi znalazły swoją kontynuację w Europie, np. w Niemczech, gdzie w Hamburgu w 1893 oraz w Berlinie w 1884 powstały takie systemy. Bardziej rozbudowany system ciepłowniczy został też zbudowany w Dreźnie w 1900, lecz nie było to typowe przedsięwzięcie komercyjne. Poza Niemcami centralne ogrzewanie rozwijało się w Kopenhadze (1925), Paryżu (1930), Utrechcie (1927), Zurychu (1933), oraz Sztokholmie i Helsinkach (1953). Z kolei w Rejkiawiku geotermalną sieć ciepłowniczą uruchomiono w 1930 roku. Wszystkie te projekty stanowią odniesienie dla istniejących obecnie sieci ciepłowniczych w Unii Europejskiej.

W byłym Związku Radzieckim, ogólne wykorzystanie elektrociepłowni i sieci ciepłowniczej zostało przedstawione w planie elektryfikacji GOELRO w 1920 roku, w celu ograniczenia w przyszłości popytu na paliwo. Pierwsze ciepło zostało dostarczone do Petersburga w 1924 roku. W 1931 powstał system grzewczy Mosenergo do zarządzania dystrybucji energii cieplnej w Moskwie, choć dostawy ciepła rozpoczęły się już w 1928 roku. W 2003 roku koncern Mosenergo dostarczał 287 PJ ciepła. Inny lokalny dystrybutor Mosteploenergo, dostarczał kolejne 70-80 PJ. Spółki te razem stanowią najbardziej rozległy system ciepłowniczy na świecie. Drugim co do wielkości jest system Petersburga, a trzeci Kijowa. Te wczesne radzieckie systemy ciepłownicze stanowią odniesienie dla wszystkich systemów ciepłowniczych w byłych centralnie planowanych gospodarkach Europy Środkowej i Wschodniej. Systemy ciepłownicze były rozwijane zgodnie z planami i dekretami oraz nie opierały się na konkurencji z innymi komercyjnymi metodami ogrzewania. Powyższy rys historyczny pokazuje, że systemy ciepłownicze krajów „starej” i „nowej” Unii Europejskiej mają dwa różne pochodzenia, ale będą dzielić wspólną przyszłość, odkąd warunki na całym europejskim rynku ciepła będą bardziej zharmonizowane w odniesieniu do cen paliw, handlu emisjami, oraz konkurencji ze strony innych alternatyw grzewczych.

Dostawy ciepła sieciowego dla wybranych krajów europejskich w latach 1992, 2003, 2005, 2009 oraz 2011 zostały zamieszczone w tabeli 8.1. w Aneksie 8.1.

Dystrybucja energii cieplnej wiąże się jednak z pewnymi stratami. Są to straty głównie spowodowane przenikaniem ciepła z rur zakopanych w ziemi do ziemi. Przykładowo, w 2003 roku dla krajów obecnej Unii Europejskiej (EU27) wynosiły one 12,3%. Wielkość tych strat jest jednak różna w zależności od kraju i regionu. Generalnie straty te są mniejsze dla krajów „starej unii” (EU15) [20]. Wielkość względnych strat ciepła zależy od czterech parametrów:

5

stopnia zaizolowania rur, średnicy rur, poziomu temperatury oraz liniowej gęstości ciepła. Ogólnie, liniowe gęstości ciepła są wyższe w dużych miastach, a niższe w mniejszych miejscowościach. Stąd duże, miejskie kompaktowe systemy centralnego ogrzewania mają mniejsze straty ciepła niż podobne systemy w małych miastach i wsiach.

Straty ciepła można zredukować poprzez wykorzystanie lokalnych, rozproszonych źródeł energii cieplnej oraz poprzez właściwe zrównoważenie popytu i podaży na energię cieplną. Ta ostatnia kwestia powoduje redukcję strat ciepła w stanach ustalonych, natomiast nie zapewnia podaży energii cieplnej w stanach przejściowych.

1.2 Problemy sterowania systemami grzewczymi

Systemy ciepłownicze mają dwie podstawowe zmienne sterujące, tj. temperaturę zasilającego medium oraz przepływ masowy tego medium. Wysoka temperatura zasilania powoduje wzrost strat ciepła w czasie dystrybucji oraz redukuje rezerwy w urządzeniach produkcyjnych. Z drugiej strony, duży przepływ medium powoduje wysokie koszty eksploatacji pomp oraz problemy sterowania urządzeniami produkcyjnymi. System ciepłowniczy po stronie użytkownika jest zazwyczaj tak zaprojektowany, aby mógł dostarczyć moc cieplną, która byłaby wystarczająca z punktu widzenia zapotrzebowania w stanach ustalonych. Czasami jednak korzystną rzeczą byłoby dostarczenie stosunkowo dużej ilości energii w krótkim czasie, jednak problemem są limity mocy chwilowej w systemach grzewczych.

Większość funkcjonujących systemów sterowania dystrybucją energii cieplnej bazuje na prostej zależności temperatury zasilania od temperatury zewnętrznej (tzw. krzywe grzewcze). Taka temperatura zasilania jest utrzymywana po wtórnej stronie wymiennika ciepła, czyli w obszarze lokalnym sieci ciepłowniczej, która obejmuje pojedynczy budynek lub kompleks budynków.

Sterowanie systemami grzewczymi wymaga odpowiedniego podejścia. Tak jak w przypadku każdego sterowania, należy określić jego cel. W przypadku systemów grzewczych takim celem jest zapewnienie komfortu cieplnego oraz minimalizacja zużycia energii [40], [41], [47]. Należy zwrócić uwagę, że ważniejszym kryterium od minimalizacji kosztów jest zapewnienie komfortu cieplnego. Dokładniej sprawa wygląda następująco: należy dokonać minimalizacji kosztów zużycia energii, przy równoczesnym spełnieniu warunków komfortu termicznego.

Bardziej zaawansowanym podejściem określenia temperatury zasilania jest użycie modelu optymalizacyjnego. W takim modelu sieć dystrybucji energii cieplnej jawi się jako zbiór ograniczeń, gdzie konsumenci mają niezmienny i zaspokojony popyt, a funkcją celu jest koszt produkcji.

Kluczową sprawą przy algorytmach oszczędności energii w budynkach użyteczności publicznej [39], [52], [72] jest stosowanie obniżek temperatury w budynkach w czasie braku obecności w nich osób. Dotyczy to szczególnie godzin nocnych, weekendów i świąt. Powoduje to okresowe zmniejszenia i zwiększenia mocy grzewczej dostępnej w danej instalacji ciepłowniczej, a w szczególności powoduje konieczność dostarczenia dużej ilości ciepła w związku ze zbliżaniem się okresu użytkowania budynków. Tej koncepcji nie można

6

zrealizować bez wprowadzenia systemu sterowania o odpowiedniej strukturze. Rys. 1.1 przedstawia rozwiązanie tego problemu na przykładzie kompleksu budynków Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie [41]. Na tym rysunku oznaczony jest dostawca energii cieplnej (MPEC), który dostarcza tę energię do budynków za pośrednictwem wymiennika ciepła CO. Przedstawiony jest system sterowania, który składa się z trzech warstw. W najwyższej warstwie występuje sterowanie, które generuje wartość zadaną Trefco. Wartość ta jest sumą składnika pochodzącego od krzywych grzewczych i składnika pochodzącego od poprawek na obniżki temperaturowe. W kolejnej warstwie występuje sterowanie, które stabilizuje temperaturę zasilania Tz za pomocą zmiany wartości przepływu FM. Sterowanie to odbywa się w pętli sprzężenia zwrotnego. W najniższej warstwie występuje sterowanie na poziomie poszczególnych budynków. Polega ono na doborze mocy cieplnej pobieranej przez dany budynek za pomocą zmiany wartości przepływu medium grzewczego dostarczonego do tego budynku. Sterowanie to odbywa się również w pętli sprzężenia zwrotnego.

O CO





AGH

Rys. 1.1. Sterowanie dystrybucją energii cieplnej w Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie.

Problemy jakie występują przy zastosowaniu skokowych zmian wartości zadanych temperatury w budynkach polegają na tym, że przy zwiększaniu mocy grzewczej, poprzedzającym godziny pracy osób w budynku, należałoby w krótkim czasie dostarczyć taką ilość energii cieplnej do budynku, że przekracza to możliwości techniczne danej instalacji lub limit mocy zamówionej u dostawcy (rys. 1.2). Pojawiają się zatem wartości szczytowe popytu mocy grzewczej powyżej zakresu możliwości systemu grzewczego. Rzeczą ważną jest utrzymywanie tych wartości szczytowych popytu na moc poniżej poziomu możliwego do uzyskania.

Istnieje też inne rozwiązanie. Aby jednak energię cieplną dostarczyć do budynku wystarczająco szybko, można brakującą moc uzupełnić z innego, lokalnego źródła energii cieplnej. Do tego celu może posłużyć tzw. hybrydowy system grzewczy.

Hybrydowe systemy grzewcze składają się z więcej niż jednego źródła energii cieplnej. W takim systemie występuje połączenie wielu urządzeń grzewczych, służących

7

zarówno do ogrzewania budynku jak również do przygotowania ciepłej wody

...

Rys. 1.2. Moc pobierana przez budynki, na przykładzie kompleksu AGH [39].

zarówno do ogrzewania budynku jak również do przygotowania ciepłej wody użytkowej. Urządzenia te mają różne źródła energii, np. biomasę, energię słoneczną, energię wiatrową, węgiel czy gaz. W takim systemie występuje potrzeba koordynacji pracy wielu różnych urządzeń, zasilanych różnymi źródłami energii. Urządzenia te muszą ze sobą współdziałać i mieć wspólne sterowanie. W czasie pracy podstawowego urządzenia grzewczego, np. kotła, jeśli jest to możliwe, system przełącza się na zasilanie z innego tańszego źródła, np. kolektora słonecznego lub turbiny wiatrowej. Gdy dane źródło przestaje pracować, np. po wygaszeniu kotła, zachodzie słońca lub gdy wiatr ustanie, system aktywuje takie źródło ciepła, które jest w danym momencie najlepsze z ekonomicznego punktu widzenia. Przykładowo, połączenie hybrydowe kotła, kolektora słonecznego i turbiny wiatrowej znalazło swoją realizację w ośrodku Monaru w Lipiance koło Ostrołęki [59]. Projekt ten był finansowany z Unii Europejskiej w ramach programu „Equal”. Ośrodek w Lipiance daje szczególne możliwości energetyczne ze względu na posiadanie wysokiej wieży (30 m), na wierzchołku której została zainstalowana turbina wiatrowa, generująca ciepło pochodzące z energii stosunkowo silnych wiatrów. System cieplny posiada również kolektor słoneczny oraz kocioł. Schemat hybrydowego systemu grzewczego zainstalowanego w ośrodku Monaru w Lipiance przedstawia rys.1.3.

Hybrydowe systemy grzewcze niejednokrotnie składają się jedynie z dwóch źródeł energii cieplnej. Wówczas najczęściej jedno jest źródłem podstawowym instalacji grzewczej, np. miejskiej sieci ciepłowniczej, a drugie jest źródłem dodatkowym, które pełni rolę pomocniczą. Zadaniem dodatkowego źródła grzewczego jest uzupełnianie mocy grzewczej w chwilach wartości szczytowych popytu na moc grzewczą, które przekraczają możliwości realizacji przez podstawowe źródło grzewcze. Pojawiają się tutaj zatem następujące problemy sterowania: kiedy i z jaką intensywnością należy wykorzystywać dodatkowe źródło grzewcze, aby dostarczana moc grzewcza jak najdokładniej pokrywała się z popytem. Popyt na moc cieplną głównie zależy od temperatury zewnętrznej ale również od pojemności cieplnej systemu. Zależy oczywiście także od izolacji cieplnej ścian budynku, gdyż ciepło

8

uciekające

Rys. 1.3. Schemat hybrydowego systemu grzewczego zainstalowanego w Lipiance [59].

uciekające trzeba ciągle uzupełniać. Problemy równoważenia popytu i podaży czyli bilansowania, występują szczególnie w systemach grzewczych obejmujących wiele budynków, a zasilanych z jednego centralnego wymiennika ciepła [38]. Może się ono odbywać w obszarze użytkownika lub w obszarze dostawcy. Miarą jakości sterowania będzie wówczas różnica między popytem a podażą w czasie pracy dodatkowej instalacji grzewczej. Czas pracy tej instalacji następuje od chwili rozpoczęcia procedury dogrzewania, po wcześniejszych obniżkach temperaturowych, do chwili gdy budynek został już dogrzany na potrzeby przebywania osób w nim. Wówczas dodatkowe źródło grzewcze się wyłącza, pozostawiając jedynie podstawowe źródło, które grzeje jedynie już po to aby utrzymać ustalone już warunki komfortu termicznego. Tak więc należy ustalić moment w którym zaczyna się wykorzystywać dodatkowe źródło oraz dobrać intensywność jego działania w czasie. Aby zrealizować takie działania, potrzebny jest odpowiedni algorytm i system sterowania.

W aspekcie wytwarzania, przesyłu i akumulacji energii, hybrydowe systemy grzewcze funkcjonują podobnie jak systemy generacji rozproszonej (DG) w elektroenergetyce [48]. W przypadku energetyki cieplnej, rozproszone źródła są na ogół odnawialne, jak np. kolektory słoneczne, pompy ciepła, kotły na olej lub gaz, czy też kotły na biomasę w połączeniu z systemami magazynowania jak chociażby zbiorniki akumulacyjne. Korzystny układ stanowi połączenie systemu miejskiej sieci grzewczej z systemem generacji rozproszonej, jakim jest np. instalacja kotła na biomasę. Wówczas główna część ciepła do ogrzewania będzie pochodzić z sieci miejskiej, natomiast w sytuacjach przejściowych, gdy należy szybko dostarczyć dużą ilość ciepła do odbiorców, to niezawodny okaże się system rozproszonych źródeł odnawialnych (rys.1.4). Jeśli moc źródeł grzewczych jest większa niż moc potrzebna do zaspokojenia odbiorców, to nadwyżkę tej mocy można zmagazynować w postaci ciepłej wody w zbiorniku akumulacyjnym. W razie konieczności, ciepło ze zbiornika zostanie wykorzystane [96].

9

Rys. 1.4. Sieć dystrybuująca ciepło do budynków z centralnego źródła ciepła oraz dodatkowych źródeł [38].

Głównym problemem w aspekcie sterowania produkcją i dystrybucją energii cieplnej jest to, iż systemy ciepłownicze są zazwyczaj bardzo złożone. Zawierają one tysiące konsumentów, czasem wielu producentów, a infrastruktura informatyczna jest często słabo rozwinięta [94].

Sposobem, by poradzić sobie z dużą złożonością jest specjalizacja i rozproszenie zadań sterowania. Główna idea to „dziel i rządź”, która oznacza podzielenie złożonego problemu na kilka mniejszych podproblemów, takich, które mogą być rozwiązane w sposób niezależny i które to rozwiązania współtworzą rozwiązanie oryginalnego złożonego problemu. Określona liczba oddziałujących ze sobą ośrodków decyzyjnych zastępuje miejsce pojedynczego zcentralizowanego ośrodka decyzyjnego.

Od wielu lat funkcjonuje przekonanie, że najlepszą w takim przypadku strukturą układu sterowania jest struktura wielowarstwowa [25]. Cechą charakterystyczną jej jest rozdzielenie funkcji układu sterowania między warstwy podsystemu, różniące się stopniem szczegółowości opisu procesu oraz częstotliwością generacji sterowań.

Decyzje podejmowane w wyższych warstwach wspomnianej struktury są wielkościami wejściowymi dla warstw podporządkowanych. Zróżnicowany jest przestrzenny zasięg oddziaływania poszczególnych warstw. O ile dla warstw wyższych dziedziną sterowania będzie znany obszar sieci ciepłowniczej, o tyle dla warstw podporządkowanych sterowanie może dotyczyć pojedynczych budynków lub ich grup. W ten sposób pojawia się struktura hierarchiczna, w której nadrzędne elementy decyzyjne ustalają optymalne z globalnego punktu widzenia parametry dla podsystemów.

10

W ciągu ostatnich lat zostały rozwinięte koncepcje nowego typu układów decyzyjnych, dopuszczających modele o znacznie większym stopniu rozproszenia. Rzecz dotyczy zastosowania tzw. systemów wieloagentowych w sterowaniu [94].

W przypadku procesu produkcji i dystrybucji energii cieplnej, pod pojęciem agenta można rozumieć wydzieloną część oprogramowania odpowiedzialną za realizację sterowania dla danego fragmentu sieci ciepłowniczej albo grupy odbiorców energii. Oznacza to, że taki agent „dba” o interes określonego podsystemu. Przykładowo może to być agent dbający o interes konsumenta energii cieplnej (aby zapewnić komfort cieplny, oszczędność energii) lub producenta (aby produkować energię cieplną w sposób wydajny i przesyłać w sposób oszczędny). Zadanie agenta musi być realizowane na bazie odpowiedniej struktury sprzętowej (sterowniki PLC, mikrokontrolery), programowej i telekomunikacyjnej (interfejsy agenta do przewodowej lub bezprzewodowej sieci transmisji danych).

Takich agentów można modelować jako układy dynamiczne wyposażone w wejścia i wyjścia. Wejściami są czujniki, na podstawie których są zbierane informacje obecne jak i historyczne o pracy danej jednostki, a wyjściami będą postulaty przekazywane dalej i określające jakie należałoby podjąć działanie, aby efekty były zgodne z „interesem” danej jednostki. Tak więc następuje rozproszenie modułów przetwarzających informację po całej sieci, gdzie każdy z nich realizuje swoje autonomiczne zadania, informacje są przekazywane pomiędzy nimi, niektóre zaś docierają do centrali. W takim systemie nie istnieje globalne sterowanie, rozumiane w sensie klasycznym. Sterowanie globalne (zarządzanie) jest realizowane jako kompromis pomiędzy postulatami wielu lokalnych jednostek. Tak więc strategia działania systemu jako całości stara się brać pod uwagę w miarę możliwości interesy wszystkich jednostek, nie zaniedbując żadnej. Takie funkcjonowanie systemu ma taki sens, że dość łatwo jest zdefiniować interes producenta i konsumenta, a trudno jest określić „interes” sieci jako całości.

Systemy wieloagentowe mogą tworzyć struktury hierarchiczne lub w pełni zdecentralizowane. W pierwszym przypadku układ sterowania przypomina klasyczną strukturę hierarchiczną.

W systemach produkcji i dystrybucji energii cieplnej stosuje się z powodzeniem sterowanie predykcyjne [7], [65], [75], [80]. Charakterystyczną jego cechą jest to, że regulatory predykcyjne pracując w pętli sprzężenia zwrotnego, dostosowują swoje działanie na zmiany wielkości wyjściowych systemu dynamicznego z wyprzedzeniem. Klasyczne bowiem regulatory pracujące w pętli sprzężenia zwrotnego, dostosowują swoje działanie jedynie na bazie aktualnych wartości wielkości wyjściowych obiektu. Sterowanie predykcyjne wiąże się z cyklicznym rozwiązywaniem sterowania optymalnego, gdzie warunkiem początkowym jest aktualna estymata stanu obiektu. Rozwiązaniem takim jest funkcja sterująca, której początkowa część jest podawana na wejście obiektu. Procedurę taką powtarza się dla kolejnego wyznaczonego stanu obiektu.

1.3 Teza rozprawy i jej zawartość

Główną ideą rozprawy jest wskazanie metod oraz rozwiązanie problemu prawidłowej koordynacji pracy lokalnego źródła ciepła z zewnętrznym systemem ciepłowniczym, w taki

11

sposób aby w odpowiednich chwilach czasowych uruchamiać lokalne źródło grzewcze z określoną wydajnością.

Tezą rozprawy jest stwierdzenie, że skoordynowane sterowanie wytwarzaniem i przepływem energii cieplnej w systemach grzewczych umożliwia efektywniejsze i bardziej bezpieczne dla środowiska wykorzystanie odnawialnych i tradycyjnych źródeł energii.

Rozważanym w rozprawie zewnętrznym systemem ciepłowniczym jest sieć miejska, a lokalnym źródłem grzewczym jest instalacja cieplna kotła na biomasę. Te dwa źródła mają za zadanie zasilać budynek użyteczności publicznej. Idea jest taka, aby przez większość czasu budynek zasilało jedynie podstawowe źródło grzewcze jakim jest sieć miejska, a tylko w sytuacjach nadzwyczajnych dodatkowo było uruchamiane lokalne źródło grzewcze. Takimi sytuacjami nadzwyczajnymi są chwile czasowe, w których następuje zmiana wartości zadanej temperatury pomieszczeń budynku z wartości obniżonej na wartość podstawową. Takie zmiany wartości zadanej zachodzą, gdy budynek należy przygotować na obecność osób. Gdy w budynku przebywają ludzie, temperatura pomieszczeń powinna być dla nich komfortowa, zwana dalej temperaturą pokojową. Natomiast w godzinach zamknięcia budynku, czyli zazwyczaj w nocy, weekendy i święta, w celach oszczędności energii cieplnej stosuje się obniżoną wartość temperatury pomieszczeń, zwaną temperaturą obniżoną. Proponowana koordynacja tych źródeł grzewczych polega na określeniu chwili rozpoczęcia pracy dodatkowego źródła cieplnego oraz jego wydajności, przy równoczesnym odpowiednim sterowaniu całością systemu, obejmującego oba źródła.

Ciepło w Polsce jest w dużej mierze wytwarzane z tradycyjnych źródeł energii, głównie z węgla kamiennego, ale udział odnawialnych źródeł energii w bilansie cieplnym naszego kraju się zwiększa. Przykładowo, w Polsce w 2010 roku udział energii ze źródeł odnawialnych wynosił 9,5% [53]. Tak więc wskazanie metod koordynacji pracy instalacji cieplnej łączącej w sobie energię cieplną pochodzącą z tradycyjnych oraz odnawialnych źródeł energii stanowiłoby ważny krok w kierunku ochrony środowiska oraz efektywnego wykorzystania obu rodzajów źródeł ciepła.

W pracy rozważano problem sterowania i koordynacji lokalnego źródła ciepła, jakim jest instalacja cieplna kotła na biomasę z zewnętrznym systemem ciepłowniczym (sieć miejska). W przypadku Polski to właśnie biomasa jest największym bogactwem energii odnawialnej [29]. Jest ona również coraz częściej wykorzystywana przez prywatnych właścicieli, zwłaszcza rolników [44], [54].

Zaproponowaną tezę pracy dowodzi się poprzez: sformułowanie odpowiednich modeli matematycznych, identyfikację parametrów modeli, implementację symulacyjną modeli, zaproponowanie struktury układu sterowania systemem grzewczym, sformułowanie i rozwiązanie zadań optymalizacji oraz eksperymenty symulacyjne.

W rozdziale pierwszym rozprawy opisano miejskie i lokalne systemy grzewcze, ich funkcjonowanie oraz najczęściej spotykane struktury i sposoby sterowania. Drugi rozdział został poświęcony źródłom energii cieplnej, ze szczególnym naciskiem na paliwa odnawialne. W trzecim rozdziale opisano model lokalnego źródła grzewczego, którego elementami składowymi są kocioł na biomasę, zbiornik akumulacyjny oraz płytowy wymiennik ciepła. Czwarty rozdział zawiera opis identyfikacji parametrów instalacji. Z kolei rozdział piąty

12

poświęcono na opis modelu wymiany ciepła dla ogrzewanego budynku. W rozdziale szóstym zaproponowano trójwarstwowy system sterowania badanym obiektem cieplnym, który składa się ze sterowania nadrzędnego, stabilizującego i lokalnego. Sformułowano i rozwiązano zadanie optymalizacji sterowania lokalnego oraz przeprowadzono eksperymenty symulacyjne. Rozdział siódmy zawiera końcowe wnioski oraz dyskusję nad dalszymi badaniami. Rozprawę zamyka bibliografia oraz Aneks, w którym umieszczone zostały dodatkowe informacje.

13

2. Systemy grzewcze a zrównoważony rozwój

Kogeneracja. Kogeneracja jest procesem jednoczesnego wytwarzania energii

elektrycznej i cieplnej przy pomocy tych samych urządzeń. Charakteryzuje się ona wysoką sprawnością (85% – 90%), znacznie wyższą niż wytwarzanie elektryczności i ciepła rozdzielnie. W procesie kogeneracji wytwarza się około 40% energii elektrycznej, około 45% energii cieplnej, a straty wynoszą około 15%. Przykładowo, dla produkcji rozłącznej do wytworzenia w tradycyjnej elektrowni, ze 100 jednostek energii zawartych w paliwie otrzymuje się około 40 jednostek energii elektrycznej, co i tak jest wysoką sprawnością elektrowni cieplnych. Z kolei aby wytworzyć 45 jednostek energii cieplnej w kotle o sprawności 90% potrzeba 50 jednostek energii. Tak więc w procesie rozłącznym do wytworzenia tej samej ilości energii zużyje się 50% więcej paliwa niż w przypadku kogeneracji. Dzieje się tak, gdyż w procesie kogeneracji przy okazji odzyskuje się ciepło powstałe przy produkcji energii elektrycznej.

W historii kogeneracja była główną siłą napędową centralnego ogrzewania. Większość europejskich systemów centralnego ogrzewania zostało zapoczątkowanych w celu wykorzystania ich nieuniknionych i dużych strat ciepła. Tak było mniej więcej 100 lat temu, gdy sprawność przetwarzania w systemach produkcji energii elektrycznej była niska, poniżej 10%. Obecnie, gdy najlepsze cykle energetyczne osiągają sprawność 60%, wspomniana motywacja jest oczywiście niższa. Elektrociepłownie są zlokalizowane bliżej końcowych miejsc konsumpcji niż elektrownie, stąd przewody dystrybucji ciepła muszą być krótkie. Takie zdecentralizowane elektrociepłownie klasyfikowane są, jako „wytwarzanie rozproszone”. Mają one zaletę niższych strat dystrybucji energii elektrycznej odpowiadających 3-4% całkowitego zużycia energii elektrycznej [20]. Produkcję ciepła w procesach kogeneracji dla poszczególnych krajów europejskich przedstawiono w tabeli 8.2. w Aneksie 8.1.

Nadwyżki ciepła. Bilanse energetyczne w międzynarodowych statystykach

dotyczących energii zazwyczaj nie uwzględniają zastosowania przemysłowych nadwyżek w systemach ciepłowniczych. Ten przepływ ciepła opiera się na wykorzystaniu przemysłowych paliw i pierwotnego ciepła stosowanego w procesach przemysłowych. Po odzyskaniu ciepła, jest ono przekazywane z powrotem do sektora przetwarzania energii i ten przepływ ciepła nie jest uwzględniany w bilansach energetycznych. Przemysłowa nadwyżka ciepła powstaje w procesach produkcji papieru i celulozy, metalu, materiałów z przemysłu chemicznego i rafineryjnego. Główną barierą dla wykorzystania przemysłowych nadwyżek ciepła jest oczekiwana przyszłość dla firmy mającej nadwyżki ciepła. Czynnikiem ryzyka jest to, że zakład przemysłowy może zostać zlikwidowany w najbliższym czasie. Z drugiej strony, recykling ciepła wzmacnia konkurencyjność dla wytwarzanych przemysłowych produktów, ponieważ odzysk ciepła powoduje zaoszczędzenie wydatków zakładu przemysłowego. Nadwyżka obejmuje głównie ciepło odzyskane z sektorów energochłonnych. Jednak zostaje uwzględnione również ciepło odzyskane z zimnego końca dużych pomp ciepła [20].

14

Ciepło geotermalne. Energia cieplna czerpana ze skał znajdujących się wewnątrz

ziemi jest traktowana jako energia odnawialna. Pobiera się ją za pomocą odwiertów do których jest wtłaczana zimna woda oraz odbierana woda gorąca. Ciepło geotermalne od wielu lat rozwija się w Europie. W roku 2011 istniały 212 jednostki geotermalne w systemach ciepła sieciowego o łącznej mocy 4700 MW. Przykładowo we Francji w 2011 roku było 42 jednostki, na Islandii 33, w Niemczech 26 oraz na Węgrzech 16. W Polsce była to liczba 5 jednostek [73]. Jedne z największych europejskich instalacji geotermalnych znajdują się na Islandii. Są to instalacje Hellisheidi, Nesjavellir oraz Svarstenegi [10]. W Polsce największe instalacje ciepła geotermalnego znajdują się w Pyrzycach oraz w Zakopanem [4].

Produkcję ciepła z geotermii dla poszczególnych krajów europejskich przedstawiono w tabeli 8.3. w Aneksie 8.1.

Paliwa odnawialne. W bilansach energii Międzynarodowej Agencji Energetyki,

paliwa odnawialne obejmują stałą biomasę, biogaz, ciekłą biomasę oraz także odpady spalane w odpowiednich spalarniach. Biomasa jest definiowana jako każda roślinna materia, która może być użyta bezpośrednio jako paliwo. Te frakcje paliwowe mogą być zdefiniowane jako:

 Biomasa stała może być specjalną rośliną energetyczną, jak np. wierzba, topola, drewno opałowe, odpady z przemysłu leśnego, odpady z piłowania, odpady z rolnictwa (głównie słoma)

 Biogaz obejmuje wszystkie gazy zawierające znaczącą zawartość metanu i gazy pochodzące z beztlenowej fermentacji biomasy. Głównym ich źródłem są składowiska odpadów, osadów ściekowych, szlamy oraz odpady rolnicze

 Za płynną biomasę uważa się metanol, etanol oraz oleje pochodzące z biomasy. Stosowana jest głównie jako biopaliwo w sektorze transportowym.

Energia cieplna ze spalania odpadów jest również traktowana jako paliwo odnawialne, gdyż, spalanie odpadów mieści się w bilansie cyklu produkcyjnego, a także jest ono działaniem pobocznym w stosunku do procesów przemysłowych. Stosunkowo duży udział w spalaniu śmieci mają takie kraje jak Dania, Szwecja, Finlandia, Szwajcaria czy Norwegia [20].

Całkowita energia cieplna wytworzona z paliw odnawialnych wynosiła 112725 ktoe na obszarze docelowym EU-27 w 2010 roku.

Kilkaset europejskich miast, miasteczek i wsi wykorzystują stałą biomasę lub biogaz w elektrociepłowniach lub ciepłowniach jako ciepło sieciowe [20].

Produkcję ciepła z biomasy oraz odpadów dla poszczególnych krajów europejskich przedstawiono w tabeli 8.4. w Aneksie 8.1.

Ciepłownictwo słoneczne. W ostatnich latach sukcesywnie przybywa ilość kolektorów

słonecznych w krajach Unii Europejskiej. Przykładowo w 2011 roku zainstalowano nowe kolektory słoneczne na terenie UE wraz ze Szwajcarią o łącznej mocy 2,6 GW. Jednak rozwój cieplnej energetyki słonecznej w poszczególnych krajach europejskich jest zróżnicowany. Niektóre znane rynki utrzymują się na ścieżce wzrostu, jak np. największy europejski rynek – Niemcy, ale także Polska, która dołączyła do grupy rynków z nowo zainstalowanymi urządzeniami o powierzchniach ponad 200 000 m2, co odpowiada mocy ponad 140 MW. Jednak w niektórych krajach europejskich instaluje się coraz mniej nowych kolektorów

15

słonecznych. Dotyczy to szczególnie krajów południowych, takich jak Włochy, Hiszpania, Portugalia, czy Grecja, która jednak ostatnio zanotowała nieznaczny wzrost spowodowany prawdopodobnie wzrostem kosztów innych źródeł energii. Niezależnie od kryzysu gospodarczego ostatnich kilku lat, przemysł kolektorów słonecznych ciągle wykazuje wzrost na poziomie 3,9% w ciągu ostatnich 5 lat oraz 9,0% w ciągu ostatnich dziesięciu lat. Pomimo trudnych warunków ekonomicznych, ogrzewanie słoneczne okazało się być istotnym elementem w strukturze europejskiej polityki energetycznej, szczególnie wobec stawianych celów na rok 2020. W 2011 roku w Europie zostały zainstalowane urządzenia o mocy 2,6 GW, a w tym samym roku moc wszystkich wówczas działających urządzeń wynosiła 26,3 GW, generując 18,8 TWh ciepła pochodzenia słonecznego, przyczyniając się do zmniejszenia emisji CO2 o 13 milionów ton. Znaczenie ciepła słonecznego z ekonomicznego punktu

widzenia nie może być pominięte ze względu na obroty opiewające na kwotę 2,6 miliarda Euro w 2011 roku i 32 000 ludzi na stałe zatrudnionych w przemyśle [93].

Moce produkcyjne energii cieplnej z kolektorów słonecznych eksploatowanych w poszczególnych latach w krajach europejskich przedstawiono w tabeli 8.5. w Aneksie 8.1.

Jądrowa energia cieplna. Elektrownie jądrowe w czasie pracy emitują duże ilości

ciepła. Sprawność obecnych elektrowni jądrowych sięga 37%, co oznacza, że około 1/3 energii zamieniana jest na energię elektryczną. Pozostała część energii jest w dużej mierze zrzucana do morza, jeziora, lub rzek w postaci ciepła. Tak więc ogromne ilości energii w takim procesie są marnowane. Część ciepła można wykorzystać do ogrzewania zabudowań łącząc elektrownię z systemem ciepłowniczym pobliskiego miasta lub wykorzystywać do podgrzewania wody użytkowej.

W 2012 roku na świecie pracowało 15 elektrociepłowni jądrowych w 9 różnych krajach oraz jedna eksperymentalna ciepłownia jądrowa w Chinach. Ciepło odpadowe z elektrowni jądrowych wykorzystuje się w Europie w takich krajach jak: Czechy, Słowacja, Bułgaria, Węgry, Rumunia, Rosja oraz Szwajcaria. Poza Europą, istnieje taki obiekt w Indiach. Z kolei w Finlandii planuje się przebudowę elektrowni jądrowej Loviisa na elektrociepłownię. Przewiduje się odbiór części ciepła do zasilania części Helsinek. Planuje się dostarczyć do miasta z elektrowni Loviisa moc cieplną równą 1000 MW. Przedsięwzięcie to jest ważne ze względów ekologicznych, gdyż wiąże się ze zmniejszeniem ciepła odpadowego do Zatoki Fińskiej [60].

Produkcję ciepła z elektrowni jądrowych dla poszczególnych krajów europejskich przedstawiono w tabeli 8.6. w Aneksie 8.1.

2.2 Normy emisji CO2 i spalin

W obecnych czasach kładzie się coraz większy nacisk na szeroko pojętą ochronę środowiska. W aspekcie energetycznym wiąże się to z ograniczeniem emisji gazów cieplarnianych (głównie CO2) oraz spalin. Spalanie paliw kopalnych powoduje emisję do

atmosfery szeregu groźnych związków chemicznych (tlenki węgla, siarki, azotu, pyłów dioksyn i innych) powodujących niszczenie środowiska na szeroką skalę. Następuje również wzrost koncentracji dwutlenku węgla w atmosferze, co uważane jest za przyczynek do powstania nagłych zmian klimatycznych [68]. Polska jako kraj na arenie międzynarodowej

16

jest zobowiązana do przestrzegania różnych rezolucji dotyczących ochrony środowiska. Jedną z nich jest Protokół z Kioto, który Polska podpisała i ratyfikowała, a wszedł on w życie 16 lutego 2005. Można go uznać za pierwszy krok społeczności międzynarodowej do wspólnego określenia działań na rzecz ochrony środowiska. Chociaż wymaga on ciągle wielu korekt i uzupełnień, może on przyczynić się do przełamania mentalności wiodących państw w sprawie ochrony środowiska. Polska jako jeden z sygnatariuszy zobowiązała się do redukcji emisji gazów cieplarnianych tj. dwutlenku węgla, metanu, tlenku azotu, HFC i PFC do 2012 roku o 5,2% w porównaniu z rokiem 1990. Niewykorzystane limity mogą być przedmiotem handlu międzynarodowego.

Polska jest również zobowiązana do przestrzegania dyrektyw Unii Europejskiej takich jak 2001/77/WE oraz 2003/30/WE. Pierwsza dotyczy zwiększenia udziału energetyki odnawialnej w bilansie produkcji energii elektrycznej, a druga dotyczy biopaliw. Nowsza dyrektywa 2009/28/WE [19] szerzej traktuje sprawy energii odnawialnej oraz zmienia i w następstwie uchyla dwie dyrektywy wcześniej wspomniane. Dyrektywa 2009/28/WE ustanawia wspólne ramy dla promowania energii z odnawialnych źródeł. Określa ona obowiązkowe krajowe cele w odniesieniu do całkowitego udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto i w odniesieniu do udziału energii ze źródeł odnawialnych w transporcie. Dyrektywa ta definiuje biomasę jako ulegającą biodegradacji część produktów, odpadów lub pozostałości pochodzenia biologicznego z rolnictwa (łącznie z substancjami roślinnymi i zwierzęcymi), leśnictwa i związanych działów przemysłu, w tym rybołówstwa oraz akwakultury, jak również ulegającą biodegradacji część odpadów przemysłowych i miejskich.

Z kolei krajowa „Strategia Rozwoju Energetyki Odnawialnej w Polsce” zakłada zwiększenie udziału energii ze źródeł odnawialnych w bilansie paliwowo-energetycznym kraju do 15% w 2020 roku. Istotny wzrost zainteresowania odnawialnymi źródłami energii nastąpił w latach 90-tych. Szacuje się, iż od roku 1990 światowe wykorzystanie energii promieniowania słonecznego wzrosło około dwukrotnie, a energii wiatru czterokrotnie. W ciągu najbliższych lat należy się spodziewać dalszego rozwoju odnawialnych źródeł energii. Wynika to z korzyści jakie daje ich wykorzystanie zarówno dla lokalnych społeczności, powodując zwiększenie poziomu bezpieczeństwa energetycznego, stworzenie nowych miejsc pracy, promowanie rozwoju regionalnego, jak również korzyści ekologicznych, przede wszystkim ograniczenia emisji dwutlenku węgla.

2.3 Czysta energia w bilansie krajowym i europejskim

Gospodarka paliwowo-energetyczna jest jednym z głównych działów ekonomiki, wyznaczających rozwój społeczno-ekonomiczny kraju. Wielkość, struktura produkcji oraz zużycie energii stanowią istotny wskaźnik realizowanej strategii gospodarczej. Z kolei energochłonność przyrostu Produktu Krajowego Brutto obrazuje racjonalność tego zużycia. Wskazuje ona na poziom nowoczesności rozwiązań w dziedzinie techniki, technologii produkcji i konsumpcji w aspekcie racjonalności zużycia energii, a także proekologicznej orientacji rozwoju gospodarczego [35].

17

Polska będąc krajem członkowskim UE jest sygnatariuszem następujących aktów normatywnych określających cele i obowiązki w dziedzinie gospodarki energetycznej z wykorzystaniem źródeł energii odnawialnej:

 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady Europy nr 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. – w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych

 Biała Księga – Energia dla przyszłości. Odnawialne źródła energii (1997)

 Zielona Księga – Ku europejskiej strategii bezpieczeństwa energetycznego (2001)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady Europy nr 2001/77/WE z dnia 27 września 2001 r. – w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych (uchylona dyrektywą nr 2009/28/WE)

 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady Europy nr 2003/30/WE z dnia 8 maja 2003 r. – w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych (uchylona dyrektywą nr 2009/28/WE)

Założenia rozwoju energii uzyskiwanej ze źródeł odnawialnych zostały również określone w dokumentach krajowych:

 „Strategia rozwoju energii odnawialnej”, przyjęta w Sejmie 23 sierpnia 2001 r.  „Polityka energetyczna Polski do roku 2030”, przyjęta przez Radę Ministrów

10 listopada 2009 r.

 „Program dla elektroenergetyki”, przyjęty 28 marca 2006 r.

Dodatkowe regulacje prawne określające obowiązki związane z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii to także:

 Ustawa z dnia 10 kwietnia 1999 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. nr 89, poz. 625 z późn. zm.)

 Ustawa z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (Dz. U. nr 169, poz. 1193) z odpowiednimi przepisami wykonawczymi.

W Aneksie 8.1. w tabeli 8.7. przedstawiono jak zmieniało się pozyskanie energii ze źródeł odnawialnych w wybranych krajach UE w latach 2004 – 2009.

Z kolei strukturę pozyskania energii odnawialnej według poszczególnych źródeł na przestrzeni lat 2004 – 2009 przedstawiono w Aneksie 8.1. w tabeli 8.8.

2.4 Biomasa jako paliwo odnawialne

Biomasa jest w Polsce największym bogactwem spośród zasobów odnawialnych źródeł energii [29]. Do ogrzewania biomasą stosuje się specjalne kotły, które można wykorzystywać do własnych celów, jak np. ogrzewanie swojego domu, czy gospodarstwa, lub też wykorzystywać do ogrzewania większych jednostek użyteczności publicznej. W Polsce roczny techniczny potencjał biomasy wynosi 927 PJ. W 2010 roku z biomasy wytworzono w Polsce ciepło w ilości 12,2 PJ oraz energię elektryczną o wartości 22,7 PJ.

18

Jeśli chodzi o roczny potencjał energetyczny niezagospodarowanej słomy w Polsce, to wynosi on 114 PJ [8]. Odpowiada to ilości około 8 mln ton słomy. Stosunkowo wysoka jej wartość opałowa spowodowała, że przy obecnym wzroście kosztów energii pochodzącej z paliw kopalnych staje się ona interesującym paliwem dla małych i średnich jednostek energetycznych. Większość nadwyżek słomy spalana jest na polach, co jest szkodliwe dla naturalnego środowiska, gdyż m.in. wyjaławia glebę, niszczy owady, gady oraz małe ssaki. Może powodować też pożary.

Słoma jest produktem ubocznym produkcji roślinnej. Wykorzystuje się ją jako ściółkę i pokarm dla zwierząt i do nawożenia pól. W Polsce dominują gospodarstwa rolne o niewielkiej powierzchni, lecz istnieje znaczne zróżnicowanie areału, począwszy od gospodarstw kilkuhektarowych, do kilkutysięczno hektarowych.

Ocenia się, że wytwarzanie ciepła przez rolników we własnym zakresie, a także na potrzeby niewielkich miasteczek otoczonych terenami rolnymi, może się przyczynić do pozyskiwania pozarolniczych źródeł dochodów. Ciepło w ten sposób wytworzone może być konkurencyjne oraz ekologicznie korzystne, zwłaszcza w przypadku gospodarstw agroturystycznych.

Wartość opałowa słomy przy wilgotności nie przekraczającej 15% znajduje się w wąskim zakresie od 14 do 15 MJ/kg. Dla porównania wartość opałowa węgla wynosi od 18,8 do 29,3 MJ/kg. Z energetycznego punktu widzenia, półtorej tony słomy jest równoważne jednej tonie węgla kamiennego o standardowej jakości [24].

Pierwsze kotły na słomę podobne były w swojej konstrukcji do kotłów na paliwo stałe. Były to jednostki o niskiej sprawności, około 50-60%. Przyczyną tego była utrata znacznej części energii w kolektorze dymnym. Znaczną poprawę sprawności osiągnięto przez wbudowanie systemu płomieniówek, co spowodowało zwiększenie się drogi przepływu spalin w kotle, a to pozwoliło na lepsze dopalanie części lotnych spalin. Wprowadzono także system zawrotu spalin. Kotły wsadowe na słomę są zaprojektowane do ogrzewania wody do około 95 0C i pracują w układach otwartych. Spalanie przebiega ze stałą prędkością i trwa do całkowitego wypalenia się wsadu w kotle. Charakterystyczną cechą pracy każdego kotła wsadowego jest cykliczność załadunku słomy. Między załadunkami kotła następuje jego wygaszanie, wybieranie popiołu oraz ponowny załadunek i zapłon. Powoduje to spadek temperatury płaszcza wodnego kotła oraz skutkuje znacznymi wahaniami temperatury między kolejnymi cyklami pracy kotła. Aby uniknąć dyskomfortu cieplnego, konieczne jest doinstalowanie zbiornika akumulacyjnego. Zapewnia on dostarczanie ciepła również podczas wygaszania i ponownego załadunku kotła. Cechą kotła wsadowego jest produkcja w stosunkowo krótkim czasie dużej ilości ciepła, której instalacja grzewcza nie jest w stanie przyjąć. Zmienną sterującą proces spalania jest temperatura spalin na wejściu do czopucha dymnego kotłowni. Na tej podstawie reguluje się pracę systemu przepustnic wentylatora, który decyduje o intensywności spalania. Kotły wsadowe są wyposażone w przeciwprądowy system spalania słomy. Składa się on z dwóch komór. Do pierwszej przestrzeni paleniska ładowana jest słoma, gdzie następuje jej zgazowanie, natomiast w drugiej komorze (przestrzeń płomieniówkowa) dochodzi do spalania lotnych składników gazu. Powietrze, które jest wtłaczane do kotła wentylatorem, dzieli się na dwa strumienie – pierwotny oraz wtórny. Strumień pierwotny jest wtłaczany do paleniska, w którym odbywa się spalanie

19

paliwa z niedoborem tlenu, w efekcie czego powstają gazy pierwotne. Gazy te wracają w przeciwprądzie do komory płomieniówkowej i tam spotykają się z wtórną strugą świeżego powietrza. Proces ten doprowadza do całkowitego spalenia gazów. Następnie spaliny przepływają przez wymiennik ciepła i dalej do komina. Aby właściwie przeprowadzić proces spalania słomy, potrzebny jest 20÷50% nadmiar powietrza. Konieczne jest także dobre wymieszanie powietrza i gazu, aby zapewnić całkowite spalenie gazów. Mieszanie jednak powinno zostać zakończone zanim całość zostanie schłodzona poniżej 700 0C. Kotły wsadowe, które pracują w systemie przeciwprądowym, osiągają sprawność do 80% oraz emisję tlenku węgla w zakresie 250÷1000 ppm.

Przykładowy kocioł na biomasę znajduje się na terenie AGH i jest on wykorzystywany do celów badawczych.

20

3. Model instalacji cieplnej zasilanej biomasą

Przedmiotem analizy jest instalacja ciepłownicza zasilana biomasą. Składa się ona głównie z dwóch elementów: kotła na biomasę oraz zbiornika akumulacyjnego [24]. Dodatkowo instalacja jest wyposażona w płytowy wymiennik ciepła, który pełni rolę pośredniczącą pomiędzy instalacją kotła a instalacją odbioru ciepła przez budynek.

Spalanie biomasy dokonuje się w specjalnie do tego celu zaprojektowanych kotłach. Kotły takie czasami mają różną budowę wewnętrzną, natomiast głównymi ich elementami są komora spalania oraz płaszcz wodny [13], [32], [79], [97].

Kocioł na biomasę, który jest najistotniejszym elementem opisywanej instalacji, jest kotłem typu EKOPAL RM40 o mocy 180 kW, firmy Metalerg z Oławy. Zbiornik akumulacyjny, który jest połączony z kotłem, posiada objętość około 4m3. Poglądowy schemat instalacji przedstawia rys. 3.1. W instalacji kotła na biomasę do monitorowania temperatur użyto czujników temperatury, takich jak termopary typu K oraz czujniki rezystancyjne typu PT100. Dokumentacja techniczna czujników znajduje się na stronach producenta, firmy Apator-Kfap z Krakowa [16].

Instalacja badawcza do spalania biomasy jest wyposażona w system kontrolno-pomiarowy. Bazuje ona na modułach pomiarowych firmy WAGO [46].

Kocioł na biomasę jest przystosowany głównie do spalania kostek słomy. Do kotła jest poprowadzony przewód z wentylatorem, którego zadaniem jest dostarczanie powietrza do komory spalania. Spaliny są odprowadzane do komina umieszczonego na dachu budynku. Wewnątrz kotła, wokół komory spalania, znajduje się płaszcz wodny, który ulega podgrzewaniu w trakcie spalania zawartości kotła. Płaszcz wodny jest połączony przewodami ze zbiornikiem akumulacyjnym, na których to umieszczona jest pompa cyrkulacyjna. Zadaniem jej jest przepompowywanie wody zimnej ze zbiornika przez płaszcz wodny, a następnie z powrotem do zbiornika. Tym sposobem woda powracająca do zbiornika staje się ciepła. Ciepło wody zgromadzonej w zbiorniku akumulacyjnym może być wykorzystywane do ogrzewania budynku lub nawet zespołu budynków, choć wymaga to dość złożonej koordynacji sterowania [55], [57]. Wówczas ciepło ze zbiornika akumulacyjnego jest przekazywane do instalacji cieplnej budynku za pośrednictwem płytowego wymiennika ciepła.

Dokładny opis matematyczny zjawisk zachodzących w kotle na biomasę wymaga zastosowania równań fizyki matematycznej [84]. Opis ten powinien uwzględniać procesy przepływu masy oraz ciepła [45] jak również procesy chemiczne zachodzące podczas spalania [89]. Do celów sterowania nie jest jednak potrzebna tak dokładna analiza zjawisk zachodzących w kotle, ale wystarczy tylko uwzględnić najistotniejsze aspekty. Aby tego dokonać przeanalizowano właściwości statyczne i dynamiczne systemu. Dokonano analizy najważniejszych zjawisk zachodzących w instalacji ciepłowniczej (rys. 3.1).

3.1 Modele spalania biomasy

Modelowanie procesu spalania biomasy w kotle wymaga zwrócenia uwagi na zjawiska fizyko-chemiczne tam występujące. Biomasa składa się głównie z węgla, wodoru i

21

tlenu w odpowiednich proporcjach molowych. Zakładając, że związki CO oraz NOx w

spalinach są pomijane oraz, że spalanie produktów jest uważane za kompletne przy spełnieniu określonych warunków, schemat reakcji spalania biomasy można przedstawić za pomocą równania (3.1) [77].

x, y, z reprezentują współczynniki molowe odpowiednio tlenu, wodoru i węgla w jednym

molu paliwa, a r reprezentuje krotność nadwyżki powietrza w spalaniu. Skład elementarny produktów spalania łącznie z typem procesu i charakterystyką reaktora warunkuje mechanizmy formacji produktów ubocznych. Zależą one od stężenia reagentów i temperatury spalania.

Modelowanie procesów spalania biomasy na potrzeby sterowania nie wymaga jednak tak szczegółowej analizy chemicznej, jednak wymaga analizy najistotniejszych zjawisk tam zachodzących. Jednym ze sposobów zamodelowania procesu spalania biomasy w kotle jest realizacja modelu bazującego na spalaniu bali słomy podobnym do procesu spalania papierosa [76]. W dalszej części rozprawy został zaproponowany model spalania słomy bazujący na założeniu, że wszystkie ścianki słomy palą się równocześnie i z jednakową intensywnością.

W modelu zaproponowanym przez Autora zakłada się, że biomasą wykorzystywaną jest słoma sucha o standardowej wilgotności, ładowana w postaci kostek.

Rys. 3.1. Kocioł na biomasę, zbiornik akumulacyjny oraz wymiennik ciepła jako główne elementy instalacji ciepłowniczej zasilanej biomasą.

We wspomnianym modelu zakłada się, że szybkość spalania słomy jest proporcjonalna do aktualnie palącej się jej powierzchni oraz nawiewanego powietrza (rys. 3.2). Z palącej się powierzchni uwalniają się substancje, które łącznie z nawiewanym powietrzem tworzą spaliny w wyniku reakcji chemicznych. Spaliny zaczynają wypełniać komorę kotła, a następnie uwalniają się do komina.

) 1 . 3 ( 2 4 ) 1 ( 2 4 21 79 2 2 4 21 79 2 4 2 2 2 2 2 O2 x y z r N x y z r O H y zCO N x y z r O x y z r O H Cz y x       _{ }         _{ }          _{ }        _{ } 

22

Rys. 3.2. Szybkość palenia oraz bilanse masowe zachodzące w kotle w trakcie spalania paliwa.

Opis analityczny procesu rozgrzewania kotła powinien uwzględniać bilanse masy oraz energii [81], [89]. Zmiana temperatury spalin, czyli temperatury wewnątrz kotła jest uzależniona od wielu czynników [49]. Wpływ na to mają między innymi: szybkość spalania paliwa, jego wartość opałowa, objętość komory spalania, objętość paliwa, pojemność cieplna ścianek kotła, pojemność cieplna płaszcza wodnego, współczynniki wymiany ciepła ścianki zewnętrzne kotła – otoczenie, ścianki kotła – komora spalania, ścianki zewnętrzne – płaszcz wodny oraz płaszcz wodny – ścianki kotła. Dodatkową sprawą, która jeszcze bardziej komplikuje model jest to, że część mocy cieplnej generowanej podczas spalania przekazywana jest w postaci podgrzewania komory spalania, a część jest przekazywana w postaci promieniowania. Promieniowanie nie zwiększa temperatury komory spalania, ale zwiększa temperaturę ścianek kotła, które następnie oddają część ciepła do komory spalania w postaci przekazu termicznego. Płaszcz wodny kotła ogrzewa się od ścianek. Woda w nim znajdująca się, dzięki pompie cyrkulacyjnej jest w ciągłym ruchu, co powoduje ciągły odbiór ciepła. Ciepła woda wpływa do zbiornika akumulacyjnego, a wypływa z niego woda zimna, która następnie przepływając przez płaszcz wodny nagrzewa się i jako cieplejsza znowu wpływa do zbiornika. O ile szybkość nagrzewania się komory spalania jest niemal natychmiastowa, o tyle odbiór ciepła z kotła do wody ma znacznie wolniejszą dynamikę. Tak więc od zapłonu paliwa następuje gwałtowny wzrost temperatury komory spalania, a po pewnym czasie stopniowy jej spadek w wyniku odbioru ciepła przez wodę cyrkulującą [77]. Po pewnym czasie także paliwo się wypali i wówczas spadek temperatury komory spalania staje się wyraźniejszy.

Opis matematyczny procesów zachodzących w kotle w trakcie spalania słomy można przedstawić za pomocą układu równań (3.2). Równania te są stacjonarne, choć na ogół nieliniowe. Wynikają one z praw fizyki, takich jak np. bilans masy, bilans energii, prawa gazowe. Propozycja Autora dotyczy postaci równania (3.2.h) oraz idei współczynnika β w równaniach (3.2.b) i (3.2.c). Równania (3.2) są o parametrach skupionych, gdyż zakłada się jednolitość temperatur poszczególnych elementów, np. komory spalania czy ścianki kotła [14].

23

Jako uzupełnienie układu równań (3.2) należy podać warunki początkowe. Są to wartości w chwili czasu t=0, dla następujących wielkości: Ms (sterowanie lokalne), Ts, Tsc,

Tsc_zew, Tc, Tz, ρsp.

Wielkości zależne od czasu:

Ms – aktualna masa słomy

Tp – temperatura pomieszczeń

Ts – temperatura spalin

Tsc – temperatura ścianki wewnętrznej

Tsc_zew – temperatura ścianki zewnętrznej

Tc – temperatura ciepłej wody wypływającej z kotła

Tz – temperatura zimnej wody

ρsp – gęstość spalin

Fs – masowy przepływ spalin do komina

Vk – objętość konstrukcyjna komory spalania pomniejszona o aktualną objętość słomy

P – moc dostarczana w trakcie spalania słomy

Wielkości niezależne od czasu:

τ – czas zainicjowania spalania słomy (sterowanie lokalne) Fp – masowy przepływ powietrza nawiewanego

                                                                          ) . 2 . 3 ( ) . 2 . 3 ( ) ( 1 5 ) . 2 . 3 ( ) . 2 . 3 ( ) . 2 . 3 ( ) ( ) ( ) . 2 . 3 ( ) ( ) ( ) ( ) . 2 . 3 ( ) ( ) 1 ( ) ( ) . 2 . 3 ( ) ( ) ( ) . 2 . 3 ( ) ( 3 2 0 _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ i P M dt d h t M F M dt d g M V V f T R p e T T K T T K T dt d c M d T T K T T K T T c F T dt d c M c T T K P T T K T dt d c M b T T K T c F T c F P T V T M dt d c a F F M V dt d s s s p s s s k s sp zew sc p zew sc p zew sc c sc w zew sc sc zew sc c zew sc sc w c sc sc w c z w w c w w sc c sc w sc s sc s sc sc sc sc s sc s s sp s p p p s sp k s s sp s p s sp k            

24

Fw – masowy przepływ wody przez płaszcz wodny

Mw – masa płaszcza wodnego

Msc – masa wewnętrznej ścianki kotła

Msc_zew – masa zewnętrznej ścianki kotła

α – współczynnik szybkości palenia się słomy

β – współczynnik określający, jaka część mocy wydzielanej w trakcie spalania jest

oddawana w postaci przekazu termicznego do komory spalania

γ – wartość opałowa słomy ρs – gęstość słomy

θ – długość czasu potrzebna na pełne rozpalenie się słomy V0 – objętość konstrukcyjna komory spalania

μ – masa molowa spalin p – ciśnienie atmosferyczne R – stała gazowa

cp – ciepło właściwe powietrza

csp – ciepło właściwe spalin

csc – ciepło właściwe ścianki wewnętrznej i ścianki zewnętrznej

cw – ciepło właściwe wody

Ks_sc – współczynnik wymiany ciepła między komorą spalania, a ścianką wewnętrzną kotła

Kw_sc – współczynnik wymiany ciepła między wodą, a ścianką wewnętrzną oraz między wodą a ścianką zewnętrzną kotła

Kp_sc_zew – współczynnik wymiany ciepła między otoczeniem, a ścianką zewnętrzną kotła Powyższe wielkości są przyjmowane w jednostkach SI.

Równanie (3.2.a) jest bilansem masy w kotle. Przyrost masy spalin jest równy strumieniowi nawiewanego powietrza i spalanej biomasie pomniejszonego o strumień masowy spalin opuszczających kocioł w kierunku komina. Podczas nagrzewania się kotła powyższy bilans jest ujemny, gdyż zgodnie z prawem termodynamiki gaz rozgrzewając się zmniejsza gęstość, jeśli ma zachować stałe ciśnienie. Ze względu na swobodny odpływ spalin z kotła do komina, ciśnienie wewnątrz komory spalania można w przybliżeniu uznać za stałe, atmosferyczne.

Równanie (3.2.b) jest bilansem energii cieplnej w kotle. Część mocy dostarczana wskutek palenia się biomasy wespół z mocą cieplną nawiewanego powietrza oraz uwalnianych gazów z biomasy pomniejszona o moc zawartą w uwalnianych spalinach oraz ciepła oddawanego ściance kotła jest równa zmianie ciepła zawartego w spalinach znajdujących się w objętości kotła. Należy przy tym zwrócić uwagę, iż zarówno objętość spalin kotła, gęstość ich oraz ich temperatura ulegają zmianie. Gęstość ulega zmianie ze względu na rozszerzalność cieplną spalin, natomiast objętość ulega zmianie ze względu na zmniejszającą się z czasem ilość niespalonej biomasy. Zakłada się, że cała biomasa się spala. W przypadku słomy tak można założyć, gdyż popiół stanowi jedynie 3% masy przed spaleniem [24].

25

Równanie (3.2.c) opisuje bilans cieplny ścianki kotła. Zmiana jej energii wewnętrznej jest sumą algebraiczną przepływów ciepła od spalin i płynącej wewnątrz wody oraz od poboru części promieniowania z procesu spalania, które jest wyłapywane przez ścianki kotła.

Równanie (3.2.d) opisuje bilans cieplny wody w płaszczu kotła. Zmiana jej energii wewnętrznej jest sumą algebraiczną przepływu ciepła od ścianki oraz ścianki zewnętrznej jak również przepływu ciepła spowodowanego różnicą temperatury wpływającej i wypływającej wody.

Równanie (3.2.e) jest bilansem ciepła ścianki zewnętrznej kotła. Zmiana jej energii wewnętrznej jest spowodowana sumą algebraiczną przepływów ciepła pochodzącego od wody oraz od otoczenia zewnętrznego.

Równanie (3.2.f) jest prawem gazu doskonałego. Zakłada się, że takim gazem są spaliny. Należy przy tym zaznaczyć, że wszystkie temperatury należy podawać w skali bezwzględnej (w kelwinach).

Równanie (3.2.g) jest równaniem algebraicznym opisującym przyrost objętości spalin w kotle na skutek spalania się biomasy.

Równanie (3.2.h) opisuje szybkość palenia się biomasy. Zakłada się, że biomasa jest załadowana w postaci sześcianu. Przyjmuje się za hipotezę, że szybkość jej spalania w każdym momencie jest proporcjonalna do aktualnej powierzchni palącej się, a także do przepływu nawiewanego powietrza. Zakłada się tu, że w danym momencie pali się 5 ścianek sześcianu. W każdej chwili z jednostki powierzchni palącej się jest emitowany określony przepływ masy z biomasy do postaci gazowej. Wielkość ta przy określonym przepływie powietrza będzie dla każdej substancji palnej inna, ale stała dla określonego paliwa i oznaczona jako α. W trakcie palenia się sześcianu biomasy zmniejsza się jej masa, a co za tym idzie również jej powierzchnia. Zatem im mniej jest biomasy tym wolniej się ona spala. Potęga 2/3 oraz współczynnik 5 wynika z przeliczenia objętości sześcianu na jego palącą się powierzchnię. Przewiduje się również pewną długość czasu na pełne rozpalenie się wszystkich dostępnych ścianek słomy oraz moment zapłonu słomy. Za to opóźnienie odpowiada funkcja 1(t-θ-τ), która jest funkcją skoku jednostkowego. Przyjmuje ona wartość 0, dla t-θ-τ < 0 oraz 1 dla t-θ-τ ≥0. θ jest długością czasu potrzebnego na pełne rozpalenie się słomy, a τ jest czasem zainicjowania spalania słomy.

Równanie (3.2.i) jest przeliczeniem uzyskanej energii cieplnej ze spalania jednostki masy.

3.2 Zbiornik akumulacyjny

Opis matematyczny zbiornika akumulacyjnego powinien bazować na bilansie cieplnym. Przyrost energii wewnętrznej zbiornika będzie proporcjonalny do sumy algebraicznej wejściowych i wyjściowych strumieni ciepła. Sam zbiornik ze względu na swoje duże rozmiary (4 m3) oraz brak mieszania, nie posiada jednolitej temperatury. Należy to uwzględnić, gdyż inaczej prowadziłoby to do dużych niezgodności z rzeczywistością. Duże zbiorniki zazwyczaj modeluje się dzieląc je na warstwy, gdzie każdy z nich może mieć inną temperaturę [71]. W omawianym modelu zbiornik podzielono na 5 identycznych warstw (rys. 3.1). Posłużono się podstawowymi formułami na wymianę ciepła [14]. Założono, że woda