Firma Applied Medical Resources zoptymalizowała swoje działania i procesy przez zainstalowanie sprzętu do kogeneracji w swoim zakładzie.
System skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej (kogeneracji, ang. combined heat and power – CHP) nie jest pojedynczą technologią, ale zintegrowanym systemem energetycznym, który może być modyfikowany w zależności od potrzeb końcowego użytkownika wytwarzanej w nim energii. W systemie tego typu spalany jest gaz ziemny w celu jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej (rys. 2). Ciepło odzyskiwane jest z gazów spalinowych i zamieniane na użyteczną energię cieplną, w formie pary lub wody gorącej, która jest wykorzystywana bezpośrednio lub zasila absorpcyjny agregat chłodniczy.
Rozszerzanie produkcji przy pomocy własnej generacji energii
Firma Applied Medical Resources (AMR) przeniosła swój sprzęt produkcyjny do większego zakładu i rozszerzyła swoją produkcję. Firma ta była zainteresowana posiadaniem własnej elektrowni do zasilania dwóch nowych budynków oraz centralnej fabryki, znajdujących się w Lake Forest w Kalifornii (USA). W większym ze wspomnianych budynków produkowane są elementy z tworzyw metodą formowania wtryskowego, a produkcja trwa 24 godziny na dobę z 2-dniową przerwą w ciągu roku. W mniejszym budynku znajdują się biura i pomieszczenia obsługi wydziału produkcji. Pomiędzy budynkami znajduje się łącznik mieszczący absorpcyjny agregat chłodniczy, kocioł, wieżę chłodniczą oraz ich instalacje. Urządzenia te zasilają instalacje ogrzewania, wentylacji i klimatyzacji (HVAC) w biurowcu oraz są wykorzystywane do chłodzenia i ogrzewania technologicznego w procesie produkcji. Sprzęt do własnej generacji energii zostałby zlokalizowany w łączniku.
Sprzęt produkcyjny składa się z posiadanych już wcześniej maszyn i urządzeń, które zostały relokowane, oraz z nowych urządzeń. W nowych budynkach zapewniono przestrzeń dla przyszłej rozbudowy fabryki. Aby oszacować początkowe i przyszłe zapotrzebowanie na energię dla fabryki, firma AMR dostarczyła dane dotyczące zużycia energii elektrycznej w obecnie istniejącym budynku produkcyjnym, mieszczącym maszyny i urządzenia, które miały być przeniesione do nowej lokalizacji. Do wyznaczenia podstawowego zużycia energii elektrycznej przez fabrykę wykorzystano dane 15-minutowe od 1 kwietnia 2011 do 26 czerwca 2013. Natomiast do oszacowania przyszłego zużycia energii elektrycznej po rozbudowie fabryki wykorzystano dane miesięczne od stycznia 2004 do sierpnia 2013.
Dane 15-minutowe zużycia energii elektrycznej wykorzystano do określenia minimalnego poboru mocy przez zakład. Ustalono cztery punkty danych dla każdej godziny do obliczenia średniej mocy w kW pobieranej w ciągu godziny. Te średnie zostały potem przedstawione na wykresie słupkowym skumulowanym, z przyrostami co 50 kW, aby określić procent czasu, w którym fabryka pracowała przy każdym słupku mocy pobieranej (rys. 3). Okazało się, że obecnie istniejący zakład formowania wtryskowego przez około 96% czasu pobierał moc na poziomie 500 kW lub mniej. Maksymalny pobór mocy przez zakład w tym okresie wyniósł 1085 kW i utrzymywał się przez mniej niż 1% analizowanego czasu.
Następnie przeanalizowano przeciętną moc pobieraną w kW w każdej godzinie, w celu określenia, czy występowały znaczne różnice pomiędzy dniami roboczymi a weekendem. Wykorzystano trzy kategorie dni: roboczy, sobota i niedziela. Dla każdej godziny obliczono średnią moc w kW dla danego typu dnia (rys. 4). Okazało się, że nie było znacznych różnic pomiędzy wybranymi kategoriami dni. Zwykle pobór mocy w ciągu dni roboczych był najwyższy, następnie coraz niższy odpowiednio w sobotę i w niedzielę. We wszystkich przypadkach pobór mocy był większy niż 500 kW. Na podstawie rysunków 3 i 4 można było zaprojektować system kogeneracji o mocy początkowej 500 kW, który mógł pracować w sposób ciągły, przy niemal pełnej mocy.
Rozbudowa fabryki przy pomocy systemów kogeneracji
Rozważano także przyszłą rozbudowę fabryki. Firma AMR zamierzała utrzymać takie samo tempo wzrostu, jakiego doświadczyła w ciągu ubiegłych 5 lat. Do obliczenia rocznego wzrostu (year-over-year – YOY) zużycia energii elektrycznej (w kWh) oraz zapotrzebowania na energię (w kW) dla każdego miesiąca i każdego roku jako całość, wykorzystano miesięczne dane dotyczące zużycia energii. Średni roczny współczynnik wzrostu wyniósł 1,10 kWh dla zużycia energii oraz 1,19 kW dla zapotrzebowania. Na podstawie tych danych obliczono, że wymagana minimalna moc generatora wzrośnie w ciągu 5 lat do około 1100 kW.
O ile spełnienie zapotrzebowania zakładu na energię elektryczną było zadaniem priorytetowym, to ważne było, aby zrozumieć, gdzie mogłoby być wykorzystywane ciepło odzyskane z systemu kogeneracji oraz wyznaczyć związane z tym minimalne obciążenie cieplne. Instalacja technologicznej wody lodowej stanowi ciągłe obciążenie cieplne, które może być zasilane poprzez odzysk ciepła z systemu kogeneracji. Aby obliczyć to obciążenie, w istniejącym obecnie zakładzie produkcyjnym zainstalowano sprzęt do zbierania danych tymczasowych. Mierzono przepływ i temperaturę wody lodowej na wejściu i wyjściu układu chłodzenia, zaś wyniki zostały uśrednione w przedziałach 1-minutowych.
Wykorzystując dane dotyczące przepływów i temperatur obliczono moc chłodniczą dla każdego, 1-minutowego przedziału czasowego, jak pokazano w tabeli 1. Dla każdej godziny obliczono średnią godzinną moc chłodniczą, sumując dane z przedziałów czasowych i dzieląc wynik przez liczbę tych przedziałów. Tę średnią moc chłodniczą wykorzystano do opracowania profilu typowego obciążenia dziennego dla instalacji technologicznej wody lodowej. Założono, że przyszły wzrost poboru energii przez tę instalację będzie postępował w tym samym tempie, co w przypadku zapotrzebowania na energię elektryczną przez fabrykę. Cały monitorowany i wykorzystywany sprzęt w budynku produkcyjnym wymagał chłodzenia technologicznego za pomocą instalacji wody lodowej, zaś przyszły wzrost zapotrzebowania na to chłodzenie w budynku produkcyjnym po rozbudowie jest bezpośrednio związany z dodaniem nowego sprzętu. Roczny wzrost zapotrzebowania wynoszący 10% powoduje, że minimalne zapotrzebowanie na wodę lodową wynosi 90 ton chłodniczych (318 kW). Firma AMR chciała także posiadać zasilanie awaryjne na wypadek przedłużonego okresu braku zasilania podstawowego. System kogeneracji powinien mieć możliwość pracy w „trybie wyspy”, w sposób akceptowalny przez zakład energetyczny i zgodnie z obowiązującymi przepisami. Tryb wyspy pracy generatora jest definiowany jako zdolność generatora do samorozruchu w stanie beznapięciowym (tzw. black startu), w celu zasilania instalacji elektrycznej pozbawionej zasilania z sieci lokalnego zakładu energetycznego.
Aby zapewnić taką możliwość, system kogeneracji powinien mieć automatyczny odłącznik lub wyłącznik inwertera, który zapobiega przepływowi generowanej energii elektrycznej do sieci zewnętrznej w przypadku zaniku zasilania z tej sieci. Ponadto musi on mieć certyfikowany, beznapięciowy przełącznik zasilania (ang. break-before-make transfer switch), który zapewnia, że generator może pracować niezależnie tylko po odłączeniu od sieci zewnętrznej i zasila tylko określone i kontrolowane odbiorniki energii w okresie braku zasilania z sieci zewnętrznej.
Dobór generatorów do systemów kogeneracji
Typ generatora dla rozważanego systemu kogeneracji określono dla podstawowego obciążenia elektrycznego. Ogólnie wszystkie typy generatorów pracują najlepiej przy pełnym obciążeniu. Ponieważ początkowe podstawowe zapotrzebowanie zakładu na moc wynosi 500 kW, to mogą być zastosowane dwa typy generatorów: mikroturbiny i tłokowe silniki spalinowe. Oba typy umożliwiały przyszłą rozbudowę systemu, aby zaspokoić planowane podstawowe zapotrzebowanie na moc w ciągu 5 lat.
Obie opcje generatora wymagały agregatu (chillera) absorpcyjnego, pomp wody lodowej, pomp wody gorącej, wież chłodniczych oraz podłączenia do centralnego systemu wody lodowej oraz centralnego systemu wody gorącej. Moc agregatu chłodniczego dobrano tak, aby była wystarczająca zarówno dla początkowego zapotrzebowania na moc 500 kW, jak i końcowego1000 kW, tak więc nie byłaby wymagana wymiana agregatu w przyszłości.
W celu porównania kosztów zakupu energii u dostawców zewnętrznych z kosztami generacji własnej wykonano analizę ekonomiczną dla każdej z opcji kogeneracji. Do obliczenia mocy generowanej brutto dla każdej z opcji wykorzystano roczny czas pracy. Poziomy obciążeń własnych i moce pobierane przez pompy, kompresory gazu etc., zostały odjęte przy obliczaniu mocy generowanej netto. Koszty paliwa obliczono na podstawie mocy generowanej brutto. Oszczędności wody lodowej obliczono na podstawie minimalnego zapotrzebowania technologicznego 50 ton chłodniczych (176,7 kW). W przypadku gdyby agregat chłodniczy nie zużywał całego odzyskiwanego ciepła, to reszta byłaby zużywana przez instalację ogrzewania wodnego, co spowodowałoby oszczędności na podgrzewaniu wody. W obliczeniach zawarto koszty konserwacji i monitoringu ze strony producentów urządzeń. Obliczony koszt generowania własnej energii elektrycznej wyniósł od 6 do 8 centów za kWh, w zależności od typu generatora i pozostałego sprzętu.
Firma AMR wybrała opcję zainstalowania trzech mikroturbin o mocy 333 kW z odzyskiem ciepła oraz agregatu absorpcyjnego o wydajności 240 ton chłodniczych (848,2 kW). Agregat ten ogranicza obciążenie poprzez zmniejszanie temperatury powrotnej wody lodowej w systemie kogeneracji. Instalacja jest orurowana, aby umożliwić wykorzystanie samego tylko agregatu, gdy jest on w stanie realizować zapotrzebowanie zakładu na wodę lodową. W przypadku, gdy całe odzyskiwane ciepło nie jest zużywane do produkcji wody lodowej, to instalacja ciepłej wody systemu kogeneracji zostaje podłączona do strony wtórnej instalacji podgrzewania wody. Zapewnia to, że temperatura ciepłej wody wlotowej do mikroturbin jest taka, jak zaprojektowana w celu maksymalizacji odzysku ciepła i związanej z tym wydajności agregatu absorpcyjnego.
Do klimatyzacji pomieszczenia z mikroturbinami zastosowano instalację wody lodowej oraz konwektor wentylatorowy o zmiennej prędkości, zasilany w 100% powietrzem z zewnątrz. Wężownica chłodząca jest wykorzystywana tylko wtedy, gdy temperatura powietrza dopływającego z zewnątrz jest wyższa niż 70°F (21,1°C). Minimalizuje to zmniejszenie ilości wytwarzanej przez mikroturbiny energii elektrycznej w okresach wysokich temperatur powietrza na zewnątrz.
Dodatkowe rozważania projektowe obejmowały
Minimalizację wpływu przestrzeń-temperatura gazów spalinowych z systemu kogeneracji przez przechwytywanie tych spalin zaraz po opuszczeniu układu wydechowego (to zwykle wymaga zastosowania wentylatora, ponieważ ciśnienie szczątkowe układu kogeneracji nie jest zaprojektowane pod kątem strat w kanałach wentylacyjnych).
3-drożny zawór ciepłej wody dostarczany z absorberem jest normalnie ustawiany na obejście przy stratach mocy i ma funkcję powrotu sprężynowego. Agregat chłodniczy steruje tym zaworem i zwykle otwiera go stopniowo, ale zamyka przez odłączenie od zasilania. Gdy zawór zamyka się gwałtownie, to przepustnica wydechu mikroturbiny nie może zareagować wystarczająco szybko, aby odprowadzić spaliny do atmosfery, zamiast do układu odzysku ciepła, powodując wyłączenie mikroturbiny z powodu zadziałania zabezpieczenia przed zbyt wysoką temperaturą wody wylotowej. Przepustnica wydechu jest normalnie ustawiona na wylot spalin do atmosfery i ma funkcję powrotu sprężynowego. Problem ten rozwiązano, montując w obwodzie przepustnicy przekaźnik ze stykami normalnie otwartymi. Przekaźnik ten otwiera styki, gdy do agregatu chłodniczego wysyłane jest polecenie „włącz”, zaś 3-drożny zawór ciepłej wody się zamyka.
Firmowy moduł sterujący producenta mikroturbiny wymagał statycznego adresu IP oraz zdalnego dostępu dla producenta, aby mógł on realizować monitoring i serwis systemu. Musi to być skoordynowane z działaniami informatyków klienta, szczególnie jeśli zwykle resetują oni zdalny dostęp według ustalonego harmonogramu.
Dla wyposażenia dodatkowego mikroturbiny, takiego jak rezystory hamowania, szafki do black startu i szafki sterownicze, wymagana jest odpowiednia przestrzeń, dostęp i media.
Zakłady energetyczne wymagają układów telemetrii, gdy systemy do własnej generacji energii elektrycznej mają moc przekraczającą pewien próg minimalny. Dla omawianego projektu progiem tym był 1 MW. Początkowo wydawało się, że system znajdował się tuż poniżej tej granicy, bo miał moc 999 kW. Jednak gdy projekt przeszedł przez proces zatwierdzenia przez zakład energetyczny, zespół projektowy stwierdził, że wymagane było, aby dane z tabliczki znamionowej generatora znalazły się w zgłoszeniu do zakładu energetycznego, poza danymi ogólnymi z tabliczki znamionowej mikroturbiny. Całkowita moc na tabliczce znamionowej generatora przekroczyła 1 MW, a zatem zakład energetyczny domagał się zastosowania układu telemetrii. Wymagało to przydzielenia dodatkowego statycznego adresu IP oraz przestrzeni dla określonego przez zakład energetyczny sprzętu do telemetrii, który miał być zainstalowany w istniejącym pomieszczeniu danych.
System kogeneracji zaczął działać od marca 2016 r. Gdy zakład produkcyjny pracuje na 60÷ 70% maksymalnej wydajności, to firma AMR zaoszczędza 50000÷60000 USD miesięcznie.
