strona

46

styczeń

2008

www.e-energetyka.pl

Krzysztof Wojas, Adam Szymała, Jan Penar

„Energopomiar” Sp. z o.o., Zakład Techniki Cieplnej

Pośrednie (wskaźnikowe) metody kontroli eksploatacji –

cel, podstawy teoretyczne, problem niepewności obliczeń,

możliwości w zakresie analiz energetycznych urządzeń

W energetyce polskiej metody pośrednie wyznaczania zu-

życia energii chemicznej paliw są powszechnie stosowane przy
podziale paliwa na produkcję poszczególnych rodzajów energii,
przy podziale energii chemicznej na poszczególne urządzenia,
a także w pracach związanych z kontrolą i poprawą efektywności
eksploatacji urządzeń.

Ze względu na wprowadzone w ostatnim okresie uregulo-

wania prawne zwiększyła się rola metod pośrednich w proce-
sach kontroli zużycia paliw i produkcji energii elektrycznej, me-
chanicznej, ciepła i chłodu w elektrowniach, elektrociepłowniach
i ciepłowniach [1–4].

Rodzaje metod pośrednich

Pod pojęciem pośrednich metod kontroli eksploatacji kryją

się często znacząco różne metody służące do wyznaczania
wielkości zużycia energii chemicznej paliw i kontroli pracy
urządzeń. Metody te mogą być bardzo proste lub znacząco
rozbudowane.

Metody cechujące się prostotą dają zwykle niewielką ilość

informacji przydatnych dla Służb Kontroli Eksploatacji (SKE),
niemniej przy prawidłowo prowadzonym nadzorze i dotrzyma-
niu odpowiednio wysokiego poziomu dokładności pomiarów
i obliczeń mogą być prostym i skutecznym narzędziem kontroli
zużycia paliw wyznaczanego metodami bezpośrednimi. Zaletą
prostych metod pośrednich jest możliwość uzyskania niskiego
poziomu niepewności otrzymanego wyniku zużycia energii che-
micznej paliw, niemniej metody te nie pozwalają na wyciąganie
wniosków na temat wpływu poszczególnych parametrów na
wynik obliczeń.

Metody rozbudowane oferują SKE szeroki zakres informacji

na temat pracy urządzeń oraz miejsc, przyczyn powstawania
i wielkości strat, a także o możliwościach ich obniżenia. Me-
tody te wymagają większej ilości pomiarów, lecz zawierając
zazwyczaj zaawansowane systemy walidacji pomiarów, można
uzyskać niepewność obliczeń niższą niż w prostych metodach
pośrednich.

Do najczęściej występujących pośrednich metod kontroli

eksploatacji pracy elektrowni, elektrociepłowni i ciepłowni zalicza
się metody wykorzystujące:



wyniki wyznaczania ilości ciepła z kotłów i strat ciepła w kotłach

(strat rozruchowych i sprawności energetycznej kotłów),



planowane wskaźniki zużycia energii chemicznej paliw na

poszczególne rodzaje energii użytecznej oraz pomiarach
wielkości wyprodukowanej energii użytecznej,



bilanse energii i masy w układach wytwórczych,



wytyczne normy PN-93/M-35500 [5], pozwalające na okre-

ślenie zużycia energii chemicznej paliw łącznie i w rozbiciu
na poszczególne rodzaje energii użytecznej,



wyznaczanie wskaźników w warunkach bazowych i odchyłek

wskaźników wynikających z różnic parametrów pracy urzą-
dzeń w porównaniu do przyjętych warunków bazowych (np.
metoda TKE

®

).

Rozbudowane metody pośrednie często pozwalają na

podział energii chemicznej zużytych paliw na produkcję po-
szczególnych rodzajów energii użytecznej (zazwyczaj energii
elektrycznej i ciepła wysyłanego na zewnątrz), z podziałem na
produkcję w skojarzeniu i poza skojarzeniem.

Do najczęściej występujących metod podziału paliw na pro-

dukcję energii elektrycznej i ciepła stosowane są metody:



fizyczna,



elektrowni równoważnej,



tzw. własne, stanowiące połączenie metody fizycznej z metodą

elektrowni równoważnej.

Wymagania stawiane metodom pośrednim

W związku z możliwością awaryjnego wykorzystania me-

tod pośrednich kontroli eksploatacji do wyznaczania zużycia
energii chemicznej paliwa, od metod tych wymaga się odpo-
wiednio wysokiej dokładności wyników obliczeń, przy możliwie
jak najmniejszym skomplikowaniu algorytmów obliczeniowych.
Z drugiej zaś strony SKE oczekują od metod pośrednich moż-
liwie jak najszerszej informacji o kontrolowanych procesach
wytwórczych.

Wobec powyższego metody pośrednie powinny być:



poprawnie udokumentowane,



odpowiednio nadzorowane,



na bieżąco aktualizowane,



dokładnie przetestowane,

a także powinny zawierać możliwie pełen zestaw wyjaśnień do-
tyczących przyczyn powstawania strat ciepła w analizowanych
układach.

strona

47

styczeń

2008

www.e-energetyka.pl

Rys. 1. Porównanie niepewności metod pośrednich i bezpośrednich

Coraz częściej od producentów oprogramowania służącego

do obliczeń z zakresu kontroli eksploatacji wymaga się certy-
fikowania stosowanych systemów komputerowych i przejęcia
odpowiedzialności za wyniki obliczeń, pod warunkiem dotrzy-
mania wymagań dotyczących dokładności i poprawności danych
wprowadzanych ręcznie oraz danych pobieranych z kompute-
rowych systemów archiwizacji danych, nadzorowanych przez
Służby wytwórców energii [2], [6].

Metody pośrednie a bezpośrednie

Każda metoda obliczeniowa, zarówno bezpośrednia, jak

i pośrednia, charakteryzuje się niepewnością otrzymywanych
wyników pomiarów lub obliczeń.

Doświadczenie Energopomiaru wskazuje, że w przypadku

rozliczeń zużywanych paliw (w Mg) metody bezpośrednie wy-
kazują się zwykle niższą niepewnością otrzymywanych wyni-
ków niż metody pośrednie, odwrotnie niż w przypadku rozliczeń
energii chemicznej zużywanych paliw (w GJ), gdzie metody po-
średnie zazwyczaj cechują się niższą niepewnością.

W większości przypadków metody pośrednie i metody bez-

pośrednie charakteryzują się wzrostem niepewności wyników
podczas rozliczeń za krótkie okresy.

Przykładowymi źródłami znacznej niepewności wyników

w krótkich okresach są:



w metodach bezpośrednich z pośrednim etapem składowa-

nia paliw (metodach magazynowych) – niepewności stanu
zapasów magazynowych i niepewność wartości opałowej
składowanych paliw,



w metodach bezpośrednich bez pośredniego etapu skła-

dowania paliw – niepewność zapasu paliwa w zasobnikach
przykotłowych,



w metodach pośrednich – inercja układu cieplnego urządzeń

(stany nieustalone) oraz niepewności związane z uruchamia-
niem i odstawianiem urządzeń – w przypadku braku systemów
pozwalających na bieżącą kontrolę start rozruchowych.

Przy porównaniu metod pośrednich i bezpośrednich nie

można nie zauważyć powszechnego pomijania niepewności
metod bezpośrednich stosowanych do rozliczania zużycia paliw.
W konsekwencji działanie to często prowadzi do fałszywych
wniosków na temat znacznej niepewności wyników obliczeń
metod pośrednich.

Przykładowe graficzne porównanie niepewności stoso-

wanych metod pośrednich i bezpośrednich przedstawiono na
rysunku 1.

Metody pośrednie

bazujące na wytycznych normy PN-93/M-35500

Najczęściej wykorzystywaną normą stanowiącą podstawę

opracowania algorytmów obliczeń metod pośrednich jest norma
PN-93/M-35500 [5].

Norma ta określa następujące strefy bilansowe:



I strefę bilansową – wytwarzanie ciepła w kotłach,



II strefę bilansową – straty ciepła w rurociągach i urządzeniach

pomocniczych,



III strefę bilansową – wytwarzanie energii elektrycznej, cieplnej

i mechanicznej,



IV strefę bilansową – zużycie energii elektrycznej na potrzeby

własne,

a także definiuje szereg wskaźników technicznych urządzeń.

Norma ta zamieszcza wytyczne niezbędne do obliczania

łącznego zużycia energii chemicznej paliw oraz w rozbiciu na
poszczególne rodzaje energii użytecznej, z podziałem na pro-
dukcję w skojarzeniu i kondensacji, z uwzględnieniem zasad
metody fizycznej i metody elektrowni równoważnej przy podziale
energii chemicznej zużywanych paliw.

Metoda techniczno-ekonomicznej

kontroli eksploatacji TKE

®

Pierwsze wdrożenia metody techniczno-ekonomicznej

kontroli eksploatacji TKE

®

w Polsce wykonane przez ENERGO-

POMIAR miały miejsce ponad 30 lat temu. Metodyka obliczeń
TKE

®

dotarła do Polski z Francji, a wcześniej stosowana była

w Stanach Zjednoczonych Ameryki. Metoda TKE

®

szybko stała

się popularna w sektorze energetycznym, obecnie wykorzy-
stywana jest w niemalże wszystkich elektrowniach blokowych
i w części elektrociepłowni zawodowych.

Przez cały ten okres metoda TKE

®

była doskonalona i roz-

wijana, w szczególności pozwolił na to znaczny rozwój technik
komputerowych i poprawa możliwości obliczeniowych systemów
komputerowych.

strona

48

styczeń

2008

www.e-energetyka.pl

Rys. 2. Zasady obliczeń wskaźników w metodzie TKE

®

Oprócz klasycznych wymagań stawianych systemom

bazującym na rozbudowanych pośrednich metodach kontroli
eksploatacji, tj.:



określaniu i kontroli zużycia paliw oraz stanu technicznego

urządzeń,



podziale energii chemicznej paliw na poszczególne urządzenia

i rodzaje energii użytkowych,



wyznaczaniu strat energetycznych, systemy TKE

®

spełniają

szereg dodatkowych funkcji, przykładowo:



wspomagają kontrolę efektywności remontów urządzeń,



prognozują wskaźniki i parametry pracy urządzeń,



wspomagają optymalizację pracy urządzeń,



kontrolują i wyznaczają koszty odstawień i rozruchów urzą-

dzeń,



wspomagają kontrolę efektywności pracy brygad,



wspomagają kontrolę poziomu oszczędności energii pier-

wotnej w procesie produkcji ciepła i energii elektrycznej w
kogeneracji,



określają straty wynikające z ekonomicznie nieoptymalnej

pracy zespołu urządzeń (np. z nieekonomicznego rozdziału
obciążeń, użycia chłodni do schładzania wody sieciowej).

Metodyka techniczno-ekonomicznej kontroli eksploatacji

TKE

®

opiera się na obliczeniach bazowych wskaźników zużycia

energii chemicznej paliw na produkcję energii użytecznej (za-
zwyczaj energii elektrycznej i ciepła wysyłanego na zewnątrz)
i ich odchyleń. Ilustrację graficzną obrazującą zasady obliczeń
wskaźników w metodzie TKE

®

na przykładzie jednostkowego

wskaźnika zużycia energii chemicznej paliwa na produkcję
energii elektrycznej przedstawia rysunek 2.

Wyjaśnioną wartość wskaźnika w warunkach rzeczywistych

b

bw

otrzymuje się poprzez wyznaczenie i dodanie do siebie

bazowej wartości wskaźnika b

b0

(wartość minimalna w warun-

kach podstawowych) i szeregu odchyleń wskaźnika S

i

. W me-

todzie TKE

®

odchylenia wskaźnika S

i

zostały historycznie po-

dzielone na:



odchylenia zewnętrzne − na które Służby eksploatujące urzą-

dzenia wytwórcze zwykle nie mają wpływu,



odchylenia wewnętrzne − na które Służby eksploatujące urzą-

dzenia wytwórcze zazwyczaj mogą mieć wpływ.

Do zewnętrznych odchyleń wskaźników na produkcję energii

elektrycznej zalicza się m.in.:



przebieg obciążeń czynnych S

11

,



przebieg obciążeń biernych S

12

,



postoje planowane S

13+14

,



temperatura wody chłodzącej S

21

,



temperatura powietrza do kotła S

22

,



wartość opałowa paliwa S

32

,



zawartość wilgoci w paliwie S

33

,



zawartość popiołu w paliwie S

34

,



pracę członu ciepłowniczego S

41

,



różnice charakterystyk turbin S

43

,



pracę chłodni wody sieciowej S

44

.

Do wewnętrznych odchyleń wskaźników na produkcję energii

elektrycznej zalicza się m.in.:



temperaturę wody zasilającej S

51

,



zanieczyszczenie kotła S

52

,



nieszczelność komory paleniskowej i kanałów spalinowych S

53

,



zmianę charakterystyki turbiny w wyniku starzenia się i re-

montów S

54

,



zanieczyszczenie skraplacza S

55

,



nieszczelność skraplacza S

56

,

strona

49

styczeń

2008

www.e-energetyka.pl



wpływ strat czynnika na bilans cieplny turbiny S

57

,



pracę chłodni kominowych S

58

,



przechłodzenie kondensatu S

59

,



zawartość części palnych w odpadach paleniskowych S

61

,



zawartość tlenu w spalinach S

62

,



temperaturę spalin S’

62

,



spalanie niezupełne S

63

,



ciśnienie pary świeżej S

71

,



temperaturę pary świeżej S

72

,



temperaturę pary wtórnie przegrzanej S

73

,



spadek ciśnienia w przegrzewaczu pary wtórnie przegrza-

nej S

74

,



zużycie ciepła na potrzeby własne S

8

,



postoje nieplanowane S

91+92

,



schładzanie pary wtórnie przegrzanej S

94

,



występowanie strat pary i wody S

10.

W celu analizy przyczyn powstawania strat zwykle wyma-

gane jest sumowanie odpowiednich odchyleń wzajemnie ze
sobą skorelowanych. Odchylenia mogą być zarówno dodatnie
jak i ujemne (poniżej przyjętego poziomu odniesienia). Mogą
być wyrażone w jednostkach fizycznych i monetarnych, np. w
kJ/kWh, zł/kWh lub zł (dla energii elektrycznej) lub w MJ/GJ,
zł/GJ lub zł (dla ciepła i chłodu).

Ze względu na fakt, iż systemy TKE

®

bazują na obliczaniach

wg wytycznych normy PN-93/M-35500 [5], poza wyżej wymie-
nionymi wielkościami charakterystycznymi dla metody TKE

®

realizują obliczenia m.in.:



produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu oraz

kondensacji,



udziału skojarzenia,



wskaźnika skojarzenia,



wskaźnika zużycia energii elektrycznej na potrzeby własne,



wskaźnika zużycia energii chemicznej paliwa na produkcję

energii elektrycznej netto oraz odchyleń tego wskaźnika z po-
działem na układ spalinowo-powietrzny, młynowy, wody
zasilającej, wody sieciowej, układ wzbudzenia i pozostałe
urządzenia potrzeb własnych,



sprawności kotłów i strat ciepła w kotłach,



jednostkowego zużycia ciepła przez turbinę,



jednostkowego zużycia pary przez turbinę,



strat czynnika w obiegu wodno-parowym,



zużycia ciepła na potrzeby własne,



wskaźnika zużycia energii elektrycznej na pompowanie wody

sieciowej



spiętrzeń temperatur, stref podgrzania, współczynników

przenikania ciepła i przechłodzenia skroplin (kondensatu)
w wymiennikach ciepłowniczych, regeneracyjnych oraz
skraplaczach,



nieszczelności paleniskowych kotłów i podgrzewaczy po-

wietrza,



współczynników ubytków mocy na skutek poboru pary do

celów produkcji ciepła,



innych wielkości lub wskaźników obliczanych na indywidualne

życzenie użytkowników.

Dane wejściowe wykorzystywane w obliczeniach są walido-

wane. W zależności od analizowanej wielkości i występujących
możliwości, walidacja może opierać się na:



kontroli wartości danej w przewidzianym dla niej zakresie

weryfikacyjnym,



kontroli wartości danej w zestawieniu z wartościami innych

wielkości,



przeprowadzeniu rachunku wyrównawczego dla zespołu

wielkości,



wykorzystaniu sieci neuronowych.

Przykładowe problemy występujące przy

wdrażaniu metod pośrednich

W przypadku obecnie spotykanych w energetyce pośrednich

metod kontroli eksploatacji głównymi przyczynami występowania
zbyt dużych rozbieżności lub zbyt dużej niepewności wyników
są zwykle:



pominięcia lub znaczne uproszczenia metod obliczeniowych

(np. przyjęcie stałych sprawności energetycznych urządzeń
itp.),



brak aktualizacji charakterystyk urządzeń związanych z prze-

prowadzanymi remontami i starzeniem się urządzeń,



znaczące i mające wpływ zmiany w układzie technologicznym

wytwórców energii.

Podczas opracowywania algorytmów obliczeń i wdrażania

systemów kontroli eksploatacji na bazie metod pośrednich do
najczęściej występujących problemów należą:



niedostateczna baza pomiarów będąca przyczyną ogranicze-

nia zakresu obliczeń,



znaczna niepewność lub błędy danych wejściowych wykorzy-

stywanych w obliczeniach,



problem z dostępnością, a także z zakresem obowiązywania

i aktualnością charakterystyk korekcyjnych urządzeń i cha-
rakterystyk strat rozruchowych,



problem z wyznaczeniem strat ciepła związanych z wysyła-

niem ciepła na zewnątrz,



niski poziom automatyzacji,



wysoki stopień automatyzacji oraz wdrożenia wielu rozwią-

zań akpia dla poszczególnych węzłów technologicznych bez
przeprowadzenia skutecznej optymalizacji całego procesu
powodujące częste ingerencje operatorów.

Głównymi problemami występującymi podczas eksploatacji

metod pośrednich są:



problem z jednoznaczną interpretacją wyników obliczeń,



problem z jednoznacznym wytłumaczeniem powstających

różnic miedzy różnymi metodami obliczeniowymi,



problem z pozyskaniem wiarygodnych danych wejściowych

do obliczeń.

Kolejnym problemem, który wiąże się ze stosowaniem metod

pośrednich, jest okresowa zmienność obowiązujących norm.
Obecnie zaleca się prowadzenie obliczeń sprawności kotłów
na podstawie wytycznych normy PN-EN 12952-15:2006 [7],
natomiast dla obliczeń związanych z turbiną parową zaleca się
stosowanie wytycznych normy PN-EN 60953-2 [8].

Zdiagnozowanie i świadomość występowania wcześniej

przedstawionych problemów daje możliwość ich eliminacji i/lub
minimalizacji ich wpływu.

Wnioski i podsumowanie

W ostatnich latach znacząco zmieniły się obszary wyko-

rzystania wskaźnikowych (pośrednich) metod kontroli eks-
ploatacji. Ze względu na obowiązujące wymagania prawne
dotyczące monitorowania emisji CO

2

i rozliczania energii

„zielonej” i „czerwonej” wzrosło znaczenie metod pośrednich
jako metod kontrolnych, pomocniczych i awaryjnych.

Różnorodność metod pośrednich pozwala na wybór

odpowiednich metod dla wymaganych zastosowań, począw-
szy od prostych metod dla kontroli zużycia paliw w całych
jednostkach wytwórczych, do rozbudowanych, dokładnych
metod pośrednich wykorzystywanych przez Służby Kontroli
Eksploatacji dla bieżącej i okresowej kontroli pracy urządzeń
oraz do podziału energii chemicznej paliw na poszczególne
rodzaje ciepła użytkowego i urządzenia wytwórcze.

W zależności od obszaru zastosowań metody pośred-

nie mogą charakteryzować się mniejszą niepewnością
wyników obliczeń niż metody bezpośrednie. Dysponowanie
odpowiednio bogatą bazą dokładnych pomiarów, a także
wiedza Służb Kontroli Eksploatacji w zakresie założeń
stosowanych metod i algorytmów obliczeniowych oraz do-
świadczenie i znajomość uwarunkowań eksploatacyjnych,
pozwalają na szerokie zastosowanie pośrednich metod
kontroli eksploatacji prowadzące do poprawy efektywności
i obniżenia kosztów eksploatacji urządzeń.

LITERATURA

[1] Wojas K.: Metody wskaźnikowe (pośrednie) kontroli eks-

ploatacji – cel, podstawy teoretyczne, problem niepewności
obliczeń, możliwości w zakresie analiz energetycznych urzą-
dzeń. Konferencja szkoleniowa „Kogeneracja wysokospraw-
na, energia zielona, emisja CO

2

– wymogi, metodyka i kon-

trola eksploatacji w ujęciu praktycznym”. „ENERGOPOMIAR”
Sp. z o.o., listopad 2007

[2] Owsianka B., Pawłowska J., Penar J., Procyk H.: Certyfika-

cja kompleksowego systemu bilansowania i nadzoru nad
eksploatacją metodą TKE

®

w PKE S.A. Elektrowni Jaworz-

no III. Energetyka 2006, nr 10

[3] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 12 stycznia

2006 r. w sprawie monitorowania wielkości emisji substancji
objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do
emisji, wdrażająca zapisy Decyzji Komisji nr 2004/156/WE
(Dz.U. nr 16, poz. 124)

[4] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września

2007 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we
wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji
oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przed-
stawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty
zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących
ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej
kogeneracji (Dz.U. nr 185, poz. 1314)

[5] Polska Norma PN-93/M-35500 „Metodyka obliczania zu-

życia paliwa do wytwarzania energii elektrycznej, cieplnej
i mechanicznej”

[6] Komarzyniec M., Rzeczkowski E.: Badanie jakości pracy

układów automatycznej regulacji bloków w elektrowniach.
Energetyka 2007, nr 4

[7] Polska Norma PN-EN 12952-15:2006 „Kotły wodnorurowe

i urządzenia pomocnicze – część 15: Badania odbiorcze”

[8] Polska Norma PN-EN 60953-2 „Wymagania dotyczące

cieplnych badań odbiorczych turbin parowych”