1. Wprowadzenie

Poziom drgań zespołów pompowych jest istotnym parametrem mającym znaczenie dla prognozowania ich żywotności. Stanowi ponadto ważne kryterium oceny jakości wykonania pompy. Między innymi z powyższych względów poziom drgań powinien być brany pod uwagę jako jeden z czynników wpływających na wybór zespołu pompowego. Jeśli zakup zespołu pompowego odbywa się na podstawie specyfikacji wymagań technicznych, w dokumencie tym dopuszczalny poziom drgań powinien zostać określony. To czy taka sytuacja ma miejsce zależy w znacznym stopniu od branży, do której zespół pompowy jest przeznaczony i od obowiązujących tam standardów technicznych. Można stwierdzić, że znaczny wpływ odgrywają w tym zakresie przyzwyczajenia i tradycje. W niektórych gałęziach przemysłu na kwestię poziomu drgań nie zwraca się niemal uwagi. Przeciwna sytuacja ma miejsce np. w energetyce i petrochemii, gdzie do drgań przykłada się znaczną wagę. W większości specyfikacji wymagań technicznych dotyczących pomp energetycznych określone są wymagania dotyczące poziomu drgań co należy ocenić pozytywnie. Zdarzają się jednak sytuacje, gdy zamawiający arbitralnie narzuca zbyt wygórowane wymagania.

Niniejszy tekst poświęcony jest omówieniu wymagań dotyczących drgań jakie powinny być formułowane na etapie wyboru i zakupu zespołów pompowych.

2. Parametry służące do oceny drgań zespołów pompowych.

Można dokonywać pomiarów różnych parametrów dotyczących drgań lecz jako podstawę oceny stanu dynamicznego maszyny powszechnie przyjmuje się średniokwadratową wartość prędkości drgań wyrażoną w mm/s. Jest to wielkość fizyczna związana z energią kinetyczną drgań. Zgodnie z normą PN-ISO 10816-1 pomiaru dokonuje się w typowym przypadku na niewirujących obudowach łożysk, w dwu kierunkach wzajemnie prostopadłych i prostopadłych do wału.

Prędkość drgań jest w zdecydowanej większości przypadków wystarczającym kryterium oceny dynamicznej zespołu pompowego na etapie wyboru i prób odbiorczych.

Inne parametry takie jak m.in.: przemieszczenie drgań, przyspieszenie drgań, drgania względne wałów wobec elementów niewirujących, analiza widmowa stanowią cenne narzędzie diagnostyczne lecz ich uwzględnianie w ramach prób odbiorczych wydaje się zbędne poza szczególnymi przypadkami, gdyż zwiększa koszt badań.

3. Drgania jako zjawisko fizyczne

Drgania pomp z punktu widzenia fizyki są mechanizmem przekształcania energii od silnika napędowego w energię kinetyczną ruchu oscylacyjnego elementów pompy, która następnie jest rozpraszana w postaci ciepła na skutek wewnętrznego tłumienia w materiale. W pompie jest to zjawisko uboczne, niezamierzone i niekorzystne, gdyż energia od napędu powinna być przekazywana do cieczy. W niniejszym tekście nie ma miejsca na szerokie opisywanie teorii drgań, która ma szeroką literaturę np. [1, 2]. Celem uzasadnienia wniosków jakie z niniejszego artykułu mają wynikać wspomnimy w tym miejscu jedynie, że poziom drgań zależy od intensywności wymuszeń, czyli mechanizmów na skutek których energia drgań jest przekazywana oraz od sztywności, częstości drgań własnych oraz zdolności tłumienia konstrukcji pompy i jej posadowienia.

Czynniki wymuszające drgania można podzielić na dwie podstawowe grupy. Pierwsza z nich to wymuszenia o charakterze mechanicznym. Zaliczyć tu można czynniki takie jak niewyważenie zespołu wirującego, niewspółosiowość pompy i silnika, oddziaływanie łopatek wirnika z językiem spirali lub łopatkami kierownicy. Nad czynnikami z tej grupy pełną kontrolę ma producent zespołu pompowego, do którego obowiązków należy takie zaprojektowanie i wykonanie pompy aby wymuszenia te były na odpowiednio niskim poziomie intensywności. Należy zaznaczyć, że pełna eliminacja wymuszeń o tym charakterze nie jest możliwa, gdyż dla przykładu nie da się całkowicie uniknąć wpływu siły odśrodkowej działającej na zespół wirujący, gdyż nawet przy idealnym wyważeniu pewna siła odśrodkowa wystąpi na skutek ugięcia wału, który nigdy nie posiada nieskończenie wielkiej sztywności. Podobnie, przy zastosowaniu wirników o skończonej ilości łopatek nie da się w pełni wyeliminować ich oddziaływania z elementami niewirującymi.

Druga grupa to wymuszenia o charakterze hydraulicznym. Zaliczają się tu drgania generowane przez kawitację oraz na skutek pracy pompy z dala od optymalnej wydajności. W tym drugim przypadku w układzie przepływowym powstają wiry (przepływy recyrkulacyjne) absorbujące energię od napędu i przekazujące ją na generację drgań. O ile w przypadku drgań wymuszanych mechanicznie ich częstotliwość jest określona (najczęściej obrotowa lub łopatkowa) to w przypadku wymuszeń hydraulicznych drgania mają charakter szumu bez wyraźnie dominującej częstotliwości. Drgania generowane przez przepływy recyrkulacyjne z reguły występują w paśmie częstotliwości wyraźnie niższej od obrotowej. Uniknięcie przepływów recyrkulacyjnych i spowodowanych przez nie wymuszeń hydraulicznych jest praktycznie niemożliwe przy pracy z dala od parametrów nominalnych. Z tego powodu od producenta (projektanta) pompy można wymagać dotrzymania określonego poziomu drgań w zakresie wydajności w pobliżu nominalnej. Natomiast przy pracy pompy poza tym zakresem pewien wzrost poziomu drgań jest nieuchronny. Stwierdzenie to znajduje potwierdzenie w literaturze. Jako jego ilustrację na rys. 1 zaczerpniętym z [3, 4] pokazano wzrost poziomu prędkości drgań w miarę oddalania się wydajności od optymalnej.

Rys. 1. Wzrost poziomu drgań dla różnych typów pomp przy pracy z wydajnością różniącą się od optymalnej.

Po stronie zdolności konstrukcji pompy do tłumienia drgań producent (projektant) odpowiada za to aby struktura pompy wykazywała sztywność i zdolność do tłumienia drgań odpowiednią do spodziewanych wymuszeń. W szczególności, struktura pompy nie może wykazywać częstotliwości drgań własnych odpowiadających spodziewanym częstotliwościom wymuszeń (a zatem przede wszystkim częstotliwościom obrotowym i łopatkowym), a krytyczne prędkości obrotowe (tj. takie przy których strzałka ugięcia wału na skutek siły odśrodkowej wzrasta) muszą leżeć z dala od prędkości obrotowej. (zazwyczaj powinny się różnić o minimum 20%). Producent pompy nie ma jednak pełnego wpływu na strukturę stanowiska pracy zespołu pompowego, które jest często projektowane przez osobnego projektanta. Znane są sytuacje, gdy układ rurociągów wykazywał częstotliwości drgań własnych zbliżone do częstotliwości obrotowej pompy. Znane są również przypadki generowania drgań przez wymuszenia hydrauliczne generowane na zaworach. Klasyczny sposób zabudowy zespołu pompowego na solidnym, betonowym fundamencie zapewniał z reguły właściwą zdolność do tłumienia drgań. Jednak w przypadku oszczędnościowej zabudowy zespołów pompowych, np., na konstrukcjach stalowych, sztywność takiego podparcia może się okazać niewystarczająca, na skutek czego poziom drgań zespołów pompowych, które na betonowych fundamentach pracowały stabilnie, przy takim sposobie zabudowy nadmiernie wzrasta.

Regulacja parametrów pompy przez zmianę prędkości obrotowej prowadzona w szerokim zakresie stwarza prawdopodobieństwo graniczące z pewnością, że napotkana zostanie któraś z częstotliwości drgań własnych struktury zespołu pompowego co prowadzi do rezonansu.

Wynika z tego, że jeśli producent zespołu pompowego ma brać odpowiedzialność za poziom drgań na stanowisku pracy to powinien mieć co najmniej możliwość zaopiniowania projektu stanowiska aby nie ponosić odpowiedzialności za błędy projektowe skutkujące wzrostem drgań. Próby odbiorcze zgodnie z normą EN-ISO 9906 powinny odbywać się na stanowisku fabrycznym producenta gdyż tam istnieją optymalne warunki do pomiaru parametrów hydraulicznych i energetycznych. Stwierdzenie to nie odnosi się jednak do pomiaru drgań, gdyż fabryczne stanowiska badawcze mają charakter prowizoryczny i często nie cechują się odpowiednią sztywnością podparcia. W [3, 4] podano, że spodziewany poziom drgań na właściwie zaprojektowanym stanowisku pracy jest do 2 mm/s niższy niż na badawczym stanowisku fabrycznym. Z tego wniosek, że jeśli w trakcie badań na stanowisku fabrycznym zostanie potwierdzony wymagany poziom drgań, a na docelowym stanowisku pracy zaobserwowany zostanie wzrost, to należy przypuszczać, że docelowe stanowisko pracy jest wadliwie zaprojektowane.

4. Normy dotyczące poziomu drgań

W obecnym systemie prawnym stosowanie norm nie jest obowiązkowe. Ponieważ jednak są to dokumenty oparte o dobrą praktykę techniczną wskazane jest posługiwanie się nimi celem uzgodnienia wymagań pomiędzy producentem a użytkownikiem.
Dane dotyczące dopuszczalnego poziomu drgań można znaleźć w kilku normach. Zawierająca ogólne wymagania techniczne norma [5] PN-EN ISO 5199 dzieli pompy na maszyny o sztywnym i podatnym podparciu oraz podaje dopuszczalne poziomy drgań dla wzniosu osi pompy h poniżej i powyżej 225 mm. Pompa jest uważana za pompę o sztywnym podparciu jeśli najmniejsza częstotliwość drgań własnych jest co najmniej 25% wyższa od częstotliwości wirowania.

Zdaniem autora podejście takie budzi wątpliwości gdyż sankcjonuje wzrost poziomu drgań dla tzw. pomp o podatnym podparciu, czyli takich, dla których prędkości krytyczne są bliskie obrotowym, co nie jest bezpieczną praktyką konstrukcyjną. Ponadto uzależnienie dopuszczalnego poziomu drgań jedynie od wysokości osi, bez uwzględniania innych czynników wydaje się zbyt daleko idącym uproszczeniem.

Z powyższych względów zaleca się raczej stosowanie niżej omówionych norm.

Norma [7] API 610 stosowana jest powszechnie w przemyśle petrochemicznym. Zdaniem autora, ze względu na to, że opracowana jest na wysokim poziomie technicznym, zasługuje na branie pod uwagę również w innych branżach. Norma ta dla pomp poziomych o prędkości obrotowej do 3600 obr/min i mocy do 300 kW ustala dopuszczalny poziom drgań 3.0 mm/s. Dla wyższych prędkości obrotowych oraz mocy na stopień dopuszcza wzrost poziomu drgań (zgodnie z wykresem zależności od mocy i prędkości obrotowej) jednak nie więcej niż do 4.5 mm/s. Dla pomp pionowych limit ustalono na 5.0 mm/s. Co istotne norma API 610 stwierdza, że podane wyżej limity powinny być dotrzymane w obszarze optymalnej pracy pompy (tj. w pobliżu wydajności nominalnej), a w pozostałej części dopuszczalnego obszaru pracy może nastąpić wzrost drgań o 30%.

Standardem poświęconym w całości kwestii drgań jest norma [5] PN-ISO 10816. Powinna ona być traktowana jako podstawowe źródło wytycznych dotyczących poziomu drgań. Należy zwrócić uwagę, że norma ta składa się z siedmiu części, a dla kryteriów badań odbiorczych najistotniejsza jest część PN-ISO 10816-1 zawierająca wytyczne ogólne oraz część PN-ISO 10816-7, zawierająca specjalne kryteria dla pomp, które są mniej ostre niż kryteria ogólne w części 1 obowiązujące dla innych maszyn wirujących. Należy przypuszczać, że ustalenie mniej rygorystycznych kryteriów dla pomp w intencji autorów normy uwzględnia fakt, że pompy cechują się nieuchronnie występowaniem wspomnianych wyżej wymuszeń hydraulicznych, które w innych maszynach nie mają miejsca.

W części 7 normy ISO 10816 pompy podzielone są na dwie kategorie:

Kategoria I – pompy, dla których wymagany jest wysoki poziom niezawodności i bezpieczeństwa (np. pompy do niebezpiecznych mediów, do krytycznych zastosowań itp.)

Kategoria II – pompy do zastosowań ogólnych i mniej krytycznych

Dla powyższych kategorii norma przewiduje odrębne limity drgań. Ponadto, limity określone dla każdej z kategorii podzielone są na cztery strefy:

Strefa A – drgania dla pomp bezpośrednio po przekazaniu do eksploatacji

Strefa B – drgania akceptowalne w długotrwałej eksploatacji bez ograniczeń czasowych

Strefa C – drgania traktowane jako nieakceptowalne w długotrwałej eksploatacji lecz nie wymagające jeszcze wyłączenia pompy. W tej strefie pompy mogą pracować przez pewien czas, lecz wejście w nią wymaga niezwłocznego planowania środków zaradczych (np. remont).

Strefa D – drgania niedopuszczalne grożące awarią pompy. Wejście w tę strefę powinno skutkować wyłączeniem maszyny.

Dla wyżej określonych kategorii i stref norma podaje poniższe limity wartości drgań:

Powyższe limity ustalone są dla pomp z wirnikami o liczbie łopatek od 3 wzwyż, co jest wyrazem faktu, iż dla wirników dwu- lub jednołopatkowych należy się spodziewać (i akceptować) wyższych poziomów drgań.

Norma ISO 10816-7 w rozdziale 3.4 stwierdza ponadto, że limity drgań powinny być dotrzymane w optymalnym zakresie wydajności (ogólnie rzecz biorąc od 70% do 120% wydajności przy której występuje najwyższa sprawność) natomiast poza tym zakresem może nastąpić wzrost poziomu drgań na skutek wzrostu wymuszeń hydraulicznych. Norma zawiera ilustrujący to wykres zgodny z analogicznym wykresem w normie API 610.

5. Realistyczne wymagania

Jak stwierdzono wyżej norma ISO 10816 przewiduje racjonalne i elastyczne podejście pozwalające na uzgodnienie pomiędzy producentem a użytkownikiem właściwych limitów drgań dla poszczególnych przypadków na podstawie inżynierskich przesłanek. Intencją autorów normy jest uwzględnienie faktu, że w pewnych fizycznych uwarunkowaniach istnieją obiektywne, fizyczne powody do wzrostu poziomu drgań. Usiłowanie utrzymania limitów drgań na najniższym poziomie w tych warunkach wymagałoby stosowania nadmiernie ciężkich, przesztywnionych konstrukcji pomp, co nie znajduje uzasadnienia techniczno-ekonomicznego.

W praktyce zdarzają się przypadki, że autorzy specyfikacji wymagań technicznych dla pomp narzucają wymagania dotyczące drgań idące dalej niż norma ISO 10816 wykorzystując nierzadko pozycję zamawiającego dominującą nad oferentem. Chęć uzyskania jak najniższych poziomów drgań przez użytkowników jest zrozumiała, jednak nie może się to odbywać przy braku zrozumienia obiektywnych przesłanek technicznych, które są podstawą inżynierskiego podejścia zawartego w normie ISO 10816.

Typowe przykłady nadmiernego „śrubowania” wymagań zawartych w specyfikacjach przetargowych są następujące:

1. Wymaganie limitów drgań z części 10816-1 dotyczącej innych maszyn wirujących zamiast limitów z części 10816-7 opracowanej specjalnie dla pomp. Nie uwzględnia to faktu występowania w pompach szczególnych rodzajów wymuszeń (np. hydraulicznych) nieobecnych w innych maszynach wirujących na skutek czego drgania pomp cechują się wyższym poziomem.

2. Traktowanie wszystkich pomp jako krytycznych z kategorii I, co również jest niezgodne z filozofią normy, która zakłada racjonalne dostosowanie wymagań do sytuacji.

3. Wymaganie utrzymania drgań w strefie A przez wieloletni okres gwarancji. Strefa A dotyczy pomp bezpośrednio po uruchomieniu znajdujących się w idealnym stanie technicznym. W trakcie eksploatacji stan ten ulega stopniowemu pogorszeniu, np. na skutek zużycia wirników skutkującego pogorszeniem wyważenia zespołu wirującego czy też na skutek powiększania się luzów łożyskowych. Fakty te uwzględniono w normie poprzez przyjęcie, że w eksploatacji powinny się utrzymywać w strefie B. Zamawiający ma zatem prawo wymagać aby w trakcie prób odbiorczych uzyskać limity ze strefy A lecz powinien   uwzględnić, że w trakcie eksploatacji drgania mogą się podwyższyć do wartości dopuszczalnych w strefie B.

4. Wymaganie utrzymania limitów drgań w określonej strefie w całym zakresie regulacji parametrów pompy. W niektórych układach pompowych wymagany zakres wydajności wykracza znacznie poza zakres uważany za optymalny (70% do 120% Q_n). Zarówno norma ISO 10816, jak i API 610 na podstawie racjonalnych, inżynierskich przesłanek stwierdzają, że poza tym zakresem należy akceptować wzrost poziomu drgań, w API 610 określony na poziomie 30% wartości zalecanych w optymalnym zakresie wydajności. Oczekiwanie, że pompa pracująca, dla przykładu, z wydajnością 25% nominalnej nie wykaże wzrostu poziomu drgań jest zatem nieracjonalne pod względem technicznym.

5. Wymaganie od dostawcy zespołu pompowego wzięcia odpowiedzialności za poziom drgań na stanowisku pracy, na zaprojektowanie którego dostawca nie miał wpływu.

Na dłuższą metę stawianie wygórowanych wymogów jak wyżej, niezgodnych z racjonalnymi założeniami normy ISO 10816, może zmusić producentów pomp do projektowania konstrukcji nadmiernie przesztywnionych, ciężkich i kosztownych, co nie byłoby ekonomicznie uzasadnione.

6.  Podsumowanie i wnioski

• Określanie wymagań dotyczących poziomu drgań zespołów pompowych w specyfikacjach wymagań technicznych stanowiących podstawę zakupu jest zalecaną praktyką, prowadzącą do zakupu pomp o odpowiedniej jakości i trwałości.
• Jako właściwe standardy określające sposób pomiaru i kryteria odbioru zaleca się normy ISO 10816 i API 610.
• Optymalną praktyką jest stosowanie elastycznego podejścia z normy ISO 10816, pozwalającego na racjonalne dostosowanie wymagań do sytuacji. Przykłady narzucania zaostrzonych wymagań , jak te omówione pod koniec p. 5, nie są zgodne z właściwą praktyką inżynierską zawartą w normie.
• Jeśli od dostawcy zespołu pompowego wymaga się zagwarantowania określonego poziomu drgań na stanowisku pracy, to powinien on mieć prawo do co najmniej zaopiniowania projektu tego stanowiska celem wskazania ewentualnych błędów projektowych.
• Jeśli pomiary odbiorcze odbywają się na fabrycznym stanowisku badawczym to stwierdzone tam poziomy drgań mogą wyższe niż na docelowym stanowisku pracy, ze względu na prowizoryczny charakter i mniejszą sztywność zabudowy na stanowisku badawczym. Ewentualne przekroczenie dopuszczalnego poziomu drgań na stanowisku fabrycznym (w zakresie o nie więcej niż 2 mm/s) nie powinno być zatem podstawą do odrzucenia pomp gdyż należy się spodziewać spadku poziomu drgań na właściwie zaprojektowanym docelowym stanowisku pracy i tam powinna nastąpić ostateczna weryfikacja. Natomiast jeśli na stanowisku docelowym stwierdzony zostanie wzrost poziomu drgań w stosunku do stanowiska fabrycznego, to zachodzi domniemanie, że stanowisko to jest błędnie zaprojektowane.

Dr inż. Grzegorz Pakuła

Literatura:

1. Gryboś R., Drgania maszyn, Wydawnictwa Politechniki Śląskiej, Gliwice, 2009
2. Morel J., Drgania maszyn i diagnostyka ich stanu technicznego, Wydanie polskie : Polskie Towarzystwo Diagnostyki Technicznej, wydanie francuskie: Directions des estudes et recherches d’electricite de France, 1992
3. Operating rotodynamic pumps away from design conditions, Eurpopump , Elsevier Science Ltd, 2000
4. European Association of Pump Manufacturers , Guide to forecasting the vibrations of centrifugal pumps, Europump publications, 1992

Normy:

5. PN-ISO 10816, części 1-7. Ocena drgań maszyn na podstawie pomiarów na częściach niewirujących,

6. PN-EN ISO 5199, Wymagania techniczne dla pomp odśrodkowych, Klasa II

7. API 610 Pompy odśrodkowe dla przemysłu naftowego, petrochemicznego i gazowego, edycja 11

W ostatnich latach na rynku pojawiły się preparaty służące do pokrywania powierzchni układu przepływowego. Reklamowane są jako metoda na poprawę sprawności energetycznej pomp oraz zwiększenie ich odporności na zużycie. W ramach zabiegów marketingowych sugeruje się możliwość zwiększenie sprawności pomp sięgające kilkunastu procent.

Faktem jest, że sprawność hydrauliczna pompy zależy od chropowatości powierzchni układu przepływowego. Nadmierna chropowatość powoduje zwiększenie strat tarcia cieczy o ścianki, co powoduje obniżenie sprawności. W technice pompowej do wykonania zasadniczych elementów układu przepływowego stosuje się najczęściej technologię odlewniczą. W zależności od odmiany tej technologii (formowanie w piasku, odlewanie w kokilach itp.), od rodzaju odlewanego materiału oraz w zależności od staranności wykonania odlewu uzyskuje się chropowatość rzędu kilku do kilkudziesięciu μm. Końcową jakość powierzchni odlewu uzyskuje się w wyniku jego czyszczenia. Najprostszym sposobem jest piaskowanie, stosuje się też inne technologie, jak na przykład kilkugodzinne pompowanie przez wirnik zawiesiny korundu. Jest oczywiste, że jakość powierzchni odlewu związana jest ze stosowaną technologią, a zatem wpływa na cenę. Pokrywanie powierzchni odlewu preparatami poprawiającymi gładkość można rozpatrywać jako metodę pozwalającą wyeliminować chropowatość odlewu wykonanego przy zastosowaniu tanich technologii.

Aby ocenić możliwość oceny poprawy sprawności pompy na skutek pokrycia jej elementów preparatami poprawiającymi gładkość w naszej firmie wykonano szereg doświadczeń polegających na pomiarze sprawności pomp rożnych typów wykonanych w tradycyjnej technologii odlewniczej, a następnie na powtórzeniu pomiarów dla pomp z nałożonymi pokryciami oferowanymi przez różnych producentów. W wyniku uzyskano poprawę sprawności o 1.5 do 4 % w stosunku do wypiaskowanego odlewu żeliwnego średniej jakości. Należy przy tym zaznaczyć dla porównania, że pomalowanie odlewu zwykłą farbą antykorozyjną poprawiało sprawność o ok. 1%. Ze względu na to, że pokrywanie elementów pompy preparatami poprawiającymi gładkość nie jest zabiegiem tanim, przeprowadzono również eksperyment polegający na pokrywaniu preparatami kolejno poszczególnych elementów jednostopniowej pompy ze spiralą zbiorczą w celu oszacowania jaki wpływ na sprawność ma pokrycie danego elementu. Pokrywano kolejno: czynne strony łopatek, zewnętrzne tarcze wirnika, cały wirnik i wreszcie powierzchnię wewnętrzną spirali. Całkowity przyrost sprawności osiągnął ok. 3%, natomiast efekt ten narastał w przybliżeniu równomiernie w miarę pokrywania kolejnych elementów. Badana pompa była pompą średniobieżną o wyróżniku szybkobieżności rzędu 35. Na podstawie teoretycznych rozważań można dojść do wniosku, że dla pomp wolnobieżnych (o niższych wyróżnikach) największe korzyści można uzyskać z pokrycia wirnika, a dla pomp szybkobieżnych z pokrycia elementów odprowadzających ciecz (spirala, kierownica).

 Kolejnym zagadnieniem budzącym wątpliwości w przypadku tego rodzaju preparatów jest ich podatność na odpadanie z powierzchni pompy w trakcie pracy. Zależy to, rzecz jasna, od przestrzegania technologii powlekania zalecanej przez producenta, a w szczególności od jakości przygotowania odlewu. Przeprowadzono eksperymenty polegające na tym, że pokrycie preparatami wnętrza pompy powierzono ich producentowi, aby mieć pewność, ze zabieg został wykonany w sposób zalecany, a następnie pompę oddano do normalnej eksploatacji u użytkownika. Później dokonywano przeglądu pompy w celu oceny stanu pokrycia. Przeglądy takie przeprowadzane były po okresie pracy sięgającym od kilkuset do kilku tysięcy godzin. Za każdym razem stwierdzano większe lub mniejsze ubytki w pokryciu.

W podsumowaniu, na podstawie zebranych doświadczeń, można stwierdzić, że w wyniku pokrycia preparatami zwiększającymi gładkość powierzchni nowej pompy wykonanej w typowej technologii można oczekiwać poprawy sprawności na poziomie 2-4%. Trwałość tego rodzaju pokryć w trakcie eksploatacji nie jest w pełni zadowalająca. Prawdopodobnie zastosowanie pokryć dla pomp wyeksploatowanych, o mocno zdegradowanej powierzchni układu przepływowego może przynieść wyższe efekty w postaci poprawy sprawności, lecz trwałość przylegania preparatów do tak uszkodzonych powierzchni stoi pod jeszcze większym znakiem zapytania.

Dr inż. Grzegorz Pakuła      

Minimalne zużycie mocy wymagane dla przepompowania cieczy o ciężarze właściwym γ [N/m³] z wydajnością Q [m³/s] przy wysokości podnoszenia H [m] to tak zwana moc użyteczna, którą obliczamy ze wzoru:

N_u = γ Q H                 [W].

Zużycie mocy byłoby równe mocy użytecznej, gdyby pompowanie odbywało się bez żadnych strat, ze sprawnością 100%, to znaczy gdyby cała energia pobrana ze źródła zasilania została przekazana do cieczy. W rzeczywistości taka sytuacja nigdy nie występuje, gdyż zespół pompowy składający się z pompy i silnika (najczęściej elektrycznego) pracuje ze sprawnością mniejszą od stu procent. Sprawność silnika elektrycznego η_s to procent mocy pobranej z sieci przekazany na wale do pompy, a sprawność pompy η_p to procent mocy pobranej na wale przez pompę od silnika, przekazany do pompowanej cieczy. Sprawność zespołu pompowego jest iloczynem sprawności pompy i sprawności silnika, a rzeczywisty pobór mocy na pompowanie wynosi:

            N = γ Q H / ( η_s η_p).

Wynika z tego bezpośrednio, że w celu ograniczenia zużycia energii należy stosować pompy i silniki o możliwie wysokiej sprawności. Sprawności te różnią się dla poszczególnych typów pomp i silników, należy zdawać sobie jednak sprawę, że możliwość uzyskania znacznych oszczędności energii na drodze zastąpienia prawidłowo dobranej pompy lub silnika maszyną bardziej nowoczesną są ograniczone. W ostatnich latach powstały nowe konstrukcje energooszczędnych silników, Wzrost sprawności w stosunku do starszych konstrukcji jest na poziomie 2-3 procent. Podobnego rzędu korzyści można uzyskać zastępując starszą pompę bardziej nowoczesną. W sumie, dokonując wymiany zespołu pompowego na bardziej nowoczesny można uzyskać wzrost sprawności nie przekraczający 5%. Mówimy tu o porównaniu sprawności nowoczesnego zespołu pompowego z zespołem pompowym o starszej konstrukcji, lecz znajdującym się w dobrym stanie technicznym, czyli o możliwych korzyściach wynikających jedynie z postępu w budowie maszyn.

Oczywiście, wyższe oszczędności energii można uzyskać zamieniając wyeksploatowany zespół pompowy na nowy, gdyż sprawności silników, a zwłaszcza pomp obniżają się na skutek pogarszania stanu technicznego. Spadek sprawności pompy wynikający z jej złego stanu technicznego może przekraczać dziesięć procent. Należy jednak pamiętać, że prawidłowo przeprowadzony remont pozwala na odtworzenie początkowej sprawności pompy. Opieranie rachunku ekonomicznego na oszacowaniu oszczędności możliwych do uzyskania przez zastąpienie nowoczesną pompą pompy wyeksploatowanej nie jest w pełni prawidłowe, gdyż sprawność tej ostatniej można poprawić drogą remontu, co jest z reguły mniej kosztowne niż zakup pompy nowej, tym bardziej, że instalacja nowej pompy często wymaga dodatkowych nakładów na zmianę fundamentów i układu rurociągów. Przed podjęciem decyzji o wymianie pompy na nową należy zatem rozważyć jako alternatywę remont pompy istniejącej, który, w zależności od jakości wykonania oraz od stanu technicznego pompy pozwala uzyskać poprawę sprawności rzędu od kilku do nawet kilkunastu procent.

Jeszcze większe oszczędności energetyczne można uzyskać eliminując błędy w doborze pomp. Błędy te mogą dotyczyć zarówno typu pompy jak i jej parametrów.

            Przykłady zastosowania niewłaściwego typu pompy to między innymi:

a) Stosowanie pomp samozasysających tam, gdzie nie jest to konieczne. Pompy samozasysające umożliwiają rozruch bez kłopotliwego odpowietrzania i zalewania cieczą, ale ze względu na swoją konstrukcję maja z reguły sprawność obniżoną w stosunku do typowych pomp. Nie należy ich zatem stosować tam, gdzie zdolność do samozasysania nie jest konieczna.

b)  Stosowanie pomp ściekowych z tzw. wirnikami o swobodnym przepływie odpornymi na zatykanie ciałami stałymi, w miejscach gdzie takie zjawisko nie grozi. Wirniki o swobodnym przepływie umożliwiają pompowanie ścieków zawierających ciała włókniste lub inne ciała stałe o znacznych rozmiarach, lecz cechują się obniżoną sprawnością. Zastosowanie ich do pompowania ścieków wstępnie podczyszczonych, kiedy zatykanie wirnika jest mało prawdopodobne, prowadzi do strat energetycznych.

c)  Stosowanie pomp głębinowych w innych zastosowaniach niż studnie głębinowe. Pompy głębinowe napędzane silnikami mokrymi, dzięki konstrukcji umożliwiającej długotrwałą, niezawodną pracę bez obsługi, są świetnie przystosowane do zastosowania w studniach. Należy jednak pamiętać, że mokre silniki głębinowe posiadają sprawność energetyczną o kilka procent obniżoną w stosunku do tradycyjnych silników suchych. Wobec tego zastosowanie pomp głębinowych poza studniami (np. w tzw. płaszczach wodnych) powoduje zwiększenie strat energetycznych.

d) Stosowanie kilku mniejszych pomp połączonych równolegle zamiast jednaj większej. Możliwa do uzyskania sprawność pompy rośnie na ogół z jej wydajnością. Dlatego stosowanie kilku mniejszych pomp zamiast jednej większej, o ile nie jest to konieczne np. ze względu na potrzebę regulacji, obniża sprawność pompowania.

e) Stosowanie jednostopniowych pomp o niskich wydajnościach. Nie jest możliwe zbudowanie pompy o wysokiej sprawności jeśli jej wysokość podnoszenia jest zbyt duża w stosunku do wydajności. W takich przypadkach stosuje się pompy wielostopniowe umożliwiające uzyskanie lepszych sprawności, lecz posiadające wyższą cenę. Zastosowanie w takim przypadku pomp jednostopniowych pozwala na pewne oszczędności na koszcie zakupu lecz prowadzi do wzrostu zużycia energii podczas eksploatacji.

Należy sobie zdawać sprawę, że zastosowanie pompy o wysokiej katalogowej sprawności maksymalnej nie oznacza, że pompa będzie z taką sprawnością pracowała. Sprawność w punkcie pracy zależy bowiem od doboru pompy do układu pompowego. Jeśli dobór ten jest nieprawidłowy, to znaczy jeśli pompa pracuje przy wydajności mocno różniącej się od nominalnej, sprawność rzeczywista może być znacznie niższa od maksymalnej. Praktyka wskazuje, że z taką sytuacją mamy często do czynienia. Nie zawsze jest to wynikiem błędu w doborze pompy. Często dobór był prawidłowy, lecz zmieniły się wymagane parametry, na przykład pompa pracuje z niższą wydajnością niż zakładano na skutek spadku zużycia wody. Jeśli pompa posiada parametry (wydajność i wysokość podnoszenia) wyższe od wymaganych można ją lepiej dopasować do układu, a tym samym poprawić wskaźniki zużycia energii, przez zmniejszenie średnicy wirnika lub zmniejszenie prędkości obrotowej.

Bardzo duże możliwości oszczędności zużycia energii daje zastosowanie odpowiedniej metody regulacji przy współpracy pompy z układem pompowym, w którym wymagane parametry ulegają zmianie. Jest to sytuacja typowa dla sieci wodociągowych, w których zapotrzebowanie na wodę ulega znaczącym wahaniom w ciągu doby. W takim przypadku pompę dobiera się na parametry maksymalne, a w okresach gdy zapotrzebowanie maleje należy zastosować pewną metodę regulacji. Najprostsza z nich to dławienie pompy zaworem na rurociągu tłocznym. W porównaniu z tą metodą można uzyskać na ogół znaczne oszczędności energii stosując regulację przez zmianę prędkości obrotowej. Efekty zastosowania tej metody są tym większe im większy udział w wysokości podnoszenia pompy maja straty przepływu oraz w im większym zakresie waha się wydajność. Wybór właściwej regulacji parametrów pozwala na uzyskanie oszczędności energetycznych sięgających kilkudziesięciu procent.

Do tej pory omawialiśmy możliwości obniżenia zużycia energii drogą poprawy sprawności pompowania, zakładając, że na parametry (wydajność Q i wysokość podnoszenia H) występujące we wzorze na pobór mocy nie mamy wpływu. Założenie takie nie zawsze jest słuszne. Dla przykładu, wymagana wysokość podnoszenia pompy zawiera w sobie zarówno wysokość geometryczną (na którą mamy znikomy wpływ) jak i wysokość strat przepływu. Redukując straty możemy obniżyć wysokość podnoszenia pompy, a zatem, zgodnie ze wzorem podanym na wstępie obniżyć zużycie mocy nawet przy niezmiennym poziomie sprawności. Na wysokość strat bardzo silny wpływ ma średnica przewodów. Eliminując odcinki sieci o zbyt małej średnicy lub zbędne elementy armatury powodujące straty (kolana, zwężki) możemy zmniejszyć wymaganą wysokość podnoszenia pompy. Podobny efekt można uzyskać stosując strefy zróżnicowanego ciśnienia w sieci. Jeśli cała sieć jest zasilana przez jedną pompę to jej wysokość podnoszenia wynika z konieczności zapewnienia wymaganego ciśnienia w najbardziej odległym lub najwyżej położonym punkcie sieci. Wysokość podnoszenia pompy można zmniejszyć jeśli zasila ona tylko te części sieci gdzie wymagane jest ciśnienie niższe, a podwyższenie ciśnienia w określonych punktach uzyskuje się przez mniejsze pompownie strefowe. Sumarycznie prowadzi to do obniżenia zużycia energii.

Obniżając wymaganą wysokość podnoszenia pompy przez optymalizację układu pompowego musimy pamiętać o dostosowaniu pompy do zmienionych wymagań. Jeśli bowiem pozostawilibyśmy parametry pompy bez zmian to przy zmniejszonej wysokości podnoszenia wymaganej przez układ pompa pracowałaby z nadmierną wydajnością, a zatem przy nadmiernym zużyciu mocy. Zmniejszenie wysokości podnoszenia pompy można uzyskać przez zmniejszenie średnicy wirnika, zmniejszenie wysokości podnoszenia lub wymianę pompy na inną, co może również okazać się opłacalne.

Podsumowując:

Oszczędności energii zużywanej na pompowanie można uzyskać korzystając z następujących sposobów:

1. Stosując nowocześniejsze pompy i silniki (efekty rzędu kilku procent)
2. Utrzymując zespół pompowy w odpowiednim stanie technicznym poprzez właściwą gospodarkę remontową (efekty rzędu kilku do kilkunastu procent)
3. Eliminując błędy doboru dotyczące zarówno typu pompy jak i jej doboru do wymogów układu (efekty rzędu kilkunastu do kilkudziesięciu procent)
4. Stosując właściwą metodę regulacji i optymalizując układ (efekty rzędu kilkudziesięciu procent).

Możliwe do uzyskania efekty zależą od stanu wyjściowego i są tym wyższe im bardziej ten stan odbiega od optymalnego.

Dr inż. Grzegorz Pakuła

1. WPROWADZENIE.

Zużycie energii do napędu pomp stanowi poważną pozycję w sumie zużycia energii na potrzeby własne bloku energetycznego. Dla przykładu, w przypadku bloków energetycznych o mocy 200 MW suma poboru mocy pracujących w nim pomp sięga 10 MW czyli 5% mocy bloku.

Największy pobór mocy wykazują pompy zasilające kocioł. W typowym rozwiązaniu bloku 200 MW stosowanym w polskiej energetyce pompy zainstalowane są w układzie 3 x 50%, to znaczy dwie pracujące równolegle pompy dają wymaganą wydajność, a trzecia pompa stanowi rezerwę. Pobór mocy każdej z dwu pracujących pomp zasilających jest rzędu 3 MW. Tak znaczny pobór mocy jest w pewnym stopniu nieunikniony gdyż wynika z konieczności podniesienia ciśnienia na określonym etapie obiegu termodynamicznego stanowiącego podstawę generacji energii w elektrowni cieplnej. Rzeczywisty pobór mocy przewyższa jednak niezbędne z punktu widzenia fizyczne minimum z powodu tego, że sprawność zespołu pompowego jest niższa od stu procent. Utrzymywanie tej sprawności na możliwie wysokim poziomie stwarza możliwość redukcji zużycia energii na potrzeby własne bloku energetycznego.

2. SPRAWNOŚĆ ZESPOŁÓW POMPOWYCH.

Pompy zasilające pracujące w elektrowniach są na ogół wyposażone w przyrządy pozwalające na pomiar podstawowych parametrów (wydajność, ciśnienie, pobór prądu silnika), na podstawie wskazań których można oszacować sprawność zespołu pompowego. Są to pomiary o dokładności przemysłowej, nie dające w pełni wymaganej dokładności lecz pozwalające na ocenę rzędu wielkości. Na rys. 1 pokazany jest uzyskana na podstawie pomiarów przykładowa zależność sprawności od wydajności zespołu pompowego, która powiązana jest bezpośrednio z obciążeniem bloku. Wyniki pokazane na rysunku można uznać za nieco lepsze od przeciętnych gdyż spotyka się dane z innych elektrowni wykazujące niższy poziom sprawności.

W celu oceny takiego stanu można przyjąć, że nowa pompa zasilająca tego typu powinna posiada sprawność rzędu 81%, natomiast silnik z okresu gdy zespół pompowy był instalowany powinien posiadać sprawność rzędu 94%. Jak z tego wynika oczekiwana sprawność zespołu pompowego powinna wynosić 0.81 x 0.94 = 76.1 %. Jak widać na rys.1 rzeczywista sprawność zespołu jest o ok. 10% niższa. Różnica ta powoduje nadmierne straty, eliminacja których umożliwia redukcję zużycia energii na potrzeby własne bloku. Poniżej omówione zostaną źródła strat oraz wskazane zostaną możliwości ich ograniczenia.

Rys. 1. Przebieg sprawności zespołu pompy zasilającej kocioł w bloku 200 MW w zależności od wydajności.

3. MOŻLIWOŚCI POPRAWY SPRAWNOŚCI POMP ZASILAJĄCYCH.

3.1. Zwiększenie sprawności początkowej pompy.
Najprostszą możliwością jaka się nasuwa byłoby zastosowanie pomp o sprawności wyższej niż wspomniane 81%. Ta z pozoru oczywista możliwość jest jednak mało realna gdyż dla parametrów, jakie tu występują wyższy poziom sprawności jest trudny do uzyskania. W monografii [1] można znaleźć wykresy pokazujące jakiej sprawności można oczekiwać od pompy w zależności od jej wydajności i wyróżnika szybkobieżności. Wynika z nich, że dla pomp o parametrach odpowiadających pompom zasilającym kocioł 200 MW poziom 81% sprawności jest poziomem oczekiwanym i dobrym w skali światowej. Być może w ofercie niektórych producentów pomp dałoby się znaleźć pompy o nieznacznie wyższej sprawności lecz ewentualne różnice są niższe niż dopuszczalne tolerancje dla sprawności konkretnego egzemplarza [3], więc nie ma pewności, że dostarczona pompa wykaże sprawność w pełni odpowiadającą ofertowej. Wynika z tego, że zamiana typu pompy nie jest efektywnym kierunkiem, gdyż wymaga znacznych nakładów na zakup pompy i przystosowanie do niej stanowiska, natomiast efekty są nieznaczne i niepewne.

3.2. Zastosowanie pompy 100% zamiast dwu 50%.
Można również rozważać zastąpienie pomp pracujących równolegle 2 x 50% jedną pompą. Rozwiązanie takie może przynieść pewne efekty w nominalnym punkcie pracy. Ze wspomnianych wykresów [1] podających zależność oczekiwanej sprawności od wydajności wynika, że dwukrotne zwiększenie wydajności z poziomu 400 na ok 800 m3/h może przynieść wzrost sprawności o ok. 1-2 %. Zatem również w tym przypadku uzyskany wzrost sprawności jest nieznaczny, a ponadto poprawa następuje jedynie przy pracy w okolicy parametrów nominalnych. Zastosowanie pompy 100% zamiast dwu 50% powoduje natomiast komplikacje przy regulacji i zwiększenie energochłonności przy pracy bloku z obniżoną mocą, o czym mowa niżej.

3.3. Zastosowanie energooszczędnego silnika.
Sprawność silników dużej mocy w okresie gdy budowane były bloki 200 MW znajdowała się na poziomie 94%. Obecnie dostępne są silniki energooszczędne, których sprawność przy tych parametrach sięga 97%. Celowe jest zatem rozważanie zastępowania wyeksploatowanych silników silnikami nowymi jako alternatywy dla ich remontu.

3.4. Gospodarka remontowa.
Należy zadać sobie pytanie czym tłumaczy się, stwierdzona (p.2) dziesięcioprocentowa różnica w pobliżu wydajności nominalnej, pomiędzy oszacowaną na podstawie pomiarów sprawnością zespołu pompowego a sprawnością oczekiwaną dla nowej pompy i silnika, która powinna być na poziomie 76%.

Po pierwsze sprawność 76% wynika z przemnożenia sprawności pompy i silnika i nie uwzględnia sprawności pracującego pomiędzy nimi sprzęgła hydrokinetycznego. Nawet pracując bez redukcji prędkości, przy minimalnym poślizgu sprzęgło hydrokinetyczne posiada sprawność na poziomie 97%. Wobec tego sprawność zespołu pompowego ze sprzęgłem hydrokinetycznym w punkcie nominalnym można oszacować jako 0.81 x 0.97 x 0.94 = 73.8%. Większy spadek sprawności przy pracy z wydajnością nominalną występuje gdy pompa dobrana jest z nadmiarem parametrów. W takim przypadku, nawet przy pracy bloku pod pełnym obciążeniem, na sprzęgle hydrokinetycznym następuje zmniejszenie prędkości obrotowej, co powoduje znaczny wzrost strat. Nadmierny zapas parametrów pompy jest zatem szkodliwy z punktu widzenia zużycia energii. Niekorzystny wpływ sprawności sprzęgła hydrokinetycznego na sprawność zespołu jest znacznie większy przy pracy na obniżonych parametrach, o czym mowa poniżej.

Nawet przy uwzględnieniu straty na sprzęgle hydrokinetycznym pomiędzy sprawnością oczekiwaną a zmierzoną występuje znaczna różnica, której nie da się wytłumaczyć inaczej niż przez obniżkę sprawności początkowej na skutek pogorszenia stanu technicznego maszyn.
Z pomiarów parametrów pomp zasilających pracujących w elektrowniach wynika, że aktualne sprawności pomp są nierzadko na poziomie 70% (wobec 81% dla pompy nowej), a w krańcowych przypadkach znanych autorowi, spotyka się pompy osiągające sprawność maksymalną nie przekraczającą 60%.

Wskazuje to na fakt, że dla poziomu energochłonności pomp zasilających mniejsze znacznie mają różnice w sprawności pomp nowych, które w zależności od producenta i jakości danego egzemplarza zawierają się najczęściej w przedziale 80-82%. Decydujące znaczenie ma natomiast sprawność eksploatacyjna, obniżona w stosunku do wyjściowej na skutek zużycia. Jak wspomniano, sprawności pomp znajdujących się eksploatacji mogą znajdować się w przedziale nawet 60-70%.

Dla pompy pracującej na parametrach Q = 450 m3/h, H = 1800 m przy ciężarze właściwym wody 9400 N/m3 , które to parametry odpowiadają parametrom 50% pomp zasilających blok 200 MW pracujący przy pełnej mocy, moc hydrauliczna (czyli minimalna moc na wale pompy wymagana na podstawie praw fizyki) wynosi 2115 kW. Jeśli pompa posiada sprawność 81 % to rzeczywisty pobór mocy wyniesie 2611 kW, natomiast przy sprawności 70% wyniesie 3021 kW. Jak z tego wynika, ze względu na pogorszony stan techniczny zwiększenie poboru mocy z powodu pogorszenia stanu technicznego pompy zasilającej może być na poziomie 400 kW, co przy pracy przez ok 7000 godzin w roku daje różnicę zużycia energii około 2800 MWh na pompę (a pracują jednocześnie dwie). Koszt tej dodatkowej energii przekracza koszt remontu kapitalnego pompy.

Eliminacja lub przynajmniej zmniejszenie tych dodatkowych strat jest możliwe dzięki odpowiedniej polityce remonto-wej. Poprzez naturalne zużycie postępujące na przestrzeni kilku lat można wytłumaczyć kilkuprocentowy spadek sprawności. Jeśli natomiast pompa wykazuje sprawność na poziomie 70% lub niżej, to sugeruje to iż była remontowana w nie-właściwy sposób, przy zastosowaniu części zamiennych nieodpowiedniej jakości, co spowodowało obniżkę sprawności. Decyzję o skierowaniu pompy zasilającej do remontu kapitalnego podejmuje się zazwyczaj na podstawie monitoringu tzw. parametrów ruchowych (drgania, temperatury itp.). Biorąc pod uwagę fakt, że koszt remontu jest niższy od kosztu dodatkowej energii zużywanej na skutek obniżenia sprawności częstotliwość remontów można by ustalać na podstawie monitoringu sprawności energetycznej, tak aby utrzymać sprawność eksploatacyjną pompy w pobliżu sprawności pompy nowej.

Dodatkowo należy zalecić stosowanie w polityce remontowej następujących zasad:
a) Przy wybieraniu wykonawcy remontu nie należy kierować się jedynie ceną lecz również, a raczej przede wszystkim efektem w postaci poziomu sprawności energetycznej uzyskanej po remoncie,
b) Kryterium odbioru remontu powinno być badanie parametrów pompy na stacji prób pozwalające na pomiar sprawności, jaką pompa uzyskuje po remoncie.

3.5. Regulacja parametrów.
Jak stwierdzono wyżej widoczne na rys.1 obniżenie sprawności zespołu pompowego dla wydajności nominalnej z oczekiwanego poziomu 74% do ok. 66% daje się wytłumaczyć pogorszonym stanem technicznym pompy. Podobnego rzędu efekt pogorszenia sprawności z tego powodu występuje w całym zakresie wydajności. Jak jednak widać na rys.1 przy zmniejszeniu wydajności następuje dalszy spadek sprawności zespołu, nawet do poziomu 45% przy wydajności obniżonej do połowy nominalnej co jest konsekwencją zmiany parametrów w stosunku do nominalnych, wymuszonej przez pracę bloku z obniżoną mocą.
Pompy zasilające kotły regulowane są zazwyczaj przez zmianę prędkości obrotowej. Jest to metoda regulacji zazwyczaj najlepsza pod względem efektów energetycznych, jednak w tym przypadku nie zapobiega wzrostowi strat. Jak opisano w [4], przy zmianie prędkości obrotowej dany punkt na charakterystyce pompy przesuwa się w taki sposób, że wydajność spada proporcjonalnie do prędkości obrotowej, a wysokość podnoszenia proporcjonalnie do jej kwadratu. Sprawność przy tym nie ulega w przybliżeniu zmianie. Jeśli taką metodą narysowane zostaną charakterystyki pompy przy różnych prędkościach obrotowych, to punkty o jednakowych sprawnościach leżą na parabolach (rys.2). Parabole te w teorii wychodzą z początku układu współrzędnych, jednak w praktyce poniżej pewnej prędkości obrotowej, zbyt mocno obniżonej w stosunku do nominalnej, teoria ta przestaje mieć zastosowanie gdyż następuje tam głębszy spadek sprawności. Z tego powodu na rys.2 pokazano jedynie fragment wykresu dla wyższych prędkości obrotowych, gdzie paraboliczny kształt linii stałej sprawności odpowiada rzeczywistości.

Rys. 2. Współpraca pompy regulowanej przez zmianę prędkości obrotowej z układem o płaskiej charakterystyce.

Regulacja przez zmianę prędkości obrotowej jest najskuteczniejsza wtedy gdy parabola najwyższej sprawności pokrywa się z charakterystyką układu. Taka sytuacja jest możliwa w układach obiegowych (np. ciepłowniczych) gdzie nie występuje statyczna wysokość podnoszenia. Natomiast charakterystyka układa zasilania kotła jest płaska. Wynika to z tego, że wymagane jest wysokie ciśnienie zasilania kotła, do którego dochodzą straty w rurociągach rosnące, teoretycznie, z kwadratem wydajności lecz posiadające niższy rząd wielkości niż ciśnienie zasilania. Przykład charakterystyki układu zasilania kotła, czyli zależności wymaganej wysokości podnoszenia pompy od wydajności pokazano na rys. 3. Jest to charakterystyka wyliczona na podstawie tych samych danych pomiarowych co sprawność zespołu na rys.1. Jak widać z rys.3 ciśnienie zasilania (odpowiadające wysokości podnoszenia przy zerowej wydajności) jest na poziomie powyżej 1400 m. Ze wzrostem wydajności na skutek strat przepływu wysokość podnoszenia wzrasta do poziomu 1800 m. Poszczególne punkty pomiarowe wykazują rozrzut typowy dla pomiarów przemysłowych ale generalnie układają się zgodnie z teorią w pobliżu paraboli. (Dla porządku należy dodać, że charakterystyka tego układu może ulegać zmianie na skutek zmiany jego konfiguracji, np. pobierania wody do wtrysków).

Rys. 3. Charakterystyka układu pompy zasilającej określona na podstawie wyników pomiarów (dane dla jednej z dwu pomp pracujących równolegle).

W tym miejscu należy zwrócić uwagę, że jedną z możliwości redukcji zużycia energii do napędu pomp jest redukcja strat w rurociągu, np. przez stosowanie armatury (zaworów, filtrów itp.) o niższych współczynnikach oporu. Jest to oczywiste, lecz pozostaje poza zakresem niniejszego artykułu koncentrującego się na pompach.

Jak widać z rys. 3 z charakterystyki rurociągu wynika, że pompy zasilające kocioł przy pełnej wydajności odpowiadającej pracy bloku z pełną mocą muszą wytwarzać wysokość podnoszenia rzędu 1800 m, natomiast przy pracy z wydajnością ograniczoną o połowę wysokość podnoszenia spada do poziomu 1500 m. Jak pokazano poglądowo na rys. 2 przy regulacji przez zmianę prędkości obrotowej powoduje to, że pompy wychodzą z obszaru optymalnych sprawności. Położenie punktu optymalnej sprawności przesuwa się wzdłuż osi wydajności proporcjonalnie do prędkości obrotowej. Zatem, aby optymalna sprawność wystąpiła przy połowie wydajności nominalnej obroty powinny zmniejszyć się do połowy. Jednak przy płaskiej charakterystyce układu w celu obniżenia wydajności do połowy potrzebne jest zmniejszenie obrotów w mniejszym stopniu i punkt optymalnej sprawności nie przesuwa się po charakterystyce wraz z punktem pracy lecz pozostaje na wyższych wydajnościach.

Oprócz pogorszenia sprawności pompy wynikającego z jej charakterystyki regulacyjnej następuje pogorszenie sprawności napędu. Przy znacznym spadku poboru mocy wynikającym z obniżenia wydajności pogarsza się sprawność silnika w związku z jego niedociążeniem. Nie jest to jednak spadek znaczący i z reguły zawiera się w zakresie 1-2 %. Poważniejsze straty występują na sprzęgle hydrokinetycznym. Na rys.4 pokazano sprawności napędów z regulowaną prędkością obrotową wg [2]. Przy regulacji z zastosowaniem przetwornika częstotliwości straty są stosunkowo niewielkie w szerokim zakresie prędkości obrotowych. Natomiast dla tradycyjnego sprzęgła hydrokinetycznego sprawność szybko spada ze zmniejszaniem obrotów.

Rys. 4. Porównanie sprawności napędów o regulowanej prędkości.

Typowy zespół pompy zasilającej w bloku o mocy 200 MW według struktury z lat 70-tych XX w., kiedy bloki te były projektowane i budowane, składał się z pompy wielostopniowej napędzanej silnikiem elektrycznym przez przekładnię podnoszącą obroty oraz sprzęgło hydrokinetyczne służące do regulacji parametrów. Dostępne w tamtym czasie rozwiązania techniczne narzucały określone uwarunkowania doboru pomp. Regulacja poprzez sprzęgło hydrokinetyczne możliwa była jedynie w dół. W celu zapewnienia możliwości kompensacji obniżki parametrów na skutek zużycia pompy dobierane były z pewnym zapasem wysokości podnoszenia. Było to niekorzystne z punktu widzenia energetycznego gdyż na skutek tego zespoły pompowe pracowały ze zwiększonym poślizgiem na sprzęgle hydrokinetycznym, co powodowało wzrost strat w sprzęgle. Kwestia regulacji nie była jednak kwestią o zasadniczym znaczeniu, gdyż w tamtym okresie bloki pracowały z reguły z obciążeniem bliskim maksymalnemu.

Obecnie bloki energetyczne o mocy 200 MW pracują w szerokim zakresie obciążeń, w tym stosunkowo często przy połowie mocy nominalnej, co powoduje konieczność ograniczenia wydajności pomp również do około połowy. Rozpatrzmy dla przykładu pracę pomp na parametrach zarejestrowanych w rzeczywistości jak na rys 3. Są to zmierzone parametry jednej z dwu pomp pracujących równolegle, a zatem całkowita wydajność podawana przez pompy do kotła jest dwukrotnie większa niż na wykresie. Jak widać parametry koncentrują się wokół dwu typowych punktów pracy: Q = 760 m³/h i H =1730 m oraz Q = 400 m³/h i H =1500 m. Na rys. 5 pokazano typową, przykładową charakterystykę pompy 100% dobranej na punkt Q = 760 m³/h i H =1730 m, które to parametry pompa osiąga przy prędkości obrotowej ok. 4050 obr/min. Sprawność w tym punkcie wynosi 81%. Jeśli na skutek zmniejszonego obciążenia bloku zachodzi potrzeba ograniczenia wydajności do 400 m³/h, a z charakterystyki układu wynika, że wysokość podnoszenia przy tej wydajności wynosi 1500 m, to jak widać z rys. 5, aby osiągnąć te parametry prędkość obrotowa pompy powinna być zredukowana do ok. 3450 obr/min. Sprawność w takim punkcie pracy wyniesie 70%. Jak widać z rys. 4, przy takim stopniu redukcji prędkości obrotowej sprawność napędu z tradycyjnym sprzęgłem hydrokinetycznym wyniesie 80%, a całkowita sprawność zespołu pompowego 0.7 x 0.8 = 56 %. Pobór mocy przy Q = 400 m³/h i H = 1500 m wyniesie 2798 kW (zakładając gęstość 9400 kg/m³ jak dla typowej temperatury wody zasilającej).

Straty można ograniczyć zastępując regulację przez sprzęgło hydrokinetyczne starego typu regulacją przez przetwornik częstotliwości. Jak wynika z rys.4 sprawność napędu z przetwornikiem wyniesie ok. 92%, a sprawność zespołu pompowego 73.6%. Zastąpienie sprzęgła hydrokinetycznego falownikiem wymaga jednak znacznych nakładów inwestycyjnych.

Rys. 5. Regulacja pracy pompy 100%.

Należy podkreślić, że jakościowo z taką samą sytuacją mamy do czynienia jeśli zamiast pompy 100 % jak w powyższym przykładzie pracują łącznie dwie pompy 50%. Ich łączna charakterystyka, powstała ze zsumowania wydajności obu pomp przy danej wysokości podnoszenia, pokazana na rys. 6 jest zbliżona do charakterystyki pompy 100% i zachowuje się w podobny sposób przy regulacji przez zmianę prędkości obrotowej. W tym wypadku aby obniżyć wydajność z 760 na 400 m³/h należy obniżyć prędkość obrotową z 3490 na 3060 obr/min (do 87.6%). Sprawność pomp na zredukowanych obrotach przy wydajności 400 m³/h wyniesie 70 %. Ze względu na nieco niższy stopień redukcji prędkości obrotowej (87.6%) sprawność napędu z tradycyjnym sprzęgłem hydrokinetycznym wyniesie ok 83%, a sprawność całego zespołu pompowego 0.7 x 0.83 = 58.1 %. Pobór mocy przy Q = 400 m³/h i H =1500 m wyniesie zatem 2696 kW.

Rys. 6. Regulacja dwu pomp 50% pracujących równoległe.

Gdyby więc, co jest częstą praktyką, przy obniżaniu mocy bloku regulować wydajność przez zmniejszanie obrotów obu pomp jednocześnie, to również w takim przypadku sprawność zespołu spadnie do podobnego poziomu jak dla pompy 100%. Jeśli jednak dysponujemy układem pomp 2 x 50% to przy redukcji wydajności do poziomu 50% zamiast ograniczać wydajność obu pomp jednocześnie, można jedną z pomp wyłączyć i uzyskać wymaganą wydajność z jednej pompy, która pracuje wtedy w pobliżu swojej wydajności nominalnej. Sytuacja taka pokazana jest na rys. 7. Pracująca samodzielnie pompa uzyska Q = 400 m³/h i H =1500 m przy prędkości obrotowej ok. 3350 obr/min, a zatem zredukowanej w stosunku do prędkości przy pracy równoległej w punkcie Q = 760 m³/h i H =1730 m w stosunku 3350/3490 = 0.96.

Rys. 7. Praca pojedynczej pompy 50%.

Pompa pracując pojedynczo w punkcie Q = 400 m³/h i H =1500 m uzyska sprawność 81%, a napęd przez tradycyjne sprzęgło hydrokinetyczne uzyska przy danej redukcji prędkości obrotowej sprawność ok. 89%. W rezultacie sprawność zespołu pompowego wyniesie 0.81 x 0.89 = 72.1%, a pobór mocy 2173 kW. Jak widać zmiana sposobu regulacji polegająca na wyłączeniu jednej z dwu pomp zamiast równomiernego obniżania wydajności dwu pomp pracujących równolegle pozwala obniżyć pobór mocy przy obniżonej wydajności o ponad 500 kW. Jest to oszczędność nie wymagająca żadnych inwestycji, a jedynie zmiany sposobu eksploatacji. Dla porządku należy zaznaczyć, że częste wyłączanie jednej z pomp w pewnym stopniu skraca jej okres międzyremontowy, gdyż każdy rozruch i zatrzymanie jest dla pompy stanem niekorzystnym. Efekt ten nie niweluje jednak możliwych do uzyskania korzyści energetycznych.

Powyższe przykładowe obliczenia przeprowadzono na wybranych charakterystykach pomp o typowym przebiegu i dla punktów pracy stwierdzonych w rzeczywistej elektrowni. Dla innych typów pomp i innych parametrów pracy bloku wyniki mogą się różnić ilościowo, lecz w mocy pozostają ważne wnioski jakościowe, które sformułowano niżej w podsumowaniu.

Powyższe rozważania dotyczące regulacji wydajności dla przejrzystości przeprowadzono na charakterystykach jak dla pomp nowych. Efekt pogorszenia sprawności w trakcie eksploatacji, o którym była mowa wyżej nakłada się na zjawiska związane z regulacją.

4. PODSUMOWANIE I WNIOSKI.

1. Na poziom zużycia energii przez pompy zasilające kocioł bloku energetycznego zasadniczy wpływ ma aktualna sprawność energetyczna pomp, która jak wskazują pomiary w wielu przypadkach zasadniczo odbiega od sprawności pomp nowych. W celu ograniczenia poważnych strat energii wynikających z te-go zalecana jest odpowiednia polityka remontowa uwzględniająca następujące zasady:
a) Pompy powinny być kierowane do remontu nie wy-łącznie na podstawie kryteriów ruchowych lecz na podstawie monitoringu sprawności energetycznej
b) Kryterium wyboru wykonawcy remontu (obok ceny) powinna być w pierwszym rzędzie sprawność ener-getyczna uzyskana po remoncie, która powinna być weryfikowana w trakcie pomiarów na stacji prób po wykonanym remoncie.

2. Dla bloków pracujących w szerokim zakresie zmian mocy (np. w dół do 50 % mocy nominalnej) znaczne oszczędności energetyczne przy pracy z obniżoną wydajnością można uzyskać zastępując sprzęgła hydrokinetyczne starego typu przez nowocześniejsze napędy regulowane, np. przetwornice częstotliwości. Wymaga to jednak nakładów inwestycyjnych, których okres zwrotu powinien być oszacowany przed podjęciem decyzji.

3. Znaczne oszczędności energetyczne można uzyskać bez nakładów inwestycyjnych zmieniając sposób eksploatacji pomp pracujących w układzie równoległym 2 x 50%. Wyłączając jedną z pomp zamiast ograniczania wydajności dwu pomp pracujących równolegle można uzyskać bardzo istotną poprawę sprawności w zakresie wydajności 50-60% maksymalnej.

4. Układ pomp 2 x 50% jest znacznie bardziej elastyczny pod względem regulacji niż jedna pompa 100% w układach o płaskiej charakterystyce, do jakich należy układ zasilania kotła bloku energetycznego. Pomimo tego, że pompa 100% jest w stanie uzyskać nieco wyższą sprawność w okolicy wydajności maksymalnej, dla bloków pracujących często z mocą obniżoną do poziomu 50% mocy maksymalnej zaleca się stosowanie układu pomp 2 x 50%. Pozwala to przy wyłączeniu jednej z pomp na pracę przy wydajności kotła z zakresu 50-60% nominalnej ze sprawnością bliską maksymalnej, co nie jest możliwe do uzyskania przy pompie 100%.

5. Dawna praktyka polegająca na doborze pomp na maksymalne parametry i regulacji wyłącznie w dół nie jest obecnie optymalna. Obecnie dostępne są sposoby regulacji umożliwiające również zwiększanie parametrów. Przy ich wykorzystaniu korzystne jest dobieranie pomp na parametry takie, na jakich najczęściej pracują (niekoniecznie maksymalne) gdyż wtedy uzyskuje się najwyższą sprawność w najczęściej występującym punkcie pracy. Dobór oparty na takiej zasadzie wymaga analizy dla każdego przypadku, której podstawą są dane o przewidywanym rozkładzie godzinowym parametrów pracy bloku.

Dr inż. Grzegorz Pakuła

Literatura:

1. W. Jędral, Pompy Wirowe, Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa 2001,
2. W. Misiewicz, A. Misiewicz, Napędy regulowane w układach pompowych źródeł ciepła, Krajowa Agencja Poszanowania Energii SA, Warszawa 2008
3. G. Pakuła, Sprawność ofertowa pomp, Pompy Pompownie, nr 2/2012
4. G. Pakuła, Regulacja wydajności dwu pomp pracujących równolegle, Pompy Pompownie, nr 3/2011

1. WPROWADZENIE.

Wiele pompowni wodociągowych, szczególnie zaopatrujących w wodę duże miasta, budowanych w latach osiemdziesiątych XX w i wcześniejszych, zaprojektowanych jest na wydajności przekraczające znacznie obecne zapotrzebowanie. Między innymi na skutek tego pracują one nieefektywnie pod względem energetycznym.

Znaczące zmiany w sposobie eksploatacji dotyczą również bloków energetycznych budowanych w tamtym okresie. Początkowo bloki te pracowały głównie z pełnym obciążeniem, natomiast obecnie pracują często z ograniczoną mocą co powoduje, że istotny staje się efektywny pod względem energetycznym sposób regulacji parametrów pomp, a szczególnie pomp zasilających kotły, wykazujących największe pobory mocy.

Dostosowanie parametrów pompowni lub pojedynczych pomp dobieranych na inne parametry i warunki pracy niż wymagane obecnie stanowi poważne źródło potencjalnych oszczędności energii.

2. METODOLOGIA.

Można stwierdzić, że w każdym układzie pompowym zaprojektowanym i zrealizowanym jakiś czas temu można uzyskać oszczędności energetyczne podejmując określone działania, co wymaga jednak poniesienia pewnych nakładów inwestycyjnych. Uzyskanie jakichkolwiek oszczędności jest zadaniem stosunkowo prostym, natomiast wyzwaniem jest wybór optymalnej drogi modernizacji układu, która pozwoli uzyskać najkorzystniejsze wskaźniki techniczno-ekonomiczne, takie jak czas zwrotu nakładów lub wewnętrzna stopa zwrotu. Wymaga to specjalistyczne wiedzy o pompach i układach pompowych oraz przyjęcia określonej metodologii. Pomimo, że wskazówki dotyczące prawidłowego przygotowania modernizacji układu pompowego można znaleźć w literaturze m.in. [1,2], to w praktyce spotyka się przykłady działań nieprzemyślanych, w wyniku których znaczne zainwestowane nakłady nie przynoszą takich efektów, jakie dałoby się uzyskać pod warunkiem zastosowania bardziej odpowiednich rozwiązań.

Grupa Powen-Wafapomp SA jest producentem wielu pomp pracujących we wspomnianych układach pompowych wymagających obecnie modernizacji. Wykorzystując wiedzę na temat techniki pompowej oraz dokładne informacje techniczne o swoich produktach firma opracowała metodologię pozwalającą na optymalizację energetyczną układów pompowych. Pierwszym krokiem jest wstępny audyt mający na celu zgrubną ocenę stanu układu pod względem energetycznym oraz oszacowanie możliwych do uzyskania efektów. Do jego przeprowadzenia wystarczają na ogół istniejące na obiekcie przyrządy pomiarowe oraz wywiad z obsługą. W wyniku tego można zgrubnie oszacować jak sprawność zespołów pompowych ma się do poziomu oczekiwanego oraz ocenić czy warto w optymalizację układu inwestować dalsze środki, to znaczy czy istnieje potencjał do uzyskania korzystnych okresów zwrotu nakładów w przedsięwzięcia mające na celu uzyskanie oszczędności ilości energii do napędu pomp.

W przypadku gdy audyt wstępny wskazuje na celowość dalszych działań polegają one zazwyczaj na przeprowadzeniu dokładniejszych pomiarów, analizie ich wyników, która pozwala na zidentyfikowanie powodów obniżonej sprawności. Najczęstsze powody to pogorszony stan techniczny na skutek zużycia zespołów pompowych, nieprawidłowy dobór pomp do układu lub nieefektywna metoda regulacji parametrów. Dopiero sformułowanie takiej diagnozy pozwala na zaproponowanie właściwych kierunków modernizacji. Wskazane jest wytypowanie kilku alternatywnych sposobów modernizacji układu oraz przeprowadzenie dla nich obliczeń obejmujących oszacowanie możliwych do uzyskania efektów energetycznych dla każdego wariantu oraz wskaźników energetycznych (IRR, NPV) co pozwala na wybór optymalnego rozwiązania.

Warto w tym miejscu podkreślić, że modernizacja polegająca na wymianie zespołu pompowego na nowszy o wyższej sprawności bez przeprowadzenia uprzedniej analizy zazwyczaj przynosi pewne efekty energetyczne lecz nie zawsze jest sposobem optymalnym. Wynika to z tego, że wymiana całego zespołu pompowego wymaga znacznych nakładów inwestycyjnych. Często nie bierze się pod uwagę, że zbliżony efekt można uzyskać przeprowadzając w sposób prawidłowy remont istniejącego zespołu pompowego co pozwala na uzyskanie sprawności energetycznej zbliżonej do wyjściowej.   Niestety, remonty pomp w praktyce prowadzone są często pod kątem uzyskania tzw. sprawności ruchowej bez odtworzenia sprawności energetycznej. Ponadto, jeśli parametry nowego zespołu pompowego są nieprawidłowo określone (np. jako bezkrytyczne powielanie parametrów istniejącego poprzednio zespołu) to nowa pompa pomimo wysokiej sprawności w punkcie optymalnym osiągać może o wiele niższą sprawność w punkcie pracy, gdyż jest on oddalony od optymalnego.

Dobre efekty można w wielu przypadkach uzyskać dokonując dostosowania istniejących pomp do aktualnych potrzeb, co w znacznym stopniu ogranicza wymagane nakłady finansowe.

Poniżej omówiono kilka przykładów modernizacji układów pompowych zaplanowanych w oparciu o opisaną metodologię.

3. PRZYKŁADY MODERNIZACJI UKŁADÓW POMPOWYCH W CELU OGRANICZENIA ZUŻYCIA ENERGII.

3.1. Pompa wody uzdatnionej.

Analizowano pracę pompowni ulokowanej przy zakładzie uzdatnianie wody znajdującej się przy ujęciu brzegowym. Zadaniem pompowni jest przerzut wody uzdatnionej do zbiornika ulokowanego na wzgórzu, z którego zasilane jest grawitacyjnie kilkusettysięczne miasto. System ten projektowany był w latach siedemdziesiątych XX w. na wydajności rzędu kilkunastu tysięcy metrów sześciennych na godzinę. Geometryczna różnica wysokości pomiędzy pompownią a zbiornikiem wynosi około 72 m, a pompowanie odbywa się przez rurociąg o średnicy 1400 mm. W założeniach projektowych dla uzyskania wymaganej wydajności planowano pracę równoległą kilku pomp. Regulacja wydajności miała odbywać się przez włączenie i wyłączanie odpowiedniej liczby pomp. Obecnie, w związku ze spadkiem zapotrzebowania na wodę występują okresy, w których wystarczająca jest praca jednej pompy z wydajnością nieznacznie przekraczającą 1000 m³/h. Wyłączanie wszystkich pomp poza jedną było jednak niewystarczającym sposobem na ograniczenie wydajności z tego względu, iż pompy były dobierane do pracy równoległej i ich wysokość podnoszenia dobrano z uwzględnieniem strat przy przepływie przez rurociąg wynikającym z pracy kilku pomp. W rezultacie pompy dobrane były na 88 m wysokości podnoszenia. Przy pracy jednej pompy straty w rurociągu są o wiele niższe w wyniku czego pojedyncza pompa pracuje z wydajnością znacznie przewyższająca nominalną. Powoduje to nie tylko obniżenie sprawności, ale również przeciążenie silnika. W rezultacie konieczne było dławienie w celu ograniczenia przepływu i poboru mocy. Dokonano pomiarów parametrów pompy na stanowisku pracy, które wykazały, że pompa znajdująca się w eksploatacji od około trzydziestu lat (pracująca od początku bez remontu) ma obecnie sprawność energetyczną obniżoną o ok 10% na skutek zużycia. Ponieważ stwierdzono znaczny potencjał do uzyskania oszczędności pompa została skierowana na dokładniejsze pomiary na fabrycznej stacji prób Grupy POWEN-WAFAPOMP SA. Na podstawie ich wyników zaproponowano kierunek modernizacji. W tym wypadku rozważano wymianę pompy na nową, lepiej dopasowaną do aktualnych wymagań oraz, jako alternatywę, remont pompy istniejącej połączony z redukcją średnicy wirnika. Na podstawie analizy wybrano ten drugi wariant, jako że pozwala on uzyskać efekty energetyczne zbliżone do zakupu pompy nowej przy daleko niższych nakładach. Po wyremontowaniu pompy i zainstalowaniu wirnika o odpowiednio dobranej średnicy uzyskano poprawę sprawności pompy oraz wyeliminowano konieczność dławienia, co łącznie dało ograniczenie poboru mocy z poziomu 340 do ok 220 kW, a zatem oszczędność rzędu 120 kW. Jest to przykład ilustrujący możliwość uzyskania znacznych efektów energetycznych przy niskich nakładach inwestycyjnych.

3.2. Pompa diagonalna na ujęciu brzegowym.

Ujęcie brzegowe wyposażone jest w cztery pompy diagonalne typu 80D25-4 z silnikami o mocy 1000 kW. Parametry nominalne pomp wynoszą Q = 5760 m³/h, H = 41 m, n = 740 obr/min. Zadaniem pomp jest podanie wody do zbiornika wody surowej w zakładzie uzdatniania położonym ok 2 km od ujęcia.

Cały system zaprojektowany został na wydajność ponad 10 000 m³/h, co zapewniała jednoczesna praca dwu pomp. Obecnie wobec zmniejszonego zapotrzebowania wydajność ujęcia zmienia się w zakresie 600 – 2500 m³/h, przy czym najczęściej wynosi około 1500 m³/h. Przy tak ograniczonym przepływie straty w rurociągu zaprojektowanym na znacznie większą przepustowość są nieznaczne, w wyniku czego charakterystyka układu jest płaska a wysokość podnoszenia wynika głównie z geometrycznej różnicy poziomów pomiędzy ujęciem a zbiornikiem. Dokonano pomiarów, na podstawie których stwierdzono, że w rozpatrywanym przedziale wydajności 600 – 2500 m³/h odpowiadająca temu zmiana wysokości podnoszenia zawiera się w przedziale 25 – 27 m.

W celu dostosowania pomp do aktualnych wymagań zastosowano przemiennik częstotliwości w celu regulacji prędkości obrotowej. Ten sposób regulacji nie był jednak w pełni efektywny, gdyż jak wiadomo z teorii, przy płaskiej charakterystyce układu (kiedy trzeba utrzymywać w przybliżeniu stałą wysokość podnoszenia) znaczne ograniczanie wydajności powoduje wyjście pompy z obszaru korzystnej sprawności. W tym przypadku uzyskanie z pomp o podanych wyżej parametrach nominalnych wydajności 1500 m³/h przy 26 m podnoszenia wymagało ograniczenia prędkości obrotowej pompy do ok. 540 obr/min. Dokładniejsza analiza wykazała, że pompa pracuje wtedy ze sprawnością zaledwie ok 42 % i przy poborze mocy rzędu 290 kW. Niska sprawność układu wynikała w tym przypadku przede wszystkim ze znacznego przewymiarowania pompy co powoduje jej pracę z dala od punktu optymalnego pomimo regulacji przez zmianę obrotów. Znaczenie miało też znaczne niedociążenie silnika elektrycznego oraz zły stan techniczny pompy i silnika znajdujących się w eksploatacji od kilkudziesięciu lat. W wyniku analizy możliwych rozwiązań stwierdzono, że w tym wypadku celowa jest wymiana zespołu pompowego na nowy, składający się z pompy dobranej na obecny zakres wydajności i silnika o odpowiednio mniejszej mocy. Właściwą pompą do tego zastosowania jest pompa 40D30 pracująca z prędkością obrotową regulowaną w zakresie 1260 – 1860 obr/min uzyskująca w przeważającej części wymaganego zakresu wydajności sprawność powyżej 80%. Aby zredukować do minimum wymagane nakłady inwestycyjne Grupa POWEN-WAFAPOMP SA zaoferowała dostawę pompy w wykonaniu specjalnym 80/40D30, składającym się z części hydraulicznej pompy 40D30 (wirnik i kierownica) o wymaganych parametrach połączonej z częścią wylotową pompy 80D (kolano wylotowe). Umożliwiło to zainstalowanie nowej, mniejszej pompy na istniejącym stanowisku bez konieczności jakichkolwiek zmian w fundamentach lub układzie rurociągów. Pobór mocy nowego zespołu pompowego przy 1500 m³/h jest na poziomie 140 kW, co oznacza oszczędność rzędu 150 kW w stosunku do stanu istniejącego.

Jest to przykład wskazujący, że samo zastosowanie przetwornika częstotliwości, bez całościowej analizy układu pompowego nie daje pełnych efektów. Przykład ten pokazuje również na możliwość ograniczenia kosztów modernizacji w wyniku elastycznego i indywidualnego podejścia producenta, który dostosował zespół pompowy do istniejącego stanowiska.

3.3. Pompa zasilająca kocioł w elektrociepłowni.

Analizie poddano pompy typu 15Z28x7V2 produkcji Grupy POWEN-WAFAPOMP SA, o parametrach znamionowych Q = 275 m³/h, H = 1820 m, n = 4660 obr/min zasilające kocioł parowy w elektrociepłowni. Pompy te napędzane są silnikami o mocy 2 MW o prędkości obrotowej 2980 obr/min. Napęd odbywa się przez przekładnię zębatą podnoszącą obroty oraz sprzęgło hydrokinetyczne służące do regulacji prędkości obrotowej.

Na podstawie pomiarów parametrów archiwizowanych w systemie rejestracji oszacowano sprawność zespołu pompowego, która zawierała się w przedziale od 45% dla 150 m³/h do 58% przy 250 m³/h.

Analiza wykazała, że powody tak niskiej sprawności są następujące:

a) Pogorszony stan techniczny pomp i innych elementów zespołu pompowego, które znajdują się w eksploatacji od lat 70-tych XX w.

b) Przewymiarowanie pomp. Jak wykazała analiza danych historycznych pompy nigdy nie pracują przy określonych wyżej parametrach nominalnych, natomiast przez większość czasu pracują przy wydajności poniżej 200 m³/h. Ponieważ charakterystyka układu jest płaska (wymagane jest określone, wysokie ciśnienie wody zasilającej) pompa dobrana na wydajność 275 m³/h w zakresie poniżej 200 m³/h pracuje przy obniżonej sprawności nawet przy regulacji przez zmianę prędkości obrotowej.

c) Niewłaściwy sposób regulacji obrotów. Sprawność sprzęgła hydrokinetycznego spada ze spadkiem prędkości po stronie regulowanej (czyli ze wzrostem poślizgu). Regulacja prędkości obrotowej przy pomocy sprzęgła hydrokinetycznego była właściwa w sytuacji gdy blok był przewidywany do pracy z pełną mocą lub przy jej nieznacznej redukcji gdyż wtedy głębokość regulacji prędkości jest niewielka, a straty z tego wynikające nieznaczne. Natomiast w sytuacji gdy blok pracuje przez zdecydowaną większość czasu ze znacznie zredukowaną mocą straty na sprzęgle hydrokinetycznym są dotkliwe.

Pod uwagę brano kilka wariantów modernizacji zespołu pompowego, m.in.:

– wymianę napędu przez sprzęgło hydrokinetyczne na napęd przez przetwornik częstotliwości bez zmiany pompy

– wymianę sprzęgła hydrokinetycznego na nowe z odpowiednio dobranym przełożeniem przekładni zębatej w celu likwidacji nadmiaru parametrów z jednoczesnym remontem pompy

– zastosowanie przetwornika częstotliwości do napędu przy jednoczesnym remoncie pompy połączonym z jej przebudową z 7 na 10 stopni. Przebudowa ta ma na celu uzyskanie wymaganych parametrów przy niższej prędkości obrotowej, co powoduje przesunięcie optimum sprawności w kierunku niższych wydajności, przy których pompa pracuje najczęściej.

Ten ostatni sposób w wyniku analizy okazał się optymalny. Pozwala on na uzyskanie oszczędności energii do napędu pompy o około 30% w porównaniu ze stanem obecnym przy założeniu rocznego rozkładu obciążenia bloku wynikającego z danych historycznych. Sposób ten wykazał najkorzystniejsze wskaźniki IRR oraz NPV.

Przykład ten ilustruje, że w celu uzyskania najlepszych efektów wymagana jest pogłębiona analiza. W tym wypadku lepsze efekty niż dla powszechnie stosowanego rozwiązania polegającego na zastosowaniu przetwornika częstotliwości można uzyskać łącząc to rozwiązanie z właściwie zaplanowaną modyfikacją pompy oraz jej remontem.

4. PODSUMOWANIE.

W celu uzyskania optymalnych efektów w zakresie oszczędności energii do napędu pomp wskazana jest analiza układu pompowego prowadzona według odpowiedniej metodologii przez osoby lub firmy dysponujące wiedzą i doświadczeniem z zakresu techniki pompowej.

Oczywiste i kosztowne rozwiązania, takie jak wymiana zespołu pompowego na nowy lub zastosowanie przemiennika częstotliwości dają z reguły efekty lecz nie zawsze są optymalne. Nie należy zapominać o konieczności prawidłowego doboru parametrów pompy do układu, co można uzyskać przez jej modernizację, ani o tym, że znaczne rezerwy w zakresie zużycia energii tkwią w prawidłowej gospodarce remontowej, gdyż często niska sprawność zespołu wynika ze zużycia pompy przy jednoczesnym braku właściwie prowadzonych remontów. Praktyczne doświadczenia zebrane w trakcie pomiarów i analiz układów pompowych wskazują, że aktualne sprawności zespołów pompowych są znacznie obniżone w stosunku do wartości wyjściowych. Wynika to albo z zupełnego zaniechania remontów kapitalnych, albo z wykonywania ich w sposób niewłaściwy, np. z zastosowaniem innych niż oryginalne części zamienne. Ten czynnik bywa pomijany w trakcie podejmowania decyzji zmierzających do uzyskania oszczędności zużycia energii. Nierzadko podejmuje się decyzje o wymagających znacznych nakładów inwestycjach, zapominając o tym, że podobne efekty energetyczne można uzyskać ponosząc znacznie niższe koszty na prawidłowo przeprowadzony (np. zlecony producentowi) remont.

Dobór optymalnego sposobu postępowania, jak wspomniano, wymaga całościowej analizy problemu oraz rozważenia wielokierunkowych działań nie ograniczających się do tych z pozoru oczywistych, które jednak nie zawsze okazują się optymalne w wyniku fachowej oceny. Profesjonalnie przygotowana modernizacja układu pompowego w wielu przypadkach pozwala na uzyskanie kilkudziesięcio procentowych oszczędności energii i korzystnych okresów zwrotu nakładów.

W zakresie analiz układów pompowych oraz w realizacji zaplanowanych na ich podstawie działań wskazana jest współpraca z producentem pomp, który posiada wymagane informacje techniczne na ich temat oraz niezbędną wiedzę i doświadczenie.

Dr inż. Grzegorz Pakuła

LITERATURA:

[1] Jędral W., Efektywność energetyczna pomp i instalacji pompowych, KAPE, Warszawa, 2007

[2] Plutecki J., Ocena stanu, kierunki i efekty modernizacji układów pompowych, Pompy Pompownie, Nr 1 (148), kwiecień 2013, str. 23-26.

System odwadniania kopalń odkrywkowych składa się zazwyczaj z dwu podsystemów. Wokół terenu kopalni odkrywkowej wierci się studnie, w których instaluje się pompy głębinowe. Jest to tzw. bariera ochronna, której zadaniem jest obniżenie poziomu wód gruntowych w całej okolicy, tak aby wody te nie pojawiały się w wykopie kopalni. Jest to tzw. system odwadniania wgłębnego, który w tym referacie nie będzie omawiany. Oprócz niego w wykopie kopalni funkcjonuje system odwadniania powierzchniowego, którego zadaniem jest odprowadzenie z wyrobiska odkrywki wód deszczowych oraz resztkowych wód gruntowych, które omijają barierę pomp głębinowych i wyciekają z górotworu do odkrywki. Wody te zbierane są z terenu odkrywki przez system rowów odwadniających i kierowane do zbiorników pompowni. Pompownie te z reguły ulokowane są na półkach stałych odkrywki. Nadmiar wód opadowych, np. podczas opadów nawalnych, zbiera się w najniższym miejscu odkrywki, skąd po ustaniu opadów jest stopniowo przepompowywany do zbiorników pompowni głównych.

Pompownie te mogą być wyposażone w tradycyjne pompy stacjonarne. Rozwiązanie takie w warunkach odkrywki powoduje jednak pewne trudności eksploatacyjne. Po pierwsze, sytuacja w odkrywce jest zmienna, gdyż na skutek postępu w eksploatacji i związanego z typ „przesuwania się” wyrobiska lokalizacja pompowni musi ulegać zmianie. W przypadku tradycyjnych pompowni jest to związane ze znacznymi kosztami. Drugim problemem jest niestabilność skarp odkrywki, które pod wpływem intensywnych opadów lub nasilenia wypływu wód gruntowych wykazują tendencję do osuwania się grożąc zasypaniem pompowni.

Rys.1. Schemat systemu odwadniania z pompami stacjonarnymi i zatapialnymi.

Z powodu w/w niedogodności związanych z pompami stacjonarnymi opracowany został system odwadniania powierzchniowego odkrywek oparty o pompy zatapialne. Oprócz mniejszej wrażliwości na zagrożenie w postaci zalania, pompownie zatapialne wykazują inną cenną zaletę w postaci mniejszej zajmowanej powierzchni w porównaniu z pompami stacjonarnymi. Należy zdawać sobie sprawę, że każdy metr kwadratowy terenu w odkrywce jest cenny, gdyż wymaga usunięcia znad niego wielu ton nadkładu. Generalnie koszt budowy pompowni zatapialnych jest niższy w porównaniu z pompowniami wyposażonymi w pomy stacjonarne. Ponadto pompy zatapialne nie wymagają żadnej obsługi, nie wymagają odpowietrzania i zalewania przed uruchomieniem, co umożliwia budowę systemu odwadniania sterowanego zdalnie.

Wysokości podnoszenia pomp wymagane w systemach odwadniania powierzchniowego kopalń odkrywkowych z reguły nie przekraczają 200 m gdyż eksploatacja głębszych kopalń odkrywkowych jest nieopłacalna. Do wysokości podnoszenia rzędu 100 m można stosować pompy zatapialne jednostopniowe. Specjalnie w tym celu został opracowany typoszereg pomp OZ o nietypowej konstrukcji. Powszechnie spotyka się rozwiązanie konstrukcyjne zatapialnych pomp jednostopniowych polegające na zastosowaniu spirali zbiorczej i króćca tłocznego skierowanego w bok. W pompach OZ zastosowano odmienny układ. Silnik napędowy umieszczony jest poniżej pompy, a wlot do wirnika znajduje się od strony napędu poprzez użebrowaną szczelinę rozmieszczoną wokół obwodu pompy. Zastosowano kierownicę łopatkową, a króciec tłoczny pompy skierowany jest pionowo w górę.

Taki układ konstrukcyjny ma następujące zalety:
a) Silnik jest skutecznie chłodzony gdyż nie może dojść do jego wynurzenia.
b) Pompa nie zasysa silnie zanieczyszczonej wody z dna zbiornika lecz częściowo sklarowaną ciecz z wyższej warstwy
c) Uszczelnienie wału, składające się dwu uszczelnień mechanicznych pracujących w komorze olejowej nie jest narażone na ciśnienie tłoczenia lecz jedynie na ciśnienie hydrostatyczne co zmniejsza ryzyko nieszczelności
d) Łopatkowa kierownica odśrodkowa eliminuje występowanie znacznej siły promieniowej przy pracy poza punktem nominalnym, co w pompach ze spiralą tłoczną jest źródłem drgań końcówki wału sprzyjających awarii uszczelnienia.

Pompy OZ mogą być instalowane zarówno przez ustawienia na dnie zbiornika, jak i przez zawieszenie na króćcu tłocznym, czemu sprzyja symetryczne, osiowe położenie króćca. Ze względu na to, że wody powierzchniowe w kopalni odkrywkowej mogą zawierać znaczne ilości zanieczyszczeń stałych (piasek itp.) pompy OZ skonstruowane są na prędkości obrotowe 1500 obr/min, gdyż wyższe prędkości sprzyjałyby szybkiemu zużyciu na skutek erozji.

Rys. 2. Pompa zatapialna jednostopniowa typu OZ.

Zakres parametrów pomp OZ obejmuje wydajność do 1600 m3/h i wysokości podnoszenia do 100 m, co w pełni pokrywa zapotrzebowanie występujące w typowych kopalniach odkrywkowych. Dla głębszych odkrywek, gdzie wymagane wysokości podnoszenia przekraczają 100 m opracowano wielostopniowe pompy zatapialne OWZ pracujące w podobnym układzie konstrukcyjnym, tzn. pompa zabudowana jest pionowo nad silnikiem. Pompy te, w odróżnieniu od typowych pomp głębinowych, skonstruowane są z myślą o pracy na wodzie zanieczyszczonej i nie zawierają węzłów konstrukcyjnych wrażliwych na zanieczyszczenia, jak np. łożyska smarowane pompowaną cieczą. Zakres wydajności pomp OWZ sięga do 600 m3/h, a wysokości podnoszenia do 280 m.

Rys. 3. Pompy wielostopniowe zatapialne typu OWZ.

Jak wspomniano, w najniższym punkcie odkrywki gromadzić się może woda z opadów nawalnych, której nie są w stanie przejąć rowy odwadniające w trakcie intensywnych opadów. Woda zgromadzona w tym miejscu musi być wypompowana do zbiorników pompowni ulokowanych nieco powyżej, na skarpach. Ulokowanie jakiejkolwiek pompowni na terenie rozlewiska jest trudne, dlatego najlepszym rozwiązaniem okazuje się zastosowanie pomp pływających po powierzchni na pontonach i tłoczących wodę elastycznymi przewodami. Taki sposób instalacji pomp nie wymaga znacznych nakładów inwestycyjnych i umożliwia pompowanie w trudnych warunkach przy zmiennym poziomie wody w rozlewisku.

Rys. 4. Ponton z pompą typu ON.

W podsumowaniu należy stwierdzić, że zastosowanie w systemie odwadniania powierzchniowego pomp zatapialnych zamiast tradycyjnych pomp stacjonarnych przynosi następujące korzyści:
a) Mniejsze nakłady inwestycyjne na budowę pompowni, w tym mniejsze koszty jej przemieszczania w obrębie odkrywki w wyniku postępu robót górniczych.
b) Większe bezpieczeństwa pracy systemu gdyż pompy zatapialne nie są wrażliwe na zalanie.
c) Brak problemów ze ssaniem, możliwość pracy pompowni w znacznie większym zakresie zmian poziomu lustra cieczy.
d) Brak wymagań co do obsługi, możliwość automatyzacji i zdalnego sterowania.

Dr inż. Grzegorz Pakuła

Kopalnie głębinowe w celu utrzymania w ruchu wymagają odwadniania to znaczy wypompowania na powierzchnię wody napływającej do podziemnych wyrobisk. Woda ta pochodzi zarówno z naturalnej penetracji wód występujących w górotworze, jak i z procesów technologicznych prowadzonych w podziemiach kopalni, jak na przykład rozpylanie wody w pobliżu pracującego kombajnu mające na celu ograniczenie zapylenia. Gdyby zaprzestać odwadniania to po pewnym czasie kopalnia zostałaby wypełniona wodą do poziomu odpowiadającemu położeniu zwierciadła wód gruntowych. Oprócz kopalń czynnych, występują również kopalnie w których zaprzestano wydobycia, niejednokrotnie częściowo lub całkowicie zalane. W celu zapewnienia bezpieczeństwa sąsiednich kopalń czynnych, odwadnianie kopalń zlikwidowanych musi być kontynuowane,

Ponoszenie kosztów na odwadnianie jest zatem nieuniknione dla umożliwienia bezpiecznej eksploatacji kopalń. Rzecz w tym aby koszty odwaniania nie przewyższały uzasadnionego technicznie poziomu, co niestety nie zawsze ma miejsce. Poziom kosztów odwadniania ma znaczenie dla wyniku finansowego firm górniczych. Oprócz aspektu ekonomicznego wymiar ogólnospołeczny posiada też aspekt ekologiczny. Łączna moc zużywana na odwadnianie kopalń jest tego rzędu, że można stwierdzić iż co najmniej jeden blok energetyczny w elektrowni pracuje wyłącznie na ten cel. Jak wiadomo produkcja energii elektrycznej nieuchronnie wiąże się z zagrożeniem dla środowiska w postaci między innymi emisji CO₂ oraz odpadów ze spalania paliwa, które wymagają składowania. Moc zużywana na odwadnianie kopalń jest tego rzędu, że stanowi poważny czynnik zagrażający środowisku, a zatem stanowi problem społeczny wykraczający poza górnictwo.

Moc niezbędna do odwadniania kopalni zależy od dwuch zasadniczych parametrów: ilości wody w jednostce czasu, jaką należy odpompować, która przekłada się na wymaganą wydajność pomp oraz od głębokości kopalni, która wpływa na tak zwaną wysokość podnoszenia pomp. W znaczącym stopniu na moc wpływa też ciężar właściwy pompowanej wody zależny m.in. od stopnia jej zasolenia i zanieczyszczenia. Typowe parametry górniczej pompy głównego odwadniania to wydajność rzędu 500 m³/h i wysokość podnoszenia rzędu 700 m. Przy takich parametrach, dla typowego stopnia zanieczyszczenia wody minimalna moc wymagana do napędu pompy wynosi około 1 MW. Jest to moc teoretyczna, jaką pobierałaby idealna pompa pracująca bez jakichkolwiek strat. Wynika ona z praw fizyki, gdyż energia potrzebna do podniesienia wody o określonej masie na określoną wysokość jest ustalona. Poniżej tego poboru mocy nie da się zejść przy zastosowaniu żadnych rozwiązań technicznych. W praktyce pompy pobierają moc większą od teoretycznie wymaganej, gdyż rzeczywiste maszyny zawsze pracują nie według idealnego modelu teoretycznego lecz z pewnymi stratami wynikającymi między innymi z występowania tarcia i innych nieuchronnych zjawisk fizycznych.

Parametrem charakteryzującym pompę pod tym względem jest jej tzw. sprawność energetyczna, która wskazuje jaki procent całkowitej mocy pobieranej przez pompę stanowi pobór niezbędny z teoretycznego punktu widzenia. Pozostała część mocy jest w pompie tracona. Dla przykładu, sprawności energetyczne nowoczesnych pomp o parametrach określonych wyżej są na poziomie 80%. Oznacza to, że jeśli teoretyczny poziom poboru mocy wynosi wspomniany 1 MW, to pompa pobiera moc 1.25 MW (1 MW to 80% z 1.25 MW). Mowa tu o sprawności nowej maszyny, gdyż sprawność pompy w trakcie eksploatacji nieuchronnie spada. Wynika to między innymi ze wspomnianego zanieczyszczenia wód kopalnianych solami oraz ciałami stałymi powodującymi intensywną korozję oraz mechaniczne zużycie zasadniczych elementów pomp. Sprawność energetyczna silnie wyeksploatowanej pompy może spaść do poziomu 50-60%, co dla parametrów podawanych w powyższym przykładzie oznaczałoby wzrost poboru do 1.66 – 2 MW. W praktyce dla pojedynczej pompy w trakcie postępowania zużycia nie obserwuje się wzrostu poboru mocy, co wynika z faktu, ż pompa traci wydajność i pompuje mniej wody niż pompa nowa, a zatem pomimo pogarszającej się sprawności nie wykazuje dramatycznego wzrostu poboru mocy. Pamiętać jednak należy, że na koszt pompowania nie wpływa pobór mocy lecz jej zużycie wynikające z przemnożenia poboru mocy przez czas pracy pompy. Wyeksploatowana pompa aby wypompować tę samą ilość wody co pompa nowa musi pracować dłużej, a zatem zużycie energii przez nią rośnie w stopniu odpowiadającym spadkowi sprawności.

Z powyższych faktów wynika wniosek, że o poziomie kosztów odwadniania kopalń decyduje głównie polityka remontowa. Na koszt odwadniania, mówiąc w pewnym przybliżeniu składają się bowiem dwa zasadnicze elementy: początkowe nakłady inwestycyjne oraz koszty eksploatacji, na które z kolei składają się koszty energii elektrycznej, koszty obsługi oraz koszty remontów. Można wykazać, że efekt ekonomiczny zależy w pierwszym rzędzie od zużycia energii elektrycznej. Koszt zakupu zespołu pompowego o parametrach zbliżonych do wyżej podanych jest rzędu kilkuset tysięcy złotych. Koszt obsługi pompy odpowiada w przybliżeniu kosztowi utrzymywania jednego etatu, a zatem wynosi kilkadziesiąt tysięcy rocznie. Pompa głównego odwadniania pracuje z reguły około 10 godzin na dobę, czyli 3650 godzin w ciągu roku. Jeśli jej zużycie mocy wynosi 1.25 MW, a koszt 1 kWh przyjąć jako 30 groszy to koszt energii zużytej przez pompę w ciągu roku wynosi 1,37 mln zł. Jest to wartość dla nowoczesnej pompy znajdującej się w bardzo dobrym stanie technicznym posiadającej sprawność 80%. Natomiast jeśli pompa posiada sprawność obniżoną do 60%, to roczny koszt zużycia energii rośnie do 1.82 mln zł, czyli o 450 tys. zł. Zwiększenie kosztu energii zużytej przez pompę jest zatem znacznie większe od kosztu obsługi i jest zbliżone do kosztu zakupu nowego zespołu pompowego.

Jak widać z proporcji kosztu zakupu pompy i kosztu zużycia energii wpływ nakładów inwestycyjnych nie jest decydujący. Na etapie zakupu nowej pompy należy oczywiście upewnić się, że jej sprawność energetyczna jest na odpowiednio wysokim poziomie, co z reguły ma miejsce w przypadku poważnych producentów pomp głównego odwadniania. Oprócz sprawności początkowej należy brać pod uwagę tempo, w jakim sprawność obniża się w trakcie eksploatacji. Tempo to zależy od konstrukcji pompy, jakości jej wykonania oraz użytych materiałów i może się różnić istotnie dla różnych producentów.

Znaczenie właściwej gospodarki remontowej dla kosztów odwadniania kopalń jest zwiększone przez fakt, że polskie kopalnie są od dawna wyposażone w pompownie, a nowe inwestycje zdarzają się stosunkowo rzadko. W praktyce eksploatowane są w większości pompy pracujące od wielu lat, niejednokrotnie całkowicie zamortyzowane. W tej sytuacji o kosztach odwadniania decydują praktycznie dwa zasadnicze czynniki: koszt prowadzenia remontów oraz koszt zużywanej energii. Koszt remontu pompy głównego odwadniania stanowi, w zależności od zakresu, pewien procent wartości pompy nowej i waha się od kilkudziesięciu do kilkuset tysięcy złotych. W każdym wypadku jest on jednak wielokrotnie niższy od kosztu zużycia energii. Koszt remontu ma wpływ na sprawność energetyczną pompy uzyskaną po remoncie. Podejmując decyzję o zleceniu remontu nie należy się kierować jedynie ceną tej usługi lecz w pierwszym rzędzie brać pod uwagę efekt w postaci uzyskanej sprawności energetycznej. Może się bowiem zdarzyć, że uzyskanie kilkudziesięciu tysięcy złotych oszczędności na koszcie remontu skutkuje kilkuset tysiącami strat na koszcie energii elektrycznej. Kryterium wyboru wykonawcy remontu nie może być zatem jedynie cena lecz w co najmniej równym stopniu uzyskane po remoncie parametry energetyczne. Przy zlecaniu remontu powinien bezwzględnie obowiązywać wymóg sprawdzenia sprawności energetycznej na odpowiednim stanowisku pomiarowym.

Zrozumienie powyższych faktów i wdrożenie ich w praktyce leży nie tylko w interesie kopalń lecz również, jak wykazano, służy ochronie środowiska.

Dr Inż. Grzegorz Pakuła