Foto: Sylwetki dwóch kotłów węglowych widoczne od tyłu oraz dwie chłodnie kominowe z kanałami spalin
Sytuacja na polskim rynku mocy staje się coraz bardziej dramatyczna, wraz z planowanym odstawieniem bloków węglowych, które ze względu na obciążenia wysokimi kosztami uprawnień do emisji CO2 oraz unijne ograniczenia udzielania wsparcia ze środków publicznych, są sukcesywnie wycofywane przez głównych graczy, właścicieli jednostek wytwórczych – największych producentów i operatorów elektroenergetycznych. Skutkiem tych działań, już w 2025 r. może brakować mocy dla produkcji energii elektrycznej jako stabilnej podstawy bezpieczeństwa energetycznego kraju.
Imponująca dynamika wzrostu odnawialnych źródeł energii nie zastąpi konieczności utrzymania rezerwy mocy, którą w perspektywie 15-20 lat, do czasu uruchomienia elektrowni jądrowych, mogą zapewnić wyłącznie konwencjonalne źródła. Na ten problem zwraca uwagę Maciej Bando, pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej, podsekretarz stanu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska, w wywiadzie opublikowanym w Rzeczpospolitej (29.03.2024 r.), który jednocześnie wskazuje na społeczne koszty zapewnienia rezerwy mocy. Pytany kto za to zapłaci – PSE czy spółki elektroenergetyczne, odpowiada: „Jeśli będzie to PSE, to za owo bezpieczeństwo będzie płaciło społeczeństwo. Jeśli za tę rezerwę odpowiedzialne będą spółki elektroenergetyczne, a dodatkowo zostaną uruchomione programy osłonowe i dotacyjne, to – w inny sposób, ale także zapłaci za to społeczeństwo. W strukturach PSE działa specjalny ośrodek analityczny, który jest obecnie rozbudowywany, a jego zadaniem jest uzbroić Ministerstwa Aktywów Państwowych, Przemysłu, Klimatu i Środowiska w wiedzę, ile mocy do produkcji energii będziemy potrzebować w kolejnych latach”. Wypowiedź ta wskazuje na pilną potrzebę poszukiwania rozwiązań, które pozwolą na ograniczenie kosztów systemowych wynikających z konieczności utrzymania rezerwy mocy bazującej na węglowych jednostkach wytwórczych. Jak się wydaje, tego mogą dotyczyć również poszukiwania rozwiązań prawnych w unijnej taksonomii, a w konsekwencji znalezienie uzasadnienia dla ekonomicznej opłacalności dalszej eksploatacji bloków węglowych, o ile ich modernizacja spełni dwa warunki: pozwoli na utrzymanie jak największej ilości mas wirujących dysponowanych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym oraz zapewni rozszerzoną regulacyjność mocy, w sytuacji reagowania na spadki i wzrosty generacji energii elektrycznej z OZE.
Tutaj w sukurs przychodzi wynalazek pn. Układ bloku energetycznego współpracującego z krajowym systemem elektroenergetycznym, którego istotą jest przebudowa ciągu technologicznego redystrybucji energii w istniejących oraz nowoprojektowanych blokach energetycznych. Celem rozwiązania, autorstwa Cezarego Polskiego, właściciela i prezesa Grupy Energotherm, jest poprawa elastyczności eksploatacyjnej bloku elektrowni węglowo-parowej.
Przyrost mocy zainstalowanej w jednostkach odnawialnych o losowym charakterze produkcji energii, takich jak farmy wiatrowe i fotowoltaiczne, znacząco wpływa na stabilność pracy systemu elektroenergetycznego, ponieważ zmiany obciążenia elektrowni węglowych muszą nadążać za zmianami generacji energii z OZE. Dynamika pracy elektrowni węglowej stanowi główny problem do rozwiązania. Kluczowe, zatem, staje się zagadnienie zwiększenia tzw. elastyczności bloków węglowo-parowych, rozumianej jako zdolność do redukcji generacji, z możliwością jej ponownego zwiększenia.
Do tej pory podjęto wiele prób poprawy tej elastyczności, jednak skupiały się one na bardzo dużej ingerencji w układ cieplny elektrowni oraz wiązały się z bardzo dużymi nakładami finansowymi. Grupa Energotherm zaproponowała koncepcję poprawy elastyczności bloku elektrowni węglowo-parowej, polegającą na zagospodarowaniu „nadwyżki” energii elektrycznej w układzie cieplnym bloku energetycznego. W celu zmniejszania wartości mocy bloku oddawanej do sieci elektroenergetycznej, poniżej tzw. minimum technicznego bloku, załączony zostaje dodatkowy układ elektrycznego podgrzewu wody zasilającej. Z punktu widzenia KSE blok oddaje do systemu moc o wartości mniejszej niż wynika to z jego minimum technicznego. Co istotne, nie ma konieczności odstawiania go do rezerwy; pozostając w sieci, jest gotowy do natychmiastowego zwiększania mocy. Ma to szczególne znaczenie, gdy gwałtowny przyrost źródeł OZE w systemie elektroenergetycznym wymusza częste odstawienia bloków węglowo-parowych do rezerwy, a następnie ich ponowne uruchomienie, co wiąże się z dodatkowymi kosztami eksploatacyjnymi.
Zastosowanie proponowanej metody pozwoli na zmniejszenie tych kosztów dzięki możliwości produkcji energii elektrycznej poniżej dotychczasowego minimum technicznego bloku energetycznego. Z kolei z punktu widzenia operatora KSE, blok węglowy, który ma zdolność do szybkiego zmniejszania lub zwiększania mocy generowanej (załączanie/wyłączanie elektrycznego podgrzewacza wody zasilającej), jest bardziej przydatny do procesu regulacji mocy w systemie elektroenergetycznym. Proponowane rozwiązanie zwiększa więc zakres regulacji mocy netto bloku. Ponadto, proponowana metoda wymaga tylko niewielkiej ingerencji w układ technologiczny elektrowni.
To innowacyjne rozwiązanie polskiego wynalazcy znalazło uznanie i zostało opublikowane w brytyjskim Applied Thermal Engineering, recenzowanym czasopiśmie naukowym, które obejmujące wszystkie aspekty inżynierii cieplnej zaawansowanych procesów, w tym integrację, intensyfikację i rozwój wraz z zastosowaniem urządzeń termicznych w konwencjonalnych instalacjach procesowych, w tym ich wykorzystanie do odzysku ciepła. Jest znane z publikowania wysokiej jakości badań nad zaawansowanymi procesami, w tym integracją, intensyfikacją oraz zastosowaniem urządzeń termicznych w konwencjonalnych instalacjach. Wynalazek został opisany jako praca naukowa pn. „Nowatorska koncepcja poprawy elastyczności elektrowni parowych wykorzystujących elektryczny podgrzewacz wody zasilającej”.
| Grupa Energotherm stara się wdrożyć technologię opartą na wynalazku poprawy elastyczności elektrowni węglowo-parowych wykorzystujących elektryczny podgrzewacz wody zasilającej pn. Układ RRM (Rozszerzona Regulacja Mocy). Do projektu zachęca niski CAPEX w stosunku do innych rozwiązań oraz łatwość wdrożenia. Najważniejsze cechy tej technologii: 1. Znikomy stopień ingerencji w istniejącą infrastrukturę bloku: - Instalacja podgrzewu wody kotłowej realizowana jest poprzez układ obejściowy z wymiennikiem para/woda w linii wody zasilającej za regeneracją wysokoprężną. - Duża dowolność w lokalizacji zabudowy głównych elementów instalacji. - Skalowalność rozwiązania, w zależności od możliwości i potrzeb wytwórcy. 2. Przystępny proces montażu: - Możliwa zabudowa modułowa. - Budowa układu RRM przed jego wpięciem w system bloku energetycznego, w trakcie normalnej pracy bloku, bez potrzeby dodatkowego odstawienia kotła. - Wpięcie układu RRM zostanie zrealizowane w czasie planowanego postoju remontowego bez wymuszania dodatkowego czasu odstawienia. 3. Uniwersalność układu RRM pozwala na zastosowanie tej technologii do każdego rodzaju i mocy bloku oraz w układach ciepłowniczych. 4. Blok w trybie redukcji mocy elektrycznej zachowuje dotychczasową dynamikę zmiany mocy. 5. Brak dodatkowych przestojów bloku - proponowane rozwiązanie pozwala na przygotowanie układu RRM przed jego wpięciem w system bloku energetycznego, w trakcie normalnej pracy bloku. 6. Wdrożenie RRM nie wpływa negatywnie na pracę bloku nawet podczas całkowitego wyłączenia układu redukującego Niestety, pomimo naukowego uznania dla koncepcji tego wynalazku, jak dotąd nie udało się zainteresować nim w dostateczny sposób producentów energii elektrycznej, właścicieli jednostek wytwórczych, a jednocześnie operatorów elektroenergetycznych. Trudno powiedzieć, co jest tego powodem. Wydaje się, że błąd tkwi w uwarunkowaniach systemowych, które powodują, że niełatwo jest wskazać na podmioty, które powinny być najbardziej zainteresowane znalezieniem najkorzystniejszych rozwiązań i źródeł ich sfinansowania. Grupa Energotherm, prezentując wynalazek kilku podmiotom z sektora energetycznego, spotkała się z pozytywną oceną i otrzymała potwierdzenie poprawności przyjętych założeń, które zostały poparte szczegółowymi obliczeniami. Jednak w końcowej fazie prezentacji najczęściej padało pytanie o wdrożenie układu i o możliwość zaprezentowania jego wyników. Propozycje zrealizowania wspólnego projektu, który dałby odpowiedzi na kluczowe pytania, jak dotąd nie zostały podjęte. Krótko mówiąc, po stronie operatorów czy wytwórców energii elektrycznej, nie udało się wywołać „apetytu” na ryzyko związane ze sprawdzeniem tego patentu w praktyce. Może to budzić pewne zdziwienie, ponieważ modernizacja bloku węglowego musi być zrealizowana na majątku właściciela jednostki wytwórczej (bloku energetycznego), który jako jedyny podmiot dysponujący realnymi danymi technicznymi i ekonomicznymi, mający do osiągnięcia konkretne wyniki finansowe, potrafi ocenić rzeczywiste korzyści. Bez tej decyzji inwestora, który potrafi zweryfikować założone cele, niemożliwe jest efektywne przeprowadzenie całego projektu i dokonanie wiarygodnej ewaluacji jego rezultatów. Korzyści stosowania układu RRM, jak w wielu podobnych wypadkach, gdy mamy do czynienia z polską myślą technologiczną, ale bez możliwości wdrożenia w przemyśle, mogą pozostać tylko na papierze: • Zwiększenie rezerwy mas wirujących w KSE. • Redukcja liczby rozruchów i odstawień bloku energetycznego oraz ograniczenie zużycia paliwa. • Redukcja zużycia węgla i emisji CO2. • Optymalizacja kompensacji zmian mocy w KSE, redukująca niestabilności energii elektrycznej dostarczanej z OZE. • Maksymalne wykorzystanie zasobów OZE w KSE – brak konieczności wyłączania OZE. • Brak konieczności nadmiernej redukcji mocy wysokosprawnych bloków, w tym bloków klasy 1000 MW. • Wzrost bezpieczeństwa pracy KSE z uwagi na regulacyjną rolę bloków JWCD (Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych). • Możliwość zarządzania pracą układu RRM zarówno w trybie ręcznym, automatycznym, jak i z wykorzystaniem algorytmów uczenia maszynowego. • Uwolnienie możliwości podłączeń nowych jednostek OZE do KSE. • Zwiększenie trwałości bloków węglowych z uwagi na stabilne i ciągłe warunki pracy – redukcja kosztów usuwania awarii wynikających z częstych uruchomień i odstawień. • Zwiększenie prawdopodobieństwa pracy bloków z układem RRM w trybie pracy wymuszonej. • Redukcja kosztów uprawnień do emisji CO2. • Redukcja kosztów zużywanego paliwa. • Dodatkowe przychody z tytułu świadczenia usługi regulacyjności mocy. Na szczęście rozmowy trwają i wypada zachować optymizm co do ich pozytywnych rezultatów. Niewykluczone jednak, że gdy polscy najwięksi wytwórcy energii elektrycznej i operatorzy elektroenergetyczni nie znajdą sposobu na przeprowadzenie modernizacji bloków węglowych z zastosowaniem technologii RRM, zrobią to zagraniczni konkurenci, którzy odkryją korzyści, jakie to rozwiązanie niesie za sobą i szybciej je zastosują. Oby nie. |
Joanna Chrustek