Potencjał kogeneracji we wspieraniu Krajowego Systemu Elektroenergetycznego

Transkrypt

1 Potencjał kogeneracji we wspieraniu Krajowego Systemu Elektroenergetycznego Adam Klepacki Dział Analiz i Rozwoju Energoprojekt Katowice SA 1. Wstęp Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE) jest złożonym organizmem, którego sposób funkcjonowania zależy od wielu różnych czynników. Jednym z podstawowych celów działania KSE jest zrównoważenie (zbilansowanie) podaży energii elektrycznej z popytem w każdej chwili w ciągu roku. Na podaż (produkcję) energii elektrycznej składają się jednostki wytwórcze różnego typu, w tym m.in. elektrociepłownie (jednostki kogeneracyjne wytwarzające energię elektryczną i ciepło w jednym procesie) zarówno przemysłowe jak i te produkujące ciepło dla odbiorców komunalnych. Jeśli zatem elektrociepłownie (EC) stanowią część podażową w bilansie energii elektrycznej, warto przyjrzeć się co obecnie determinuje ich profil obciążenia w ciągu roku, jakie są ograniczenia oraz w jaki sposób jednostki te mogłyby wspierać KSE w wypełnianiu jego podstawowego celu. 2. Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE) Zanim w szczegółach omówione zostaną możliwości wsparcia operacyjnego KSE przez jednostki kogeneracyjne, niezbędne jest przybliżenie funkcjonowania tego systemu oraz opisanie pewnych zmian jakie mają w nim miejsce. Zmiany te będą w szczególności istotne z punktu widzenia sposobu funkcjonowania jednostek kogeneracyjnych, dlatego też nie sposób pominąć ich w tej analizie. Podstawowym elementem funkcjonowania KSE, jest wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną, czyli strona popytowa krajowego bilansu energii. Zapotrzebowanie to zmienia się w ciągu roku i może być zaprezentowane w różnej formie np. w postaci średniomiesięcznych wartości zapotrzebowania na moc, tak jak to pokazano na poniższym rysunku (dane wg PSE, raport roczny z funkcjonowania KSE). Dane przedstawiono jako średniomiesięczne aby lepiej zobrazować różnice w zapotrzebowaniu pomiędzy poszczególnymi okresami roku.

2 Rysunek 1. Średniomiesięczne zapotrzebowanie na moc w latach Wyraźnie można zaobserwować, że średniomiesięczne zapotrzebowanie na moc w okresie zimy wzrasta znacznie wolniej niż w okresie letnim. W zimie wzrost zapotrzebowania w okresie siedmiu lat ( ) osiągnął około 1500 MWe, natomiast w lecie w tym samym okresie wzrost ten wyniósł około 4500 MWe, czyli trzykrotnie więcej. Taka tendencja wynika przede wszystkim z coraz większej ilości urządzeń i instalacji klimatyzacyjnych instalowanych na budynkach, których pobór energii elektrycznej ma miejsce w okresach wysokiej temperatury powietrza zewnętrznego. Należy się spodziewać, że taki trend będzie utrzymany również w najbliższej przyszłości. Istotną cechą, na którą należy również zwrócić uwagę, jest różnica zapotrzebowania w okresie zimy i lata w ramach jednego roku. Może ona być skalkulowana np. jako różnica pomiędzy najwyższą wartością średniomiesięczną w roku (która zwykle występuje w okresie zimy) a średnią wartością miesięcy letnich (czerwiec-sierpień). Dla 2015 roku różnica, o której mowa powyżej, wynosiła 3220 MWe, natomiast w roku 2009 około 5850 MWe. A zatem można stwierdzić, że sytuacja zmierza do wyrównywania się zapotrzebowania na moc w okresie zimy i lata. Ponadto, zupełnie realne wydaje się, że w przyszłości szczyt zapotrzebowania będzie miał miejsce w okresie lata a nie jak do tej pory w zimie. Potwierdzeniem powyższego są komunikaty PSE, np. z dnia , w którym informowano o rekordzie zapotrzebowania na moc w szczycie rannym ( MWe). Co ciekawe poprzedni rekord padł niespełna rok wcześniej. Zmiany w profilu zapotrzebowania na moc w ciągu roku wiążą się oczywiście z pewnymi konsekwencjami. Jedną z głównych są plany remontowe systemowych jednostek wytwórczych odpowiedzialnych za bilansowanie podaży z popytem. Na poniższym rysunku (Rysunek 2) zaprezentowano średniomiesięczne ilości mocy podlegających remontom kapitalnym i średnim (dane wg PSE, raport roczny z funkcjonowania KSE).

3 Rysunek 2. Średniomiesięczne ilości mocy w remontach kapitalnych i średnich (lata ) Kampania remontowa systemowych jednostek wytwórczych jest zwykle najintensywniejsza w okresie lata, gdyż wówczas zapotrzebowanie na moc jest najniższe potwierdza to również powyższy wykres głównie w zakresie lat W kolejnych latach, w szczególności w roku 2015, głównie z powodu coraz wyższego zapotrzebowania na moc w okresie lata, szczyt ilości mocy będącej w remoncie przesunął się na okres przed i po wakacyjny (widoczne dwa piki w maju oraz wrześniu). Warte podkreślenia jest również to, że poziom mocy w remoncie w okresie lata na przestrzeni lat pozostaje na zbliżonym poziomie, natomiast w okresie zimy uległ wyraźnemu zwiększeniu. Oznacza to, że potrzeby remontowe są coraz większe i w systemie pozostaje coraz mniej mocy w rezerwie co niejednokrotnie potwierdzały komunikaty prasowe. Dalszy wzrost zapotrzebowania na moc w okresie lata, co jest bardzo prawdopodobne, będzie powodował, coraz większe trudności w prowadzeniu kampanii remontowej, gdyż nie będzie odpowiedniego momentu w ciągu roku aby tego dokonać. Będzie to oznaczało konieczność zapewnienia w systemie dodatkowej ilości mocy, która umożliwi bilansowanie podaży z popytem oraz poprawne przeprowadzenie kampanii remontowej jednostek systemowych. Niestety większa ilość mocy zainstalowanej w jednostkach systemowych oznacza również dodatkowe potrzeby dla tej mocy po stronie remontowej. 3. Funkcjonowanie Elektrociepłowni (EC) w KSE Elektrociepłownie (EC), lub inaczej jednostki kogeneracyjne, można podzielić na dwie zasadnicze grupy. Pierwszą stanowią jednostki zasilające w ciepło odbiorców komunalnych (elektrociepłownie komunalne), drugą grupę stanowią jednostki wytwarzające ciepło przede wszystkim do procesu technologicznego (elektrociepłownie przemysłowe), w tym również na potrzeby grzewcze.

4 Elektrociepłownie komunalne Na potrzeby określenia sposobu funkcjonowania jednostek kogeneracyjnych komunalnych w KSE wykorzystano dane prezentowane na stronie internetowej PSE (plan koordynacyjny roczny). Ponadto, aby możliwe było porównanie profilu obciążenia EC z omówionymi we wcześniejszym punkcie aspektami dotyczącymi zapotrzebowania na moc oraz kampanii remontowej, przedstawione dane mają charakter średniomiesięczny dane przedstawiono na poniższym rysunku (Rysunek 3). Rysunek 3. Moc osiągalna oraz dyspozycyjna EC (njwcd cieplnych) w roku (2015) Zaprezentowane dane dotyczą mocy osiągalnej oraz dyspozycyjnej cieplnych jednostek njwcd, czyli jednostek które nie są centralnie dysponowane tą grupę stanowią w całości elektrociepłownie komunalne elektrociepłownie przemysłowe są objęte osobną kategorią dla której dane przedstawiono w dalszej części. Moc osiągalna EC kształtuje się na poziomie 6060 MWe, natomiast moc dyspozycyjna (rozumiana jako przewidywana moc oddawana do sieci) jest różna w zależności od miesiąca w ciągu roku. W miesiącach zimowych stanowi maksymalnie 76,5% mocy osiągalnej, natomiast w miesiącach letnich waha się na poziomie 39,3%. Różnica w mocy wprowadzanej do sieci pomiędzy okresem zimowym a letnim wynosi około 2320 MWe. Wynika to wprost z charakteru pracy EC, gdzie priorytetem jest produkcja ciepła na potrzeby odbiorców (sezon grzewczy), natomiast energia elektryczna jest niejako produktem ubocznym. Niezależnie od powyższego, potencjał kogeneracji mógłby zostać wykorzystany w szerszym zakresie, głównie z uwagi na fakt, że część z jednostek kogeneracyjnych jest wyposażona w turbiny parowe z możliwością pracy kondensacyjnej możliwość większego obciążenia turbiny parowej ponad obciążenie wynikające z produkcji ciepła. Analizując dane zawarte w katalogu elektrowni i elektrociepłowni zawodowych opracowanych przez Agencję Rynku Energii (ARE) około 3150 MWe w ramach elektrociepłowni komunalnych jest wyposażona w turbinę parową z członem kondensacyjnym stanowi to około 52% mocy osiągalnej wszystkich elektrociepłowni tej

5 kategorii. Pozostałe jednostki (48%) wyposażone są w różnego typu turbiny parowe przeciwprężne, w których moc elektryczna jest podyktowana obciążeniem ciepłowniczym. Obciążanie członu kondensacyjnego turbin parowych w elektrociepłowniach wiąże się jednak z pewnymi konsekwencjami i ograniczeniami: Obecnie funkcjonuje jeszcze (i będzie do roku 2018) wsparcie operacyjne jednostek kogeneracyjnych, polegające na przyznawaniu świadectw pochodzenia w postaci certyfikatów (czerwonych dla kogeneracji węglowej i żółtych dla kogeneracji gazowej), które później mogą być sprzedawane na towarowej giełdzie energii ilość przyznawanych certyfikatów jest zależna od średniorocznej sprawności ogólnej EC, która będzie się zmniejszała wraz ze zwiększającą się produkcją energii elektrycznej w członie kondensacyjnym, Obecnie funkcjonujący rynek energii elektrycznej bazuje na kosztach zmiennych wytwarzania, przez co oferta cenowa na energię elektryczną z EC nie może być tak atrakcyjna jak oferta elektrowni systemowej, której sprawność wytwarzania (przekładająca się na koszty wytwarzania) jest wyższa, Okres lata to również czas, w którym planowane remonty odbywają się w układach kogeneracyjnych, przez co potencjał możliwy do wykorzystania w tym okresie może być nieco ograniczony. Elektrociepłownie przemysłowe W celu przedstawienia rocznego profilu obciążenia elektrociepłowni przemysłowych skorzystano również z danych zawartych na stronie PSE (plan koordynacyjny roczny). Dane podobnie jak we wcześniejszych przypadkach zaprezentowano w ujęciu średniomiesięcznym. Rysunek 4. Moc dyspozycyjna elektrowni przemysłowych w ciągu roku (2015) Obciążenie elektrociepłowni przemysłowych nie jest tak zmienne jak komunalnych, głównie z powodu produkcji ciepła na cele przemysłowe. Zmienność w okresie zima/lato osiąga około

6 400 MWe, a zatem nie jest duża i ze względu na inny charakter pracy trudno poszukiwać tu dodatkowego potencjału do wykorzystania w okresie lata. Uwzględnienie tej grupy jednostek w niniejszej analizie ma przede wszystkim na celu uchwycenie rzeczywistych różnic w potencjale produkcji energii elektrycznej pomiędzy okresami lata i zimy. 4. Potencjał EC na tle zmian w KSE W punkcie drugim niniejszego artykułu przedstawiono zmiany jakie mają miejsce w KSE z punktu widzenia zapotrzebowania na energię elektryczną jak również pojawiające się trudności w przeprowadzaniu kampanii remontowej systemowych jednostek wytwórczych. Nakreślono, że głównym tego powodem jest dynamiczny wzrost zapotrzebowania w miesiącach letnich i zanikająca różnica w zapotrzebowaniu pomiędzy okresem zimy i lata. W punkcie trzecim artykułu przybliżono sposób funkcjonowania EC w KSE. Profil obciążenia EC wskazuje, że w okresie lata EC dysponują potencjałem wytwórczym, który obecnie z różnych powodów nie jest w pełni wykorzystywany. Powyższe podsumowanie można zobrazować jak pokazano na poniższym rysunku (Rysunek 5). Popyt Podaż load_w prod_w Popyt Podaż Jednostki systemowe Delta_W load_s prod_s Jednostki systemowe Delta_S prod_ec_w prod_ec_s 0,0 0,0 ZIMA LATO Rysunek 5. Podaż/popyt na energię elektryczną w okresie zima/lato Oznaczenia na rysunku przedstawiają się następująco: Load_W średnie zapotrzebowanie na moc w zimie, Load_S średnie zapotrzebowanie na moc w lecie, Prod_W średnia generacja w zimie (pokrywająca zapotrzebowanie), Prod_S średnia generacja w lecie (pokrywająca zapotrzebowanie), Prod_EC_W średnia generacja elektrociepłowni w zimie, Prod_EC_S średnia generacja elektrociepłowni w lecie, Delta_W różnica pomiędzy zapotrzebowaniem a generacją w EC w okresie zimy, Delta_S różnica pomiędzy zapotrzebowaniem a generacją w EC w okresie lata.

7 Pole wykropkowane oznacza ilość mocy (poza źródłami kogeneracyjnymi) niezbędnej do zbilansowania podaży z popytem na potrzeby niniejszego opracowania ta moc będzie nazywana mocą bilansującą. Inaczej mówiąc moc bilansująca stanowi pozostałą dostępną moc w KSE nie wliczając w to jednostek kogeneracyjnych. Niestety moc bilansująca zgodnie z powyższą definicją nie jest jednorodna w zakresie polskiego miksu energetycznego to nie tylko zawodowe jednostki systemowe a zatem nie można z tej perspektywy jednoznacznie określić tego pola (pole wykropkowane) jako jednostki systemowe. Z drugiej jednak strony, jeżeli zwrócimy uwagę na charakter pozostałych dostępnych technologii (poza jednostkami systemowymi) to można podzielić ja na dwie zasadnicze kategorie: Jednostki, których obciążenie w ciągu roku nie wykazuje tak dużych, powtarzalnych i regularnych różnic pomiędzy okresem lata i zimy, który to okres jest najbardziej interesujący z punktu widzenia możliwości wykorzystania potencjału jednostek kogeneracji. Jednostki te mogą dopasować obciążenie do bieżącej sytuacji w KSE. Jednostki, których obciążenie w ciągu roku jest absolutnie nieprzewidywalne (turbiny wiatrowe, panele fotowoltaiczne) ten typ jednostek w przypadku wysokiego obciążenia będzie mógł zastąpić potencjał jednostek kogeneracyjnych, niemniej nie można ich traktować w charakterze jednostek dyspozycyjnych, czyli takich które można obciążyć w każdej chwili. Biorąc pod uwagę obydwie wyżej opisane kategorie można stwierdzić, że wymagana ilość mocy bilansującej będzie musiała bazować na jednostkach dyspozycyjnych niezależnie od charakteru tej jednostki (systemowa czy nie systemowa). Analiza ostatnich lat wskazuje, że ilość niezbędnej mocy bilansującej w okresie lata jest wciąż niższa niż wielkość tego pola w okresie zimy (Rysunek 6), niemniej zmiany zachodzące w KSE mogą tą sytuację odwrócić. Kampania remontowa Moc bilansująca (poza EC) 0,0 Zima Lato Potencjał możliwy do prowadzenia remontu Rysunek 6. Niezbędna moc bilansująca w okresie zima/lato Mniejszy słupek niezbędnej mocy bilansującej w okresie lata umożliwia prowadzenie kampanii remontowej, niestety jednak, jak to już wcześniej przedstawiono, wielkość tego słupka zaczyna się wyraźnie zwiększać i nie wykluczone, że w przyszłości zrówna się a być może nawet przewyższy wielkość słupka niezbędnej mocy bilansującej w okresie zimy. Biorąc pod uwagą wszystkie powyższe aspekty, postanowiono przeanalizować jakie mogą być konsekwencje dla KSE zanikania różnicy w średnim zapotrzebowaniu na moc pomiędzy okresem lata i zimy.

8 4.1 Analiza potencjału kogeneracji Przed przystąpieniem do analizy zdefiniowano trzy rzeczywistości KSE : Pierwsza rzeczywistość będzie odpowiadała stanowi faktycznemu jak w roku 2009, Druga rzeczywistość będzie odpowiadała stanowi faktycznemu jak w roku 2015, Trzecia rzeczywistość będzie pewnym przewidywaniem przyszłości, w której nie będzie występowała żadna różnica pomiędzy średniomiesięcznym zapotrzebowaniem na moc w okresie zimy i lata. Wszystkie trzy rzeczywistości KSE przedstawiono poniżej w formie rysunkowej (Rysunek 7). Kampania remontowa Kampania remontowa? Kampania remontowa Obciążenie mocy bilansowej (poza EC) Potencjał możliwy do prowadzenia remontu 0,0 0,0 Zima Lato I "rzeczywistość" 0,0 Zima Lato II "rzeczywistość" Zima Lato III "rzeczywistość" Rysunek 7. Trzy zdefiniowane "rzeczywistości KSE stanowiące podstawę analizy Zgodnie z powyższym rysunkiem, coraz wyższe zapotrzebowanie na moc w okresie lata oznacza coraz mniejsze możliwości przeprowadzania procesu remontów w tym okresie co będzie prowadziło do obniżania się poziomu rezerwy w systemie w okresie zimowym (część remontów zostanie przeniesiona na okres zimowy lub potrzebna będzie większa ilość mocy). Sytuacja taka nie może być akceptowalna w dłuższym horyzoncie czasowym, w szczególności, z powodu bardzo prawdopodobnego pogłębiania się problemu. W dalszej części przedstawiono bardziej szczegółową analizę opartą o konkretne liczby i wielkości odnoszące się do zjawisk w KSE. W pierwszej kolejności konieczne jest ponowne spojrzenie na krzywą zapotrzebowania na moc w ujęciu średniomiesięcznym, przy czym tym razem pokazano tą krzywą w trzech różnych wersjach odpowiadających przyjętym rzeczywistościom KSE. W celu lepszego i łatwiejszego porównania wyników analizy, średniomiesięczne maksymalne zapotrzebowanie na moc sprowadzono do poziomu MWe co zgrubnie odpowiada obecnemu poziomowi. Takie podejście umożliwi bezpośrednie porównanie charakteru profilów każdej z trzech analizowanych rzeczywistości.

9 Rysunek 8. Zmiany profilu zapotrzebowania na moc w ujęciu średniomiesięcznym w trzech analizowanych rzeczywistościach KSE Zielona krzywa reprezentuje profil zapotrzebowania analogiczny jak w roku Niebieska krzywa prezentuje profil zapotrzebowania jak w roku 2015, natomiast czerwona krzywa pokazuje hipotetyczną krzywą zapotrzebowania, która może się urzeczywistnić w przeciągu kliku/kilkunastu najbliższych lat. Krzywe zapotrzebowania zestawiono następnie z rzeczywistym (jak obecnie) profilem obciążenia jednostek kogeneracyjnych (komunalnych i przemysłowych). Na tej podstawie wyznaczono ilość mocy bilansującej jaka musi być dostępna w innych technologiach aby możliwe było pokrycie zapotrzebowania odpowiedni rysunek (Rysunek 9) zamieszczono poniżej.

10 Rysunek 9. Niezbędna ilość mocy bilansującej w innych technologiach (poza EC) Na powyższym rysunku wyraźnie można zaobserwować, że zachowanie obecnego charakteru pracy (obciążenia) źródeł kogeneracyjnych spowoduje, że wymagana ilość mocy bilansującej w pozostałych technologiach będzie wzrastała i będzie najwyższa w okresie letnim. Utrudni to przeprowadzenie kampanii remontowej oraz będzie oznaczało konieczność zwiększenia mocy dostępnej w KSE. Maksymalna wartość niezbędnej mocy bilansującej dla wszystkich trzech przypadków została przedstawiona w poniższej tabeli (Tabela 1). Parametr Jedn. Wartość Rzeczywistość roku 2009 MW 18625,7 Rzeczywistość roku 2015 MW 18756,0 +0,7% Hipotetyczna przyszłość MW 21484,2 +15,3% Tabela 1. Maksymalna wymagana ilość mocy bilansującej w KSE Wzrost niezbędnej mocy bilansującej oznacza, że w systemie będzie musiała się znaleźć dodatkowa ilość mocy a zatem w uproszczeniu można tą maksymalną wymaganą ilość mocy bilansującej potraktować jak niezbędną moc zainstalowaną w rzeczywistości oczywiście konieczna będzie odpowiednia nadwyżka (w celu zapewnienia rezerwy), niemniej w celu zbadania różnic pomiędzy przyjętymi rzeczywistościami tą nadwyżkę można pominąć. W celu poprawnego porównania wszystkich trzech rzeczywistości konieczne jest również porównanie potencjału remontowego. W każdej rzeczywistości należy przewidzieć możliwość przeprowadzenia remontów i na potrzeby porównania przyjmuje się, że ten potencjał musi być jednakowy, a zatem w przypadku większej ilości mocy zainstalowanej potencjał ten musi być odpowiednio większy. Jako punkt wyjścia przyjęto potencjał istniejący w ramach rzeczywistości roku 2009 i do tego poziomu zrównano potencjały kolejnych rzeczywistości. W wyniku zrównania potencjałów remontowych wymagana maksymalna ilość mocy bilansującej (moc zainstalowana) uległa zwiększeniu i przedstawia się zgodnie z poniższą tabelą (Tabela 2). Parametr Jedn. Wartość

11 Rzeczywistość roku 2009 MW 18625,7 Rzeczywistość roku 2015 MW 19718,9 +5,9% Hipotetyczna przyszłość MW 21970,1 +18,0% Tabela 2. Skorygowane wielkości maksymalnej wymaganej ilości mocy bilansującej w KSE (moc zainstalowana) Na podstawie powyższych wyliczeń wyraźnie widać, że zachodzące zmiany w zakresie zapotrzebowania na moc przy nie zmienionym profilu obciążenia jednostek kogeneracyjnych będą się wiązały z koniecznością zwiększenia mocy zainstalowanej w systemie, tak aby możliwe było pokrycie zapotrzebowania oraz zapewnienie odpowiedniej ilości czasu na przeprowadzenie kampanii remontowej. Przewidywana ilość dodatkowej mocy zainstalowanej niezbędnej w KSE może osiągnąć nawet 18% co przekłada się na około 3340 MWe. Jeśli zatem zmiany obserwowane w KSE przy zachowanym profilu obciążania źródeł kogeneracyjnych oznaczają konieczność budowy nowych źródeł mocy bilansującej niezbędnej w systemie w ilości około 3,3 GW, wydaje się że warto sprawdzić jak sytuacja mogłaby wyglądać, gdyby potencjał kogeneracji w okresie lata był wykorzystany znacznie szerzej niż do tej pory. Absolutnie nieuzasadnione jest bowiem ponoszenie kosztów utrzymania jednostek kogeneracyjnych z członem kondensacyjnym oraz dodatkowych jednostek bilansujących KSE, w sytuacji, w której obciążenie tych pierwszych nie jest wykorzystywane w pełni. To samo dotyczy jednostek kogeneracyjnych zupełnie nowych jak i obecnie wyposażonych w turbiny przeciwprężne, w których koszt zabudowy członu kondensacyjnego lub pseudo kondensacji będzie istotnie niższy niż budowa nowych mocy niezbędnych do bilansowania KSE. W dalszej części artykułu przedstawiono w szczegółach charakter i profil pracy typowej jednostki kogeneracyjnej z członem kondensacyjnym aby lepiej zobrazować potencjał wsparcia KSE przez te jednostki. 4.2 Przykładowa EC z członem kondensacyjnym W celu oszacowania potencjału produkcji energii elektrycznej tkwiącego w źródłach kogeneracyjnych z członem kondensacyjnym konieczne jest przeprowadzenie analizy bilansowej przykładowego układu technologicznego. Przykładowy układ technologiczny elektrociepłowni zainstalowanej w polskim systemie elektroenergetycznym wyposażonej w turbinę parową z członem kondensacyjnym zaprezentowano na poniższym rysunku (Rysunek 10).

12 WC Q Kocioł K Turbina G KO PK ZWZ RW Definicja oznaczeń: K - człon kondensacyjny turbiny parowej, Q - odbiorca ciepła, WC - wymiennik ciepłowniczy, G - generator, KO - skraplacz, PK - pompa kondensatu, RN - regeneracja niskoprężna ZWZ - zbiornik wody zasilającej, PWZ - pompa wody zasilającej, RW - regeneracja wysokoprężna. RN PWZ Rysunek 10. Typowy układ technologiczny EC z członem kondensacyjnym Przedstawiona konfiguracja technologiczna elektrociepłowni składa się z kotła parowego, pyłowego opalanego węglem kamiennym, turbiny upustowo-kondensacyjnej oraz szeregu urządzeń i instalacji pomocniczych (pompy, wymienniki regeneracyjne, stacja odgazowania wody zasilającej ze zbiornikiem), w tym układ ciepłowniczy z wymiennikiem ciepłowniczym. Podstawowe parametry techniczne układu zaprezentowano w poniższej tabeli. Parametr Maksymalna moc elektryczna Maksymalna moc ciepłownicza w wymienniku ciepłowniczym Jedn. MWe MWt Wartość 55,0 81,0 Tabela 3. Podstawowe parametry techniczne analizowanej EC Zwyczajowo, elektrociepłownia jak wyżej pracuje na potrzeby konkretnego systemu ciepłowniczego, który charakteryzuje się określonym maksymalnym zapotrzebowaniem na ciepło. W tym aspekcie, sytuacja na przestrzeni całego kraju może jednak wyglądać naprawdę różnie, gdyż elektrociepłownie były budowane stosunkowo dawno, a rynek ciepła nieustannie się zmienia czasem są podłączani nowi klienci, czasem dotychczasowi klienci są odłączani lub kończą działalność, w jeszcze innych przypadkach na pobór energii cieplnej wpływa postępujący proces termomodernizacji budynków. Biorąc to pod uwagę, analizę na potrzeby niniejszego artykułu przeprowadzono przy założeniu, że zdefiniowany układ EC współpracuje z systemem ciepłowniczym o zapotrzebowaniu jak na poniższym rysunku (Rysunek 11).

13 Moc ciepłownicza, MWt Q_Sys_Max Q_EC_Max Godziny w ciągu roku, h Rysunek 11. Moc ciepłownicza EC (Q_EC_Max) na tle mocy ciepłowniczej systemu (Q_Sys_Max) Wykres uporządkowany zapotrzebowania na ciepło zaprezentowany na powyższym rysunku (Rysunek 11), stworzono przy wykorzystaniu równania Raissa, przy czym niektóre ze współczynników zawarte w równaniu skorygowano wg doświadczeń własnych zdobytych podczas pracy w projektach dotyczących systemów ciepłowniczych. Podstawowym celem analizy było określenie średniorocznej sprawności ogólnej EC w zależności od sposobu pracy EC, jak również potencjału mocy elektrycznej tkwiącego w EC w okresie lata. Dla tak określonego zadania, przeprowadzono szczegółowe roczne obliczenia bilansowe, w wyniku których wyznaczono wielkość produkcji energii elektrycznej. Obliczenia prowadzono dwutorowo: W pierwszej kolejności obciążenie EC było podyktowane zapotrzebowaniem na ciepło, natomiast człon kondensacyjny był obciążony na niezbędnym minimum (przyjęto zakres 10-15% nominalnego strumienia pary przepływającego do skraplacza). W drugiej kolejności obciążenie EC było maksymalne w każdej chwili, oczywiście przy zachowaniu produkcji ciepła na wymaganym poziomie. Wyniki obliczeń bilansowych przedstawiono poniżej (Rysunek 12).

14 Moc elektryczna, kwe Max. Produkcja energii elektrycznej Produkcja energii elektrycznej wynikająca z ciepła Liczba godzin w roku, h Rysunek 12. Moc elektryczna EC w zależności od sposobu eksploatacji Moc elektryczna EC w przypadku pracy pod dyktando produkcji ciepła w okresie poza sezonem grzewczym spada do poziomu 21,0 MWe, co stanowi około 38,2% mocy zainstalowanej EC. W przypadku pracy z maksymalnym możliwym obciążeniem, w okresie poza sezonem grzewczym moc elektryczna kształtuje się na poziomie 51,0 MWe, co stanowi około 92,7% mocy zainstalowanej. Różnica w generowanej mocy elektrycznej stanowi 30,0 MWe co stanowi około 54,5% mocy zainstalowanej. A zatem można zdecydowanie stwierdzić, że potencjał kogeneracji w okresie letnim (poza sezonem grzewczym) jest znaczny. Obciążanie przykładowej EC według zapotrzebowania na ciepło przekłada się na uzyskanie średniorocznej sprawności ogólnej na poziomie 77,61% co jest wartością bardzo bliską wartości granicznej dla tego typu układów (80%), niezbędnej do uzyskania pełnej ilości świadectw pochodzenia (wskaźnik PES osiągnięto na poziomie powyżej 10%). Warto zwrócić uwagę, że sprawność ta zależy nie tylko od sposobu eksploatacji jednostki ale również wielkości systemu ciepłowniczego w jakim ta jednostka pracuje. W przypadku pracy z maksymalnym możliwym obciążeniem, przy zachowaniu produkcji ciepła na wymaganym poziomie, średnioroczna sprawność ogólna EC spada do poziomu około 66,44% 5. Wnioski i podsumowanie Wykonane przeliczenia umożliwiają określenie całkowitego potencjału jednostek kogeneracyjnych wyposażonych w człon kondensacyjny w okresie letnim. Przytaczając wielkość 3150 MWe mocy zainstalowanej w tego typu układach (wspomnianą już we wcześniej części artykułu), oszacowano, że ten potencjał wynosi około 1717 MWe. Taka ilość dodatkowej mocy tkwi w istniejących układach EC z członem kondensacyjnym moc ta mogłaby być wykorzystana do wsparcia KSE w okresie letnim (poza sezonem grzewczym).

15 Należy zwrócić jednak uwagę, że stosunkowo niewielkim kosztem, w wielu przypadkach również istniejące EC z turbinami przeciwprężnymi mogłyby zostać zmodernizowane do układów z członem kondensacyjnym. Wówczas potencjał okresu letniego w ramach jednostek kogeneracyjnych wzrósłby do poziomu 3303 MWe (przy zgrubnym założeniu, że moc EC po zmianie z turbiny przeciwprężnej na kondensacyjną nie ulegnie zmianie i że wszystkie jednostki można zmodernizować). Warto tu zwrócić uwagę, że taka ilość potencjału w okresie lata praktycznie pokrywa niezbędną ilość mocy bilansującej wynikającą z pogłębiającego się zanikania różnicy w średniomiesięcznym zapotrzebowaniu na moc w okresie lato/zima. Oznacza to, że wykorzystując potencjał EC w okresie lata, można uniknąć kosztu budowy i utrzymania około 3,3 GW nowych mocy, które będą niezbędne w KSE w celu zbilansowania podaży z popytem jak również umożliwienia prowadzenia kampanii remontowej jednostek systemowych. Przekładając powyższe na konkretne liczby, koszt budowy nowych mocy w ilości 3,3 GW (założono technologię węglową) to około 21 mld PLN, ponadto roczne koszty utrzymania takiej mocy w KSE wyniosą około 380 mln PLN. Z drugiej strony, wykorzystując potencjał jednostek kogeneracyjnych, brak jest dodatkowych kosztów związanych z utrzymaniem mocy, gdyż te koszty zostaną poniesione niezależnie od tego czy potencjał ten zostanie wykorzystany czy nie. Jeśli chodzi natomiast o nakład inwestycyjny, to w zakresie jednostek wyposażonych już w człon kondensacyjny, żadnych nakładów również nie będzie (warto przypomnieć że jednostki z członem kondensacyjnym stanowią około 52% całej mocy zainstalowanej w EC komunalnych). Nakład inwestycyjny będzie powiązany jedynie z modernizacją EC wyposażonych w turbiny przeciwprężne oraz ewentualną budową nowych mocy kogeneracyjnych, zastępujących istniejące ciepłownie. W przypadku tych pierwszych nakład inwestycyjny wyniósłby około 1,5 mld PLN (zakładając modernizację wszystkich jednostek przeciwprężnych), natomiast w przypadku drugich byłby zależny od oszacowanego potencjału transformacji ciepłowni w elektrociepłownie nie podejmowano próby szacowania tej wielkości w niniejszym artykule. Biorąc pod uwagę powyższe wyliczenia, różnica w kosztach jest bardzo duża. Oczywiście patrząc na koszty zmienne oraz obciążenie środowiska na MWh wyprodukowanej energii elektrycznej, w przypadku wykorzystania EC będą one wyższe, niemniej w przypadku rachunku bazującym na metodologii pełnego cyklu życia projektu (Life Cycle Assessment), sytuacja mogłaby wyglądać inaczej. Potencjał mocy do wykorzystania z EC będzie co prawda nieco obniżony poprzez konieczność przeprowadzenia kampanii remontowej w ramach EC, która również odbywa się w okresie letnim, niemniej wydaje się, że mimo wszystko sprawa wymaga uwagi. Należy pamiętać, że w systemie funkcjonuje również sporo mocy OZE o nieprzewidywalnym charakterze (w szczególności fotowoltaika), które tak naprawdę mogą być świetnie uzupełniane poprzez EC pracujące w rezerwie. Jeśli weźmiemy również pod uwagę, fakt, że każda wizja polskiej energetyki przewiduje rozwój kogeneracji to przewidywany potencjał może być jeszcze wyższy. Niestety aby oszacowany potencjał wykorzystać, konieczne jest rozwiązanie pewnych kwestii, które w dzisiejszych realiach istotnie to uniemożliwiają. Przede wszystkim chodzi o kwestie ekonomiczne wykorzystanie pełnego potencjału EC w okresie lata musiałoby być wynagradzane w określony sposób, tak aby taka działalność była rozsądna z punktu widzenia właścicielskiego. Niestety taki system wynagradzania nie mógłby być oparty na zasadzie podobnej do obecnych certyfikatów, gdyż one wspierają jednostki o wysokiej średniorocznej sprawności ogólnej. Konieczne w tym przypadku jest spojrzenie szersze na

16 pełne koszty wytwarzania energii elektrycznej z różnych źródeł dostępnych w KSE, a także pogodzenie ewentualnych różnych form wsparcia operacyjnego. Na koniec warto wspomnieć również o usługach typu DSR, które również stosunkowo niewielkim kosztem mogą być wykorzystane do pokrycia zapotrzebowania. Usługi te wiążą się jednak z planowym ograniczeniem poboru energii elektrycznej dla pewnych odbiorców co przy niewykorzystanym istniejącym potencjale kogeneracji dostępnym jednak po niższych cenach wydaje się nieuzasadnione. Omówione w artykule zagadnienia z pewnością wymagają pogłębionej, bardziej szczegółowej analizy dotyczącej określenia potencjału jednostek kogeneracyjnych w okresie lata. Ponadto, niezbędne jest dalsze monitorowanie zmian zachodzących w KSE, które powinny potwierdzić zmniejszanie się różnicy w średnim zapotrzebowaniu na moc w okresie zima/lato. Niezależnie jednak od powyższego dyskusja na temat umożliwienia wykorzystania letniego potencjału jednostek kogeneracyjnych w okresie lata (odpowiednie regulacje) powinna się rozpocząć odpowiednio wcześniej. Niewątpliwie naturalnym rozwiązaniem może być fakt, że pogłębianie się problemu zmian w KSE zaskoczy wszystkich co jednocześnie uniemożliwi zwiększenie mocy zainstalowanej w systemie i wymusi zaprojektowanie rozwiązania, w którym to kogeneracja również będzie odgrywała rolę podmiotu bilansującego KSE w okresie letnim.