UWARUNKOWANIA WZROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA GAZ DLA ENERGETYKI I CIEPŁOWNICTWA

Transkrypt

1 UWARUNKOWANIA WZROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA GAZ DLA ENERGETYKI I CIEPŁOWNICTWA Autor: Krzysztof Badyda, Janusz Lewandowski ( Rynek Energii nr 1/29) Słowa kluczowe: wytwarzanie energii elektrycznej, ciepłownictwo, gaz ziemny Streszczenie. W pracy podjęto próbę oszacowania wzrostu krajowego zapotrzebowania na gaz dla potrzeb wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Uwzględniono dwa czynniki wzrostu: konieczność budowy zasilanych gazem ziemnym szczytowych źródeł ciepła oraz potrzebę zamiany źródeł węglowych małej mocy źródłami gazowymi. Potrzeba ta wynika z nowych zaostrzonych wymagań emisyjnych, wprowadzanych przez nową dyrektywę o emisjach przemysłowych. Przeprowadzone analizy wykazują, Ŝe do roku 22 na cele wytwarzania energii elektrycznej i ciepła uŝytkowego spodziewać się moŝna wzrostu zapotrzebowana na gaz ziemny o około 7 mld m WSTĘP Od wielu juŝ lat w kolejnych dokumentach rządowych typu Polityka energetyczna kraju zapowiada się widoczny wzrost zapotrzebowania na gaz, w tym dla potrzeb wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. W przygotowywanej aktualnie Polityce energetycznej Polski do roku 23 [6] przyjmuje się, Ŝe do roku 22 całkowite krajowe zapotrzebowanie na gaz zwiększy się z obecnych (26) 14,3 mld m 3 do 17, 1 mld m 3, a więc o około 19,6 %. Wzrost ten ma być znacząco większy w przypadku potrzeb dla wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu. Przewiduje się, Ŝe zapotrzebowanie to wzrośnie z około 1,13 mld m 3 do ok. 1,9 mld m 3, a więc o 68%. Wydaje się, Ŝe oceny te mogą być zaniŝone. Konieczność zaspokojenia wzrastających potrzeb na moc elektryczną w szczycie obciąŝenia oraz rosnące ograniczenia emisyjne, które byłyby trudne do wypełnienia przez instalacje małej mocy zasilane węglem mogą to zapotrzebowanie znacząco zwiększyć. W niniejszej pracy podjęto próbę oceny wzrostu tego zapotrzebowania. 2. BILANS MOCY SZCZYTOWEJ I AKTUALNA STRUKTURA JEGO POKRYCIA W celu zbilansowania moŝliwości pokrycia zapotrzebowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) na moc w szczycie obciąŝenia przeanalizowano strukturę jego pokrycia na przykładzie roku 27. Wykorzystano do tego celu dane zamieszczone w Raporcie z funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w 27 roku [7]. Strukturę mocy zainstalowanej i osiągalnej według stanu na 31 grudnia 27 roku przedstawiono w tabeli 1. Całkowita moc zainstalowana w KSE wynosiła na koniec 27 roku MW, z czego moc cieplnych źródeł energii elektrycznej, (to znaczy bez elektrowni wodnych i źródeł odnawialnych), wynosiła MW.

2 Tabela 1 Struktura mocy zainstalowanej i osiągalnej w KSE w 27 roku [7] Moc zainstalowana, MW Moc osiągalna, MW Ogółem Elektrownie zawodowe El. Zawodowe cieplne, w tym: na węglu kamiennym na węglu brunatnym gazowe El. Zawodowe wodne Elektrownie przemysłowe Źródła odnawialne JWCD njwcd I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII njwcd JWCD Rezerwa wirująca Zimna rezerwa Rys.1. Maksymalne średniomiesięczne zapotrzebowanie na moc [MW] w 27 roku i sposób jego pokrycia w rozdziale na jednostki centralnie dysponowane (JWCD) i pozostałe (njwcd) [7] Z punktu widzenia bilansu mocy istotne jest takŝe rozróŝnienie jednostek dysponowanych centralnie (JWCD) i pozostałych (njwcd). Moc osiągalna jednostek JWCD wynosiła MW, z czego w elektrowniach wodnych zawodowych MW oraz elektrowniach zawodowych cieplnych MW. Bilans przedstawiający zapotrzebowanie na moc w szczycie obciąŝenia i sposób jego pokrycia w kolejnych miesiącach 27 roku przedstawiono na rys. 1. Maksymalne średniomiesięczne obciąŝenie wystąpiło w grudniu MW. Maksymalne obciąŝenie w ostatnim miesiącu roku pojawiło się 18 grudnia. Bilans mocy dla tego dnia przedstawiono w tabeli ZAPOTRZEBOWANIE NA MOC ORAZ ZUśYCIE GAZU PRZEZ JEDNOSTKI SZCZYTOWE Operator systemu przesyłowego publikuje informacje o krajowym zapotrzebowaniu na moc [7], podając informacje o wielkości mocy uśrednionej w okresach 15 minutowych. Zmiany krajowego zapotrzebowania na moc w roku 27 przedstawiono na rys. 2.

3 Tabela 2 Bilans mocy w dniu 18 grudnia 27 r., w którym wystąpiło maksymalne zapotrzebowanie na moc w dniach roboczych w szczycie wieczornym w 27 roku [7] Rodzaj jednostki Moc zainstalowana, MW Moc dyspozycyjna, MW ObciąŜenie jednostek, MW JWCD 25547, 21 33,5 2218,8 - Cieplne , ,5 194,6 - Wodne 1 696, 1 517, 1178,2 njwcd 9 33, ,8 5853,7 - Zawodowe cieplne 6 296, ,2 4374,1 - Zawodowe wodne 596,9 443,8 314,8 - El. wiatrowe 29,6 3,8 3,8 - El. inne odnawialne 11,5,, - Przemysłowe 2 216, , 1161, Suma 34877, ,3 2672,5 w tym eksport , Maksymalne zapotrzebowane w rozpatrywanym okresie wyniosło ,5 MW, a minimalne około 1 5 MW. Niestety, brak jest danych, które pozwoliłyby jednoznacznie określić sposób pokrycia tego zapotrzebowania, natomiast z punktu widzenia niniejszych analiz konieczne jest określenie dla kaŝdej chwili czasu mocy generowanej w jednostkach dysponowanych centralnie (JWCD). Wobec szacunkowego charakteru obliczeń wydaje się, Ŝe dopuszczalne jest załoŝenie, iŝ jednostki, które nie są dysponowane centralnie (głównie elektrociepłownie) oddają do systemu moc uśrednioną w skali kaŝdego miesiąca. Wielkości takiej średniej mocy są publikowane przez operatora [7] i zamieszczono je na rys. 1. Przyjęcie takiego załoŝenia pozwala określić hipotetyczny przebieg mocy jednostkach JWCD, a następnie sporządzić wykres uporządkowany tego obciąŝenia (rys.3) [5]. Maksymalna moc generowana w roku w roku 27 w jednostkach JWCD wyniosła ponad 19 GW, a minimalna około 6 GW. Rys. 2. Przebieg zmian krajowego zapotrzebowania na moc (wielkości uśrednione w okresach 15 minutowych) [7]

4 Dysponując wykresem uporządkowanym moŝna podzielić obciąŝenie pomiędzy jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD). PoniewaŜ w niniejszej analizie nie rozpatrywano geograficznego usytuowania jednostek oraz ograniczeń sieciowych, celowym wydaje się operowanie relatywnie duŝą jednostką wytwórczą umownym modułem. Przyjęto, Ŝe moc takiego modułu wynosi 1 MW. Pozwoliło to dalej dokonać doboru do ruchu jednostek podstawowych. ZałoŜono, Ŝe czas pracy jednostki powinien być moŝliwie bliski czasowi wykorzystania mocy dyspozycyjnej (zainstalowanej) i wynosić około 6 5 godzin rocznie. Moc [GW] Czas [h] Rys. 3. Wykres uporządkowany mocy generowanej w jednostkach centralnie dysponowanych (JWCD) [5] Przy takich załoŝeniach stwierdzono, Ŝe pełne wykorzystanie moŝliwości wytwórczych jednostek podstawowych pozwala w znacznej mierze zaspokoić zapotrzebowanie na moc. Przy maksymalnym zapotrzebowaniu w jednostkach JWCD w wysokości 19 GW do jego pokrycia wykorzystane zostały podstawowe jednostki wytwórcze o sumarycznej mocy 18 GW (18 modułów po 1 MW, pracujących około 65 godzin kaŝdy). Pozwoliło to pokryć zapotrzebowanie w wysokości 16 GW. Do pokrycia pełnego zapotrzebowania konieczne jest wykorzystanie dodatkowo około 3 GW z jednostek szczytowych. Aktualnie w systemie zainstalowane jest około 1,5 GW mocy w elektrowniach szczytowo pompowych. Konieczne byłoby zatem dobudowanie około 1,5 2 GW. Przyjmując dalej, Ŝe tymi dodatkowymi źródłami byłyby turbiny gazowe, których czas pracy wynosiłby około 15 godzin rocznie, moŝna oszacować zapotrzebowanie na gaz. Sprawność szczytowych turbin gazowych duŝej mocy, rzędu 5 1 MW, według danych producentów [2,5] przekracza juŝ 4% - rys.4 (omawianą kategorię reprezentują turbiny klasy 5 MW oraz obecnie tylko jedna wysokosprawna klasy 1 MW). Pozwala to załoŝyć, Ŝe średnia sprawność będzie na poziomie 38% [5]. Przy mocy 5 MW oraz przyjętej sprawności strumień gazu potrzebny do zasilania turbiny wynosi około 13 tys. m 3 /h. Do wytworzenia 3 TWh (2 MW x 15 godzin) energii elektrycznej w turbinach gazowych zasilanych gazem o wartości opałowej około 35 MJ/m 3 potrzeba ok.,78 mld m 3. Z przeprowadzonych obliczeń symulacyjnych parametrów pracy gazowego systemu przesyłowego [5] jednoznacznie wynika, Ŝe przy tak duŝym strumieniu wyeliminowana jest moŝliwość wykorzystania gazu ziemnego bezpośrednio z sieci dystrybucyjnej. MoŜliwe jest jedynie zasilanie z rurociągów tranzytowych lub poprzez zbiorniki akumulacyjne. Ze względu na wysokie ciśnienie gazu do zasilania turbiny konieczne byłoby jego magazynowanie w zbiornikach wysokociśnieniowych (CNG) lub w postaci skroplonej (LNG).

5 45 4 Sprawność [%] Sprawność7 Trend sprawności Moc [MW] Rys. 4. Sprawność energetycznych turbin gazowych odniesiona do wartości opałowej paliwa (LHV) w pełnym oferowanym na świecie zakresie mocy 4. ZAPOTRZEBOWANIE NA GAZ W PRZYPADKU ZASTĄPIENIA MAŁYCH ŹRÓDEŁ ZASILANYCH WĘGLEM ŹRÓDŁAMI GAZOWYMI W Unii Europejskiej (Parlament i Komisja) prowadzone są aktualnie prace nad dyrektywą o emisjach przemysłowych [8], która zastąpić ma obecnie obowiązujące dyrektywy: 96/61/WE (dyrektywa IPPC) oraz 21/8/WE (dyrektywa LCP). Przewiduje się, Ŝe nowa dyrektywa ma zostać wdroŝona w roku 216. Wprowadza się w niej nowe, bardzo restrykcyjne standardy w zakresie emisji tlenków siarki i azotu oraz pyłu, przede wszystkim dla źródeł opalanych paliwami stałymi. Porównanie obecnie obowiązujących w Polsce i proponowanych w nowej dyrektywie standardów dla węgla kamiennego oraz brunatnego przedstawiono na rys. 5. Porównania zmian standardów dla róŝnych paliw w zakresie mocy źródeł od 5 do 1 MW (w paliwie) dokonano na rys.6. Jak łatwo zauwaŝyć zmiany wymogów dla źródeł opalanych gazem ziemnym są znacznie łagodniejsze niŝ dla wszystkich paliw stałych. Zaostrzenie miałoby nastąpić jedynie w zakresie NO x.

6 Rys. 5. Porównanie standardów emisji dla dwutlenku siarki, tlenków azotu oraz pyłu, wynikających z zapisów dyrektywy 21/8/WE, przeniesionych do przepisów krajowych z wymogami dyrektywy o emisjach przemysłowych. Instalacje istniejące ; paliwo, węgiel kamienny oraz węgiel brunatny; wartości w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 6% O 2 w spalinach suchych Osiągnięcie proponowanych standardów emisji, w przypadku węgla, wymaga stosowania, nawet dla najmniejszych źródeł (z punktu widzenia nowej dyrektywy pojedynczą instalacją spalania, dla której, zaleŝnie od mocy w paliwie, określa się standard emisji jest komin ze wszystkimi podłączonymi do niego kotłami), konieczne jest stosowanie instalacji odsiarczania, odazotowania i wysokosprawnego odpylania. 2 Emisja dopuszczalna SO2 [mg/m MW (8) Wegiel kam Węgiel brun. Paliwa ciekłe ziemny koksown. wielkop. Biomasa 5-1 MW (IPPC_new)

7 Wegiel kam Węgiel brun. Paliwa ciekłe ziemny koksown. wielkop. Biomasa Emisja dopuszczalna NOx [mg/m3 5-1 MW (8) 5-1 MW (IPPC_new) 1 Emisja dopuszczalna pyłu [mg/m MW (8) 5-1 MW (IPPC_new) Wegiel kam Węgiel brun. Paliwa ciekłe ziemny koksown. wielkop. Biomasa Rys. 6. Porównanie standardów emisji dla dwutlenku siarki, tlenków azotu oraz pyłu, wynikających z zapisów dyrektywy 21/8/WE, z wymogami dyrektywy o emisjach przemysłowych (oznaczonej jako IPPC_new); instalacje istniejące dla róŝnych paliw, w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 6% O 2 w spalinach suchych (węgiel kamienny, brunatny, biomasa) lub 3% O 2 w spalinach suchych (paliwa ciekłe i gazowe) W przypadku stosowanych w ciepłownictwie kotłów wodnych koszt koniecznych instalacji (4 6 tys. zł/mw) przekracza koszt kotłów wraz z ich dotychczasowym wyposaŝeniem. JeŜeli uwzględnić jeszcze konieczne do poniesienia w przyszłości koszty uprawnień do emisji CO 2, to okaŝe się, Ŝe małe źródła węglowe stają się niekonkurencyjne w stosunku do źródeł gazowych. W perspektywie lat powinny one zostać zatem zastąpione źródłami gazowymi. Podobny proces został zrealizowany w poprzedniej dekadzie na terenach byłej NRD. Strukturę źródeł o mocy mniejszej niŝ 2 MW (w kominie), które w przypadku wejścia w Ŝycie nowej dyrektywy wymagałyby zbudowania nowych, wysokowydajnych instalacji oczyszczających spaliny, przedstawiono na rys. 7. Ciemniejsze, węŝsze słupki, odpowiadają prawej skali dotyczącej mocy kotłów. Największe zapotrzebowanie na gaz związane jest z nieliczną grupą kotłów zainstalowanych w kilkunastu relatywnie duŝych obiektach ciepłowniczych (z przedziału dla mocy doprowadzonej w paliwie MW). Liczna grupa kotłów mniejszych, ze względu na krótszy czas pracy generuje znacząco niŝsze w relacji do mocy zapotrzebowanie na paliwo.

8 4 5 Zapotrzebowanie na gaz [mln m3] Moc kotłów [MW] Zakres mocy w kominie Rys. 7. Histogram mocy kotłów zainstalowanych w krajowej energetyce i ciepłownictwie oraz odpowiadające wyróŝnionym przedziałom mocy zapotrzebowania na gaz w przypadku zmiany paliwa Opalane dotychczas węglem kotły z analizowanego przedziału mocy to przede wszystkim kotły wodne oraz kotły parowe pracujące w kolektorowych elektrociepłowniach. Zastąpienie ich wszystkich źródłami zasilanymi gazem stworzy dodatkowe zapotrzebowanie na gaz na poziomie 6,5 mld m 3 rocznie. Ograniczenie wymiany paliwa do kotłów o mocy mniejszej niŝ 1 MW generuje zapotrzebowanie około 1,5 mld m PODSUMOWANIE ziemny w warunkach polskich stanowi obecnie paliwo o marginalnym znaczeniu dla wytwarzania energii elektrycznej. Jego udział w produkcji netto wahał się w ostatnim okresie na poziomie około 3% (w 27 roku 4,3 TWh na 146,7, zaś w roku 28 4,4 TWh na 141,6 pochodziło z gazu ziemnego). Produkcja realizowana jest praktycznie wyłącznie w instalacjach z turbinami gazowymi pracującymi w elektrociepłowniach, a więc w gospodarce skojarzonej. Niewielkie ilości energii z gazu ziemnego generowane są w oparciu o silniki gazowe (takŝe produkcja skojarzona). W Polsce, przy obecnych uwarunkowaniach ekonomicznych [4, 9] i systemowych nie są stosowane instalacje z turbinami gazowymi w układzie prostym, przede wszystkim jednostki szczytowe. Brak jest równieŝ bloków gazowo-parowych przeznaczonych do wyłącznej generacji energii elektrycznej. Jednym z perspektywicznych sposobów wykorzystania tej ostatniej kategorii instalacji moŝe być wyrównywanie podaŝy mocy w warunkach współpracy z coraz liczniejszymi, takŝe w polskim systemie elektroenergetycznym elektrowniami wiatrowymi. W [6] zakłada się, Ŝe do roku 22 udział gazu w produkcji energii elektrycznej sięgnie poziomu 5%, zaś w perspektywie roku 23 około 6,5%. Ta prognoza, znacząco bardziej ostroŝna w stosunku do formułowanych w poprzednich dokumentach rządowych dotyczących polityki energetycznej, moŝe okazać się nie w pełni doszacowana, między innymi ze względów wskazanych powyŝej. W okresie najbliŝszych 1 lat spodziewać się naleŝy znaczącego wzrostu zuŝycia gazu dla celów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Jak się wydaje, tendencje takie wskazuje się w Polityce energetycznej Polski do roku 23 [6] w stopniu niewystarczającym. W dokumencie tym nie uwzględniono wszystkich czynników wzrostu. Wskazany w nim wzrost do roku 22 o około,87 mld

9 m 3 /rok wydaje się uwzględniać potrzeby związane z koniecznością budowy szczytowych turbin gazowych (,78 mld m 3 ). Nie uwzględniono natomiast skutków wprowadzenia nowej dyrektywy o emisjach przemysłowych [8], której skutkiem moŝe być konieczność zamiany wielu źródeł zasilanych węglem na źródła gazowe. Jak to zostało oszacowane powyŝej, wygenerowane w związku z tą zmianą zapotrzebowanie na gaz moŝe sięgać wysokości od 1,5, aŝ do 6,5 mld m 3 /rok. Osobnym problemem pozostaje uwzględnienie wskazanych potrzeb oraz zapewnienie ewentualnych dodatkowych dostaw tego paliwa z Rosji [3], bądź od alternatywnych dostawców. LITERATURA [1] Badyda K., Lewandowski J.: Energetyczne turbiny gazowe do pokrywania obciąŝeń szczytowych. Materiały X Konferencji Naukowo-Technicznej Groźba deficytu mocy w perspektywie do 22 r.. S. Christina, Val Gardena, marzec 29. [2] Gas Turbine World Handbook. Pequot Publication, vol. 26. [3] Kaliski M., Siemek J., Sikora A., Szurlej A.: MoŜliwe scenariusze polityki energetycznej Unii Europejskiej w zakresie zapewnienia stabilnych dostaw gazu ziemnego do Europy Środkowej i Wschodniej w kontekście polityki energetycznej Rosji. Konferencja Rynek u 29. Kaprint 29. [4] Kotowicz J.: Elektrownie gazowo-parowe. Kaprint 28. [5] Lewandowski J., Bujalski W., Badyda K.: Techniczne i ekonomiczne uwarunkowania wykorzystania w Polsce szczytowych turbin gazowych. Materiały X Konferencji Naukowo- Technicznej Groźba deficytu mocy w perspektywie do 22 r.. S. Christina, Val Gardena, marzec 29. [6] Polityka energetyczna Polski do roku 23. Projekt z dnia 5 marca 29 r. Ministerstwo Gospodarki [7] Raport z funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w 27 roku; [8] Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council on Industrial Emissions (Integrated Pollution Prevention and Control). Brussels, COM(27) 844 final. [9] Zaporowski B.: Efektywność ekonomiczna elektrociepłowni opalanych gazem ziemnym. Rynek Energii 3/29.

10 NATURAL GAS FOR ELECTRICITY AND HEAT GENERATION - INCREASE PERSPECTIVE Key words: electricity generation, district heating, natural gas Summary. An attempt to assess the increase of natural gas demand for power and heat generation is presented in this work. Two factors were taken into account: the necessity to build gas-fired peak-load heat sources; and the necessity to substitute low-capacity coal-fired sources with gas-fired ones. The latter results from the new, sharpened emission requirements introduced by the new industrial emissions directive. The performed analyses show that till 22 an increase of the natural gas demand for power and heat generation purposes by about 7 billion m 3 could be expected. Krzysztof Badyda, dr hab. inŝ.. profesor nadzwyczajny na Politechnice Warszawskiej, Prodziekan Wydziału MeiL, autor wielu prac z obszaru matematycznego modelowania instalacji energetycznych, problematyki ograniczania emisji w instalacjach energetycznych, poprawy ekonomiki pracy elektrowni i elektrociepłowni oraz analiz awarii w instalacjach energetycznych. Janusz Lewandowski, prof. dr hab. inŝ., profesor zwyczajny na Politechnice Warszawskiej, Dyrektor Instytutu Techniki Cieplnej oraz Uczelnianego Centrum Badawczego Energetyki i Ochrony środowiska PW, autor wielu prac z dziedziny matematycznego modelowania instalacji oraz rozwoju systemów energetycznych w warunkach ograniczeń emisyjnych.