Transformace teplárenství – Dílčí zkušenost s odklonem od uhlí

Nejčtenější

Česká republika se v Paříži v roce 2015 zavázala přispět k udržení nárůstu průměrné globální teploty výrazně pod hranicí 2 °C. Jako člen EU se spolu s ostatními členskými státy EU přihlásila k tzv. „zelené dohodě“, ve které se všech 27 členských států Unie zavázalo, že do roku 2050 přemění Evropu v první klimaticky neutrální kontinent. Proto přislíbily, že do roku 2030 sníží emise nejméně o 55 % oproti roku 1990.

V souvislosti s plněním výše uvedených závazků probíhá transformační proces české energetiky, jehož hlavním cílem je eliminace emisí CO2, které vznikají při spalování uhlí v uhelných elektrárnách. V odborných kruzích se hovoří o tzv. „dekarbonizaci“ české energetiky, což v principu znamená postupné odstavování uhelných elektráren (nejpozději v roce 2035) a jejich nahrazování obnovitelnými zdroji energie, případně jejich transformacemi na zemní plyn nebo bioplyn, což je v kontextu současné mezinárodní situace další otázka, která však nebude mít rychlé řešení.

Výše uvedený proces dekarbonizace s sebou nese kromě pozitivních dopadů na životní prostředí i negativní důsledky, a to zejména v oblasti sociálně-ekonomické (ztráta pracovních míst, nárůst ceny silové energie). Vzhledem k tomu, že elektrická energie je vstupním nákladem téměř každého výrobního procesu, promítne se její vyšší cena do ceny koncových produktů a služeb v rámci celé ČR. V některých případech může mít její vyšší cena na podnikatelské subjekty téměř likvidační efekt.

Reálným dopadům na konkrétní energetický zdroj v průmyslovém areálu a náhradu uhlí obnovitelnými zdroji, jsme se my, společnost I&C Energo a.s., věnovali v naší případové studii. A jak to vlastně celé dopadlo? Pojďme se nejprve věnovat současnému stavu. Energetický zdroj, který je provozován v průmyslovém areálu, má celkový instalovaný výkon asi 600 MWe, z něho asi 40 % tvoří uhlí a 60 % plyn. Uhelný zdroj je z hlediska elektrického výkonu vyveden do lokální rozvodny 110 kV, plynový zdroj do nadřazené rozvodny 220 kV. Vlastní spotřeba průmyslového areálu je napájena z distribuční sítě průměrně na úrovni 80 MWe, nicméně ve špičkách může vlastní spotřeba areálu dosahovat hodnot až 240 MWe. Důležitým prvkem energetického zdroje je výroba tepla v rozsahu 70 – 270 MWt.

Cílovým stavem po odstavení uhelných zdrojů je v našem konkrétním případě vznik ekologického zdroje, který je definován jako energetický Energyhub. V něm je dominantním prvkem výroba elektrické energie z obnovitelných zdrojů, doplněná o stávající plynový zdroj. V konečném důsledku se jedná o propojení všech výrobních zdrojů elektrické energie do jednoho uzlu. Tento uzel bude doplněn o akumulační zařízení elektrické energie a nad ním, s ním, bude spolupracovat řídicí systém. Energyhub umožní postupné ukončování výroby elektrické energie z uhlí při zachování vysoké míry spolehlivosti elektrizační soustavy v oblasti.

Co je Energyhub:

  • náhrada uhelných zdrojů za OZE (FVE v kombinaci s VT) v horizontu 5-8 let 
  • doplnění bateriového úložiště (BSAE) pro peak shaving, najetí ze tmy, podpora PpS 
  • zachování napájení vlastní spotřeby průmyslového areálu, zachování výroby tepla 
  • změna ve vyvedení výkonu z plynového zdroje také s ohledem na plán rušení
  • přenosové soustavy na napěťové úrovni 220 kV 
  • maximalizace služeb PpS 
  • vytvoření nadřazeného optimalizačního SW pro výrobu a variabilitu zdroje (teplo, elektřina, najetí ze tmy, PpS)

Jak je zmiňováno výše, nosným prvkem Energyhubu bude výroba z OZE po odstavení uhelného zdroje. V našem konkrétním případě se jedná o instalaci asi 110 MWp FVE a asi 44 MWp větrných turbín. Pro optimalizaci přetoků do sítě, peak shaving, najetí ze tmy apod., bude celý Energyhub doplněn o dvě bateriová úložiště o celkové využitelné kapacitě 79 MWh (62 MWe). Při řešení problematiky nastavení budoucího Energyhubu jsme se drželi základní koncepce, rozvahy, celého budoucího zdroje. Z hlediska výkonového ve vztahu k nadřazené síti jsme hledali optimální konfiguraci silnoproudé sítě, tzv. „agregačního bloku“.

Dalším bodem je zaručení výkonové soběstačnosti při výrobě elektřiny a tepla, a to i v době odstávky plynového zdroje, který je v Energyhubu jediným stabilním zdrojem. Dalším faktorem, který je neméně důležitý, je fakt, že v žádných provozních stavech Energyhubu nesmí dojít k překročení výkonové kapacity linek při zaručené schopnosti dodržení nasmlouvaných hodnot podpůrných služeb (PpS). Z hlediska provozního jsme v rámci návrhu hledali optimální zajištění automatického řízení celého zdroje.

Při detailnější analýze potenciální výroby el. energie z OZE jsme se setkali se zásadním limitujícím faktorem, který má negativní vliv na celkovou výrobu a zároveň je prakticky nemožné tyto vlivy ovlivňovat či řídit, lze je pouze predikovat s jistou mírou nejistoty – povětrnostní vlivy. Vliv povětrnostních vlivů na OZE v našem konkrétním případě je patrný z níže uvedené tabulky:

Omezení uhlí - výkon obnovitelných zdrojů

Analýzou spotřeby páry pro teplárenské účely jsme si chtěli ověřit, zda existuje reálná možnost stávající uhelnou teplárnu nahradit pouze provozem dvou PPC a případně určit jaký přebytek, nebo nedostatek ve výrobě páry bude a dle tohoto je možné dimenzovat zdroj tepla pro trvalý provoz, případně pro vykrytí špiček.  Dalším parametrem, který bylo třeba určit, je ovlivnění výroby elektrické energie odebíráním odběrové páry z parní turbíny PPC.

Graficky jsme zobrazili průběhy spotřeby páry a předpokládané ovlivnění elektrického výkonu v případě, že by byl daný odběr páry bez kontroly, že je možné v daný moment takový odběr z PPC provést. Pro vizuální kontrolu byly na grafech vloženy limity průtoku páry z odběrů jednoho a dvou PPC, 95 t·h-1 a 190 t·h-1. Průběhy jsme graficky řešili jak pro současné průběhy spotřeb, poté nové předpokládané spotřeby, nakonec předpokládané ovlivnění výroby elektrické energie z PPC pro současný a předpokládaný nový provoz.

Z bilance výkonů rovněž vyplývají následující skutečnosti a zjištění:

  • Pro účely pokrytí souhrnné vlastní spotřeby stačí přepojit do rozvodny 110 kV v průmyslovém areálu pouze jeden PPC.
  • OZE bez podpory PPC neumožňují ani za ideálních povětrnostních podmínek současné pokrytí výkonových nároků vlastní spotřeby a nabíjení BSAE plným výkonem.
  • OZE bez podpory PPC jsou schopny jen
    za příznivých povětrnostních podmínek pokrýt výkonové nároky vlastní spotřeby bez nabíjení BSAE.

Z hlediska výroby tepelné energie po zrušení uhelných zdrojů vyplynula následující omezení:

  • Při plném výkonu lze z odběrů parní turbíny PPC odebrat 95 t·h-1 pro parní sběrnu 3,5 MPa a 0,5 MPa
  • Z parní turbíny nelze odebrat maximální množství páry z každého odběru, protože
    NT dílem do kondenzátoru musí proudit
    cca 60 t·h-1 páry.
  • Možností je nevyužívat parní turbínu a využít redukční stanice pro zásobování parní sběrny, čímž přijdeme o veškerý elektrický výkon, který bylo možné získat z parní turbíny (hltnost pro zásobování každé parní sběrny je 110 t·h-1 páry)

Z grafů bylo zřejmé, že současnou spotřebu páry ve sběrnách 3,5 MPa a 0,5 MPa není možné pokrýt jen s dodávkou od obou PPC. Limitem je zde především dodávka množství páry do parní sběrny 0,5 MPa převyšující špičkovou hodnotu 190 t·h-1. V letních měsících je sice možné pokrýt spotřebu jedním PPC, ovšem s důsledkem významného snížení elektrického výkonu paroplynového bloku – vliv na PpS. Při předpokládaném idealizovaném budoucím provozu bez uhelné teplárny a přidružených provozů je pravděpodobné, že v případě provozu obou PPC je možné výrobu páry pokrýt. V letních měsících je situace ještě příznivější, nicméně opět za cenu významného snížení  elektrického výkonu paroplynových bloků.

V zimním období a při venkovních teplotách  cca -5 °C a méně není možné s jedním PPC pokrýt spotřebu páry pro teplárenství. V minulém roce tato situace nastala v necelých 13 dnech  s tím, že se jednalo o souvislý časový úsek. Závěrem analýzy spotřeby páry je, že přechodem na novou konfiguraci teplárenské sítě (po odstavení 4 teplárenských uhelných bloků), vzniká potřeba zajistit spolehlivý zdroj pro zajištění dodávky tepla v rámci průmyslového komplexu a jeho externím zákazníkům (CZT). Jako jedna z možností se nabízí současný provoz obou PPC (zejména v zimních měsících) za účelem výroby dostatečného množství tepla. To má však, jak  už bylo uvedeno výše, velkou nevýhodu, kterou je významné snížení elektrického výkonu PPC nebo naopak nemožnost snížit výrobu elektrické energie v paroplynové turbíně.

Navíc je zde riziko výpadku jednoho z PPC, a tudíž se ukazuje, že z hlediska spolehlivosti a velikosti disponibilního elektrického výkonu PPC je nejlepším řešením vybudování nového nezávislého zdroje tepla (elektrokotel, ZEVO nebo plynové kotelny), který bude schopen plně pokrýt potřeby jak průmyslového komplexu, tak jeho externích zákazníků. Tento nezávislý zdroj tepla umožní provoz PPC bez omezení jejich elektrického výkonu.

Předpokládaný potřebný tepelný výkon je: 

150 t·h-1 páry 0,5 MPa ~ 120 MWt

Předpokládaný potřebný tepelný výkon je:

 30 t·h-1 páry 3,5 MPa ~ 27 MWt

Základem nadřazeného optimalizačního SW pro výrobu a variabilitu zdroje je splnění řady funkcí. Jedná se jednak o komunikaci s terminálem ČEPS pro zajištění dynamické rovnováhy a zároveň zajištění funkce regulátoru mezi účastníky agregovaného bloku, dále na základě informací, včetně predikovaných informací o počasí, osvitu, rychlosti větru a teplotě, výpočty výkonu v intervalech +15 minut, +30 minut, +1 hodina, následující den a automatická korelace výpočtů dle skutečných hodnot (samoučící mechanismus).

Z hlediska provozního se potom jedná o nepřetržitý monitoring každého prvku agregovaného bloku a výpočet aviability agregovaného bloku a samostatného bloku (předpoklad, že v agregovaném bloku funguje pouze 1 PPC blok), trendování, archivace dat, grafické a dokumentační výstupy apod.

Z hlediska ekonomického vyhodnocení a zajištění provozního zisku se jedná o komunikaci s burzovním trhem, technicko-ekonomické ukazatele (výrobní náklady vs. aktuální cena silové energie) pro každý prvek agregovaného bloku a celkové ekonomické ukazatele agregovaného bloku – vhodnost omezovat nebo naopak maximalizovat některý z prvků (FVE vs. VT vs. PPC vs. BASE).

Pokud můžeme shrnout naši zkušenost z náhrady tradičního uhelného zdroje a s čím jsme se setkali v průběhu realizace případové studie, tak se především jedná o:

  • Vlivy, které nesouvisí s investorem, v našem případě například rušení napěťové hladiny 220 kV, podmíněné rekonstrukce nadřazených rozvoden 110/400 kV.
  • Přehnaná očekávání k výrobě z OZE, především kombinace povětrnostních vlivů na výrobu
    z FVE a VTE.
  • Složité dispoziční podmínky, především v případě, kdy je třeba rozšířit např. stávající
    rozvodnu, umístit bateriová úložiště (80x45m pro úložiště 52 MW/69 MWh), najít vhodné
    rezervy pro zaústění výkonu/napájení vlastní spotřeby.
  • Nutnost vykomunikování některých koncepčních řešení s dotčenými organizacemi,
    např.: ČEPS nebo ČEZ Distribuce. Nejde ani tak o časové prodlevy, ale nutnost velice
    důsledného společného hledání možných technických řešení.
  • V teplárenství není možné plně nahradit zrušené uhelné bloky, je nutný další dodatečný
    zdroj tepla, nejlépe nezávislý na současné výrobě tepla.
Zdroj: Bc. Michal Šiler, Ing. Milan Svinařík, Ing. Luděk Hanzal
I&C Energo a.s., www.ic-energo.eu

Přihlašte se k odběru a už Vám nic neunikne!

  • Každý týden přinášíme nejzásadnější zprávy z průmyslu, které by neměli uniknout váší pozornosti.

Nepřehlédněte

Více článků