Spis treści
Nie susza, jak wieszczyła do niedawna część mediów, a ulewa doprowadziła polski system elektroenergetyczny do trudnej sytuacji. Z niedzieli na poniedziałek ulewne deszcze zalały jeden z budynków i unieruchomiły taśmociągi z węglem w samym środku Elektrowni Bełchatów – największej elektrowni węglowej w Polsce i Europie.
Podtopienie w Elektrowni Bełchatów
− W wyniku ulewnego deszczu dzisiejszej nocy doszło do zalania jednej z trzech funkcjonujących w Elektrowni Bełchatów przesypowni nawęglania. Awaria spowodowała wyłączenie czterech bloków energetycznych. Woda z zalanego pomieszczenia została niezwłocznie wypompowana – wyjaśnia w komunikacie przesłanym portalowi WysokieNapiecie.pl Sandra Apanasionek, rzeczniczka prasowa PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna.
Rzeczniczka spółki dodała, że powołany został „Zespół Awaryjny”, który ma zbadać szczegóły awarii. Z relacji osoby z którą rozmawiali dziennikarze WysokieNapiecie.pl wynika, że woda wdarła się do galerii nawęglania bloków 5-8, czyli pnących się na kilkadziesiąt metrów zadaszonych taśmociągów przechodzących przez kilka budynków, w których węgiel jest sortowany i kruszony, w efekcie czego taśmociąg nie chciał transportować węgla na górę i instalacja „zatkała się”. Nie był to pierwszy żywioł, jaki w ten sposób unieruchomił część bełchatowskiej elektrowni – w 1996 roku taśmociągi nawęglania strawił ogień wywołany niedostatecznym odpylaniem, a w 1983 roku, jeszcze podczas budowy, zniszczył go huraganowy wiatr.
Seria awarii w większości elektrowni
Nie był to jednak koniec awarii w polskim systemie energetycznym. – W poniedziałek wypadło lub nie wróciło do produkcji po weekendzie kilka istotnych bloków – mówi nam osoba z jednej ze spółek energetycznych. Zapotrzebowanie odbiorców, wynoszące ok. 21 GW, trudno więc było pokryć.
Czytaj także: Nie bójmy się zmian w energetyce
Awarię instalacji odsiarczania miał nowy blok węglowy o mocy 900 MW w Elektrowni Opole. Kolejne bloki, w tym największy blok w Elektrowni Bełchatów, musiały ponadto zmniejszyć moc z powodu słabej jakości węgla. Do elektrowni trafia obecnie coraz więcej węgla z pola „Szczerców”, które ma wyższą zawartość siarki niż pole „Bełchatów”. Ponieważ nie można było zmieszać węgla z obu pól, aby surowiec miał mniej szkodliwej siarki, oba bloki musiały palić go mniej. Spalanie tak zasiarczonego węgla groziło bowiem przekroczeniem norm emisji siarki i karami. Sytuacja poprawi się zapewne po planowanym unowocześnieniu instalacji odsiarczania we wszystkich bełchatowskich blokach. W efekcie przez cały poniedziałek bez przeszkód pracowały zaledwie 2 z 11 bloków największej krajowej elektrowni.
Na nieszczęście wypadły także dwa bloki w Kozienicach – nowy o mocy 1075 MW i stary o mocy 560 MW. Do tej elektrowni także dotarł mokry węgiel, tym razem kamienny, ale nie on był przyczyną awarii. − Rzeczywiście trafił do nas transport mokrego węgla, ale nie rozładowaliśmy go − powiedziała nam osoba znająca sytuację w elektrowni. − Awarie w obu blokach mają czysto techniczny charakter − dodała.
Do konieczności wyłączenia lub obniżenia mocy bloków węglowych w poniedziałek doszło jeszcze w elektrowniach Jaworzno, Łagisza, Opole, Ostrołęka, Połaniec i Siersza oraz elektrociepłowniach węglowych Rzeszów i Siekierki, a także nowej elektrociepłowni gazowej Orlenu we Włocławku o mocy 463 MW.
Brak mocy podniósł ceny energii
– Tutaj wychodzi problem dużych bloków, wypadają i robi się przeciąg na rynku – tłumaczy nam jeden z traderów handlujących na Towarowej Giełdzie Energii w Warszawie. Jak mówił, ceny energii w poniedziałek poszybowały tak wysoko, jakby za chwilę miał nastąpić blackout.
Czytaj także: PSE ostrzega: ryzyko, że zabraknie mocy w systemie „jest istotne”
Rzeczywiście, od godz. 9 do 11 ceny energii elektrycznej na rynku bilansującym według wstępnych szacunków Polskich Sieci Elektroenergetycznych wyniosły niemal 1300 zł/MWh, a więc tyle co w sierpniu 2015 roku, gdy PSE musiały ogłosić 20 stopień zasilania i ograniczyć dostawy energii do przemysłu.
Poniedziałkowa luka w dostawach mocy – sięgająca w samych elektrowniach systemowych nawet 13 GW, z czego 6 GW w ramach planowanych remontów i aż 7 GW awaryjnie – przyprawiła o szybsze bicie serca operatorów Krajowej Dyspozycji Mocy, bezpośrednio odpowiedzialnych za bezpieczeństwo elektroenergetyczne Polski. PSE musiały sięgnąć po środki zaradcze – uruchomiły pomoc międzyoperatorską, a więc rodzaj awaryjnego importu energii elektrycznej od naszych sąsiadów (pomagały Szwecja, Niemcy, Czechy, Słowacja i Litwa), dzięki czemu importowaliśmy blisko 3 GW. Odpaliły też całą dostępną rezerwę zimną, czyli najstarsze bloki węglowe, rozpalane dopiero w sytuacjach kryzysowych. – Do produkcji weszło właściwie wszystko czym dysponowaliśmy – mówi nam pracownik Taurona. − Oba bloki w Dolnej Odrze z zasobów zimnej rezerwy zostały podniesione w związku z sytuacją w systemie – dodała także rzeczniczka PGE GiEK.
Mało „zielonej” energii
Tylko w niewielkim stopniu system wsparły elektrownie słoneczne (dostarczały ok. 400 MW na blisko 2 GW mocy zainstalowanej) i wiatrowe (pracowało 1 GW z 6 GW mocy zainstalowanej).
Czytaj także: Apel Fundacji Instrat o otwarty dostęp do danych w energetyce i górnictwie węgla kamiennego
Sytuacja nie była jednak podbramkowa – aby uchronić Polskę i znaczną część Europy przed ryzykiem blackoutu PSE miały do dyspozycji jeszcze ok. 1 GW w blokach konwencjonalnych, porównywalną moc w elektrowniach szczytowo-pompowych i mogły sięgnąć po usługę redukcji zapotrzebowania na moc za wynagrodzeniem. Dopiero w ostateczności, aby nie doprowadzić do blackoutu, wprowadziłyby ograniczenia w poborze mocy u największych odbiorców w kraju.
Czytaj także: Koronawirus atakuje sieci energetyczne
