Co chłodzi polskie elektrownie węglowe?

Co chłodzi polskie elektrownie węglowe?

Zbliża się szósta rocznica wprowadzenia przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne 20. stopnia zasilania w obliczu blackoutu spowodowanego upalną pogodą. Ryzyko takich zdarzeń jest już o wiele mniej realne niż przez kilkoma laty, ale portal WysokieNapiecie.pl postanowił przyjrzeć się szerzej tematowi chłodzenia polskiej energetyki węglowej. Dzięki temu zebraliśmy informacje o działających chłodniach kominowych i stworzyliśmy ranking najwyższych tego typu konstrukcji.

Przypomnijmy: 10 sierpnia 2015 r. Polskie Sieci Elektroenergetyczne wprowadzają 20 stopień zasilania w godz. 10-17. oraz 19 stopień między godz. 17. a 22. Była to pierwsza taka sytuacja w krajowej energetyce od lat 80. XX wieku. Na horyzoncie pojawiło się ryzyko blackoutu.

Kolejnego dnia rząd wydaje natomiast rozporządzenie, którym zobowiązuje do końca sierpnia do ograniczenia poboru energii elektrycznej przez odbiorców o mocy umownej powyżej 300 kW. Później okazało się, że ponad 1,1 tys. podmiotów do tego nakazu się nie dostosowało, co skutkowało lawiną postępowań ze strony Urzędu Regulacji Energetyki.

System na krawędzi

Widmo blackoutu przyniosła fala upalnej i bezwietrznej pogody, połączona z przestojem remontowym części bloków energetycznych. Do tego niski stan wód w rzekach doprowadził do ubytku 2 GW mocy w elektrowniach o otwartym obiegu chłodzenia.

W ten sposób chłodzone są stare bloki w elektrowniach Kozienice i Połaniec (Wisła), Ostrołęka (Narew) i Dolna Odra. Przy czym w przypadku tej ostatniej, dzięki położeniu w dolnym biegu rzeki, stan wód nie był nigdy problematyczny.

Wprowadzając 20. stopień zasilania PSE informowały o łącznym ubytku 4 GW w jednostkach wytwórczych centralnie dysponowanych. W Krajowym Systemie Elektroenergetycznym pozostało wówczas 25 GW osiągalnej mocy przy planowanym zapotrzebowaniu na poziomie 22 GW. Rezerwa nie dawała więc gwarancji, że KSE wytrzyma w sytuacji dalszego, nieplanowanego ubytku mocy połączonego z rosnącym poborem energii.

Elektrownia Opole. Po lewej chłodnie nowych, a po prawej starych bloków. Fot. PGE

 

Od tego czasu sytuacja uległa dużej zmianie. Przede wszystkim do użytku oddano kilka dużych bloków energetycznych. W 2017 r. zaczęły pracować jednostki we Włocławku (468 MW, PKN Orlen) oraz Kozienicach (1075 MW, Enea). W 2019 r. dołączyły do nich dwa bloki o łącznej mocy 1800 MW w Opolu (PGE), w 2020 r. w Stalowej Woli (449 MW, Tauron i PGNiG) i Jaworznie (910 MW, Tauron), a niedawno w Turowie (496 MW, PGE).

Co prawda w przypadku Jaworzna od 22 czerwca trwa remont awaryjny z powodu usterki armatury kotła, a jego zakończenie jest przewidywane 17 sierpnia. Również nowy blok w Turowie od 19 czerwca znalazł się w ponad miesięcznym przestoju technicznym, który miał służyć jego optymalizacji.

Ubytek mocy z tych bloków lub kilku innych remontowanych jednostek nie jest jednak obecnie takim zagrożeniem jak w przeszłości, gdyż dodatkowo w systemie jest ok. 5 GW zainstalowanej fotowoltaiki wobec kilkudziesięciu megawatów w sierpniu 2015 r. Tymczasem to właśnie energia słoneczna pozwala wypełnić lukę w mocy w upalne dni. Zwłaszcza, że przy takiej aurze zazwyczaj słabo wieje, co zmniejsza produktywność farm wiatrowych.

OZE, zwłaszcza fotowoltaika, pomagają w stabilizacji systemu elektroenergetycznego latem.

 

Niemniej mocy w lądowej energetyce wiatrowej, mimo mocnego spowolnienia jej rozwoju przez tzw. ustawę odległościową, również nam przybyło - mamy jej ok. 7 GW wobec ok. 4,5 GW przed sześcioma laty. Pełzający blackout przyspieszył też prace na rynkiem mocy i usługami DSR (interwencyjna redukcja poboru).

Ponadto trzeba też pamiętać o zwiększonych możliwościach importu energii od naszych sąsiadów: przywrócono go z kierunku ukraińskiego oraz z Niemiec - dzięki zainstalowaniu przesuwników fazowych, a także uruchomiono "most energetyczny" z Litwą.

Stress test w Bełchatowie

W efekcie pod koniec maja tego roku, gdy doszło do awarii stacji elektroenergetycznej Rogowiec (wywołanej - jak się później okazało - przez „czysto ludzki” błąd pracownika PSE), co skutkowało odłączeniem od sieci niemal całej Elektrowni Bełchatów, odbiorcy energii tego nie odczuli. O samej awarii dowiedzieli się natomiast z mediów.

Zobacz więcej: System energetyczny znów uratowany

Krajowy System Elektroenergetyczny zdał więc ten największy od 2015 r. stress test z pozytywnym wynikiem. Blackout się nie wydarzył. Z tej perspektywy można patrzeć z większym spokojem na kolejne fale upalnej pogody i związane z nią rekordy zapotrzebowania na moc w okresie letnim.

Elektrownia Bełchatów, choć została awaryjnie wyłączona w maju 2021 r. w niemal całości, to do blackoutu nie doszło. Fot. PGE

 

Ostatni padł 15 lipca - wyniósł 24 317 MW i był wyższy o blisko 200 MW niż poprzedni, ustanowiony niespełna tydzień wcześniej. Rekordy letniego zapotrzebowania na moc padają systematycznie co rok, m.in. z powodu coraz bardziej powszechnej klimatyzacji w budynkach. Dla porównania pamiętnego 2015 r. padł on 7 sierpnia i wynosił 22 186 MW, czyli był o ponad 2 GW niższy od aktualnego rekordu.

Poza rozbudową mocy wytwórczych i rozwojem systemu przesyłowego kluczowa w kontekście bezpieczeństwa KSE jest sytuacja hydrologiczna, która przekłada się na pracę elektrowni o otwartym obiegu chłodzenia. Niemniej poziom rzek, z których zaopatrują się one w wodę, utrzymywał się dotychczas przeważnie w strefie stanów średnich. Grupy energetyczne nie zgłaszały w tym roku żadnych trudności z chłodzeniem tego typu obiektów.

Dlatego więcej obaw o stabilność systemu można mieć patrząc w dalszą przyszłość. W czerwcu prezes URE opublikował raport pt. „Informacja na temat planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2020-2034”, z którego wynika przedsiębiorstwa energetyczne w tym czasie chcą oddać do użytku łącznie ok. 14,2 GW nowych mocy. Jednocześnie wyłączone z eksploatacji ma zostać 18,8 GW, co oznacza ubytek mocy o 4,6 GW.

Jednak biorąc pod uwagę, że wycofywane będą przede wszystkim bloki na węgiel kamienny i brunatny (łącznie 16,7 GW) o wysokim współczynniku dyspozycyjności, a ponad połowę nowych mocy będą stanowić mniej stabilne OZE, to realna moc dyspozycyjna uszczupli się o 10,6 GW.

Zobacz więcej: Cisza po alarmującym raporcie URE

Wróćmy jednak do teraźniejszości i sprawdźmy to, jakim "majątkiem chłodniczym" dysponują największe grupy energetyczne w Polsce.

PGE przygotowana na upał

Biuro prasowe koncernu w przekazanych portalowi WysokieNapiecie.pl informacjach podkreśliło, że należące do spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwecjonalna elektrownie są przygotowane do pracy w różnych warunkach atmosferycznych, w tym w wysokich temperaturach. Trzy z nich - Bełchatów, Opole i Turów - pracują w tzw. zamkniętym obiegu chłodzenia, co daje gwarancję stabilnego działania i niezakłóconych dostaw energii.

- Zamknięty układ chłodzenia, który wykorzystywany jest w blokach energetycznych, sprzyja również ograniczeniu poboru wody na potrzeby procesów technologicznych. W przypadku tego typu układu obiegu wody, uzupełniane są tylko jej straty - podkreślono.

W Elektrowni Rybnik zastosowano dwa układy chłodzenia (zamknięty i otwarty) wykorzystujące wodę ze zbiornika na Jeziorze Rybnickim, co - jak zaznacza PGE - pozwala zwiększyć elastyczność oraz niezawodność produkcji energii elektrycznej, także w przypadku wystąpienia wysokich temperatur oraz suszy.

Natomiast w Zespole Elektrowni Dolna Odra zastosowano wyłącznie otwarty układ chłodzenia. Ze względu na lokalizację w dolnym biegu rzeki Odry oraz konstrukcję ujęć wody powierzchniowej, elektrownie ZEDO są przystosowane do pracy w trudnych warunkach hydrologicznych.

Elektrownia Dolna Odra dzięki swojemu położeniu nie musi się raczej obawiać o dostęp do wody. Fot. PGE

 

W Elektrowni Bełchatów na potrzeby starych bloków pracują chłodnie o wysokości 132 m (x6), a 180-metrowa dla najnowszej jednostki o mocy 858 MW. W Turowie stare jednostki chłodzą 100-metrowe chłodnie (x5), a ta wybudowana na potrzeby nowego bloku 496 MW ma 135 m wysokości.

Dwie chłodnie kominowe w Rybniku mają wysokość 120 m, natomiast w Opolu, poza 132-metrowymi chłodniami (x2) na potrzeby starych bloków, wybudowano kolejne dwie (po 185 m każda) dla dwóch nowych jednostek (2x900 MW).

PGE Energia Ciepła posiada natomiast chłodnie kominowe tylko w swoich zakładach w Krakowie (2x100 m), Siechnicach koło Wrocławia (55 m) oraz Gorzowie Wielkopolskim (53 m). W pozostałych lokalizacjach spółki, które wymagają chłodzenia, elektrociepłownie są wyposażone w chłodnie wentylatorowe. Dotyczy to następujących miast: Gdynia, Wrocław, Zielona Góra, Bydgoszcz (EC2), Rzeszów, Lublin (Wrotków), Kielce oraz Zgierz. W okresie letnim elektrociepłownie pracują jednak małą liczbą jednostek, a duża część z nich jest w trakcie kampanii remontowej.

Tauron w obiegu zamkniętym

Bloki energetyczne w grupie korzystają z zamkniętych układów chłodzenia.

- W układzie zamkniętym do chłodzenia czynnika obiegowego wykorzystywane są chłodnie kominowe - raz pobrana woda jest przepompowywana i chłodzona w chłodni kominowej, po czym znów wraca do obiegu w elektrowni. Zastosowanie zamkniętego układu chłodzenia sprawia, że jednostka jest znacznie mniej wrażliwa na czynniki atmosferyczne - przekazał portalowi WysokieNapiecie.pl Łukasz Ciuba, kierownik zespołu prasowego Taurona.

Chłodnia kominowa bloku 460 MW w Elektrowni Łagisza. Fot. Tauron

 

Aktualnie zarządzająca elektrowniami grupy spółka Tauron Wytwarzanie posiada działające elektrownie w Jaworznie, Trzebini (Siersza), Łaziskach Górnych oraz Będzinie (Łagisza).

W przypadku Jaworzna w Elektrowni II pracują dwie chłodnie kominowe o wysokości 60 m każda i jedna 48-metrowa, a Elektrownia III posiada trzy 120-metrowe obiekty. Na potrzeby bloku 910 MW powstała natomiast 180-metrowa chłodnia.

W Elektrowni Siersza stoją trzy chłodnie 90-metrowe (z czego dwie są wycofane z eksploatacji w związku z odstawieniem bloków 120 MW) oraz dwie 81-metrowe.

Elektrownia Łaziska ma cztery chłodnie 100-metrowe oraz dwie 90-metrowe (wycofane z eksploatacji w związku z odstawieniem bloków 120 MW). W Elektrowni Łagisza pozostały dwie 90-metrowe chłodnie (wycofane z eksploatacji w związku z odstawieniem bloków 120 MW) oraz jedna 133-metrowa na potrzeby bloku 460 MW.

Enea stawia progi

- Należące do grupy Enea elektrownie są przygotowane do pracy przy niższych stanach wody. Sytuacja hydrologiczna jest stale monitorowana, a instalacje chłodzenia utrzymywane są w pełnej dyspozycyjności - zapewniła nas Justyna Tkaczyk-Kurek, zastępca kierownika biura komunikacji Enei.

Grupa posiada dwie elektrownie: Kozienice i Połaniec. Pierwsza z nich jest wyposażona w 10 bloków energetycznych klasy 200 i 500 MW, pracujących w otwartym układzie chłodzenia.

Po wydarzeniach z 2015 r. na Wiśle na wysokości elektrowni wybudowano tymczasowy próg stabilizujący poziom wody. Dodatkowo kozienicka elektrownia wyposażona jest w system chłodni wentylatorowych, umożliwiających schłodzenie wody oddawanej do rzeki, który uruchamiany jest przy wysokich temperaturach wody chłodzącej pobieranej z Wisły.

Elektrownia Kozienice posiada zarówno otwarty, jak i zamknięty układ chłodzenia. Fot. Enea

 

Natomiast najnowszy blok energetyczny o mocy 1075 MW w jest chłodzony w układzie zamkniętym z chłodnią kominową o wysokości 185 m. Wpływ poziomu i temperatury wody w rzece ma więc znikomy wpływ na pracę tej jednostki.

Drugą z elektrowni grupy jest Połaniec, który posiada otwarty układ chłodzenia. Enea podkreśla, że ta siłownia również jest zabezpieczona na wypadek pracy przy niższych stanach wody w Wiśle.

- Jednym z urządzeń jest elastyczny próg stabilizujący poziom rzeki, który zapewnia wymagany napływ wody do instalacji chłodzenia. Próg każdego roku podlega przeglądom okresowym, dzięki czemu jest utrzymywany w pełnej dyspozycyjności. Elektrownia może także zastosować dodatkowe chłodzenie wody powracającej do rzeki poprzez wykorzystanie pomp tzw. obiegu mieszanego wraz z chłodniami rozbryzgowym - wyjaśniła Justyna Tkaczyk-Kurek.

Energa mogła mieć giganta

Tylko w otwartym układzie chłodzenia działają jednostki należące do grupy Energa. Mogła ona jednak posiadać największą w Polsce chłodnię kominową, gdyby nie wstrzymano realizacji węglowego bloku Ostrołęka C o mocy 1000 MW, który miała wybudować wspólnie z Eneą.

Planowano tam 190-metrową chłodnię, która do momentu rezygnacji z tej inwestycji zdążyła się tylko delikatnie odbić od fundamentów. Obecnie jest tam planowany blok gazowo-parowy o mocy 745 MW, który Energa ma postawić Orlenem i PGNiG.

Jaz na rzece Narew, który zabezpiecza dostawy wody do ostrołęckiej elektrowni. Fot. Energa

 

Krzysztof Kopeć, dyrektor biura prasowego Energi, przypomniał, że w ostatnich latach na potrzeby Elektrowni Ostrołęka B wybudowano jaz na rzece Narew.

- Pozwala on na zabezpieczenie niezbędnej ilości wody na potrzeby pracy bloków energetycznych poprzez piętrzenie rzeki w czasie ekstremalnie niskich stanów wód. W ten sposób spółka jest w stanie zapewnić bezawaryjne i ciągłe korzystanie z ujęcia wody na potrzeby produkcji energii elektrycznej i cieplnej - przekazał nam Kopeć.

Roboty na wysokości

Oddanie do użytku w Turowie jednostki o mocy 496 MW zakończyło falę inwestycji w duże bloki węglowe, a zatem i wznoszenie nowych chłodni kominowych.

Generalnym wykonawcą większości z nich były firmy z zagranicznym rodowodem. W przypadku tej 135-metrowej w Turowie był to Hamon, który wcześniej wzniósł 185-metrową chłodnię dla bloku 1075 MW Kozienicach, a w konsorcjum z polską firmą Uniserv wybudował 133-metrową na potrzeby bloku 460 MW w Łagiszy.

Budowę Elektrowni Ostrołęka C wstrzymano na takim etapie. Fot. eostroleka/youtube

 

W Ostrołęce C liczący 190 m obiekt miała wznieść grupa Dominion, wcześniej w Polsce aktywna pod szyldami Karrena i Beroa. Ta ostatnia wybudowała 180-metrową chłodnię w Bełchatowie (blok 858 MW) oraz dwie 185-metrowe konstrukcje w Opolu (2x900 MW).

Natomiast 180-metrową chłodnię dla bloku 910 MW w Jaworznie zrealizował Uniserv, będący spadkobiercą firmy Chłodnie Kominowe z Gliwic, która odpowiadała za projektowanie i budowę wszystkich tego typu obiektów w czasach PRL.

Artur Nizioł, główny akcjonariusz i szef rady nadzorczej Uniservu, liczy jednak na to, że spółka będzie miało jeszcze sporo do roboty w swoim tradycyjnym obszarze działania.

- Abstrahując od tego, że koniecznością jest stworzenie w Polsce alternatywy dla energetyki opartej na blokach węglowych, trzeba mieć świadomość, że realizacja tych planów pochłonie w najbardziej optymistycznym wariancie co najmniej dekadę. Tymczasem wiadomo, iż większość naszych elektrowni ma kilkadziesiąt lat - podkreślił Nizioł w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl.

Jak dodał, potrzebna będzie modernizacja istniejących elektrowni, aby mogły one produkować energię do czasu transformacji energetyki. Dotyczy to również układów chłodzenia wody. Modernizację wymuszać będą też rosnące wymagania środowiskowe.

Nowy blok 910 MW w Elektrowni Jaworzno III, wraz z chłodnią wybudowaną przez Uniserv. Fot. Tauron

 

- Ograniczenie zużycia wód ze źródeł naturalnych, z uwagi na ich deficyty, a także ocieplenie spowodowane zmianami klimatycznymi, będzie wymagało zastosowania nowocześniejszych, wydajniejszych, mniej energochłonnych zamkniętych układów chłodzenia, które ograniczają pobory wody ze źródeł naturalnych. Do tego zmniejszeniu będzie musiała ulec produkcja ścieków technologicznych oddawanych do środowiska, gdyż wiąże się to z coraz wyższymi opłatami - wskazał Nizioł.

- W tym kontekście zamiast o serwisie, rozumianym jako remonty istniejących instalacji, należałoby mówić o modernizacji. Wynikają z niej milionowe kontakty, a to stwarza bezpieczną perspektywę w sytuacji, w której od lat dywersyfikujemy działalność. Uniserv, poza układami chłodzenia wody przemysłowej, jest znany jako wykonawca instalacji odprowadzania spalin, kominów przemysłowych, a także systemów magazynowania materiałów sypkich i budowy silosów - dodał.

Z węgla w OZE

Szukanie nowych kierunków rozwoju jest jednak koniecznością. Dlatego od lat Uniserv jest aktywny też w sektorze ochrony środowiska oraz ma pomysły na wejście w segment odnawialnych źródeł energii.

Wnętrze chłodni kominowej. Fot. PGE

 

Spółka podpisała już m.in. umowę z Narodowym Centrum Badań i Rozwoju na realizację przedkomercyjnego przedsięwzięcia „Innowacyjna Biogazownia”. Jego celem jest wdrożenie technologii stabilnego pozyskiwania biogazu i biometanu z odpadowych produktów organicznych pochodzenia rolniczego, które obecnie nie są zagospodarowywane.

Uniserv prowadzi też rozmowy z partnerami zainteresowanymi wdrożeniem technologii Ekogaz Recovery, dedykowanej małym i średnim jednostkom energetycznym o mocy od 2 do 30 MW. Dzięki zgazowaniu RDF (paliwo z odpadów) ma ona pozwolić na produkcję ciepła i prądu w kogeneracji, bez udziału paliw kopalnych.

- Z uwagi na globalny zasięg pandemii byliśmy na pewien czas zmuszeni wstrzymać plany eksportowe, ale na powrót monitorujemy sytuację na rynkach wschodnich, przede wszystkim Ukrainy i Kazachstanu - podsumował Artur Nizioł.

Technologie dostarcza

Zobacz także...

Komentarze

Patronat honorowy

Partnerzy portalu

PGE PSE