Modernizacja elektrowni - ebook

Wykaz ważniejszych oznaczeń i symboli

Ċ – strumień pojemności cieplnej

e – cena jednostkowa

Ė_(ch) – strumień energii chemicznej

E_(el) – produkcja netto energii elektrycznej w elektrowni

h – entalpia właściwa

J – nakłady inwestycyjne

k – współczynnik przenikania ciepła

k – koszt jednostkowy

K – koszt całkowity

– strumień masy

N_(el) – moc elektryczna

p – ciśnienie

p – jednostkowe opłaty za emisję

– strumień ciepła

r – stopa oprocentowania kapitału

t, T – temperatura

zρ + δ_(rem) − roczna stopa obsługi kapitału inwestycyjnego oraz pozostałych kosztów stałych zależnych od nakładów inwestycyjnych na modernizację

Δ – symbol przyrostu

ε_(el) – wskaźnik potrzeb własnych elektrowni

η – sprawność

ρ – emisja jednostkowa

τ – czas

χ – sprawność pozorna1. Wprowadzenie

Niepodobna znać rzeczy tego świata,

jeśli się nie zna ich matematycznie.

For the things of this world cannot be made

known without a knowledge of mathematics

(Roger Bacon, 1214–1294)

Polska jest na jednym z ostatnich miejsc w Europie pod względem zużycia energii elektrycznej na jednego mieszkańca. Jej zużycie per capita wynosi zaledwie ok. 3900 kWh, podczas gdy w Niemczech, Holandii i Wielkiej Brytanii sięga odpowiednio ok. 7000, 6800 oraz 5500 kWh. Statystycznie jeden Norweg, Fin i Szwed, którzy są pod tym względem europejskimi rekordzistami, zużywają odpowiednio ponad 23, 15 i 14 tysięcy kWh. A zatem zużycie w Polsce energii elektrycznej na jednego mieszkańca jest ponad dwu-, a nawet trzykrotnie mniejsze. Jeśli chcemy więc dorównać do poziomu europejskiego, to konieczny jest znaczący przyrost mocy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Niestety, w najbliższym czasie z KSE ubędzie kilka gigawatów mocy na skutek wyłączania z ruchu zaawansowanych wiekiem i przestarzałych technologicznie elektrowni i elektrociepłowni ze względu na ich zły stan techniczny. Stwarza to duże zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego kraju, nie mówiąc już o wzroście zużycia energii elektrycznej na głowę. Około 60% krajowych elektrowni jest eksploatowanych co najmniej 30 lat i pracuje z niską efektywnością energetyczną. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej w krajowych elektrowniach jest średnio mniejsza o ok. 9 punktów procentowych od sprawności osiąganych w elektrowniach w krajach „starej” piętnastki Unii Europejskiej. Również brak rezerw mocy w KSE stwarza zagrożenie dla pewności zasilania krajowych odbiorców w energię elektryczną. Należy przypomnieć, że krajowa energetyka zawodowa bazuje na w całości zamortyzowanych i sukcesywnie wyłączanych z eksploatacji 24 blokach 120 MW, 63 blokach 200 MW, 16 blokach 360 MW oraz 2 blokach 500 MW. Ponadto są eksploatowane 3 nowo wybudowane bloki o parametrach nadkrytycznych o łącznej mocy 1800 MW, a kolejne 4 – o sumarycznej mocy 3800 MW – są w budowie.

Z uwagi na powyższe, krajowa energetyka wymaga bardzo dużych, szacowanych na co najmniej 200 miliardów złotych nakładów inwestycyjnych na odnowienie i modernizację istniejących elektrowni i elektrociepłowni oraz na budowę nowych mocy wytwórczych.

Jednym z możliwych kierunków koniecznego odnowienia i modernizacji układów technologicznych elektrowni i elektrociepłowni może być doskonalenie istniejących już w nich poszczególnych instalacji i urządzeń: modernizacja kotłów zwiększająca ich sprawność energetyczną, modernizacja układów przepływowych turbin podnosząca ich sprawność wewnętrzną, modernizacja układów chłodzenia czy zabiegi zmniejszające elektryczne potrzeby własne bloków. Zabiegi takie nie są w stanie jednak znacząco poprawić sprawności wytwarzania w nich energii elektrycznej, a tym samym nie są w stanie istotnie zwiększyć ich mocy. Nie zmieniają bowiem termicznych parametrów realizowanego w nich obiegu cieplnego Clausiusa–Rankine’a. Można jedynie oczekiwać poprawy sprawności energetycznej elektrowni i elektrociepłowni o co najwyżej 1−3 punkty procentowe. Innym sposobem modernizacji jest wymiana kotłów i turbin parowych na nowe, o większych parametrach termicznych pary świeżej, na parametry nadkrytyczne. Nakłady inwestycyjne na takie modernizacje są małe w porównaniu z nakładami na nowe bloki węglowe, gdzie trzeba budować całą infrastrukturę elektrowni, która w modernizowanych już istnieje. Co najwyżej trzeba ją będzie zrewitalizować. Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w tak zmodernizowanych blokach, nawet przy koniecznym wówczas zakupie pozwoleń na emisję CO_(2,) są zdecydowanie niższe od kosztów w nowych blokach węglowych, a więc i podwyżki cen energii w Polsce będą niewielkie. Ponadto, gdy zmiksuje się je z kosztami z nowo wybudowanych elektrowni jądrowych, co jest koniecznością bardzo racjonalną technologicznie, ekonomicznie, ekologicznie i cywilizacyjnie, to w dalszym ciągu podwyżki będą małe . Kolejnym racjonalnym technologicznie, technicznie i ekologicznie sposobem modernizacji już istniejących węglowych bloków, mającym przy tym mimo drogiego gazu ziemnego uzasadnienie ekonomiczne, czyniącym je nowoczesnymi, jest ich konwersja do dwupaliwowych układów gazowo-parowych zasilanych węglem kamiennym i gazem ziemnym . Konwersja taka jest możliwa przez ich integrację z nowoczesnymi technologiami gazowymi bazującymi na turbinach gazowych zasilanych gazem ziemnym . Zasadniczej wówczas zmianie ulegnie realizowany w nich obieg cieplny. Oprócz dotychczasowego obiegu Clausiusa–Rankine’a turbiny parowej realizowany w nich będzie dodatkowo obieg Joule’a turbiny gazowej, czego skutkiem będzie bardzo znacząca poprawa ich sprawności energetycznej. Sprawność energetyczna tak zmodernizowanych bloków wzrośnie nawet do ok. 50%. Również jednostkowy koszt wytwarzania w nich elektryczności jest relatywnie niski. Przy aktualnych cenach węgla i gazu jest niewiele wyższy od kosztu w zmodernizowanych blokach węglowych na wyższe parametry pary świeżej . Jednocześnie nastąpi, co należy bardzo mocno podkreślić, nawet dwukrotne zwiększenie mocy elektrycznej tak zmodernizowanych bloków, a to wykluczy konieczność budowy całkowicie nowych mocy wytwórczych . Odpadną zatem, co bardzo istotne, duże problemy społeczne, ekonomiczne, ekologiczne, technologiczne oraz techniczne związane z ich lokalizacją i budową. Zdecydowanie zostanie także zmniejszony wskaźnik emisji zanieczyszczeń do środowiska naturalnego na jednostkę wyprodukowanej w nich energii elektrycznej w wyniku zmniejszonego zużycia węgla i spalania ekologicznego gazu ziemnego. Emisja dwutlenku węgla na 1 MWh wyprodukowanej energii elektrycznej zmaleje nawet o połowę . Bardzo ważne jest przy tym, że węgiel, którego zasoby w kraju są duże, nadal pozostanie, i słusznie, podstawowym paliwem w krajowej energetyce. Gwarantuje bowiem, co szalenie ważne, bezpieczeństwo i niezależność energetyczną Polski.

Niewyrażona expressis verbis wymowa powyższych faktów wskazuje na konieczność opracowania metodyki i modeli matematycznych opisujących przestrzeń funkcyjną zjawisk techniczno-ekonomicznych zachodzących w procesach produkcji energii elektrycznej w blokach energetycznych zmodernizowanych do dwupaliwowych układów gazowo-parowych w celu ich analizy. W monografii za ich pomocą poddano analizie blok 370 MW, który obok bloku 200 MW jest podstawowym blokiem pracującym w KSE. Analizie poddano układ równoległy (rys. 2.1), który w porównaniu z układem szeregowym (w układzie szeregowym nie występuje kocioł odzyskowy) jest efektywniejszym energetycznie i ekonomicznie sposobem modernizacji bloków węglowych do układów gazowo-parowych dwupaliwowych . W monografii przeanalizowano pracę quasi-nieustaloną tak zmodernizowanego bloku, tj. jego pracę z narzuconą przez KSE zmienną w czasie mocą (rys. 1.2). Wynika to z konieczności dostosowania produkcji energii elektrycznej w systemie do jej chwilowego zapotrzebowania (rys. 1.1). Tym samym moc bloku podlega nieustannie zmianom, i to w bardzo szerokim przedziale. Od mocy minimalnej wynikającej z minimum technicznego kotła BP-1150 wynoszącego ok. 40% jego mocy nominalnej, do pracy bloku z mocą maksymalną trwałą. Taka praca bloku skutkuje bardzo dużymi zmianami strumieni pary wodnej, jej ciśnień oraz temperatur w poszczególnych punktach obiegu cieplnego bloku, co znacząco wpływa na jego pracę (patrz rozdz. 3 i 4). Z uwagi na powyższe, problematyka quasi-nieustalonej kondensacyjnej pracy bloku jest bardzo ważna i, co istotne, jak do tej pory nie była podjęta przez badaczy na całym świecie. W monografii przedstawiono analizę dla bloku 370 MW nadbudowanego turbozespołem gazowym i kotłem odzyskowym, ale jednocześnie przystosowanego do pracy skojarzonej. Przeanalizowano przy tym pracę ze znamionową mocą turbozespołów parowego i gazowego. W książce natomiast przeanalizowano quasi-nieustaloną skojarzoną pracę bloku 370 MW, ale bez jego nadbudowy turbozespołem gazowym. Niniejsza praca jest zatem dopełnieniem prac . Przeprowadzone za pomocą zaprezentowanego modelu wielowariantowe obliczenia termodynamiczne, których wyniki są wielkościami wejściowymi do analiz ekonomicznych (rozdz. 5), pozwalają znaleźć odpowiedzi m.in. na następujące pytania: (1) Jaka jest optymalna moc turbozespołu gazowego i liczba stopni ciśnienia w kotle odzyskowym (rys. 2.9) nadbudowujących blok 370 MW do układu gazowo-parowego dwupaliwowego? (2) Jak na wybór optymalnej mocy turbozespołu gazowego i wybór optymalnego typu kotła odzyskowego wpływają wartości oraz zmiany w czasie relacji cenowych między nośnikami energii? (3) Jak na ten wybór wpływają także wartości i zmiany w czasie jednostkowych, taryfowych opłat za korzystanie ze środowiska naturalnego oraz cena zakupu pozwoleń na emisję CO₂ wprowadzonych przez Unię Europejską w ramach prowadzonej polityki energetyczno-klimatycznej? (4) Jaka jest więc w zależności od powyższych relacji cenowych i kosztów kapitałowych optymalna ekonomicznie wartość mocy turbiny gazowej i optymalny typ kotła odzyskowego? Optymalne oczywiście są te, dla których jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej w zmodernizowanym bloku jest najmniejszy. Należy przy tym pamiętać, że w zależności od mocy turbozespołu gazowego i liczby stopni ciśnienia w kotle odzyskowym różne są koszty eksploatacji zmodernizowanych bloków, zwłaszcza różne są koszty paliwa, a także nakłady inwestycyjne na modernizacje, a więc różne są roczne koszty kapitałowe. Należy też zaznaczyć, że ze wzrostem mocy turbozespołu gazowego ulegają zmniejszeniu strumienie par upustowych z turbiny parowej (w tym większym stopniu, im mniejsza jest liczba stopni ciśnienia w kotle odzyskowym przy tej samej temperaturze wylotowych spalin) i zwiększa się zatem również jej moc. Na przykład dla turbozespołu gazowego o mocy 350 MW moc turbiny parowej zwiększa się do wartości 420 MW, co wymaga wymiany generatora elektrycznego na nowy.

Bardzo ważnym zadaniem bloków energetycznych o dużych mocach znamionowych jest ich udział, o czym już wspomniano, w regulacji mocy i częstotliwości Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (rozdz. 4). Na rysunku 1.1 przedstawiono dobowy przebieg zapotrzebowania na moc elektryczną w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym .

Rys. 1.1. Przykładowy dobowy przebieg zapotrzebowania na moc elektryczną w KSE

Zapotrzebowanie na moc elektryczną w KSE jest zmienne, więc również musi się zmieniać moc jednostek wytwórczych uczestniczących w regulacji systemu.

Sterowanie pracą KSE wymaga znajomości funkcjonowania bloków energetycznych, tj. znajomości procesów termodynamicznych w nich zachodzących, ich dynamiki, techniki prowadzenia ruchu bloków itd. Regulacja KSE odbywa się w hierarchicznym (nadrzędnym) systemie regulacji w ramach Automatycznej Regulacji Częstotliwości i Mocy (ARCM) dopasowującej moc czynną wytwarzaną w KSE do bieżących potrzeb (tzw. bilansowanie mocy). Tak jak fundamentalnym parametrem dla regulacji mocy bloków jest częstotliwość napięcia w systemie, tak fundamentalnym parametrem dla uczestniczenia bloków w układzie regulacji mocy i częstotliwości KSE jest wartość zakresu możliwych zmian ich obciążenia. Oczywiste jest, że bloki o małych zakresach nie mogą brać udziału w pracy regulacyjnej KSE. Dla bloku 370 MW zakres ten zawiera się w paśmie od jego mocy minimalnej 180 MW do mocy maksymalnej trwałej 380 MW, przy czym najniższe obciążenia charakteryzują pracę w czasie nocnej doliny obciążenia, a najwyższe w czasie szczytu dziennego (rys. 1.2). Procentowa wartość zakresu zmian mocy bloku wynosi ok. 55% jego mocy maksymalnej. Przyczyną zmiennego obciążenia bloku energetycznego jest nie tylko jego praca w KSE, ale również jego postoje (rys. 1.3).

Rys. 1.2. Typowy dobowy przebieg mocy elektrycznej bloku o mocy znamionowej 370 MW w elektrowni Opole biorącego udział w regulacji Krajowego Systemu Elektroenergetycznego

Rys. 1.3. Fragment całorocznego, rzeczywistego średniogodzinowego przebiegu mocy elektrycznej jednego z bloków 370 MW w elektrowni Opole – w styczniu

Z uwagi na powyższe istotne są również odpowiedzi na kolejne pytania. (5) Jak wpływa nadbudowa bloku 370 MW turbiną gazową w układzie równoległym na zmianę dyspozycyjnego zakresu jego mocy? (6) Czy tak zmodernizowany blok będzie mógł brać udział w regulacji KSE? (7) Jak na dyspozycyjny zakres mocy wpływa moc turbozespołu gazowego? (8) Jak na dyspozycyjny zakres mocy wpływa liczba stopni ciśnienia w kotle odzyskowym?

Znalezienie odpowiedzi na wszystkie powyższe pytania stanowi cel i zakres książki. Aby na nie odpowiedzieć, należało przeprowadzić analizę termodynamiczną i ekonomiczną quasi-nieustalonej pracy zmodernizowanego bloku. W tym celu skorzystano z przedstawionego w rozdziale 2 modelu matematycznego bloku. Rozpatrzono przy tym pełny zakres mocy produkowanych turbozespołów gazowych ∈ (0;350 MW) oraz wszystkie stosowane w praktyce typy kotłów odzyskowych – jedno-, dwu- i trójciśnieniowy . Model ten uwzględnia m.in., co istotne, wpływ temperatury otoczenia na zmiany mocy turbiny gazowej, jej sprawność oraz temperaturę wylotowych spalin. Równie ważne jest zastosowanie w modelu równania przelotowości Stodoli–Flügla dla turbiny parowej, dzięki któremu uwzględnione są zmiany termicznych parametrów pary w jej upustach w wyniku zmian jej obciążenia.

Wykorzystując model, konieczne jest znalezienie odpowiedzi na kolejne pytanie. (9) Czy turbina gazowa powinna pracować ze swoim stałym znamionowym obciążeniem, tj. ze swoją maksymalną sprawnością energetyczną, czy także z mocą zmienną? Maksymalnym dopuszczalnym zakresem pracy turbiny gazowej jest jej praca w przedziale od 100 do 60% jej mocy znamionowej. Sprawność turbiny zmniejsza się wówczas liniowo do ok. 85% sprawności znamionowej przy 60% obciążeniu (dalsze jego zmniejszanie powoduje, że turbozespół gazowy staje się w coraz większym stopniu jedynie bardzo drogą komorą spalania gazu). Bezwzględna wartość dyspozycyjnego zakresu zmian mocy nadbudowanego bloku przy takiej technice prowadzenia ruchu zwiększa się wówczas zdecydowanie, w tej sytuacji jest bowiem sumą zakresów obu turbozespołów. Alternatywą dla pracy turbozespołu gazowego ze zmienną mocą byłoby jego wyłączanie z ruchu przy niskim zapotrzebowaniu na moc w KSE i praca regulacyjna bloku tylko w zakresie dyspozycyjnym zmian mocy turbozespołu parowego. Wadą takiej pracy jest jednak skokowe zmniejszenie mocy bloku, tym większe, im większa jest wartość mocy turbozespołu gazowego. Praca nadbudowanego bloku 370 MW ze zmienną mocą turbozespołu gazowego lub z mocą stałą z wyłączaniem go dodatkowo z ruchu przy niskim zapotrzebowaniu na moc w KSE wymaga odpowiedzi na kolejne pytanie. (10) Przy jakich relacjach cenowych między nośnikami energii wszystkie wymienione warianty pracy turbozespołu gazowego będą ekonomicznie opłacalne? Aby można było na nie odpowiedzieć, należy przeprowadzić dla nich analizę ekonomiczną pracy bloku w układzie regulacji mocy i częstotliwości KSE (rozdz. 5).

Podsumowując, w monografii przeanalizowano całoroczną quasi-nieustaloną pracę bloku o mocy znamionowej 370 MW dla pełnego zakresu mocy produkowanych turbozespołów gazowych ∈ (0;350 MW) i dla różnych struktur kotła odzyskowego. W analizach wykorzystano całoroczny, narzucony przez KSE, średniogodzinowy przebieg wartości mocy elektrycznej. Uwzględniono przy tym postoje bloku.

Analiza techniczno-ekonomiczna quasi-nieustalonej pracy bloku energetycznego nadbudowanego turbozespołem gazowym i kotłem odzyskowym stanowi ważne zagadnienie poszerzające nie tylko wiedzę w dyscyplinie naukowej, jaką jest energetyka, ale ma również duże znaczenie praktyczne, umożliwia bowiem działania aplikacyjne. Co więcej, w literaturze przedmiotu niewiele jest publikacji analizujących regulacyjną pracę bloku energetycznego nadbudowanego turbiną gazową i kotłem odzyskowym. W obliczu coraz większego udziału niestabilnych i nieprzewidywalnych źródeł energii odnawialnej zdolność do takiej pracy ma kluczowe znaczenie. W dostępnych źródłach skupiono się głównie na zaletach związanych ze zwiększeniem sprawności, zmniejszeniem jednostkowej emisji zanieczyszczeń, w tym dwutlenku węgla, czy zwiększeniem mocy zainstalowanej .

Bibliografia

1. Bartnik R., Buryn Z., Hnydiuk-Stefan A.: Ekonomika energetyki w modelach matematycznych z czasem ciągłym. WN PWN SA, Warszawa 2017.
2. Bartnik R.: Elektrownie i elektrociepłownie gazowo-parowe. Efektywność energetyczna i ekonomiczna. WNT, Warszawa 2009 (reprint 2012, 2017).
3. Bartnik R., Bartnik B.: Rachunek ekonomiczny w energetyce. WNT, Warszawa 2014.
4. Bartnik R.: The Modernization Potential of Gas Turbines in the Coal-Fired Power Industry. Thermal and Economic Effectiveness. Wydawnictwo Springer, London 2013.
5. Bartnik R., Buryn Z.: Conversion of Coal-Fired Power Plants to Cogeneration and Combined-Cycle: Thermal and Economic Effectiveness, Wydawnictwo Springer, London 2011.
6. Bartnik R., Skomudek W., Buryn Z., Hnydiuk-Stefan A.: Dwupaliwowe elektrownie i elektrociepłownie gazowo-parowe. Efektywność energetyczna i ekonomiczna, Wydawnictwo Naukowe PWN SA, Warszawa, 2019.
7. Buryn Z.: Quasi-unsteady CHP Operation of Power Plants. Thermal and Economic Effectiveness. Wydawnictwo Springer, London 2016.
8. Carapellucci R., Giordano L.: Energy, Economic And Environmental Assessments For Gas-Turbine Integration into an existing coal-fired power plant. Energy Procedia. Volume 45, 2014, p. 1175–1184.
9. Escosa J., Luis R.: Optimizing CO₂ avoided cost by means of repowering. Applied Energy. Volume 86, Issue 11, November 2009, p. 2351–2358.
10. Kehlhofer R., Hannemann F., Stirnimann F., Rukes B.: Combined cycle Gas and Steam turbine Power plants. 3th Edition, PennWell Corporation, Tulsa USA.
11. Liszka M., Manfrida G., Ziebik A.: Parametric study of HRSG in case of repowered industrial CHP plant. Energy Conversion and Management. Volume 44, Issue 7, May 2003, p. 995–1012.
12. Marzban A., Akbari O., Ahmadi G.: Evaluation of supply boiler repowering of an existing natural gas-fired steam power plant. Applied Thermal Engineering. Volume 124, September 2017, p. 897–910.
13. Wołowicz, M., Milewski, J., Badyda, K. (2012): Feedwater repowering of 800 MW supercritical steam power plant. Journal of Power Technologies, 92(2), p, 127–134.
14. www.pse.pl. (dostęp: 20.09.2017).