Kamila Pawełek

Przyszłość polskich elektrowni węglowych

Koło Naukowe Eko-Energia Wydział Energetyki i Paliw

Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie Konferencja: Ogólnopolska Konferencja Młodych Energetyków

Opiekun naukowy: mgr inż. Krzysztof Sornek

Polska należy do dziesięciu największych na świecie producentów

węgla kamiennego. W 2014 roku wydobycie tego surowca kształtowało się

na poziomie 137,1 mln ton, co plasowało nasz kraj na 9. miejscu na świecie.

Natomiast w Unii Europejskiej Polska jest jednym z liderów. Nie bez

powodu więc węgiel nazywany jest „czarnym złotem” Polski.

Sektor energetyczny Polski, dysponując tak ogromnymi zasobami

węgla, opiera się w głównej mierze na energetyce konwencjonalnej.

Aktualnie w naszym kraju ponad 90% produkcji energii elektrycznej

pochodzi z elektrowni opalanych węglem kamiennym i brunatnym.

Surowce te są więc podstawą polskiego systemu energetycznego. Aktualnie

nacisk kładziony jest na ochronę środowiska, która podniszczona

przemysłem zmierza do ograniczenia wykorzystania węgla

w elektrowniach. Klamrę zamyka polityka energetyczna, która wyznacza

prognozy i trendy mające dopasować odpowiedni miks energetyczny dla

Polski uwzględniając pakiety klimatyczne i BAT (z ang. Best Available

Technology).

Obecne założenia polskiej polityki energetycznej opierają się o cele

Pakietu Energetyczno-Klimatycznego z 2007 roku, ze zwróceniem uwagi na

zasadę „3 x 20%”, obejmującą 20% wzrostu efektywności energetycznej,

20% wzrostu poziomu energii z OZE oraz 20% redukcji emisji gazów

cieplarnianych. Odpowiedzią na wyzwania Pakietu Energetyczno-

Klimatycznego jest „Polityka energetyczna Polski do 2030r.”- dokument

przyjęty przez Radę Ministrów w 2009 roku.

Miks eneregtyczny Polski do 2030r.

węgiel kamienny

węgiel brunatny

gaz ziemny

biomasa

paliwo jądrowe

energia wiatru

inne

Przedłożono w nim ukierunkowania na:

poprawę efektywności energetycznej,

wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii,

wprowadzenie energetyki jądrowej i rozwoju odnawialnych

źródeł energii w celu zróżnicowania struktury produkcji

energii elektrycznej,

ograniczenie interakcji energetyki ze środowiskiem.

Szereg działań mających na celu realizację programu „Polityki

energetycznej…” dotyka przede wszystkim elektrownie węglowe. Stanowią

one niemały problem ze względu na wysokie emisje szkodliwych związków

i pyłów, jak i wyłączność węgla w strukturze paliw wykorzystanych do

produkcji energii elektrycznej. Żadnym ratunkiem dla tej sytuacji nie jest

pojawiająca się na horyzoncie Energetyczna Mapa Drogowa 2050. Jest to

plan postulujący efektywność energetyczną, którą powinny osiągnąć kraje

do 2050r. Konsekwencją ma być redukcja emisji gazów cieplarnianych

o 80-95%. Dla Polski oznaczałoby to restrykcyjne przekwalifikowanie się

na inne źródła energii niż węgiel, ponieważ przy obecnym udziale nie ma

realnych możliwości na duże ograniczenie w emisji. Przyszłość elektrowni

węglowych staje więc pod znakiem zapytania. Naturalnie, nie każdy kraj ma

takie same wytyczne, ze względu na zróżnicowanie gospodarcze,

geograficzne i ekonomiczne. Jednak ten margines nie zwalnia polskiej

energetyki z nadchodzących wyzwań.

Lawina ograniczeń zadaje mocny cios polskiemu sektorowi

energetycznemu, który musi przygotować się na poważne zmiany. Jakie są

alternatywy dla polskich elektrowni węglowych?

Zastąpienie innym źródłem energii

Nie tylko węgiel prowokuje, ale i energia jądrowa oraz OZE, aktywują

postawy społeczne oraz budzą wątpliwości ekonomiczne i ekologiczne.

Warto przyjrzeć się dwóm aspektom: zasobom oraz infrastrukturze. To

wcale nie surowce są największym problemem. Dla energii atomowej uran

jest tani, niepodważalną zaletą jest wysoki uzysk energii w reaktorach

jądrowych, ale problemem są odpady i zapewnienie bezpieczeństwa na

wskutek nieprzewidzianych awarii. Program Polskiej Energetyki Jądrowej

realizowany w ramach Polityki energetycznej Polski do 2030r. przewiduje

budowę elektrowni atomowej o łącznej mocy co najmniej 6000 MWe. Jego

realizacja pozwoli utrzymać udział węgla kamiennego w polskiej

elektroenergetyce, a także zwiększy bezpieczeństwo energetyczne

zapewniając stabilne dostawy energii.

Za odnawialnymi źródłami energii przemawiają wzrastające udziały

biomasa czy energii z wiatru. W tym miejscu należy zwrócić uwagę na

charakterystyczny dla niektórych OZE problem, którym jest zmienność

warunków atmosferycznych. Optymalna praca turbin wiatrowych czy też

urządzeń energetyki słonecznej (panele fotowoltaiczne, kolektory

słoneczne) jest możliwa jedynie przy korzystnych warunkach

atmosferycznych. Aspekt ten nie istnieje dla konwencjonalnych elektrowni,

których bloki odstawione do dyspozycji można uruchomić w dowolnej

chwili, zgodnie z zarządzeniem Krajowego Dyspozytora Mocy, który

monitoruje poziom i nadwyżki produkcji.

Biorąc pod uwagę np. siłownię wiatrową, będzie ona pracowała

w chwili występowania korzystnych prędkości wiatru. Kiedy wiatr

ucichnie, turbina nie będzie produkowała energii. Nie ma tu optymalnej

metody, nie da się kontrolować pogody i brakuje rozwiniętej sieci

akumulacji energii elektrycznej. Budzi to szereg wątpliwości i wnioski, iż

energetyka odnawialna nie będzie w stanie całkowicie pokryć rosnącego

w Polsce zapotrzebowania na moc. Może je jedynie uzupełniać. Również

biomasa ze względu na ograniczoną ilość surowca może rozwijać się obok

elektrowni węglowych, ale ich całkowicie nie zastąpi. Nie można

doprowadzić do masowej wycinki w lasach, które stanowią dobro

narodowe, a po szczycie klimatycznym w Paryżu będą również wliczać się

w bilans ograniczeń emisji CO₂ jako źródło jego pochłaniania)

Obok surowców należy przeanalizować infrastrukturę obejmującą

siłownie energetyczne, za czym idą ogromne nakłady finansowe na budowę

nowych obiektów bądź przebudowę już istniejących. Modernizacja jest

rezultatem naturalnego procesu starzenia się instalacji elektrowni. Około

40% energetycznych bloków węglowych ma przeszło 40 lat, natomiast

kolejne 15% mających ponad pół wieku nadaje się do bezzwłocznego

zamknięcia. Obecnie buduje się duże jednostki mocy produkującej 1000

MWe. Taki blok ma powstać w Elektrowni Ostrołęka. Pojawia się nowe

ryzyko zaangażowania kapitałowego, którego nie jesteśmy pewni. Sytuacja

skłoniła do przemyśleń i znalazła rozwiązanie, którym miałby być nowy

program rządowy „Energetyka 200+. Rewitalizacja i odbudowa mocy na

bazie bloków 200 MW”. Projekt ma na celu wydłużenie żywotności bloków,

które nie zostaną wyłączone z sieci, lecz pozostaną w rezerwie. Jeśli projekt

ma być konkurencyjny musi mieć widoczną zaletę. W tym wypadku jest to

znacząca różnica finansowa. Obiektem porównania niech będzie 10 tys.

MW. Koszty budowy bloków tysięczno-megawatowych są rzędu 60 mld zł,

a budowa trwa 6 lat. Natomiast modernizacja bloków o średniej mocy

200MW to wydatek 9 mld zł. Rzeczą odróżniającą obie propozycje jest

sprawność. W rewitalizowanych kotłach wynosiłaby 43-44%, co

zmniejszałoby emisję CO₂ o 20%, podczas gdy w nowych obiektach

wynosiłaby 45% i redukowałaby emisję CO₂ o 22%. Budowa dużych

bloków jest nieopłacalna ze względu na niskie ceny hurtowej energii.

Wyłączając stare bloki i wprowadzając ryzykowne zmiany możemy narazić

się na blackout (awarię zasilania-utratę napięcia w sieci

elektroenergetycznej na dużym obszarze).

Współspalanie z biomasą

Innym sposobem na elektrownie węglowe jest modyfikacja mieszanki

paliwowej. Wydaje się, że odnawialne źródła energii i węgiel stoją po

dwóch przeciwstawnych stronach. Jednak można pogodzić oba rodzaje

paliwa i współspalać węgiel z biomasą, która jest paliwem odnawialnym.

Taka kooperacja niesie ze sobą efekt energetyczny, ekologiczny

i ekonomiczny. W tego rodzaju procesie produkowane jest w Polsce

najwięcej odnawialnej energii elektrycznej, co wpływa na skuteczność

wprowadzania OZE. Biomasa stanowi wysoki odsetek w strukturze

nośników energii pierwotnej na całym świecie. Już od dawna gospodarka

przekonała się o jej energetycznych właściwościach. W porównaniu do

węgla, oba paliwa mają identyczny skład pierwiastkowy, ponieważ są

substancjami organicznymi, jednak mają różną zawartość węgla (biomasa

zawiera go dwukrotnie mniej), tlenu (czterokronie więcej tlenu

w biomasie), siarki, azotu i wodoru. Biomasa zawiera również od 5 do 10

razy mniej popiołu aniżeli węgiel, co charakteryzuje ją wysoką zawartością

części lotnych (65%-80%). Nieprzychylnym parametrem jest duży procent

zawartości wilgoci, sięgający nawet 60%, co znacznie obniża wartość

opałową. Upraszczając powyższe zestawienie można stwierdzić, że

energetycznie jednostka masowa biomasy odpowiada dwóm jednostkom

masowym węgla kamiennego.

Biorąc pod uwagę optymalizację efektu energetycznego uzyskanego

ze współspalania trzeba określić skład mieszanki adekwatny do

zachodzenia procesu i możliwości technicznych kotła. Biomasę można

dawkować pośrednio lub bezpośrednio. Podczas pośredniego

współspalania, biomasę pierw zgazowuje się i pirolizuje, a powstały biogaz

kieruje się do kotła. Inną opcją jest spalanie samej biomasy

w przedpalenisku, by potem współspalać ją z węglem w kotle. Bardziej

korzystnym procesem jest współspalanie bezpośrednie, gdzie biomasę

podaje się do układu nawęglania, kolejnie paliwa stają się mieszanką

mieloną przez młyny węglowe i doprowadzane są do kotła. Przemawia za

tym przede wszystkim ekonomia, ponieważ nie ma konieczności budowy

nowych instalacji (np. do zgazowania), prócz koniecznych do

magazynowania Eurosilo czy podajników taśmowych transportujących

biomasę do układu nawęglania. Pozostałą infrastrukturę wykorzystuje się

zgodnie z przeznaczeniem jakie stosuje się w przypadku węgla.

Najkorzystniejszym efektem w opinii publicznej będzie obniżenie emisji

tlenków węgla, ditlenku siarki i , zanieczyszczeń organicznych,

związków mutagennych i kancerogennych, ciężkich metali

i radioaktywnych pierwiastków, co wpływa pozytywnie na świadomość

obywatelską czy samą atrakcyjność producenta z faktu, iż produkuje

zieloną energię, która jest niemal wszechobecnym trendem. Tym samym,

nie inwestując znacznie, spełnia wymogi unijne.

Z technicznego punktu widzenia, respektując właściwości

fizykochemiczne biomasy- wilgoć, tlenki wapnia, alkalia (głównie potas),

fosfor i chlor mogą powodować korozję i osady podczas współspalania.

Bezpieczną drogą do uniknięcia tego typu zjawisk jest optymalna metoda

współspalania. Polega ona na dobraniu odpowiedniego procentu biomasy

w stosunku masowym do węgla. Dla kotłów pyłowych stosunek ten wynosi

nie więcej niż 5% m/m, w przypadku kotłów rusztowych może sięgać do

10% m/m, natomiast dla kotłów fluidalnych nie powinien przekraczać 20%

m/m. Wzrost tych procentowych udziałów może powodować niekorzystny

bilans energetyczny, a nawet większe emisje szkodliwych związków do

atmosfery. Ponadto instalacje wymagają przebudowy pod adaptację innej

niż wymienione wyżej mieszanki paliwowej. Odstępstwem od tej reguły są

kotły fluidalne, które są idealne nawet do spalania samej biomasy.

Przykładem jest Elektrownia w Połańcu o mocy zainstalowanej 1811 MWe,

w której grudniu 2012r. uruchomiono Zielony Blok z kotłem

z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym (CFB). Jest to największa na świecie

jednostka energetyczna opalana w 100% biomasą. Miks biomasy, który jest

tam stosowany to 80% zrębków drzewnych i 20% odpadów rolniczych

(agro). Inwestycja dała sposobność na redukcję emisji , o ponad 1,2 mln

ton rocznie. W pozostałych 7 blokach elektrowni również zastosowano

współspalanie węgla z biomasą.

Nie wszystkie elektrownie węglowe mogą być dostosowane do

współspalania węgla z biomasą. Dlatego warto rozpatrzeć każdy z obiektów

indywidualnie, ponieważ nie wszystkie zakłady mają optymalne warunki

i często współspalanie może okazać się bardzo niekorzystnym procesem.

Czyste technologie węglowe (CTW)

Czyste technologie węglowe obejmują metody i urządzenia

możliwe do wdrożenia na każdym z niżej wymienionych etapów:

w procesie zgazowania:

układy gazowo-parowe ze zintegrowanym zgazowaniem paliwa

(ang. IGCC)

zgazowanie podziemne

w procesie spalania:

nadkrytyczne siłownie z kotłami parowymi

siłownie z kotłami fluidalnymi

spalanie w atmosferze wzbogaconej w tlen

w procesie oczyszczania spalin:

odsiarczanie

selektywna katalityczna redukcja tlenków azotu

selektywna niekatalityczna redukcja tlenków azotu

sekwestracja CO2 (technologia CCS)

odpylanie

Jak widać, modyfikacji w zakresie ograniczeń emisji zanieczyszczeń można

dokonać już na etapie górnictwa węgla. Dokonuje się tzw. zgazowania

podziemnego (ang. UCG- Underground Coal Gasification). Jest to metoda

transformacji węgla do gazu syntezowego (mieszanina tlenku węgla

i wodoru). Wyróżnia się dwie metody UCG: szybową i bezszybową. Aby

zgazować węgiel stosuje się również technologię bloku gazowo-parowego

ze zintegrowanym zagazowaniem paliwa (ang. IGCC- integrated gasification

combined cycle). Całkowity proces IGCC składa się z czterech oddzielnych

podprocesów:

1. separacja tlenu i azotu z powietrza w tlenowni

2. zgazowanie paliwa (z udziałem powietrza lub tlenu przy mocy

powyżej 100 MW)

3. oczyszczanie gazu syntezowego

4. spalanie gazu syntezowego w turbinie gazowej.

Produktem w reaktorze gazyfikacji jest wysokokaloryczny syngaz

(mieszanka ~50% , ~25% , ponadto , , ). Po oczyszczeniu

kierowany jest do spalania w turbinie gazowej. Część ciepła spalin

wylotowych z turbiny jest zużywana do wytwarzania pary w kotle

utylizacyjnym. Następnie para napędza turbozespół. Metoda IGCC jest

wysoce skuteczna w porównaniu do obecnych technologii i podnosi

sprawność bloku o około 10% w porównaniu do najnowszych bloków

z kotłami pyłowymi oraz instalacjami odsiarczania spalin (IOS).

Innych modyfikacji można dokonać w procesie spalania.

Ten obszar działań wymaga specjalistycznych kotłów: parowych na

parametry nadkrytyczne lub kotłów fluidalnych. Te pierwsze podnoszą

sprawność bloku, co w rezultacie pozwala na większą efektywność przy tej

samej porcji paliwa. Walorem kotłów fluidalnych jest łatwe odsiarczanie

i odazotowanie spalin. Niska temperatura spalania powoduje zmniejszenie

powstawania . Natomiast odsiarczanie można przeprowadzić metodą

suchą, czyli poprzez dawkowanie sorbentu (np. kamienia wapiennego) do

materiału warstwy, który wiąże siarkę i nie dopuszcza do jej utlenienia

do . Kolejnym przykładem CTW ingerującym w proces spalania jest

oksy-spalanie. Jest to stosunkowo młoda technologia, pierwszą tego typu

instalację uruchomiono w 2008r. Metoda ta polega na zastąpieniu azotu

cyrkulowanym ditlenkiem węgla. Dzięki temu w spalinach pozostanie

ditlenek węgla i para wodna, który w takiej mieszaninie łatwiej wydzielić

w drodze kondensacji. Jest to mniej energochłonne, jednak bilans

energetyczny nie pozostanie dodatni, ponieważ wydzielenie tlenu

z powietrza jest silnie energochłonne.

Czyste technologie węglowe uwzględniają również oczyszczanie spalin. Do

metod tych zalicza się odsiarczanie, katalityczną i niekatalityczną redukcję

tlenków azotu, sekwestrację czy odpylanie. Każda z nich wymaga

dodatkowych instalacji w elektrowni, co pociąga za sobą nowe koszty.

Instalacja odsiarczania spalin (IOS) wymaga całej gospodarki kamienia

wapiennego czy potężnych absorberów. Odazotowanie spalin potrzebuje

katalizatorów, bądź instalacji SNCR, z kolei odpylanie wiąże się

z elektrofiltrami bądź innymi metodami. Trudno nie zauważyć, że te

inwestycje nie stawią czoła problemowi, z którym elektrownie się borykają,

ponieważ jego skala jest ogromna.

Wnioski

Polska energetyka narodziła się na węglu, który stanowi sprawdzoną

formę pozyskiwania energii i jeszcze na długo taką pozostanie. Alternatywy

dla przyszłości polskich elektrowni węglowych to nie tylko ich zamykanie

i zamiana w pomniki przemysłowe. Warto wykorzystać bogactwo, którym

Polska dysponuje, z uwzględnieniem aspektów środowiskowych. Jeśli

warto budować nowe kotły węglowe, to tylko o większej sprawności

(obecne bloki po modernizacjach osiągają sprawność około 35%)

i w oparciu o niskoemisyjne techniki spalania. Stawiając na OZE, trzeba

zastanowić się nad siecią magazynującą energię z wiatru i słońca, natomiast

biomasę współspalać w elektrowniach węglowych. Wybierając energię

jądrową, należy przede wszystkim przełamać postawy społeczne

i zapewnić bezpieczeństwo. Dzięki takim krokom nastąpi dywersyfikacja

struktury produkcji energii elektrycznej. Powolne zmiany nie wprowadzą

gwałtownej dekarbonizacji polskiej gospodarki, będzie procesem

czasochłonnym. Każda inwestycja wymaga ogromnych nakładów

finansowych, ale najdroższą energią pozostanie ta, której brak.

Bibliografia:

Technologiczne i ekonomiczne bariery usuwania ditlenku węgla w układach

energetycznych- M. Ściążko

Nowoczesne rozwiązania konstrukcyjne kotłów energetycznych- dr inż.

S. Grądziel

Współspalanie biomasy z węglem- K. Kubica, M. Ściążko, J. Raińczak, Instytut

Chemicznej Przeróbki Węgla, Zabrze

Załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów Z dnia 10 listopada

2009r, Polityka energetyczna Polski do 2030r, Ministerstwo Gospodarki

Coal Information 2015, http://www.giph.com.pl

http://www.pigeor.pl

http://www.cire.pl

http://bip.me.gov.pl

http://www.euee.agh.edu.pl

http://www.zielonaenergia.eco.pl

https://ien.com.pl

http://www.elektrownia-jadrowa.pl