2 dni temu
Po wyburzaniu czas na budowanie
O Elektrowni Łagisza w Będzinie ostatnio było słychać nieco więcej pod koniec maja z uwagi na "głośne wydarzenie", które miało tam miejsce.
Głośne w dosłowny sposób, bo przy użyciu 80 kg materiałów wybuchowych wyburzono ostatnią z kilku chłodni kominowych dawnych bloków klasy 120 MW, uruchamianych w latach 60. i 70. ubiegłego wieku. Ich eksploatację ostatecznie zakończono na początku obecnej dekady.
W miejscu wyburzonych obiektów w nadchodzących latach ma powstać - według zapowiedzi Taurona - hybrydowy system do produkcji ciepła i energii elektrycznej, złożony gazowej jednostki kogeneracyjnej o mocy ok. 140-120 MWt oraz "jednostki o mocy 100 MWe, przystosowanej do produkcji energii z paliw zeroemisyjnych". Do tego planowany pozostało kocioł elektrodowy oraz akumulator ciepła.
Taka hybryda ma w przyszłości przejąć rolę dostawcy ciepła dla Będzina, Dąbrowy Górniczej i częściowo również Sosnowca po odstawieniu ostatniego działającego bloku w Łagiszy, czyli uruchomionej w 2009 r. jednostki o mocy 460 MW. Od 2020 r. - po modernizacji - to ona ogrzewa mieszkańców wspomnianych miast.
Według obecnych założeń blok ten ma pracować do 2030 r. Do końca bieżącego roku ma kontrakt mocowy, a poza tym Tauron chce wystawiać go w aukcjach uzupełniających rynku mocy na lata 2026-2028 - tych zaplanowanych z myślą o blokach węglowych, które nie spełniają limitu emisji 550 g CO2/kWh.
Łagisza może zostać kompensatorem synchronicznym
Okazuje się jednak, iż Tauron wiąże dalsze nadzieje z blokiem 460 MW również po zakończeniu jego eksploatacji, o czym portal WysokieNapiecie.pl poinformował prezes Grzegorz Lot.
- Rozważamy jego dalsze wykorzystanie w roli kompensatora synchronicznego. Wszystko zależy od tego, jakie będzie zapotrzebowanie ze strony PSE. Rozmawiamy z operatorem na temat potencjalnych usług systemowych dla takich rozwiązań - powiedział nam prezes Taurona.
Dodał, iż jest to bardzo interesująca opcja nie tylko dla bloku w Łagiszy, ale też dla odstawianych z eksploatacji bloków węglowych klasy 200 MW, gdyż może pozwolić na dalsze wykorzystanie tej infrastruktury.
- Przede wszystkim chodzi jednak o zabezpieczenie systemu elektroenergetycznego, dla którego stabilności potrzebne jest utrzymanie mocy wirujących w systemie - podsumował Grzegorz Lot.
Według naszych informacji Tauron i PSE prowadzą prace studialne dotyczące Łagiszy. Docelowo kompensatory synchroniczne mogłyby świadczyć usługę, w której operator płaciłby za moc bierną bez mocy czynnej.
Jednak tym celu trzeba będzie najpierw znowelizować rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, a także dokonać zmian w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP). Na razie nie ma konkretnych założeń, kiedy do tego dojdzie.
PSE potrzebują inercji oraz mocy biernej
Biuro prasowe PSE, pytane przez WysokieNapiecie.pl, nie chciało na obecnym etapie komentować kwestii Łagiszy. Jednocześnie podkreśliło, iż w systemie rośnie udział źródeł opartych na falownikach - przede wszystkim elektrowni fotowoltaicznych i wiatrowych. Jednocześnie przybywa wycofywanych jednostek, które pracują synchronicznie.
- To powoduje, iż powstaje potrzeba zapewnienia nowych źródeł parametrów takich jak moc bierna i zwarciowa czy inercja. Jednym z możliwych rozwiązań jest wykorzystanie generatorów w istniejących jednostkach, które mają zostać wycofane z użytku. Mogą one pobierać z systemu moc czynną dla zapewnienia jego wirowania z prędkością synchroniczną w celu pozyskania umiejętności kompensacji mocy biernej - przekazało nam biuro prasowe operatora.
- PSE są zainteresowane pozyskaniem nowych zasobów mocy biernej w sieci przesyłowej. Spółka prowadzi prace studialne dotyczące wykorzystania tego typu jednostek w formie zasobów regulacyjnych mocy biernej. Ich funkcjonowanie i kontraktacje wymagają aktualizacji obowiązujących regulacji - dodało.
Obecnie w Polsce - jak przekazało PSE - wykorzystywane są urządzenia do kompensacji mocy biernej takie jak dławiki. W ostatnich latach kompensatory synchroniczne budowano chociażby w państwach bałtyckich, aby zapewnić odpowiednie parametry tamtejszych systemów elektroenergetycznych po ich odłączeniu od rosyjskiego obszaru synchronicznego.
Więcej na ten temat można przeczytać m.in. na stronach operatorów - estońskiego i litewskiego, a o samych kompensatorach na stronach Europejskiej Sieci Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ENTSO-E).
Temat inercji w ostatnich dwóch miesiącach często pojawiał się także w kontekście blackoutu, do którego doszło pod koniec kwietnia na Półwyspie Iberyjskim.
Zobacz więcej: Hiszpański ping-pong wokół blackoutu: operator sieci kontra rząd
W opublikowanym przed kilkoma dniami przez Forum Energi raporcie pt. "Moc i elastyczność. Jakiego rynku mocy potrzebuje nowoczesny system energetyczny?" zaznaczono, iż "usługa inercji wspierająca utrzymanie częstotliwości w sieci staje się coraz istotniejsza dla współczesnych systemów elektroenergetycznych".
- Do tej pory była ona zapewniana przez wirujące generatory w konwencjonalnych elektrowniach, które naturalnie dostarczały inercję w trakcie swojej pracy. Nie była więc (i w zasadzie przez cały czas nie jest) traktowana jako usługa. Obecnie, w związku z rosnącym udziałem zmiennych OZE w miksie energetycznym, potrzeba aktywnego zarządzania inercją nabiera znaczenia. Usługa inercji wymaga aktywacji w ciągu kilku sekund i powinna być dostępna przez okres od kilku sekund do kilku minut - czytamy w raporcie.
Forum Energii oprócz elektrowni konwencjonalnych (węglowych, gazowych, jądrowych, wodnych) i kompensatorów synchronicznych jako potencjalne źródła inercji wymienia też bateryjne magazyny energii z falownikami ze zdolnością kształtowania sieci, a w ograniczonym zakresie również OZE z tego typu falownikami.
PGE miała plan na kompensator w Dolnej Odrze
Tauron z swoją koncepcją dotyczącą Łagiszy nie jest jednak pierwszą grupą energetyczną, która publicznie zakomunikowała, iż widziałaby wyłączane bloki węglowe w roli kompensatorów energii.
Wcześniej, w marcu 2024 r., taką koncepcję prezentowała też PGE, a dokładnie Andrzej Mojsak, główny inżynier ds. zarządzania majątkiem w Elektrownia Dolna Odra, podczas X Konferencji Technicznej Utrzymanie Ruchu - diagnostyka, remonty, modernizacje w Kazimierzu Dolnym.
Miał on tam wystąpienie zatytułowane „Konwersja na kompensator synchroniczny bloku nr 1 w Elektrowni Dolna Odra jako element poprawy bezpieczeństwa KSE w dobie transformacji energetycznej”. Blok ten został wycofany z eksploatacji w 2021 r.
Elektrownia Dolna Odra. Fot. PGEW prezentacji Mojsak wskazał m.in., iż "Elektrownia Dolna Odra zadeklarowała w PSE możliwość bezzwłocznego uruchomienia pilotażowego projektu konwersji generatora nr 1 na kompensator synchroniczny jako pierwszy taki projekt w Polsce".
- Usytuowanie Elektrowni Dolna Odra w północno-zachodniej części Polski przy Stacji 400 220 kV Krajnik, gdzie system elektroenergetyczny Polski łączy się z systemem niemieckim przy zwiększeniu udziału odnawialnych źródeł energii w tym budowie nowych farm wiatrowych na północy kraju oraz Morzu Bałtyckim wygeneruje zwiększenie obciążenia linii przesyłowych w rejonie „Szyny Północnej”. Kompensator synchroniczny bloku nr 1 zapewni adekwatny poziom mocy biernej i ustabilizuje pracę systemu elektroenergetycznego - czytamy w prezentacji.
Dlatego zapytaliśmy PGE, czy grupa przez cały czas ma takie plany wobec tego lub innych bloków węglowych.
- W Elektrowni Dolna Odra prowadziliśmy rozważania dla ewentualnego wykorzystania generatorów jako urządzeń kompensujących moc bierną w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Analizy te dawały pewne podstawy do przyjmowania ich za opłacalne, uwzględniając realizowanie takiej usługi dla Operatora KSE. w tej chwili świadczenie nie jest wyceniane przez PSE. W przypadku pojawienia się zapotrzebowania na taką usługę wrócimy do przeprowadzonych analiz - odpowiedziało nam biuro prasowe PGE.
Inni czekają na usługę, albo myślą o gazie
Podobne pytania zadaliśmy też innym grupom, które eksploatują jeszcze elektrownie węglowe.
- w tej chwili w Grupie Enea nie prowadzimy analiz przekształcenia wybranych jednostek wytwórczych na kompensatory synchroniczne dla świadczenia usług systemowych. W przypadku, gdyby mechanizmy wynagradzania za taką usługę zostały wprowadzone i uzasadniałyby wydłużenie pracy/przekształcenie jednostek na kompensatory, przeanalizujemy w Enei takie rozwiązanie - przekazała nam Berenika Ratajczak, rzecznik prasowy spółki.
- Kompensatory synchroniczne nie są w tej chwili jednym z narzędzi stosowanych przez operatora systemu przesyłowego do bilansowania pracy KSE, nie posiadają też dedykowanego mechanizmu wsparcia. Gdyby pojawił się taki mechanizm, Grupa Energa mogłaby przeanalizować racjonalność biznesową tego typu rozwiązania - czytamy w odpowiedzi przesłanej przez biuro prasowe Energi.
Na nasze pytania nie odpowiedział jedyny prywatny właściciel elektrowni węglowych, czyli ZE PAK z grupy Zygmunta Solorza, więc możemy bazować tylko na ostatnim raporcie finansowym firmy za pierwszy kwartał 2025 r.
Spółka w ostatnich latach zakończyła eksploatację trzech "dwusetek" w Pątnowie i w tej chwili w ruchu ma już tylko jeden blok węglowy o mocy 474 MW, który uruchomiono w 2008 r. Według założeń będzie on pracował do momentu zakończenia wydobycia z odkrywki węgla brunatnego Tomisławice, czyli nie dłużej niż do końca pierwszego półrocza 2026 r.
Elektrownia Pątnów II. Fot. DepositphotosW raporcie kwartalnym grupa wskazuje, iż w przypadku bloku 474 MW analizuje możliwość przystosowania go do spalania gazu. Zaletą takiego rozwiązania ma być niski koszt inwestycji w porównaniu do budowy całkiem nowej elektrowni gazowej.
- Świadomość wysokich potrzeb krajowego systemu energetycznego w zakresie elastycznych jednostek wytwórczych przystosowanych do współpracy z coraz większą ilością niesterowalnych źródeł OZE skłoniła grupę do pogłębionej analizy takiego rozwiązania - podał ZE PAK i dodał, iż wystąpił również do PSE o warunki przyłączenia do sieci takiej zmodernizowanej jednostki.
Rolą doradcy ZE PAK w tych analizach pochwaliła się w marcu spółka ATEC z grupy Michała Sołowowa, według której po modernizacji blok mógłby zejść poniżej emisyjności 550 g CO2/kWh, co otworzyłoby mu drogę do aukcji rynku mocy.
Trzeba wytypować bloki i je zabezpieczyć
O temat kompensatorów synchronicznych portal WysokieNapiecie.pl zapytał też Waldemara Szulca, dyrektora biura Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie.
- TGPE już ponad dwa lata temu promowało pomysł wykorzystania odstawianych bloków energetycznych jako kompensatorów synchronicznych. Rozmawialiśmy z PSE na temat możliwości dołączenia do usług systemowych dodatkowo kompensacji mocy biernej i inercji synchronicznej, których operator mógłby dokonywać zakupu w drodze przetargu - przyznał Szulc w rozmowie z naszym portalem.
- Ponadto wspólnie z PSE przygotowaliśmy ankietę, pozwalającą przeprowadzić analizę dotyczącą potencjalnych kosztów inwestycyjnych oraz operacyjnych, związanych z dostosowaniem jednostek do takiej funkcji, a następnie możliwości świadczenia usług. Takie rozwiązanie byłoby dla operatora szybsze i tańsze niż samodzielna budowa nowych instalacji do stabilizacji sieci - kompensatorów statycznych i synchronicznych, czy dławików kompensacyjnych - zaznaczył dyrektor.
- W takim modelu wykorzystania wyłączanych bloków węglowych urządzenia wyprowadzenia mocy i część maszynowa wybranych bloków byłaby do tego celu przystosowana dla zapewnienia możliwości dostarczania operatowi usług systemowych, niezbędnych dla utrzymania jakości pracy systemu oraz koniecznej tzw. inercji, którą charakteryzują się synchroniczne maszyny wirujące - wyjaśnił Szulc.
Dyrektor wskazał również, iż ze strony niektórych elektrowni już wtedy było duże zainteresowanie tym tematem. najważniejsze było więc wytypowanie potencjalnych bloków, które taką usługę mogłyby świadczyć.
To konieczne, aby odstawiane jednostki zachować we właściwym stanie technicznym, np. nie demontować urządzeń czy instalacji niezbędnych dla możliwości świadczenia takich usług systemowych, bo ich odbudowa później będzie zbyt kosztowna.
Wyburzenie ostatniej chłodni kominowej dawnych bloków klasy 120 MW w Elektrowni Łagisza. Fot. Tauron- Jednak do takich działań niezbędna jest informacja od operatora o zapotrzebowaniu na takie usługi, ich ilości, lokalizacji, terminów, warunków technicznych oraz warunków handlowych. Plany i możliwości istnieją i wymagają tylko wyraźnej inicjatywy ze strony PSE, jeżeli mają zostać zrealizowane taniej i szybciej. Brak decyzji skutkuje, iż będzie to coraz trudniejsze i kosztowniejsze - zaznaczył dyrektor.
- Bez wcześniejszego wytypowania jednostek, możliwych do przystosowania dla usług kompensacji mocy biernej i inercji synchronicznej, takich obiektów będzie ubywać. Tymczasem mogą one w najtańszy sposób regulować parametry jakościowe sieci. Zatem im szybciej taka inicjatywa zostanie podjęta przez operatora, tym większe będzie grono potencjalnych usługodawców, a większa konkurencja oznacza również niższe koszty. Potencjalnie operator może też takie usługi jakościowe dostarczać za wynagrodzeniem dla systemów w sąsiednich krajach - podsumował Waldemar Szulc.
Kompensatory to dobre rozwiązanie, ale nie zastąpią stabilnych mocy
- O koncepcji wykorzystania bloków węglowych - w tym klasy 200 MW - na kompensatory synchroniczne dyskutuje się w branży od pewnego czasu - usłyszeliśmy natomiast od Cezarego Polskiego, prezesa Energothermu.
- Chodzi o to, aby poprawić parametry pracy sieci elektroenergetycznej, w której przybywa asynchronicznych źródeł fotowoltaicznych i wiatrowych. Nie jest to duże wyzwanie - zarówno techniczne, jak i ekonomiczne, gdyż bazuje na istniejących urządzeniach. Niemniej nie jest to rozwiązanie, które zwiększy bezpieczeństwo KSE w obliczu luki mocowej, związanej z odstawianiem dyspozycyjnych jednostek - zastrzegł prezes.
Cezary Polski nie traci też nadziei, iż uda się wydłużyć eksploatację bloków węglowych, dzięki obniżeniu ich emisyjności i przystosowaniu do bardziej elastycznej pracy. O pomyśle Energothermu na takie rozwiązanie pisaliśmy szerzej w maju 2024 r. w artykule pt. Zmarnowaliśmy lata zamiast zająć się starymi elektrowniami.
- Rozwinęliśmy dotychczasową koncepcję, związaną z wykorzystywaniem nadwyżek OZE w KSE do podgrzewania wody zasilającej, dzięki czemu można zredukować zużycie węgla oraz obniżyć minimum techniczne bloku do 33 proc. Chcemy ten układ rozwinąć na "czteropaliwowy", tzn. obok węgla i nadwyżek energii z KSE dostosować go do współspalania biomasy i gazu ziemnego. W ten sposób moglibyśmy obniżyć emisyjność bloku poniżej progu 550 g CO2/kWh. Oprócz elektrowni zawodowych z tego rozwiązania mogłoby korzystać też ciepłownictwo - przekazał nam prezes Energothermu.
Dodał również, iż spółka wspólnie z politechnikami - Poznańską, Częstochowską, Warszawską oraz Śląską - pracuje nad innowacyjnym rozwiązaniem dla bloków węglowych, ukierunkowanym na zwiększenie ich elastyczności oraz poprawę współpracy z farmami wiatrowymi i fotowoltaicznymi.
- Proponowane przez nas rozwiązanie technologiczne jest możliwe do wdrożenia w praktyce i jest istotne zwłaszcza wobec planowanych do odstawienia w nadchodzących latach szeregu bloków klasy 200 MW. Ze względu na nowatorski charakter proponowanego rozwiązania planowane jest wystąpienie do NCBiR z wnioskiem o dofinansowanie układu pilotażowego. Mamy nadzieję, iż uda się nam również zainteresować naszym pomysłem największe grupy energetyczne - podsumował Cezary Polski.
