Skomentuj 
Podziel się!
Udostępnij
Twittnij
Wyślij
Drukuj
Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła jest jednym z istotnych sposobów na oszczędzanie energii pierwotnej zużywanej w krajach, w których występuje istotne zapotrzebowanie na ciepło.
Ponieważ w przeciwieństwie do energii elektrycznej ciepło nie może być przesyłane na duże odległości (przekraczające rozmiary pojedynczej aglomeracji), to lokalne zapotrzebowanie na ciepło staje się podstawowym czynnikiem determinującym moc instalacji kogeneracyjnej oraz charakterystykę jej pracy. Produkcja energii elektrycznej staje się niejako „efektem ubocznym”, choć bardzo korzystnym dla inwestora. Większość tradycyjnych elektrociepłowni pracuje zatem ściśle według zapotrzebowania na ciepło, nie biorąc pod uwagę aktualnego zapotrzebowania systemowego na energię elektryczną, mimo iż jego zmienność ma odmienny charakter (mniejsza zmienność pomiędzy sezonami i wręcz odwrotna pomiędzy dniem a nocą). W tradycyjnych systemach energetycznych nie stanowi to problemu - moc elektryczna wytwarzana w elektrociepłowniach jest na tyle niewielka w porównaniu z zapotrzebowaniem, że pozostała część systemu, w tym przede wszystkim duże elektrownie zawodowe, jest w stanie skompensować wahania mocy wprowadzanej do systemu przez jednostki kogeneracji.
Sytuacja komplikuje się w tych systemach, w których z jednej strony udział mocy zainstalowanej w kogeneracji jest wysoki, a z drugiej wysoki staje się udział innych źródeł nie podlegających centralnej dyspozycji w zależności od obciążenia systemu elektroenergetycznego, przede wszystkim elektrowni wiatrowych. W systemie mocno „obciążonym” energetyką wiatrową może bowiem dochodzić do sytuacji, w których duża generacja w źródłach tego rodzaju zbiega się w czasie z niskim systemowym zapotrzebowaniem na moc. Przy obecnym stanie techniki, tj. w sytuacji braku dużych (w skali systemu) układów magazynowych zdolnych do zdjęcia nadwyżki mocy z systemu, w połączeniu ze stanem prawnym dającym absolutny priorytet mocy wprowadzanej ze źródeł odnawialnych, wymaga to reakcji po stronie energetyki konwencjonalnej, przede wszystkim zmniejszenia mocy elektrowni systemowych. Może się jednak zdarzyć tak, że dalsze zmniejszanie tej mocy nie jest już możliwe z przyczyn technicznych: każdy blok energetyczny ma bowiem minimalną moc, przy której może pracować. Odstawianie jednostek konwencjonalnych też nie zawsze jest rozwiązaniem, gdyż większość elektrowni - szczególnie starszych - nie jest w stanie się z powrotem uruchomić w sposób natychmiastowy, gdyby prędkość wiatru nagle spadła. Konieczne jest także utrzymywanie pewnej mocy w elektrowniach systemowych w ruchu dla zapewnienia możliwości bieżącej regulacji systemu. Stąd w pewnym momencie brak elastyczności po stronie energetyki konwencjonalnej może doprowadzić do ograniczeń w rozwoju energetyki odnawialnej - lub do sytuacji awaryjnych, jeśli doszło już do nadmiernego jej rozwoju. W takiej sytuacji konieczne jest znalezienie po stronie energetyki konwencjonalnej nowych „źródeł elastyczności”. Może przyjmować to formę nowych elektrowni systemowych, zdolnych do szybszego rozruchu albo do pracy z niższym obciążeniem. Ale możliwe jest także „wprzęgnięcie” do procesu regulacji konwencjonalnej energetyki rozproszonej, która do tej pory w tym procesie nie uczestniczyła, w tym kogeneracji tradycyjnie „ignorującej” bilans systemu elektroenergetycznego.
Aby jednostka kogeneracji mogła uczestniczyć aktywnie w procesie bilansowania systemu elektroenergetycznego, musi ona jednak spełniać kilka warunków. Przede wszystkim musi być w stanie zmniejszyć moc (najlepiej w ogóle się zatrzymać). To jednak musi się odbywać przy jednoczesnym utrzymaniu dostaw ciepła do zaopatrywanych odbiorców. Implikuje to konieczność zastosowania akumulatora ciepła - ładowanego wtedy, gdy instalacja pracuje (nadwyżką mocy ponad bieżące potrzeby odbiorców) i rozładowywanego, gdy stoi. Jednocześnie powoduje to, że instalacja musi być większa - tak by miała nadwyżkę mocy cieplnej do zmagazynowania. Po drugie instalacja taka powinna być zdolna do prowadzenia szybkich i częstych rozruchów oraz odstawień, najlepiej nie wpływających negatywnie na koszty remontów. Do tego dochodzi warunek ekonomiczny - instalacja taka, pracując w sposób nieciągły, wykorzystuje swoją moc w mniejszym stopniu, powinna więc charakteryzować się możliwie niewielkim kosztem inwestycyjnym, a jednocześnie powinna móc sprzedawać energię elektryczną po jak najlepszych cenach, co wymaga od operatora aktywnego uczestnictwa w rynku energii (w szczególności rynku dnia następnego albo bieżącego) i ewentualnie rynku usług systemowych (rezerw mocy), jeśli taki istnieje - zamiast prostej sprzedaży całej wyprodukowanej energii elektrycznej po stałej stawce.
Wprowadza to istotne ograniczenie technologiczne. W szczególności opisane warunki bardzo trudno jest spełnić instalacji na paliwo węglowe lub biomasę, z uwagi na długie czasy rozruchu obiegu parowego, a także jego dość wysoki koszt. W praktyce oznacza to, że taka elastyczna elektrociepłownia powinna być jednostką gazową. Wymóg zdolności do szybkiego i niegenerującego dodatkowych kosztów rozruchu wskazuje natomiast - szczególnie w przypadku instalacji mniejszych - na technologię gazowych silników tłokowych.
Koncepcja taka, choć w Polsce prawie nieznana (istniejące elektrociepłownie gazowe, tak oparte o silniki, jak i o turbiny, pracują raczej w podstawie i w większości nie mają akumulatorów ciepła), jest z powodzeniem od wielu lat stosowana np. w Danii. Lokalne komunalne spółki ciepłownicze eksploatują liczne obiekty w zależności od cen energii elektrycznej na rynku dnia bieżącego oraz na rynku bilansującym, które z kolei płynnie podążają za zmiennym zapotrzebowaniem na moc źródeł nieodnawialnych w systemie. Ten prosty mechanizm umożliwia wspomaganie procesu bilansowania systemu bez bezpośredniego udziału operatora systemu przesyłowego - część systemu niepodlegająca centralnej dyspozycji niejako samoczynnie i bardzo płynnie reaguje na zmiany popytu na moc elektryczną. Instalacje, które w nim uczestniczą są na ogół relatywnie niewielkie - skali kilku-kilkunastu megawatów. Od niedawna jednak trend ten rozszerza się także na większe spółki ciepłownicze, przede wszystkim w Niemczech. Wynika to zarówno z rzeczywistej potrzeby systemowej, jak i z poszukiwania przez wytwórców ciepła nowych źródeł finansowania inwestycji. Dzieje się tak dlatego, że przy niskich cenach hurtowych nieodnawialnej energii elektrycznej sprzedawanej w podstawie, zapewnienie opłacalności inwestycji w tradycyjnie eksploatowaną jednostkę kogeneracji staje się coraz trudniejsze i to mimo stabilnego systemu dopłat do wytwarzania skojarzonego obowiązujących w Niemczech. Operatorzy poszukują zatem możliwości sprzedaży energii po wyższych cenach (a więc w szczycie - co wymaga zdolności do reakcji na nagłe zmiany cen na rynku dnia bieżącego) oraz usług regulacyjnych na rzecz operatorów systemu przesyłowego. Rozumowanie takie w szczególności doprowadziło do dwóch relatywnie dużych inwestycji w nowe gazowe elektrociepłownie oparte o technologię silników tłokowych: realizowanej obecnie instalacji w Kilonii (ok. 190 MW mocy zainstalowanej elektrycznej i tyle samo ciepła, w budowie od początku 2016 r.) oraz przygotowywanej do realizacji inwestycji w Moguncji (po ok. 100 MW energii elektrycznej i ciepła, umowa na realizację podpisana w grudniu 2016 r.). Dzięki tym instalacjom operatorzy systemów ciepłowniczych zyskają możliwość przyjaznej środowisku wysokosprawnej produkcji energii elektrycznej i ciepła, jednocześnie stanowiąc wartość dodaną dla procesu bilansowania systemu elektroenergetycznego.
2
KOMENTARZE (0)
Do artykułu: Elektrociepłownie gazowe - źródło elastyczności w nowoczesnym systemie energetycznym