WYTWARZANIE ENERGII W BLOKACH GAZOWO – PAROWYCH

– BEZPIECZEŃSTWO I PRZEWAGA EKOLOGICZNA

Autorzy: Arkadiusz Kamiński, Paweł Koziczyński

("Rynek Energii" - luty 2015)

Słowa kluczowe: blok gazowo – parowy, CCGT, energetyka, energia, gaz ziemny, kogeneracja

Streszczenie. Gospodarka światowa stopniowo podnosi się z kolan po niedawnym kryzysie. Niezależnie od

zakładanego scenariusza rozwoju, eksperci przewidują dalszy wzrost zapotrzebowania na energię pierwotną. W

Polsce, gdzie w 2012 r. około 89 % energii elektrycznej wyprodukowano z węgla, gaz ziemny może stać się

najbardziej faworyzowanym paliwem. W niniejszej pracy przedstawiono bieżącą i prognozowaną sytuację ener-

getyczną w Polsce oraz pokazano miejsce i status energetyki opartej na gazie ziemnym. Zaprezentowano szanse

i zagrożenia związane z szerszym wykorzystaniem gazu ziemnego w krajowej energetyce. Omówiono także

podstawowe parametry i uwarunkowania bloku gazowo-parowego o mocy elektrycznej 463 MW na przykładzie

inwestycji PKN ORLEN S.A. we Włocławku. Za cel postawiono próbę wykazania, że spośród źródeł konwen-

cjonalnych, energetyka gazowa wraz z kogeneracją jest obecnie najlepszym rozwiązaniem pod względem kom-

promisu pomiędzy bezpieczeństwem energetycznym a ochroną środowiska, co daje znaczną przewagę ekolo-

giczną.

1. WSTĘP

Wytwarzanie energii, nieodłącznie związane z rozwojem gospodarczym, pociąga za sobą ko-

nieczność zwracania uwagi na bezpieczeństwo energetyczne, a także zagadnienia związanie

z ochroną środowiska. Obecne na rynku energii liczy się nie tylko ten, kto produkuje energię

najtaniej, ale ten, kto działa zgodnie z wymaganiami ekologicznymi i jest w stanie prostymi

środkami sprostać tymże wymaganiom.

Na koniec roku 2012 w Polsce zainstalowana moc w krajowym systemie elektroenergetycz-

nym wynosiła około 38 GW. Średnie krajowe zapotrzebowanie na moc wynosiło ok. 21,8

GW (uwzględniono tylko dni robocze), zaś maksymalne osiągnęło wartość 25,8 GW. Wypro-

dukowano niecałe 160 TWh energii elektrycznej [6]. Patrząc na przytoczone dane mogłoby

się wydawać, że bezpieczeństwo energetyczne Polski nie jest zagrożone, gdyż występuje pe-

wien zapas mocy pozwalający spokojnie myśleć o przyszłości odbiorcom indywidualnym

oraz przede wszystkim, zakładom przemysłowym. Takie podejście jest jednak złudne, gdyż

występuje szereg czynników i przesłanek, które nakazują podejmowanie działań zmierzają-

cych ku pełniej modernizacji i transformacji polskiej energetyki. Zmiany te powinny być dy-

namiczne, ale jednocześnie wyważone i płynne tak, aby nie spowodowały zagrożenia nagłe-

go, znaczącego spadku mocy w systemie.

Światowe zapotrzebowanie na energie pierwotną, niezależnie od przyjętego scenariusza (wy-

soka efektywność energetyczna czy też zachowanie obecnego poziomu), będzie w najbliż-

szych latach wyraźnie rosło, co pokazuje rys. 1.

Według analiz Agencji Rynku Energii w roku 2030 w Polsce zapotrzebowanie na moc elek-

tryczną może wynosić ponad 33 GW [11], co przy dzisiejszej zainstalowanej mocy daje mar-

gines jedynie około 5 GW. Moc zainstalowana musi być jednak znacznie wyższa ze względu

na konieczność utrzymywania rezerwy związanej ze zmianami obciążenia systemu, awariami,

remontami czy kompensacją turbin wiatrowych, których generacja mocy silnie zależy od wa-

runków atmosferycznych i jest trudna do przewidzenia z odpowiednim wyprzedzeniem.

Rys. 1. Prognoza globalnego zapotrzebowania na energię pierwotną [5]

2. OBECNY STAN POLSKIEJ ENERGETYKI

Według prognoz Biura Analiz i Prognozowania Strategicznego PKN ORLEN S.A. [4], węgiel

nadal pozostanie jednym z podstawowych źródeł energii w skali globalnej. W krajach rozwi-

jających się, popyt na to paliwo wzrośnie o 42 %, jednak w krajach należących do OECD

zmaleje o 20 % do 2030 r.

Ze względu na istniejące oraz przewidywane do wdrożenia regulacje prawne obejmujące sze-

roko pojętą ochronę środowiska (Dyrektywa o emisjach przemysłowych IED, Konkluzje

BAT, polityka energetyczna UE w zakresie emisji CO2 oraz efektywności energetycznej), gaz

ziemny może stać się najbardziej faworyzowanym paliwem ze względu na niską emisyjność.

Dla krajów rozwiniętych surowiec ten stanowi jedyną konstruktywną, ekologiczną i bez-

pieczną alternatywę wobec węgla.

Pod koniec 2010 r. średni wiek polskich bloków energetycznych wynosił ponad 29 lat, a 64 %

mocy bloków znajdowało się w 2 połowie okresu eksploatacji [2]. Konsekwencją takiego

stanu rzeczy jest to, że na przykład w październiku 2012 r. ponad 10 GW potencjalnej mocy

było niedostępne w systemie z powodu remontów, awarii oraz innych ubytków [6]. W kra-

jowych warunkach, wobec braku akceptacji społecznej i niechęci do energetyki jądrowej,

niepewności zasilania odnawialnymi źródłami energii OZE, a także wobec zaostrzających się

unijnych regulacji prawnych, głównie w zakresie ochrony środowiska, rozsądnym wydaje się

być stopniowe zastępowanie wyeksploatowanych, mało wydajnych, klasycznych bloków wę-

glowych blokami nadal węglowymi, jednak o wysokiej sprawności i zaawansowanych tech-

nologiach ochrony środowiska. Takimi jednostkami są np. bloki węglowe na parametry nad-

krytyczne. Obecnie w Polsce są trzy takie jednostki (nowy blok w Bełchatowie, blok Łagisza

II, blok Pątnów II), a realizowane są przetargi dające łączną moc ok. 7 GW [2].

Uwzględniając jednak aspekty środowiskowe oraz wydajnościowe, krokiem naprzód wydają

się być inwestycje w nowe, wysokosprawne gazowe źródła kombinowane (kogeneracyjne).

3. GAZ ZIEMNY W ENERGETYCE POLSKIEJ

Spośród 38 GW mocy zainstalowanej w polskim systemie elektroenergetycznym tylko 2,45

% stanowi moc elektrowni zasilanych gazem. Dla porównania, źródła wodne, wiatrowe oraz

inne odnawialne to ponad 12 % [6]. Stan obecny polskiej energetyki gazowej (najważniejsze

bloki gazowo-parowe) przedstawiono w tabeli 1.

Całkowite zużycie gazu ziemnego w Polsce w 2012 r. wyniosło, 15,4 mld m³, z czego blisko

27 % pokryto ze źródeł krajowych [7]. Należy jednak pamiętać, że skład gazu ziemnego kra-

jowego i importowanego jest bardzo odmienny. Gaz importowany zawiera ponad 98 % meta-

nu i ma znacznie wyższą wartość opałową (ok. 49 MJ/kg) niż gaz polski (zaazotowany –

20 MJ/kg), który zawiera w swoim składzie nawet ok. 47 % azotu. Z drugiej strony, gaz za-

azotowany jest tańszy, stąd ceny eksploatacji są porównywalne. Szansą dla polskiego gazow-

nictwa wydaje się być gaz łupkowy, którego złoża mieszczą się z największym prawdopodo-

bieństwem w zakresie 346 - 768 mld m3, przy maksimum dochodzącym do 1,9 bln m

3 [10].

W tym przypadku nadzieje są jednak studzone poprzez nie do końca rozpoznaną jakość i ilość

złóż. Alternatywą dla dostaw gazu z kierunku wschodniego już wkrótce stanie się terminal

skroplonego gazu ziemnego (LNG) powstający w Świnoujściu, o przepustowości 5 mld m3

rocznie. Jeśli obietnice Rządu polskiego się spełnią, to pierwszy tankowiec przypłynie w lipcu

2015 r.

Tabela 1 Najważniejsze bloki gazowo-parowe w Polsce [1]

Lp. Blok Turbina gazowa Moc elektryczna,

MW

Moc cieplna,

MW

Rok

uruchomienia

1.

EC

Lublin – Wrot-

ków

V94.2 (Ansaldo / Siemens) 235 150 2002

2. EC Rzeszów V64.3A (Siemens) 101 76 2003

3. EC Zielona

Góra Frame 9e (General Electric) 198 135 2004

4. PEC Siedlce 2x Taurus 70-T-10301S (Cater-

pillar) 14,6 22,4 2002/2011

5. EC Gorzów GT8C (Alstom Power) 55 64 1999

6. EC Nowa Sa-

rzyna

2x (Thomassen Int. / General

Electric) 116 70 2000

W przeciwieństwie do węgla kamiennego czy brunatnego, gaz ziemny można przesyłać na

duże odległości dzięki transportowi rurociągowemu. Taki sposób jest najbezpieczniejszy i

najtańszy z obecnie znanych, a przy tym łatwiejszy i tańszy w eksploatacji od rurociągów

naftowych. Inną zaletą tego surowca jest możliwość podziemnego magazynowania, na przy-

kład w kawernach solnych. Warunki geologiczne i istnienie kopalni soli stwarzają potencjal-

na możliwość zastosowania tego rozwiązania w Polsce. Dzięki temu, w obliczu zmienności

cen gazu oraz niestabilności politycznej dostaw z Rosji, podziemne magazynowanie jest szan-

są na zwiększenie bezpieczeństwa i choć częściowe uniezależnienie się od wspomnianych

negatywnych czynników. Co więcej, taka forma gromadzenia zapasów w przypadku właści-

wej eksploatacji jest bezpieczniejsza środowiskowo niż zbiorniki naziemne.

Przykładem kraju, który pomimo braku własnych zasobów gazu ziemnego oparł swoją ener-

getykę właśnie na tym paliwie, jest Japonia. W 2008 r. zużyła ona 93,7 mld m3 gazu ziemne-

go i dodatkowo jest aktywna przy jego wydobyciu, przeróbce i transporcie w innych czę-

ściach świata [9]. Wydaje się więc, że w Polsce nie powinno być przeszkód technicznych na

drodze zmierzającej do dywersyfikacji źródeł dostaw gazu. Dokonując inwestycji w rurociągi

przesyłowe na terenie kraju oraz budując sieć terminali LNG, przy odpowiednich działaniach

politycznych, nie musimy być skazani na monopol Gazpromu. Jeśli infrastruktura techniczna i

technologiczna będzie na takim poziomie, aby zapewnić odpowiednio szeroki wybór dostaw-

cy, wówczas wzrastająca konkurencyjność umocniłaby pozycję Polski jako klienta. Byłby to

kolejny impuls to rozwoju elektrowni i elektrociepłowni opalanych „błękitnym paliwem”.

4. JAK DZIAŁA BLOK GAZOWO-PAROWY?

Wśród obecnie stosowanych komercyjnie rozwiązań w energetyce opartej na gazie, zarówno

w Europie jak i na świecie, najbardziej opłacalnym z ekonomicznego, technologicznego

i środowiskowego punktu widzenia, jest blok elektrociepłowni gazowo – parowej (rys. 2.).

Rys. 2. Uproszczony bilans cieplny różnych bloków energetycznych

Pozwala on na równoczesne wytworzenie energii elektrycznej i ciepła z tej samej ilości pali-

wa. Dzięki takiemu procesowi, nazywanemu kogeneracją, można ograniczyć wpływ na śro-

dowisko naturalne oraz zwiększyć korzyści ekonomiczne, gdyż produkuje się zarówno ener-

gię elektryczną jak i cieplną (na potrzeby ciepłownicze lub dla zakładów przemysłowych).

Odsetek wyprodukowanej energii elektrycznej jest najwyższy, co pozwala na osiągnięcie

największych zysków, gdyż energia elektryczna jest znacznie droższa niż energia cieplna.

W gazowej części układu powietrze sprężane jest w sprężarce (SP) i kierowane do komory

spalania (KS), gdzie następuje wzrost temperatury czynnika roboczego poprzez spalanie gazu

ziemnego przy nadmiarze powietrza. Spaliny trafiają do turbiny (TG), w której są rozprężane.

Rozprężanie czynnika na łopatkach turbiny ma na celu generowanie mocy odprowadzanej

poprzez wał do sprężarki i generatora prądu elektrycznego (G). Następnie spaliny przepływa-

ją przez kocioł odzysknicowy (HRSG), który spełnia rolę wymiennika ciepła pomiędzy gorą-

cymi spalinami i zimną wodą, wytwarzając parę przegrzaną na różnych poziomach ciśnienia.

Spaliny kierowane są do atmosfery poprzez emitor. Para przegrzana rozprężana jest w turbi-

nie parowej (TP) z możliwością jej upustu do celów cieplnych. Zamknięcie obiegu realizowa-

ne jest poprzez skraplacz (S) i uzupełnianie wodą świeżą. Generator sprzężony z turbiną pa-

rową może być wspólny z generatorem dla turbiny gazowej. Z termodynamicznego punktu

widzenia, w turbinie gazowej realizowany jest obieg Joule’a – Braytona, zaś w turbinie paro-

wej obieg Rankine’a. Uproszczony schemat oraz obieg termodynamiczny układu gazowo –

parowego przedstawiono na rys. 3. Układ kombinowany, dwuczynnikowy (spaliny gazu

ziemnego i para wodna) w strefie wysokich temperatur wykazuje zalety turbin gazowych, zaś

w obszarach niskotemperaturowych ma zalety turbin parowych.

Rys.3. Uproszczony schemat oraz obieg termodynamiczny układu gazowo – parowego

Krytycznym parametrem dla sprawności turbiny gazowej jest temperatura wlotowa spalin

(tzw. TIT) do części ekspansyjnej turbiny. Im wyższa, tym większa sprawność obiegu gazo-

wego oraz lepsze warunki odzysku ciepła w HRSG. Obecnie dostępne na rynku turbiny klasy

H charakteryzują się wartością TIT do 1600 ºC, a prowadzone są prace pozwalające osiągnąć

nawet 1700 ºC. Podwyższanie temperatury jest jednak limitowane poprzez ograniczenia wy-

nikające z dopuszczalnej temperatury materiałów konstrukcyjnych oraz ze stopnia rozwoju

technologii chłodzenia.

Wysoka temperatura spalin stwarza także dogodniejsze warunki tworzenia się NOx w komo-

rze spalania.

3. WPŁYW PRACY BLOKU GAZOWO – PAROWEGO NA ŚRODOWISKO

Podstawową zaletą środowiskową pracy bloku gazowo – parowego jest samo paliwo. Aby

spróbować oszacować wielkość emisji substancji do powietrza, powstających w wyniku spa-

lania gazu ziemnego wysokometanowego i węgla kamiennego posłużono się przebiegiem

reakcji chemicznej spalania węgla do CO2. Taki uproszczony „model” oparto na następują-

cych założeniach:

Wartość opałowa węgla kamiennego 22 MJ/kg,

zawartość węgla pierwiastkowego 70 %m/m,

zawartość popiołu 20 %m/m (unos 0,5),

zawartość siarki 1 %m/m.

Założenia dla gazu ziemnego to:

100% CH4,

wartość opałowa 49 MJ/kg,

gęstość0,73 kg/m3,

zawartość siarki 40 mg/m3.

Sprawność obu jednostek 100%.

Wyniki przedstawiono w tabeli 2. Choć nie dają one podstawy do oceny faktycznych emisji

związanych z użyciem poszczególnych rodzajów paliw, to jednak na ich podstawie można

wyraźnie dostrzec skalę porównawczą tych jednostek w zakresie emisji do powietrza. Tak

niskie emisje SO2 oraz praktycznie brak emisji pyłu pozwalają na uniknięcie konieczności

stosowania zaawansowanych technologii oczyszczania spalin. Gazowe jednostki energetycz-

ne nie potrzebują instalacji odsiarczania spalin, a tym samym nie generują znacznych ilości

produktu ubocznego, jakim w przypadku usuwania SO2 ze spalin mokrą metodą wapienną jest

gips. Brak elektrofiltrów to dodatkowa korzyść polegająca na braku odpadu w postaci popio-

łów. W zakresie emisji tlenków azotu (NOx), wpływ rodzaju paliwa jest niewielki w porów-

naniu z parametrami procesu spalania, stąd w zestawieniu w tabeli 2. nie porównywano emisji

tej substancji. Dostosowanie bloku gazowo – parowego do ostrych wymagań emisyjnych w

zakresie NOx jest możliwe dzięki zastosowaniu odpowiedniej temperatury gazów za komorą

spalania oraz palników niskoemisyjnych typu DLN. Niskiej emisji NOx sprzyja także praca

bloku w zakresie maksymalnej wydajności, stąd zaleca się, aby układy gazowo – parowe pra-

cowały w podstawie mocy, nie będąc narażanym na częste zmiany obciążenia. Wyższe stęże-

nie NOx obserwuje się dla wyższych ciśnień powietrza za sprężarką oraz dłuższego czasu

przebywania mediów w strefie reakcji wkomorze spalania [1].

Tabela 2 Porównanie emisyjności węgla kamiennego i gazu ziemnego wysokometanowego

Lp. Substancja Spalanie gazu ziemnego, g/kWh Spalanie węgla kamienneg, g/kWh

1. SO2 0,008 3,2

2. CO2 202 420

3. pył - 16,4

Najnowszy projekt Konkluzji BAT Dokumentu Referencyjnego [3] dotyczącego dużych źró-

deł spalania (a takim właśnie jest blok gazowo – parowy > 50MWt) zakłada, że nowe tego

typu obiekty będą musiały spełniać wymagania zgodne z tabelą 3., przy stężeniu referencyj-

nym tlenu na poziomie 15 %v/v. Są to obecne najbardziej restrykcyjne znane wymagania, a

mając na uwadze podejście Unii Europejskiej i już dziesięcioletnie doświadczenie Polski

jako Członka UE, raczej nie należy spodziewać się złagodzenia standardów.

Tabela 3 Poziomy emisji powiązane z BAT dla bloków gazowo – parowych opalanych gazem ziemnym [3]

Lp. Substancja średnia dzienna,

mg/Nm3

Średnia roczna,

mg/Nm3

1. NOx do 35 do 25

2. CO - do 15

W przypadku dalszego zaostrzania tychże wymogów, doposażenie jednostki w instalację ka-

talitycznej redukcji SCR nie stanowi problemu, pod warunkiem przewidzenia odpowiedniego

miejsca przed kotłem odzysknicowym na etapie projektu bloku. W przypadku zastosowania

technologii SCR, wspomniane Konkluzje BAT narzucają emisję amoniaku do powietrza (tzw.

poślizg) nie większą niż 3 mg/Nm3. Amoniak (lub alternatywnie woda amoniakalna bądź

mocznik) jest reduktorem w reakcji tworzenia N2 z tlenków azotu. Sytuację największych

europejskich BGP w zakresie emisyjności NOx zaprezentowano na rysunku 4. Wyniki są

efektem zbierania danych przez Techniczną Grupę Roboczą w roku 2012, a dane pochodzą z

roku 2011 [3].

Rys. 4. Emisja NOx w 2011 roku z europejskich bloków gazowo - parowych > 600 MWt

(średnie roczne, paliwo gazowe) [3]

4. BLOK GAZOWO – PAROWY 463 MWe WE WŁOCŁAWKU

Wmurowanie aktu erekcyjnego pod fundamenty nowej elektrociepłowni gazowo - parowej o

mocy elektrycznej 463 MW we Włocławku odbyło się w kwietniu 2013 roku. Teren inwesty-

cji zajmuje niewielki obszar ok. 12 ha. Dla porównania, w Bawarii na obszarze 32 ha zainsta-

lowano ogniwa fotowoltaiczne o mocy elektrycznej jedynie 10 MW [8]. Nowy obiekt zaopa-

trzy w energię elektryczną nie tylko instalację PTA należącą do PKN ORLEN i spółkę

ANWIL ale także region, będąc w stanie pokryć zapotrzebowanie ok. kilkuset tysięcy gospo-

darstw domowych. Przewidywany termin oddania bloku do eksploatacji to grudzień 2015 r.,

a koszty całego projektu szacowane są na około 1,4 mld zł. Dostawcą turbiny gazowej typu

9FB jest General Electric, jeden z wiodących na świecie producentów tego typu urządzeń.

Niską emisję tlenków azotu, poniżej 50 mg/Nm3, zapewni system spalania niskoemisyjnego

typu DLN2.6+.

Gaz ziemny systemowy używany do zasilania elektrociepłowni, pobierany będzie z sieci

przesyłowej wysokiego ciśnienia od Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM

S.A. Gaz doprowadzony będzie do stacji redukcyjno-pomiarowej wyposażonej we własną

kotłownię technologiczną, a następnie podawany będzie na ciąg przygotowania gazu dla blo-

ku gazowo-parowego zwymiarowanej na przepustowość pojedynczego bloku. W razie wystą-

pienia ewentualnego zagrożenia pracy układu będzie istniała możliwość szybkiego zamknię-

cia stacji przygotowania gazu za pomocą zespołów zaporowo-upustowych, sterowanych przez

napędy pneumatyczne w czasie około 12 sekund. Wszystkie ciągi separacji, podgrzewu gazu,

pomiaru i redukcji gazu wyposażone będą w napędy elektryczne bądź pneumatyczne, po-

przez które możliwe będzie zdalne sterowanie systemem. Dodatkowym zabezpieczeniem na

wypadek pojawienia się nieszczelności będzie układ detekcji gazów

w pomieszczeniu stacji. Podstawowe informacje techniczne na temat bloku przedstawiono na

rysunku 5.

Turbozespół gazowo-parowy zaaranżowany będzie w układzie jednowałowym, tzn. sprężar-

ka powietrza, turbina gazowa, generator prądu oraz turbina parowa pracować będą na wspól-

nym wale tzw. „single-shaft”. Turbina gazowa razem ze sprężarką powietrza i pierścieniową

komorą spalania stanowić będą jeden zespół. Zaletą takiego rozwiązania jest zwarta konstruk-

cja i możliwość dostarczenia kompletnego, sprawdzonego elementu bezpośrednio do odbior-

cy na budowę. Turbina parowa posiadać będzie konstrukcję dwukadłubową (część wysoko-

prężna i wspólna część średnio- i niskoprężna) o trzech poziomach zasilania. Część nisko-

prężna turbiny wyposażona będzie w wylot osiowy pary, bezpośrednio do skraplacza umiesz-

czonego na tyle turbozespołu (równolegle do osi turbiny). Turbina posadowiona będzie na

żelbetowym fundamencie, wspólnym dla generatora i turbiny gazowej i połączona na sztywno

z generatorem.

Rys.5. Podstawowe informacje techniczne bloku gazowo – parowego we Włocławku

Spaliny z turbiny gazowej kierowane będą do poziomego kotła odzysknicowego z cyrkulacją

naturalną. Układ cyrkulacyjny składać będzie się z walczaków, rur opadowych, dolnych rur

zasilających i rur wznoszących, połączonych z walczakami. Kocioł wyposażony będzie w trzy

poziomy ciśnienia pary, wytwarzając parę wysokociśnieniową (WP), średniociśnieniową (SP)

oraz niskociśnieniową (NP). Spaliny z kotła odprowadzone będą do atmosfery za pośrednic-

twem stalowego komina o wysokości 60 m.

Uzupełnienie obiegu wodno-parowego będzie realizowane z wykorzystaniem tzw. układów

pomocniczych bloku, w szczególności z systemów odpowiedzialnych za przesył (rurociągi

wodne, armatura, pompy), magazynowanie (zbiorniki), odgazowanie wody zdemineralizowa-

nej (układ odgazowania). Woda zdemineralizowana po spełnieniu wymagań fizykochemicz-

nych kierowana będzie do przestrzeni wodnej kondensatora turbiny parowej, a następnie do

kotła odzysknicowego. W celu zabezpieczenia układu przed korozją, powstawaniem osadów

chemicznych i mechanicznych oraz rozwojem mikroorganizmów, do wody dodawane będą w

sposób kontrolowany odpowiednie środki chemiczne korekcyjne.

Celem bezpiecznego odstawienia bloku w sytuacjach awaryjnych oraz zabezpieczenia pod-

stawowych urządzeń produkcyjnych zostanie zbudowany układ zasilania awaryjnego, który

będzie oparty na generatorze awaryjnym Diesla oraz bateriach akumulatorów.

W analizach opłacalności inwestycji przyjęto założenia sektorowe dotyczące wzrostu cen

energii elektrycznej, dostępności gazu ziemnego (w tym gazu łupkowego) oraz wzrostu cen

uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Projekt uwzględnia polski mix paliwowy oraz spo-

dziewany w przyszłości deficyt mocy w systemie elektroenergetycznym. Nie bez znaczenia

okazała się także bliskość sieci Gaz-System, rurociągu Jamalskiego oraz położenie w sieci

PSE. Zużycie własne energii elektrycznej to zaledwie 3 % energii wyprodukowanej.

Eksploatacja bloku nie wiąże się z bezpośrednim poborem wód powierzchniowych i wód

podziemnych. Pełne zapotrzebowanie pokrywane będzie przez spółkę ANWIL, która również

będzie odbiorcą ścieków. Główne źródło emisji substancji do powietrza to proces spalania

gazu ziemnego. Praca urządzeń pomocniczych obejmujących kocioł rozruchowy, kotły dzia-

łające na potrzeby centralnego ogrzewania oraz kotły podgrzewu stacji redukcyjnej gazu, bę-

dzie skutkowała emisją o znacznie niższej skali. Przeprowadzona w ramach przygotowania

wniosku o wydanie Pozwolenia Zintegrowanego analiza stężeń imisyjnych wykazała, że emi-

sja substancji z instalacji, spełniać będzie wymagania ochrony powietrza atmosferycznego i

nie będzie stanowić zagrożenia dla jego jakości. Z przeprowadzonej analizy wynika także, że

praca bloku nie będzie powodowała uciążliwości akustycznej na terenach objętych ochroną

akustyczną. Wszystkie wytworzone odpady na bieżąco będą przekazywane uprawnionym

odbiorcom

5. PODSUMOWANIE

Do niewątpliwych zalet bloków gazowo – parowych pracujących w kogeneracji należy zali-

czyć wysoką sprawność, efektywne spalanie paliwa, szybkość rozruchu, niskie jednostkowe

nakłady inwestycyjne, zwartość i kompleksowość zabudowy. Wartą podkreślenia jest także

bardzo niska emisyjność w porównaniu z innymi konwencjonalnymi sposobami wytwarzania

energii i gotowość do zabudowania instalacji wychwytu CO2 ze spalin (CCS), co czyni tego

typu blok przyjaznym środowiskowo i dającym możliwość bilansowania energii pochodzącej

z odnawialnych źródeł.

Na chwilę obecną, cena uprawnień do emisji CO2 w ramach systemu handlu uprawnieniami

(ETS) kształtuje się na poziomie 7 €/Mg CO2 i według prognoz polityków europejskich może

wzrastać. Niekorzystna wydaje się także relacja ceny energii elektrycznej do ceny gazu ziem-

nego. Wadę tę można jednak w części kompensować produkcją pary technologicznej na po-

trzeby zakładów przemysłowych. Takie rozwiązanie zostało zastosowane w bloku budowa-

nym przez PKN ORLEN S.A. we Włocławku.

Dodatkowo, produkcja energii elektrycznej i pary w skojarzeniu, daje szansę na wsparcie

finansowe w ramach kolorowych certyfikatów energetycznych.

Zdaniem ekspertów, w obliczu zaostrzających się unijnych wymagań środowiskowych i prio-

rytetowego traktowania działań zmierzających do zmniejszenia emisji CO2 najlepsze pod

względem kompromisu pomiędzy bezpieczeństwem energetycznym a ochroną środowiska są

bloki gazowo – parowe z możliwością pracy w skojarzeniu. Warunkiem niezbędnym do speł-

nienia się takiego scenariusza jest jednak rozwój infrastruktury gazowej na terenie kraju,

zmiana polityki europejskiej wobec priorytetowego traktowania dostaw gazu ze Wschodu, a

także wspólne działania państw Unii Europejskiej na rzecz liberalizacji rynku gazu.

Elektrociepłownia gazowa, bazując na czystym paliwie oraz nowoczesnej technologii, nie

emituje uciążliwego zapachu, dymu ani sadzy. Ze względu na niski poziom emisji zanie-

czyszczeń, niewielkie zapotrzebowanie na wodę i powierzchnię użytkową (zastosowanie gazu

nie wymaga powierzchni na potrzeby składowania paliwa oraz popiołów), a także znikomą

emisję akustyczną, elektrociepłownie gazowe są obiektami zapewniającymi znaczną przewa-

gę ekologiczną przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa i stabilności dostaw energii

elektrycznej. Blok gazowo - parowy 463MWe we Włocławku będzie największym, a jedno-

cześnie najnowocześniejszym tego typu projektem w Polsce. PKN ORLEN S.A. złożył raport

oddziaływania na środowisko, w którym przedstawione zostały szczegółowe informacje doty-

czące rodzaju i skali inwestycji, jej wpływu na środowisko, rodzaju monitoringu oraz rozwią-

zań służących ochronie środowiska. Proces wytwarzania energii elektrycznej w oparciu o

paliwo gazowe i planowane wykorzystanie we włocławskiej elektrociepłowni nowoczesnych

technologii sprawi, że instalacja będzie miała niewielki wpływ na środowisko, co daje Kon-

cernowi PKN ORLEN S.A. nie tylko gwarancję bezpieczeństwa energetycznego, ale także

przewagę ekologiczną.

LITERATURA

[1] Badyda K., Miller A.: Energetyczne turbiny gazowe oraz układy z ich wykorzystaniem.

Wydawnictwo Kaprint, Lublin, 2011

[2] Badyda K.: Problemy eksploatacyjne i wyzwania dla energetyki krajowej. Prezentacja na

podstawie danych Agencji Rynku Energii, Instytut Techniki Cieplnej PW, 2013

[3] Best Available Techniques (BAT) Reference Document for the Large Combustion Plants,

Draft 1; http://eippcb.jrc.ec.europa.eu/reference/BREF/LCP_D1_June2013_online.pdf,

Sewilla, 2013

[4] Bodnari E.: Co będzie napędzać popyt na energię do 2030 r.?, ORLEN Ekspres, nr 11,

2013

[5] Dane Międzynarodowej Agencji Energetyki; www.iea.org; dostęp 01-04-2014

[6] Dane ze strony internetowej PSE Operator; www.pse.pl; dostęp 01-04-2014

[7] Dane ze strony internetowej Urzędu Regulacji Energetyki;

http://www.ure.gov.pl/pl/rynki-energii/paliwa-gazowe/charakterystyka-

rynku/5315,2012.html; dostęp 01-04-2014

[8] http://www.solarserver.com/solarmagazin/anlage_0606_e.html; dostęp 01-04-2014

[9] Kaproń H.. Wasilewski A.: Gaz ziemny paliwem XXI wieku. Wydawnictwo Kaprint, Lu-

blin 2012

[10] Państwowy instytut Geologiczny. Ocena zasobów gazu ziemnego i ropy naftowej w for-

macjach łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce. Raport pierwszy;

http://www.cire.pl/pliki/2/raport_pig.pdf; dostęp 01-04-2014

[11] Prognoza zapotrzebowania Polski na energię elektryczną. Poznaj Atom, portal Minister-

stwa Gospodarki, 2012,

http://poznajatom.pl/poznaj_atom/prognoza_zapotrzebowania_polsk,381/; dostęp 01-04-

2014

POWER GENERATION IN COMBINED CYCLE GAS TURBINES

– ENERGY SAFETY AND ENVIRONMENTAL ADVANTAGE

Key words: CCGT, cogeneration, combined cycle, energy, natural gas

Summary. The forecasted economic growth, after the recent crisis, for the next few decades is intimately linked

to the increase in primary energy demand, regardless of the chosen baseline scenario. In Poland, where in 2012

approximately 89 % of electricity was produced on the basis of coal and lignite, natural gas may become the

most favoured fuel. This article provides information on the current and projected energy situation in Poland,

and also shows how gas-based energy looks at this background. The opportunities and risks associated with

wider use of natural gas in Polish energy system were also presented. The basic parameters of CCGT 463 MWe

on the example of investment carried out by PKN ORLEN SA in Wloclawek were also discussed. It was made

an attempt to show that among conventional sources of energy, natural gas is the best option in terms of

a compromise between energy safety and environmental protection.

Arkadiusz Kamiński, dr inż., Dyrektor Biura Ochrony Środowiska w PKN ORLEN S.A,

e-mail: Akradiusz.Kaminski@orlen.pl

Paweł Koziczyński, Starszy Referent w Zespole Ochrony Środowiska w Płocku w PKN

ORLEN S.A., e-mail: Pawel.Koziczynskii@orlen.pl