uwarunkowania wzrostu zapotrzebowania na gaz dla energetyki i

UWARUNKOWANIA WZROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA GAZ DLA
ENERGETYKI I CIEPŁOWNICTWA
Autor: Krzysztof Badyda, Janusz Lewandowski
(„Rynek Energii” – nr 10/2009)
Słowa kluczowe: wytwarzanie energii elektrycznej, ciepłownictwo, gaz ziemny
Streszczenie. W pracy podjęto próbę oszacowania wzrostu krajowego zapotrzebowania na gaz dla potrzeb wytwarzania
energii elektrycznej i ciepła. Uwzględniono dwa czynniki wzrostu: konieczność budowy zasilanych gazem ziemnym szczytowych źródeł ciepła oraz potrzebę zamiany źródeł węglowych małej mocy źródłami gazowymi. Potrzeba ta wynika z nowych zaostrzonych wymagań emisyjnych, wprowadzanych przez nową dyrektywę o emisjach przemysłowych. Przeprowadzone analizy wykazują, Ŝe do roku 2020 na cele wytwarzania energii elektrycznej i ciepła uŜytkowego spodziewać się
moŜna wzrostu zapotrzebowana na gaz ziemny o około 7 mld m3.
1. WSTĘP
Od wielu juŜ lat w kolejnych dokumentach rządowych typu „Polityka energetyczna kraju” zapowiada
się widoczny wzrost zapotrzebowania na gaz, w tym dla potrzeb wytwarzania energii elektrycznej i
ciepła. W przygotowywanej aktualnie „Polityce energetycznej Polski do roku 2030” [6] przyjmuje się,
Ŝe do roku 2020 całkowite krajowe zapotrzebowanie na gaz zwiększy się z obecnych (2006) 14,3 mld
m3 do 17, 1 mld m3, a więc o około 19,6 %. Wzrost ten ma być znacząco większy w przypadku potrzeb
dla wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu. Przewiduje się, Ŝe zapotrzebowanie to
wzrośnie z około 1,13 mld m3 do ok. 1,9 mld m3, a więc o 68%. Wydaje się, Ŝe oceny te mogą być
zaniŜone.
Konieczność zaspokojenia wzrastających potrzeb na moc elektryczną w szczycie obciąŜenia oraz
rosnące ograniczenia emisyjne, które byłyby trudne do wypełnienia przez instalacje małej mocy
zasilane węglem mogą to zapotrzebowanie znacząco zwiększyć. W niniejszej pracy podjęto próbę
oceny wzrostu tego zapotrzebowania.
2. BILANS MOCY SZCZYTOWEJ I AKTUALNA STRUKTURA JEGO POKRYCIA
W
celu
zbilansowania
moŜliwości
pokrycia
zapotrzebowania
Krajowego
Systemu
Elektroenergetycznego (KSE) na moc w szczycie obciąŜenia przeanalizowano strukturę jego pokrycia
na przykładzie roku 2007. Wykorzystano do tego celu dane zamieszczone w „Raporcie
z funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w 2007 roku” [7].
Strukturę mocy zainstalowanej i osiągalnej według stanu na 31 grudnia 2007 roku przedstawiono w tabeli 1. Całkowita moc zainstalowana w KSE wynosiła na koniec 2007 roku 35 096 MW, z czego moc
cieplnych źródeł energii elektrycznej, (to znaczy bez elektrowni wodnych i źródeł odnawialnych),
wynosiła 32 658 MW.
Tabela 1
Struktura mocy zainstalowanej i osiągalnej
w KSE w 2007 roku [7]
Moc zainstalowana, MW
Moc osiągalna, MW
35 096
34 877
32 364
32 440
Ogółem
Elektrownie zawodowe
El. Zawodowe cieplne,
w tym:
na węglu kamiennym
na węglu brunatnym
gazowe
El. Zawodowe wodne
Elektrownie przemysłowe
Źródła odnawialne
JWCD
nJWCD
30 155
30 147
20 580
8 806
769
2 209
2 504
229
25 211
9 885
20 569
8 819
759
2 293
2 216
221
25 547
9 330
30000
25000
20000
15000
10000
5000
nJWCD
JWCD
Rezerwa wirująca
XII
XI
X
IX
VIII
VII
VI
V
IV
III
II
I
0
Zimna rezerwa
Rys.1. Maksymalne średniomiesięczne zapotrzebowanie
na moc [MW] w 2007 roku i sposób jego pokrycia
w rozdziale na jednostki centralnie dysponowane (JWCD)
i pozostałe (nJWCD) [7]
Z punktu widzenia bilansu mocy istotne jest takŜe rozróŜnienie jednostek dysponowanych centralnie
(JWCD) i pozostałych (nJWCD). Moc osiągalna jednostek JWCD wynosiła 25 547 MW, z czego
w elektrowniach wodnych zawodowych 1 696 MW oraz elektrowniach zawodowych cieplnych
23 851 MW. Bilans przedstawiający zapotrzebowanie na moc w szczycie obciąŜenia i sposób jego
pokrycia w kolejnych miesiącach 2007 roku przedstawiono na rys. 1. Maksymalne średniomiesięczne
obciąŜenie wystąpiło w grudniu 25 478 MW. Maksymalne obciąŜenie w ostatnim miesiącu roku
pojawiło się 18 grudnia. Bilans mocy dla tego dnia przedstawiono w tabeli 2.
3. ZAPOTRZEBOWANIE NA MOC ORAZ ZUśYCIE GAZU PRZEZ JEDNOSTKI
SZCZYTOWE
Operator systemu przesyłowego publikuje informacje o krajowym zapotrzebowaniu na moc [7],
podając informacje o wielkości mocy uśrednionej w okresach 15 minutowych. Zmiany krajowego
zapotrzebowania na moc w roku 2007 przedstawiono na rys. 2.
Tabela 2
Bilans mocy w dniu 18 grudnia 2007 r., w którym wystąpiło maksymalne zapotrzebowanie na moc
w dniach roboczych w szczycie wieczornym w 2007 roku [7]
Moc
Moc
ObciąŜenie
Rodzaj jednostki zainstalowana,
dyspozycyjna,
jednostek, MW
MW
MW
1
2
3
5
JWCD
25547,0
21 303,5
20218,8
- Cieplne
23 851,0
19 786,5
19040,6
- Wodne
1 696,0
1 517,0
1178,2
nJWCD
9 330,4
6 389,8
5853,7
- Zawodowe
6 296,4
4 781,2
4374,1
cieplne
- Zawodowe
596,9
443,8
314,8
wodne
- El. wiatrowe
209,6
3,8
3,8
- El. inne
11,5
0,0
0,0
odnawialne
- Przemysłowe
2 216,1
1 161,0
1161,0
Suma
34877,4
27693,3
26072,5
w tym eksport
- 1438,0
Maksymalne zapotrzebowane w rozpatrywanym okresie wyniosło 24 635,5 MW, a minimalne około
10 500 MW. Niestety, brak jest danych, które pozwoliłyby jednoznacznie określić sposób pokrycia tego
zapotrzebowania, natomiast z punktu widzenia niniejszych analiz konieczne jest określenie dla kaŜdej
chwili czasu mocy generowanej w jednostkach dysponowanych centralnie (JWCD).
Wobec szacunkowego charakteru obliczeń wydaje się, Ŝe dopuszczalne jest załoŜenie, iŜ jednostki,
które nie są dysponowane centralnie (głównie elektrociepłownie) oddają do systemu moc uśrednioną w
skali kaŜdego miesiąca. Wielkości takiej średniej mocy są publikowane przez operatora [7]
i zamieszczono je na rys. 1. Przyjęcie takiego załoŜenia pozwala określić hipotetyczny przebieg mocy
jednostkach JWCD, a następnie sporządzić wykres uporządkowany tego obciąŜenia (rys.3) [5].
Maksymalna moc generowana w roku w roku 2007 w jednostkach JWCD wyniosła ponad 19 GW,
a minimalna około 6 GW.
Rys. 2. Przebieg zmian krajowego zapotrzebowania na moc (wielkości uśrednione w okresach 15 minutowych) [7]
Dysponując wykresem uporządkowanym moŜna podzielić obciąŜenie pomiędzy jednostki wytwórcze
centralnie dysponowane (JWCD). PoniewaŜ w niniejszej analizie nie rozpatrywano geograficznego
usytuowania jednostek oraz ograniczeń sieciowych, celowym wydaje się operowanie relatywnie duŜą
jednostką wytwórczą – umownym modułem. Przyjęto, Ŝe moc takiego modułu wynosi 1000 MW. Pozwoliło to dalej dokonać doboru do ruchu jednostek podstawowych. ZałoŜono, Ŝe czas pracy jednostki
powinien być moŜliwie bliski czasowi wykorzystania mocy dyspozycyjnej (zainstalowanej) i wynosić
około 6 500 godzin rocznie.
20
18
16
Moc [GW]
14
12
10
8
6
4
2
0
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
Czas [h]
Rys. 3. Wykres uporządkowany mocy generowanej
w jednostkach centralnie dysponowanych (JWCD) [5]
Przy takich załoŜeniach stwierdzono, Ŝe pełne wykorzystanie moŜliwości wytwórczych jednostek
podstawowych pozwala w znacznej mierze zaspokoić zapotrzebowanie na moc. Przy maksymalnym
zapotrzebowaniu w jednostkach JWCD w wysokości 19 GW do jego pokrycia wykorzystane zostały
podstawowe jednostki wytwórcze o sumarycznej mocy 18 GW (18 modułów po 1000 MW, pracujących
około 6500 godzin kaŜdy). Pozwoliło to pokryć zapotrzebowanie w wysokości 16 GW. Do pokrycia
pełnego zapotrzebowania konieczne jest wykorzystanie dodatkowo około 3 GW z jednostek
szczytowych. Aktualnie w systemie zainstalowane jest około 1,5 GW mocy w elektrowniach szczytowo
– pompowych. Konieczne byłoby zatem dobudowanie około 1,5 – 2 GW. Przyjmując dalej, Ŝe tymi
dodatkowymi źródłami byłyby turbiny gazowe, których czas pracy wynosiłby około 1500 godzin
rocznie, moŜna oszacować zapotrzebowanie na gaz.
Sprawność szczytowych turbin gazowych duŜej mocy, rzędu 50 – 100 MW, według danych producentów [2,5] przekracza juŜ 40% - rys.4 (omawianą kategorię reprezentują turbiny klasy 50 MW oraz
obecnie tylko jedna wysokosprawna klasy 100 MW). Pozwala to załoŜyć, Ŝe średnia sprawność będzie
na poziomie 38% [5]. Przy mocy 50 MW oraz przyjętej sprawności strumień gazu potrzebny do
zasilania turbiny wynosi około 13 tys. m3/h. Do wytworzenia 3 TWh (2 000 MW x 1500 godzin) energii
elektrycznej w turbinach gazowych zasilanych gazem o wartości opałowej około 35 MJ/m3 potrzeba
ok. 0,78 mld m3 .
Z przeprowadzonych obliczeń symulacyjnych parametrów pracy gazowego systemu przesyłowego [5]
jednoznacznie wynika, Ŝe przy tak duŜym strumieniu wyeliminowana jest moŜliwość wykorzystania
gazu ziemnego bezpośrednio z sieci dystrybucyjnej. MoŜliwe jest jedynie zasilanie z rurociągów
tranzytowych lub poprzez zbiorniki akumulacyjne. Ze względu na wysokie ciśnienie gazu do zasilania
turbiny konieczne byłoby jego magazynowanie w zbiornikach wysokociśnieniowych (CNG) lub w
postaci skroplonej (LNG).
45
Sprawność [%]
40
35
30
25
Sprawność07
Trend sprawności 07
20
15
0
50
100
150
200
250
300
350
Moc [MW]
Rys. 4. Sprawność energetycznych turbin gazowych
odniesiona do wartości opałowej paliwa (LHV)
w pełnym oferowanym na świecie zakresie mocy
4. ZAPOTRZEBOWANIE NA GAZ W PRZYPADKU ZASTĄPIENIA MAŁYCH ŹRÓDEŁ
ZASILANYCH WĘGLEM ŹRÓDŁAMI GAZOWYMI
W Unii Europejskiej (Parlament i Komisja) prowadzone są aktualnie prace nad dyrektywą o emisjach
przemysłowych [8], która zastąpić ma obecnie obowiązujące dyrektywy: 96/61/WE (dyrektywa IPPC)
oraz 2001/80/WE (dyrektywa LCP). Przewiduje się, Ŝe nowa dyrektywa ma zostać wdroŜona w roku
2016. Wprowadza się w niej nowe, bardzo restrykcyjne standardy w zakresie emisji tlenków siarki
i azotu oraz pyłu, przede wszystkim dla źródeł opalanych paliwami stałymi. Porównanie obecnie
obowiązujących w Polsce i proponowanych w nowej dyrektywie standardów dla węgla kamiennego
oraz brunatnego przedstawiono na rys. 5. Porównania zmian standardów dla róŜnych paliw w zakresie
mocy źródeł od 50 do 100 MW (w paliwie) dokonano na rys.6. Jak łatwo zauwaŜyć zmiany wymogów
dla źródeł opalanych gazem ziemnym są znacznie łagodniejsze niŜ dla wszystkich paliw stałych.
Zaostrzenie miałoby nastąpić jedynie w zakresie NOx.
Rys. 5. Porównanie standardów emisji dla dwutlenku siarki, tlenków azotu oraz pyłu, wynikających z zapisów dyrektywy
2001/80/WE , przeniesionych do przepisów krajowych z wymogami dyrektywy o emisjach przemysłowych. Instalacje
„istniejące”; paliwo, węgiel kamienny oraz węgiel brunatny; wartości w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości
6% O2 w spalinach suchych
Osiągnięcie proponowanych standardów emisji, w przypadku węgla, wymaga stosowania, nawet dla
najmniejszych źródeł (z punktu widzenia nowej dyrektywy pojedynczą instalacją spalania, dla której,
zaleŜnie od mocy w paliwie, określa się standard emisji jest komin ze wszystkimi podłączonymi do
niego kotłami), konieczne jest stosowanie instalacji odsiarczania, odazotowania i wysokosprawnego
odpylania.
50-100 MW (80)
50-100 MW (IPPC_new)
1600
1200
800
Biomasa
Gaz
wielkop.
Gaz
koksown.
Paliwa
ciekłe
Węgiel
brun.
0
Gaz
ziemny
400
Wegiel
kam
Emisja dopuszczalna SO2 [mg/m3]
2000
50-100 MW (80)
500
50-100 MW (IPPC_new)
400
300
200
Gaz
koksown.
Gaz
ziemny
Paliwa
ciekłe
Węgiel
brun.
Wegiel
kam
0
Biomasa
100
Gaz
wielkop.
Emisja dopuszczalna NOx [mg/m3]
600
50-100 MW (80)
80
50-100 MW (IPPC_new)
60
40
Biomasa
Gaz
wielkop.
Paliwa
ciekłe
Węgiel
brun.
Wegiel
kam
0
Gaz
koksown.
20
Gaz
ziemny
Emisja dopuszczalna pyłu [mg/m3]
100
Rys. 6. Porównanie standardów emisji dla dwutlenku siarki, tlenków azotu oraz pyłu, wynikających z zapisów dyrektywy
2001/80/WE, z wymogami dyrektywy o emisjach przemysłowych (oznaczonej jako IPPC_new); instalacje „istniejące” dla
róŜnych paliw, w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 6% O2 w spalinach suchych (węgiel kamienny,
brunatny, biomasa) lub 3% O2 w spalinach suchych (paliwa ciekłe i gazowe)
W przypadku stosowanych w ciepłownictwie kotłów wodnych koszt koniecznych instalacji (400 – 600
tys. zł/MW) przekracza koszt kotłów wraz z ich dotychczasowym wyposaŜeniem. JeŜeli uwzględnić
jeszcze konieczne do poniesienia w przyszłości koszty uprawnień do emisji CO2, to okaŜe się, Ŝe małe
źródła węglowe stają się niekonkurencyjne w stosunku do źródeł gazowych. W perspektywie lat 2016 –
2020 powinny one zostać zatem zastąpione źródłami gazowymi. Podobny proces został zrealizowany w
poprzedniej dekadzie na terenach byłej NRD.
Strukturę źródeł o mocy mniejszej niŜ 200 MW (w kominie), które w przypadku wejścia w Ŝycie nowej
dyrektywy wymagałyby zbudowania nowych, wysokowydajnych instalacji oczyszczających spaliny,
przedstawiono na rys. 7. Ciemniejsze, węŜsze słupki, odpowiadają prawej skali dotyczącej mocy
kotłów. Największe zapotrzebowanie na gaz związane jest z nieliczną grupą kotłów zainstalowanych w
kilkunastu relatywnie duŜych obiektach ciepłowniczych (z przedziału dla mocy doprowadzonej w
paliwie 125÷150 MW). Liczna grupa kotłów mniejszych, ze względu na krótszy czas pracy generuje
znacząco niŜsze w relacji do mocy zapotrzebowanie na paliwo.
5 000
4 500
3 500
4 000
3 000
3 500
2 500
3 000
2 000
2 500
Moc kotłów [MW]
Zapotrzebowanie na gaz [mln m3]
4 000
2 000
1 500
1 500
1 000
1 000
500
500
0
0
50-75
75-100
100-125
125-150
150-175
175-200
Zakres mocy w kominie
Rys. 7. Histogram mocy kotłów zainstalowanych w krajowej energetyce i ciepłownictwie oraz odpowiadające
wyróŜnionym przedziałom mocy zapotrzebowania na gaz w przypadku zmiany paliwa
Opalane dotychczas węglem kotły z analizowanego przedziału mocy to przede wszystkim kotły wodne
oraz kotły parowe pracujące w kolektorowych elektrociepłowniach. Zastąpienie ich wszystkich
źródłami zasilanymi gazem stworzy dodatkowe zapotrzebowanie na gaz na poziomie 6,5 mld m3
rocznie. Ograniczenie wymiany paliwa do kotłów o mocy mniejszej niŜ 100 MW generuje
zapotrzebowanie około 1,5 mld m3.
5. PODSUMOWANIE
Gaz ziemny w warunkach polskich stanowi obecnie paliwo o marginalnym znaczeniu dla wytwarzania
energii elektrycznej. Jego udział w produkcji netto wahał się w ostatnim okresie na poziomie około 3%
(w 2007 roku 4,3 TWh na 146,7, zaś w roku 2008 – 4,4 TWh na 141,6 pochodziło z gazu ziemnego).
Produkcja realizowana jest praktycznie wyłącznie w instalacjach z turbinami gazowymi pracującymi
w elektrociepłowniach, a więc w gospodarce skojarzonej. Niewielkie ilości energii z gazu ziemnego
generowane są w oparciu o silniki gazowe (takŜe produkcja skojarzona). W Polsce, przy obecnych
uwarunkowaniach ekonomicznych [4, 9] i systemowych nie są stosowane instalacje z turbinami
gazowymi w układzie prostym, przede wszystkim jednostki szczytowe. Brak jest równieŜ bloków gazowo-parowych przeznaczonych do wyłącznej generacji energii elektrycznej. Jednym z perspektywicznych sposobów wykorzystania tej ostatniej kategorii instalacji moŜe być wyrównywanie podaŜy mocy
w warunkach współpracy z coraz liczniejszymi, takŜe w polskim systemie elektroenergetycznym
elektrowniami wiatrowymi.
W [6] zakłada się, Ŝe do roku 2020 udział gazu w produkcji energii elektrycznej sięgnie poziomu 5%,
zaś w perspektywie roku 2030 – około 6,5%. Ta prognoza, znacząco bardziej ostroŜna w stosunku do
formułowanych w poprzednich dokumentach rządowych dotyczących polityki energetycznej, moŜe
okazać się nie w pełni doszacowana, między innymi ze względów wskazanych powyŜej.
W okresie najbliŜszych 10 lat spodziewać się naleŜy znaczącego wzrostu zuŜycia gazu dla celów
wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Jak się wydaje, tendencje takie wskazuje się w „Polityce
energetycznej Polski do roku 2030” [6] w stopniu niewystarczającym. W dokumencie tym nie
uwzględniono wszystkich czynników wzrostu. Wskazany w nim wzrost do roku 2020 o około 0,87 mld
m3/rok wydaje się uwzględniać potrzeby związane z koniecznością budowy szczytowych turbin
gazowych (0,78 mld m3). Nie uwzględniono natomiast skutków wprowadzenia nowej dyrektywy o
emisjach przemysłowych [8], której skutkiem moŜe być konieczność zamiany wielu źródeł zasilanych
węglem na źródła gazowe. Jak to zostało oszacowane powyŜej, wygenerowane w związku z tą zmianą
zapotrzebowanie na gaz moŜe sięgać wysokości od 1,5, aŜ do 6,5 mld m3/rok.
Osobnym problemem pozostaje uwzględnienie wskazanych potrzeb oraz zapewnienie ewentualnych dodatkowych dostaw tego paliwa z Rosji [3], bądź od alternatywnych dostawców.
LITERATURA
[1] Badyda K., Lewandowski J.: Energetyczne turbiny gazowe do pokrywania obciąŜeń szczytowych.
Materiały X Konferencji Naukowo-Technicznej „Groźba deficytu mocy w perspektywie do 2020
r.”. S. Christina, Val Gardena, marzec 2009.
[2] Gas Turbine World 2007-2008 Handbook. Pequot Publication, vol. 26.
[3] Kaliski M., Siemek J., Sikora A., Szurlej A.: MoŜliwe scenariusze polityki energetycznej Unii
Europejskiej w zakresie zapewnienia stabilnych dostaw gazu ziemnego do Europy Środkowej i
Wschodniej w kontekście polityki energetycznej Rosji. Konferencja Rynek Gazu 2009. Kaprint
2009.
[4] Kotowicz J.: Elektrownie gazowo-parowe. Kaprint 2008.
[5] Lewandowski J., Bujalski W., Badyda K.: Techniczne i ekonomiczne uwarunkowania
wykorzystania w Polsce szczytowych turbin gazowych. Materiały X Konferencji NaukowoTechnicznej „Groźba deficytu mocy w perspektywie do 2020 r.”. S. Christina, Val Gardena, marzec
2009.
[6] Polityka energetyczna Polski do roku 2030. Projekt z dnia 5 marca 2009 r. Ministerstwo Gospodarki
www.mg.gov.pl/Gospodarka/Energetyka/Polityka+energetyczna
[7] Raport z funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w 2007 roku; www.pseoperator.pl.
[8] Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council on Industrial Emissions
(Integrated Pollution Prevention and Control). Brussels, 21.12.2007. COM(2007) 844 final.
[9] Zaporowski B.: Efektywność ekonomiczna elektrociepłowni opalanych gazem ziemnym. Rynek
Energii 3/2009.
NATURAL GAS
PERSPECTIVE
FOR
ELECTRICITY
AND
HEAT
GENERATION
-
INCREASE
Key words: electricity generation, district heating, natural gas
Summary. An attempt to assess the increase of natural gas demand for power and heat generation is
presented in this work. Two factors were taken into account: the necessity to build gas-fired peak-load
heat sources; and the necessity to substitute low-capacity coal-fired sources with gas-fired ones. The
latter results from the new, sharpened emission requirements introduced by the new industrial emissions
directive. The performed analyses show that till 2020 an increase of the natural gas demand for power
and heat generation purposes by about 7 billion m3 could be expected.
Krzysztof Badyda, dr hab. inŜ.. profesor nadzwyczajny na Politechnice Warszawskiej, Prodziekan
Wydziału MeiL, autor wielu prac z obszaru matematycznego modelowania instalacji energetycznych,
problematyki ograniczania emisji w instalacjach energetycznych, poprawy ekonomiki pracy elektrowni
i elektrociepłowni oraz analiz awarii w instalacjach energetycznych.
Janusz Lewandowski, prof. dr hab. inŜ., profesor zwyczajny na Politechnice Warszawskiej, Dyrektor
Instytutu Techniki Cieplnej oraz Uczelnianego Centrum Badawczego Energetyki i Ochrony środowiska
PW, autor wielu prac z dziedziny matematycznego modelowania instalacji oraz rozwoju systemów
energetycznych w warunkach ograniczeń emisyjnych.