Perspektívy súčasnej konverzie zemného plynu a geotermálnej energie na elektrinu, teplo a chlad (I)

1. Úvod

S rastúcim počtom obyvateľov Zeme (z dnešných cca 6 mld. na cca 8 mld. v roku 2020) a zvyšujúcimi sa nárokmi na kvalitu životného štandardu sa úmerne bude zvyšovať spotreba energií aj pri najefektívnejšom využívaní. Keďže prevážna väčšina technológií výroby úžitkových foriem energie, elektriny, tepla a chladu patrí medzi najvýznamnejších znečisťovateľov životného prostredia, rastúca výroba a spotreba týchto energií paradoxne na jednej strane prispieva k zvýšeniu kvality života, na druhej strane predstavuje pre neho v dlhodobom časovom horizonte potenciálne nebezpečenstvo. Veľmi reálna hrozba nepriaznivých klimatických zmien, spôsobených globálnym otepľovaním je toho jasným dôkazom. Uplatnenie princípov trvale udržateľného rozvoja je preto nevyhnutné aj v oblasti zásobovania energiami. Na strane spotreby to znamená požiadavku znižovania nárokov na racionálne minimum a na strane výroby požiadavku zvyšovania účinnosti konverzie primárnej energie na racionálne maximum pri zvyšovaní podielu obnoviteľných zdrojov na úkor fosílnych zdrojov energie.

Pre konkrétne kroky v smere k trvalej udržateľnosti zásobovania energiami existuje na Slovensku na jednej strane veľký potenciál, pretože energetická náročnosť národného hospodárstva napriek klesajúcej tendencii je ešte stále podstatne vyššia než priemer EÚ, a na druhej strane silná motivácia, lebo krajina takmer 90 % potreby primárnych energetických zdrojov musí kryť dovozom v prevážnej väčšine z krajín s dosť nevyspytateľným politickým a ekonomickým vývojom a pritom podiel obnoviteľných zdrojov v štruktúre spotreby predstavuje len asi 3 %.

2. Inovovaná podoba paroplynovej elektrárne ako možná náhrada za košickú tepláreň

Pri racionálnom využívaní hlavne výhody relatívnej blízkosti výdatného zdroja geotermálnej energie by Košice mohli prispievať k plneniu zámerov energetickej politiky EÚ v oblasti znižovania emisie skleníkových plynov tak výrazne ako len veľmi málo európskych miest.

Liberalizáciu trhu s elektrickou energiou možno považovať za výsledok snahy spotrebiteľov o znižovanie nákladov. V mnohých krajinách naozaj došlo k zníženiu ceny elektriny. Táto skutočnosť však negatívne ovplyvnila investičnú činnosť elektrárenských spoločností a v minulom desaťročí investovanie do nových kapacít zaostalo za rastom potreby. V dôsledku toho sa zmenšujú rezervné kapacity. V roku 2003 klesli v Európe pod 10 %. Pokračovanie tohto trendu by mohlo viesť v relatívne krátkom časovom horizonte ku kolapsovým stavom. Pri nedostatku elektriny sa jej cena môže zvýšiť až na 5-10 násobok. Prechodné zníženie ceny elektriny možno teda považovať za Pyrrhovo víťazstvo, za ktoré môžu budúce generácie draho zaplatiť. Preto podľa dokumentov Európskej komisie v Európe bude nevyhnutné vybudovať do roku 2020 cca 200 GW ako náhradu za vyradené kapacity a ďalších 200 GW pre krytie zvýšenia potreby.

Vývoj výrobnej základne elektrickej energie bude v najbližších rokoch dosť kritický aj na Slovensku, pretože len do roku 2010 bude nutné vyradiť takmer 1800 MW kapacity.

K zachovaniu súčasnej úrovne bezpečnosti a spoľahlivosti zásobovania elektrickou energiou teoreticky možno pristupovať nasledovnými cestami:

1. zvyšovanie výkonu existujúcich elektrární, nahradenie vyradených kapacít a budovanie nových pre krytie zvýšenia potreby,
2. zníženie výpadkov, zvýšenie bezpečnosti a spoľahlivosti prevádzky, skrátenie dôb odstávok kvôli údržbe,
3. zvýšenie salda importu, teda zapojenie viac zahraničných elektrární do krytia potreby elektriny.
4. znižovanie miery rastu potreby, teda úspornejšie využívanie existujúcich zdrojov.

Analýza týchto možností vedie k poznatku, že prakticky len prvá môže spoľahlivo zabezpečiť rast ekonomiky krajiny a životnej úrovne obyvateľov. Samozrejme je možné aj potrebné využívať všetky možnosti, ale v racionálnej, čo väčšinou znamená, že v dosť obmedzenej miere. Často sa argumentuje, že otvorenie trhu s energiami umožňuje nahradiť výpadok z produkcie elektriny importom. Situácia však nie je taká jednoduchá. Na vnútornom trhu Európy import elektriny môže mať z rôznych dôvodov len druhoradý význam. Nahradenie vyradených kapacít nie je možné trvalo riešiť dovozom elektriny. Ani by to nebola rozumná stratégia.

Vzhľadom na uvedené fakty možno s istotou tvrdiť, že by sa nemalo uvažovať o tom, či potrebujeme nové elektrárenské kapacity, ale o tom, kedy, aké, kto a kde ich má budovať.

Medzi novými elektrárňami, ktoré budú realizované na svete do roku 2030, bude cca 40 %-ný podiel kapacít na báze zemného plynu výrazne dominovať. Preto je v určitej miere prekvapením relatívne malý záujem o túto možnosť na Slovensku, ktoré patrí medzi krajiny s najvyšším stupňom plynofikácie. Očakávanie nepriaznivého vývoja ceny zemného plynu ako argument v prospech toho plne neobstojí, lebo cenový vývoj zrejme aj u nás bude len kopírovať pohyb na svetových trhoch a vo svetovom meradle pri výrobe elektrickej energie v nových zdrojoch bude plyn prednostne využívaný. A to je správne, veď práve aj vysoká cena zemného plynu je dôkazom opodstatnenosti prednostného využívania na výrobu najhodnotnejšieho energetického produktu, elektriny, čo je čistá exergia. Monovýroba tepla na báze zemného plynu, pri ktorej sa využije v ročnom priemere len asi 5 % exergie paliva aj pri 100 %-nej účinnosti kotla, je "termodynamické barbarstvo" a mala by byť oveľa viac obmedzená než je slovenská realita.

Koncepcia rozvoja výrobnej základne elektriny podľa návrhu energetickej politiky je diametrálne odlišná od prognozovaného svetového trendu. Podľa aktuálneho návrhu energetickej politiky až 61 % plánovaného prírastku nových výkonov (1741 MW) by sa mal realizovať v jadrových elektrárniach, kým len 22 % v paroplynovej elektrárni (PPC Malženice). Ďalší veľký nedostatok tohto návrhu je nevyvážené rozmiestnenie nových plánovaných kapacít. Na zaostalom východe Slovenska sa má vyradiť celkove 440 MW v EVO 1 a EVO 2 a v relatívne krátkej dobe zrejme aj 121 MW v TEKO 1 a TEKO 2. Napriek tomu sa neplánuje výstavba žiadneho významnejšieho nového zdroja, len predradenie spaľovacej turbíny k blokom 5 a 6 vo Vojanoch, ktorého opodstatnenosť je navyše spochybniteľná vzhľadom na značne pokročilý vek týchto blokov. Od súčasnej reformnej vlády, ktorá deklaratívne považuje prednostnú podporu ekonomického rozvoja zaostalejších regiónov za svoju prioritu, to je minimálne nedôstojné. Väčšie pochopenie pre potreby ekonomického rozvoja východného Slovenska preukázali aj tvorcovia energetickej politiky poslednej komunistickej vlády, ktorí plánovali vybudovanie jadrovej elektrárne pri Kecerovciach. Aj podľa energetickej politiky prvých postkomunistických, menej reformných vlád v rámci obnovy košickej teplárne mal byť vybudovaný štandardný paroplynový zdroj s elektrickým výkonom cca 200 MW (viď [6]), ktorý by bol aj pre celú elektrizačnú sústavu významný. Na tento vcelku progresívny zámer sa ale akosi zabudlo. Problém obnovy teplárenského zdroja je však čoraz aktuálnejší, preto by bolo vhodné túto myšlienku znova oživiť. Je to o to viac opodstatnené, že sa rysuje možnosť veľmi výhodnej integrácie dvoch pôvodne nezávislých zámerov: výstavby PPC a využívania geotermálnej energie v SCZT. Táto integrácia by mohla viesť k výstavbe inovovanej podoby PPC, ktorej podstatou je súčasná konverzia zemného plynu a geotermálneho tepla v paroplynovom zdroji. V našom prípade to môže mať podobu hybridnej paroplynovej elektrárne so združenou výrobou. Jedna z jej možných alternatív bola popísaná napr. aj v práci [1].

Pri tvorbe principiálnej schémy hybridnej paroplynovej elektrárne sa môžeme sústrediť na

• čo možno najintenzívnejšie využívanie geotermálneho zdroja v hybridnej paroplynovej elektrárni so združenou výrobou aj za cenu zníženia jej termickej účinnosti (alternatíva A), alebo na
• čo možno najintenzívnejšie využívanie zemného plynu aj za cenu zníženia využitia geotermálneho zdroja (alternatíva B).

3. Hybridný paroplynový zdroj orientovaný na intenzívne využívanie geotermálneho zdroja - alternatíva A

Principiálna schéma zimnej prevádzky alternatívy A hybridnej paroplynovej elektrárne so združenou výrobou je znázornená na obr. 1.

Pri návrhu štruktúry schémy sa uvažovalo s použitím plynovej turbíny s elektrickým výkonom 265 MW pri ISO podmienkach. Voľba parametrov ostatných komponentov bola prispôsobená tomuto parametru.

V prípade varianty A sa uvažuje s využitím štyroch geotermálnych dubletov, pričom očakávaná výdatnosť jedného dubletu je 60 kg/s primárneho nositeľa geotermálneho tepla ťaženého z hĺbky cca 2.500 m. Teplota sekundárneho nositeľa na prahu elektrárne bola odhadnutá na 120 °C.

Obr. 1 - Principiálna schéma zimnej prevádzky hybridnej paroplynovej elektrárne so združenou výrobou - alternatíva A

Ako to vyplýva z principiálnej schémy, časť tohoto prietoku sa využije na predohrev napájacej vody parného obehu vo výmenníku HEC a časť pre priame napájanie SCZT. Ako ideálne sa javí rozdeliť tento prietok v pomere 150 kg/s pre priame napájanie SCZT a 90 kg/s pre predohrev napájacej vody. Po zmiešaní vratných prúdov, ktoré boli ochladené v rôznej miere, by sa pomocou tepelného čerpadla HP zabezpečil dodatočný tepelný výkon pre nepriame napájanie SCZT. Významnou výhodou prevádzky tepelného čerpadla by v tomto prípade bol fakt, že sekundárny nositeľ, z ktorého by sa nízkopotenciálne teplo odčerpávalo, by mal teplotu cca 40 °C. Vykurovacia voda sa potom môže podľa potreby dohriať vo výmenníkoch tepla HE1 a HE2 na potrebnú teplotu odberovou parou z nízkotlakého stupňa parnej turbíny. Tepelné čerpadlo HP by pri ochladení sekundárneho nositeľa o cca 24 K mohlo prispieť aj k chladeniu kondenzátora C parného obehu, čo môže byť významným prínosom v čase vysokých teplôt okolia, kedy klesá elektrický výkon elektrární v dôsledku problémov spojených práve so zabezpečením chladenia. Ďalšie množstvo odpadového tepla by sa mohlo odviesť zo spalinového kotla WHB.

Pri uvažovanom ohriatí vykurovacej vody na teplotu 120 °C a ochladení sekundárneho nositeľa geotermálneho tepla o 24 K a teplote okolia 0 °C by bol celkový elektrický výkon hybridnej paroplynovej elektrárne 400 MW a celkový vykurovací výkon by bol 150 MW.

Relatívnou výhodou varianty A je, že umožňuje využitie geotermálneho zdroja aj v letnom období, kedy je potreba SCZT cca 45 MW. Principiálna schéma letnej prevádzky hybridného paroplynového zdroja je na obr. 2.

Obr. 2 - Principiálna schéma letnej prevádzky hybridnej paroplynovej elektrárne s kombinovanou výrobou - varianta A

Väčšia časť sekundárneho nositeľa geotermálneho tepla by sa v tomto prípade využívala na výrobu elektrickej energie predohrevom napájacej vody vo výmenníku HEC. Vykurovací výkon potrebný na ohrev TUV by zabezpečilo tepelné čerpadlo HP. Dohrev TUV by sa realizoval vo výmenníku HE3 sekundárnym nositeľom po ochladení v absorpčnom chladiacom zariadení AC.

Integrácia absorpčného chladiaceho zariadenia AC typu voda-litiumbromid je v tejto schéme originálna a umožnila by výrazne zvýšiť elektrický výkon plynovej turbíny pri vysokých teplotách okolia, kedy je elektrizačná sústava príliš zaťažená. Uvažovaný geotermálny príkon absorpčného chladiaceho zariadenia je cca 12 MW. Pri teplote okolia nad 20 °C by sa tak mohol zvýšiť elektrický výkon plynovej turbíny o 19 MW (na základe údajov výrobcu turbíny V94.3A). Tento spôsob nepriamej konverzie geotermálnej energie na elektrinu je v porovnaní s investične náročnými technológiami, akými sú napr. Organic Rankine Cycle alebo Kalina Cycle, veľmi účinný.

Literatúra
[1] Böszörményi, L., Böszörményi, G.: Perspektívy súčasnej konverzie zemného plynu a geotermálnej energie na elektrinu, teplo a chlad. In: Zborník referátov z konferencie Cassoviatherm 2005, str. 25-30, Dom techniky ZSVTS, Košice 2005.
[2] Geothermal Energy for Košice District Heating. Business Plan, DANCEE, Danish Ministry of the Environment, Danish Environmental Protection Agency, 2002.
[3] Höhne, U.: Green Energy in Europe - the Vision to Towards a Sustainable Future. In: European Conference on Renewable Energies and Cooperation Exchange 2004 / Proceedings of the conference, Wien 2004.
[4] Molnár, L.: Az energiaellátás kérdései, a beruházások problémái. In: Energiagazdálkodás 2004/2, Budapest 2004
[5] Návrh energetickej politiky SR. In: www.economy.gov.sk
[6] Riešenie náhrady zastaralých zdrojov tepla v TEKO Košice, Výskumný ústav energetický EGÚ, Bratislava 1994