Dyskusja o nowym kształcie polskiego systemu energetycznego zdominowana jest przez nowe inwestycje OZE i w związku z tym nowe wymagania dla systemu energetycznego. Oczywiście, kluczowym elementem jest rozwój sieci, wprowadzenie możliwości działania systemu zdecentralizowanego, inwestycje w magazyny energii (różnych typów), a przede wszystkim zapewnienie jednostek wspomagających OZE w warunkach pogodowych uniemożliwiających produkcję energii. W dyskusji – często pomija się doświadczenia eksploatacyjne i myli się kwestię dyspozycyjności (możliwości produkcji niezależnie od warunków zewnętrznych) od elastyczności (manewrowości, regulacyjności) – możliwości szybkich zmian poziomu produkcji (a nawet odstawienia i uruchomienia bloków) dla zbilansowania systemu.
Przy rozważaniu przyszłej modyfikacji systemu należy także pamiętać o zapotrzebowaniu na ciepło (systemy ciepłownicze oraz przemysł). Całość jest podstawowym zagadnieniem w obecnej dyskusji zmieniającej pomysł wykorzystania gazu jako paliwa przejściowego, a oparciu się w przyszłości na blokach jądrowych (Gen III + i SMR). Dziś wszystkie te funkcje spełnia węgiel (pomimo zmian cały czas prawie 70% produkcji), gaz w mniejszym stopniu, szczególnie przy wysokich cenach ostatni rok z uwagi na perturbacje rynkowe wobec wojny w Ukrainie). Wobec oczywistych wymagań polityki klimatycznej UE i nieuchronnej eliminacji węgla jako paliwa silnie emisyjnego (CO₂) – nowa koncepcja przebudowy systemu energetycznego musi uwzględnić nowe źródła – przede wszystkim elastyczne (choć często zwracana jest uwaga tylko na dyspozycyjność) – m.in. w programie budowy reaktorów reklamowanych jako zeroemisyjne (bez CO₂), w pełni dyspozycyjne źródła energii, które mogą pracować wspólnie z OZE. Szybko rosnąca ilość problemów w polskiej energetyce pokazuje, że duża ilość OZE wymusza konieczność szybkich zjazdów bloków „konwencjonalnych” na minimum obciążenia (cykle dobowe) i maksymalizację gradientów zmiany mocy, a dodatkowo możliwość dużej ilości odstawień (weekendy i dni z małym obciążeniem – święta, długie weekendy) – widać to było m. in. w założeniach programu 200 + – rewitalizacji węglowych bloków 200 MW. Szczególnie skorelowanie okresowo potencjalnie małego zapotrzebowania (polskie „długie weekendy” lub tygodnie świąteczne) pokazały już problem z miejscem dla energetyki konwencjonalnej – okresowo OZE pokrywało już 50% zapotrzebowania w niektórych porach dnia (i już dochodziło do wymuszonych ograniczeń generacji OZE), a w przyszłości należy liczyć się, że nawet te wartości zbliżą się (w pewnych momentach) do 100%. Z kolei oczywiste są problemy z zapewnieniem pokrycia zapotrzebowania przy złych warunkach pogodowych, gdzie z kolei generacja OZE jest minimalna. Pytanie więc, czy w przypadku nowej koncepcji systemu OZE – elektrownie jądrowe – właśnie przed jednostkami jądrowymi będą postawione bardzo wymagające zadania wysokiej elastyczności (manewrowości) – i czy jest to możliwe?
Generalnie – historycznie elektrownie jądrowe były przeznaczone do pokrywania obciążenia podstawowego i generację praktycznie stałą na obciążaniu nominalnym (koszt i sama struktura starego scentralizowanego systemu, gdzie elastyczność spełniały inne bloki), a wczesne generacje bloków jądrowych były stosunkowo mało elastyczne. Od lat 90. ub. w. zaczęto wymagać zwiększonej manewrowości także od elektrowni jądrowych – wymagania EUR (czołowi europejscy producenci i organizacje użyteczności publicznej) lub URD (USA), gdzie w od nowych bloków w elektrowniach jądrowych wymagano m. in. możliwości produkcji w zakresie 50-100% obciążenia (a niekiedy nawet sugerowane zjazdy do 30%) przez 90% czasu cyklu paliwowego, z możliwością zmian obciążenia z gradientem 3% (w niektórych przypadkach nawet 5%) mocy na minutę (dla nowych bloków Gen III + to nawet ponad 30 MW/min) i możliwość zmiany mocy od min. do maks. dwa razy dziennie, pięć razy w tygodniu i 200 razy w r. W odpowiedzi na te wymagania – nowe bloki Gen III + jak EPR, AP1000 spełniają te wymagania. Teoretycznie, byłoby to bardzo pomocne wobec lawinowo rosnących problemów z bilansowaniem OZE i było wykorzystywane w ostatnich latach w systemach innych krajów. Jak wygląda w praktyce – elektrownie niemieckie (przed zamknięciem kilka miesięcy temu), budowane w latach 70. w ostatnich latach życia, dość efektywnie wspomagały elastyczność systemu – wykorzystywano gradienty zmiany mocy 2-5% (według niektórych informacji nawet 10%) oraz często pracowały na niższych obciążeniach. Brak przejmowania się problemem nadmiernego zużycia lub pojawieniem się jakiś nieprzewidziany awarii był kompensowany i tak wczesnym terminem wycofania ich z eksploatacji – co w końcu nastąpiło. Energetyka francuska (nuklearna) zmieniała moc zwykle w zakresie ok. 5% (max 10%) dziennie – co związane było z dużym udziałem starszych konstrukcji i pewnymi rozwiązaniami technicznymi tych bloków (jak wolniejsza regulacja borowa). Jednak trudno odnosić te doświadczenia do nowych bloków które teoretycznie (na papierze) powinny wytrzymać zarówno obniżenia mocy (nie tylko do minimum technicznego, ale także okresowo nawet do ok. 20-30% obciążenia z odłączoną generacją) oraz dawać szanse na szybkie zmiany mocy 5-10% na minutę. Nowe konstrukcje (EPR, AP1000) teoretycznie dają taką możliwość, ale czy rzeczywiście nie będzie jakiś problemów z awaryjnością, jeśli przejdą w taki dynamiczny stan pracy – nie wiadomo – w końcu jeszcze tak naprawdę – nikt tak tych bloków do końca nie prowadził przez kilka lat. Dostępne artykuły w literaturze wskazują na potencjalne problemy, ale w zdecydowanej większości forsują twierdzenie ze bloki jądrowe mogą pracować w tak elastycznym reżymie a nawet przejąć rolę bloków wspomagających regulację częstotliwościową systemu (co na dziś w Polsce realizuje w dużym zakresie generacja węglowa).
Pozostaje pytanie: czy takie możliwości dadzą także SMR? – nie wiadomo, bo żaden SMR nie został jeszcze komercyjnie uruchomiony. Teoretycznie, sama konstrukcja powinna dawać możliwości, ale oczywiście nikt tego nie próbował i nie będzie robił to w pierwszych okresach eksploatacji. SMR muszą przejść przez okres „oswojenia” technicznego i co najmniej dekady działania na znamionowych poziomach mocy – nawet nie z uwagi na brak możliwości, ale raczej na obawę producentów o potencjalne, nakładające się awarie, które mogłyby zakłócić proces komercjalizacji. W przypadku budowy nowych bloków jądrowych i potencjalnego wprowadzania energetyki jądrowej „od podstaw” do polskiego systemu energetycznego, raczej należy liczyć się z dużymi ograniczeniami gwarancyjnymi dostawców technologii w natychmiastowym wdrażaniu wysokich poziomów regulacyjności (manewrowości) w pierwszych latach po uruchomieniu bloku. Kolejnym ograniczeniem, które należy rozważyć będzie także doświadczenie operatorów – praca na zmiennym obciążeniu wymaga dużego doświadczenia i co należy podkreślić na razie wykonywana była na podstawie planowych reżymów zmiany mocy. Realistycznie należy przygotować się, że potencjalne wykorzystanie regulacyjności bloków jądrowych to okres nie wcześniej niż 5 lat po oddaniu bloków do eksploatacji.
Jeśli wiec nowe, duże bloki będą bardziej elastyczne pozostaje także problem rozruchów i odstawień (właśnie w momentach dominacji OZE przy małym zapotrzebowaniu). Tu teoretycznie też jest taka możliwość, ale nie sprawdzona do końca w praktyce. Elektrownie jądrowe nowej generacji na samym początku kampanii musza oczywiście przejść przez długotrwały (szereg dni) proces uruchomienia w nowej kampanii paliwowej, ale następnie (przynajmniej według danych literaturowych) są przygotowane do krótkich (a nawet 30-godzinnych) postojów i potem ponownych uruchomień (aczkolwiek byłoby to zawsze planowane zmiany trybu pracy). Istnieje także możliwość utrzymania na reaktora na poziomie 20-30% obciążenia z odłączonym układem turbinowym. Oczywiście, z nowymi SMR nie ma żadnych doświadczeń eksploatacyjnych, ale same założenia są analogiczne. Rozważając więc ten problem na podstawie danych literaturowych, wydaje się, że elektrownie jądrowe „zrobiły duży krok” w kierunku podwyższenia elastyczności, chociaż – moim zdaniem – oczekiwania, że mogą całkowicie zastąpić bloki gazowe są nadmierne. Należy pamiętać, że wszystkie dzisiejsze oceny są bardziej teoretyczne i oparte na stosunkowo skromnym wykorzystaniu elastyczności w praktyce. O ile dynamiczna zmiana obciążenia wydaje się coraz bardziej opanowana (ale nie jestem pewien, że doceniamy wymagania, jakie postawi pełny rozwój OZE), to jednak używanie reaktorów jądrowych przy dużej liczbie planowych (i nieplanowych) odstawień, a następnie rozruchów, budzi mój pewien niepokój – na pewno praktyka pokazałaby dużo problemów eksploatacyjnych. Warto też zauważyć, że możliwy (dla bloku jądrowego) rozruch po dłuższym pobycie na minimalnej mocy nie jest tak prostą technicznie sprawą i rodzajem „one push buton”, jak w elektrowniach gazowych. Tu wymagana jest bardzo duża wiedza i doświadczenie (różne problemy w zależności od okresu kampanii paliwowej) i nie spodziewałbym się, że Polska tak łatwo takie doświadczenie eksploatacyjne może pozyskać. W pewien sposób warto odnieść się do doświadczeń ze zmianami eksploatacji bloków węglowych (przy wymaganiach zwiększonej regulacyjności) i zarówno przeanalizować problemy eksploatacyjne dużych nowych bloków (ultrakrytycznych), jak i wyniki programu 200+ (wymagania i jak realnie bloki zostały wprowadzone do nowego typu pracy). Analogicznie w przypadku elektrowni jądrowych – nawet jeśli technologie są przygotowane do zwiększonych wymagań elastyczności, niezbędne jest zebranie realnych doświadczeń z eksploatacji i na pewno przygotowanie do zwiększonych problemów z potencjalnymi usterkami i awariami.
Na tym tle sprawdzone możliwości elektrowni gazowo-parowych, które w praktyce potwierdzają gradienty zmian mocy co najmniej 4-6% oraz stosunkowo krótkie 0,8-1,5h czasy rozruchów- stan gorący i ciepły, a przede wszystkim opanowana eksploatacja i konfiguracja urządzeń automatyki – dają gwarancje wykorzystania tych urządzeń w bilansowaniu pracy OZE, szczególnie przy szybkich i niespodziewanych zmianach. Tu technologie są w pełni opanowane a własności ruchowe turbin gazowych są na tyle korzystne, że nie ma problemów z pracą na częściowych obciążeniach i szybkich uruchomieniach. Z uwagi na stosunkowe proste utrzymanie (np. generacje nowych turbin – przegląd główny po ponad 2000 uruchomień) i mniejszą złożoność układu parowego (niższe parametry niż w nowych blokach węglowych), zwiększone wymagania manewrowości bloków nie wpłyną na ich parametry awaryjności i dostępności. Sam problem zmiany wymagań boków wspomagających OZE w nowym systemie energetycznym wciąż chyba nie jest doceniany i prawidłowo rozwiązany. Świadczą o tym m. in. powtarzające się ograniczenia generacji OZE (kilka przypadków w ostatnich miesiącach). Przypominając, mamy lawinowy wzrost odmów przyłączeniowych do sieci (nowe inwestycje odnawialne), mamy powtarzające się ograniczenia maksymalnej generacji OZE, a w naszym systemie udział tej energii ledwo przekroczył 20%. To tylko „wierzchołek góry lodowej” patrząc na optymistyczne plany 50% (lub nawet bardziej realistycznie 35%) udziały OZE w produkcji na koniec dekady. Niezbędne stają się wielkie inwestycje w stan sieci, magazyny i właśnie jednostki elastyczne – i to w ciągu najbliższych lat a nie dziesięcioleci, co wydaje się, że wciąż otwiera drogę do dużych inwestycji w bloki gazowo-parowe. Raczej należy spodziewać się, że udział energetyki konwencjonalnej wobec wzrostu OZE będzie malał, bloki klasyczne – będą uruchamiane jeszcze częściej, jeszcze częściej będą pracowały na minimach generacji i często ich przyszła praca będzie pod presją konkurencyjnych magazynów. Przyszła energetyka będzie zmagać się z problemem „backupu OZE” nie tylko w okresach wzmożonego zapotrzebowania (i braku warunków pogodowych), ale paradoksalnie jeszcze bardziej w momentach niskiego zapotrzebowania i nadmiarowej (w stosunku do średnich warunków) produkcji odnawialnej.
Dodatkowym elementem jest produkcja ciepła dla zasilania miejskich systemów ciepłowniczych jak i dla potrzeb przemysłowych. Sygnalizowane koncepcyjnie obecnie użycie reaktorów SMR jako przyszłej podstawy zasilania miast jest dość pionierską i ambitną koncepcją. Oczywiście, sam pomysł produkcji ciepła z bloków jądrowych towarzyszył elektrowniom jądrowym od początku pracy, ale został zrealizowany (w ograniczonym zakresie) tylko na terenie Rosji i Ukrainy (ewentualnie Finlandii). Problemem zawsze było oddalenie generacji jądrowej od miast (zwykle konieczność prowadzenia dużych kolektorów ciepłowniczych nawet na odległość kilkudziesięciu kilometrów, a więc duże straty cieplne), a przede wszystkim obawa przez oporem społecznym. Ten problem wydaje się dziś być niedoceniany. Kwestia oporu społecznego obawy (zwykle zupełnie nieuzasadnionej, ale głęboko zakorzenionej w społeczeństwie przez awarie jądrowe Czarnobylu i Fukushimie, oraz negatywne nastawienie z komercyjnych filmów grozy) będzie na pewno narastać w przypadku konkretnych lokalizacji i przygotowań do budowy. W przypadku potencjalnego użycia SMR i technologii BWR (reaktorów wrzących – jak BWRX-300) istnieje także konieczność dodania dodatkowego obiegu pośredniczącego przy stacji ciepłowniczej (radionukleoidy w obiegu pierwotnym) i w praktyce nie było to nigdy wdrożone w rozwiązaniach reaktorów zachodnich. Generalnie jesteśmy w sytuacji, kiedy proponowane rozwiązanie (szczególnie na obecnie rozważaną skalę) jest pierwsze na świecie, wobec czego skala potencjalnych problemów jest trudna do oszacowania. Tymczasem, równolegle koncepcją wspomagająca utrzymanie technologii wodorowych staje się gospodarka wodorowa. Prace nad nowymi rozwiązaniami turbin gazowych na wodór (w szczególności opracowanie nowych systemów komór spalania dla użycia 100% wodoru) oraz dalszy rozwój projektów OZE przy pracach nad nową generacją dużych elektrolizerów ma z kolei koncepcyjnie dać możliwość przebudowania systemu energetycznego w kierunku zeroemisyjnego rozwiązania OZE – wodór – magazyny. Tak więc na początku przyszłej dekady energetyka światowa pokaże, czy komercyjnie zwycięży wodór i elektrolizery czy rozwiązanie z blokami elektrowni jądrowych. A być może, oba te modele będą się rozwijać równolegle w różnym stopniu w różnych krajach. Jedno jest pewne – z uwagi na sprawdzone sposoby budowy i eksploatacji urządzeń a także wysoką elastyczność (potwierdzoną w praktyce) – gaz nie zostanie, ani szybko wyparty z systemu energetycznego, ani nie będzie całkowitego zatrzymania rozwoju nowych elektrociepłowni w Polsce. Obecne trendy szybkiego spadku cen tego surowca, a przede wszystkim nowe perspektywy łatwej przyszłej transformacji w gospodarkę wodorową, będą w konsekwencji walczyć o dominację z próbą rozwoju energetyki jądrowej, która dopiero na kolejnych latach wejdzie w okres wielu pilotowych i prototypowych wdrożeń, które jak zwykle w technice przynoszą zarówno sukcesy jak i problemy i awarie. Ważne, aby w Polsce wszystkie koncepcje zaczęły przynosić konkretne i realne moce w generacji, a nie – jak w wielu poprzednich przypadkach – rodzaj fasady i łatwego ominięcia politycznej dyskusji o transformacji energetycznej. Jeśli też decydujemy się na daną technologię, to z góry należy przygotowywać odpowiednie kadry inżynierskie i próbować przygotować się na potencjalne problemy. Patrząc na globalną tendencję w upraszczaniu świata i skupieniu się na projektach z krótkimi czasami realizacji, warto też pamiętać o tych czynnikach i nie skreślać technologii gazowych (w przyszłości wodorowych) jako alternatywy rozwoju.
Artykuł opublikowany w najnowszym wydaniu Przeglądu Gazowniczego nr 2 2023 r.
Źródło: KONRAD ŚWIRSKI BLOG (http://konradswirski.blog.tt.com.pl/)
