font_preload
PL / EN
Energetyka Energia elektryczna 3 sierpnia, 2018 godz. 7:31   
KOMENTUJE: Bartłomiej Sawicki

Upały męczą polskie elektrownie. Zapytaliśmy spółki o ryzyko

energetyka Fot. BiznesAlert

Polskie Sieci Elektroenergetyczne ostrzegały przed problemem chłodzenia elektrowni konwencjonalnych, jednak spółki energetyczne zapewniają, że są przygotowane na wysokie temperatury wody, zarówno technologicznie, jak i organizacyjnie. Ryzyko ograniczenia mocy dyspozycyjnej wciąż się utrzymuje.

PSE sygnalizuje ryzyko

W związku z rosnącą temperaturą PSE nie wykluczyły ograniczeń w pracy niektórych elektrowni z powodu przekroczenia dopuszczalnej temperatury wody chłodzącej. – Należy się spodziewać, że wystąpią ograniczenia w pracy niektórych elektrowni, bo zostanie przekroczona dopuszczalna temperatura wody chłodzącej – powiedziała w poniedziałek PAP rzeczniczka Polskich Sieci Elektroenergetycznych Beata Jarosz. Jak podkreśliła, prawdziwym wyzwaniem są wysokie temperatury, a nie sama wysokość zapotrzebowania na energię. Dodała, że z tym ostatnim nie ma problemów.Portal BiznesAlert.pl zapytał więc spółki, jak radzą sobie z wysokimi temperaturami.

PSE: Z powodu upału możliwe problemy z chłodzeniem elektrowni

Polska Grupa Energetyczna

PGE podkreśla, że problem wysokiej temperatury w rzekach w tzw. otwartym systemie chłodzenia w zasadzie nie dotyczy obiektów grupy, ponieważ w większości korzystają one z tzw. zamkniętego systemu, w którym woda nie jest pobierana z rzek. Tak dzieje się w przypadku jednej z największych elektrowni w Polsce, która znajduje się w Bełchatowie. Podobnie jest w Turowie. Elektrownia Turów jest elektrownią cieplną, kondensacyjną, blokową z międzystopniowym przegrzewem pary i zamkniętym układem wody chłodzącej. W Elektrowni Turów zainstalowanych jest 6 bloków energetycznych. Jednak już Elektrownia Dolna Odra w Zachodniopomorskiem wykorzystuje otwarty układ chłodzenia. Niezależnie jednak od systemów chłodzenia  Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE zapewnia, że nie ma żadnych problemów w funkcjonowaniu elektrowni i elektrociepłowni skupionych w spółce PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna w związku z upałami.

Szczepaniuk podkreśla, że bez żadnych problemów pracują również siłownie drugiej spółki wytwórczej Grupy PGE, czyli PGE Energii Ciepła. PGE EC posiada w swoich aktywach wytwórczych dwa rodzaje bloków energetycznych: kondensacyjne bloki Elektrowni Rybnik oraz bloki ciepłownicze w elektrociepłowniach, w których z uwagi na wysoką efektywność energetyczną procesu produkcyjnego, ciepło powstające w skojarzonym wytwarzaniu energii elektrycznej jest wykorzystywane przez odbiorców przyłączonych do sieci ciepłowniczej, a konieczność odprowadzania nadmiaru ciepła do atmosfery jest marginalna. Siłownie PGE EC rozsiane są po całej Polsce i znajdują się w Gdańsku, Gdyni, Toruniu, Zielonej Górze, Wrocławiu oraz Krakowie. Niektóre bloki mają możliwość pracy w tzw. pseudo kondensacji, mogą więc być wykorzystane do wspomagania systemu elektroenergetycznego w okresach zagrożenia. Większa część obiektów posiada zamknięte układy chłodzenia, których problem niskiego stanu wód w rzekach nie dotyczy w ogóle.

Tauron

Podobnie sytuacja wygląda przypadku Grupy Tauron. Bloki energetyczne Tauron Wytwarzanie korzystają przede wszystkim z zamkniętych układów chłodzenia, czyli nie pobierają wody prosto z rzeki. W układzie zamkniętym do chłodzenia czynnika obiegowego wykorzystywane są chłodnie kominowe. Dotyczy to 92 proc. mocy wytwórczych spółki.

We flocie wytwórczej Grupy Tauorn jedynie elektrownia w Stalowej Woli o mocy 355 MW pracuje z wykorzystaniem układu otwartego. – W obiegu zamkniętym pobrana raz woda jest przepompowywana i chłodzona w chłodni kominowej, po czym znów wraca do obiegu w elektrowni. W układzie otwartym nie ma chłodni kominowej, woda pobierana jest z rzeki i po przejściu przez układ chłodzenia elektrowni wraca do rzeki. Temperatury wód w polskich rzekach nie osiągają wartości, które uniemożliwiałby pracę elektrowni, natomiast parametrami mogącymi mieć wpływ są poziom i przepływ wody – tłumaczy spółka.

Tauron podkreśla przy tym, że parametry Sanu w Stalowej Woli znajdują się w normie, a firma nie otrzymała żadnych niepokojących sygnałów z elektrowni. W budowanym nowym bloku o mocy 910 MW w Elektrowni Jaworzno system chłodzenia będzie oparty na obiegu zamkniętym.

Energa

Inaczej wygląda sytuacja w przypadku gdańskiej Energi. Na pytanie, jak bloki energetyczne spółki są zabezpieczone na wypadek problemów z dostatecznym poziomem wód na potrzeby chłodzenia, rzecznik firmy Adam Kasprzyk powiedział, że poziomem krytycznym dla pracy Elektrowni Ostrołęka jest wartość 2,3 m (90,40 m n.p.m.) mierzona na ujęciu wody chłodzącej, natomiast ze względu na wymogi ochrony środowiska dopuszczalna temperatura wód pochłodniczych wynosi 35°C.

W celu utrzymania poziomu wody na ujęciu Elektrowni powyżej krytycznego zaplanowano wybudowanie urządzenia hydrotechnicznego w postaci jazu bukłakowego. – Obecnie gotowy i sprawny jest jeden z trzech segmentów jazu, trwa budowa dwóch pozostałych. W oparciu o infrastrukturę wybudowaną i używaną do prowadzenia budowy, Elektrownia może skutecznie spiętrzyć wodę w rzece, jest więc zabezpieczona przed możliwością spadku poziomu wody na ujęciu poniżej krytycznego. Dodatkowo wykonano już wiosenne pogłębienie kanału wody na ujęciu Elektrowni i oczyszczono przy pomocy płetwonurków kraty na wlocie wody chłodzącej do komór ssawnych pomp – podkreśla Kasprzyk.

Dodaje, że w okresie letnim czasami występuje sytuacja, kiedy temperatura wody na zrzucie osiąga 35 °C. Wymusza to wprowadzanie ograniczeń mocy dyspozycyjnej Elektrowni Ostrołęka. – Taka sytuacja zdarza się jednak bardzo rzadko i występuje jedynie w okresie długich upałów oraz w przypadku, gdy w ruchu są wszystkie trzy bloki. Na podstawie dotychczasowych doświadczeń eksploatacyjnych można stwierdzić, że ograniczenia takie nie były nigdy większe niż ok. 30 MW na blok – uspokaja rzecznik Energi.

W dotychczasowej historii Elektrowni nie dochodziło nigdy do wyłączeń bloków w związku z niskim poziomem wody w rzece Narew, występowały zaś ograniczenia mocy bloków z powodu wysokiej temperatury wody na zrzucie wód pochłodniczych. Aby ograniczyć ryzyko występowania tych zjawisk, Elektrownia Ostrołęka SA prowadzi obecnie inwestycję budowy urządzenia hydrotechnicznego, zabezpieczającego Elektrownię przed niskimi stanami wody w Narwi.

Rzecznik Energi pytany o tę samą sprawę przez Dziennik Rzeczpospolita powiedział w poniedziałek, że w najbliższych dniach można spodziewać się ograniczenia mocy dyspozycyjnej Elektrowni Ostrołęka, a jego wielkość nie powinna przekroczyć 20 proc.

Spółka tłumaczy także, że zazwyczaj stosuje się otwarte i zamknięte lub mieszane układy chłodzenia, zasadniczo nie zależy to od używanego paliwa, a od zaprojektowanej technologii, uwzględniającej specyficzne uwarunkowania danej lokalizacji, np. dostępność otwartych wód, wymogi ochrony środowiska.

Enea

Jak wynika z informacji dostępnych na stronie spółki, system chłodzenia elektrowni różni się w zależności od obiektu. Niedawny nabytek Enei, Elektrownia Połaniec posiada otwarty układ chłodzenia – bezpośrednio z rzeki Wisły. System chłodzenia w oddanym niedawno do użytku bloku 11 w Elektrowni Kozienice o mocy 1075 MW pracuje zaś w obiegu zamkniętym. Umożliwia to wysoka na 185 m chłodnia kominowa. Jej zadaniem jest obniżanie temperatury wody wykorzystywanej w zamkniętym obiegu do chłodzenia całej instalacji. W czasie pracy bloku wydobywa się głównie para wodna. Pozostałe bloki w tej Elektrowni wykorzystują do chłodzenia wodę z Wisły. Elektrownia wykorzystuje ponadto chłodnie wentylatorowe.

Grupa Enea w przesłanej informacji podkreśla, że poziom i temperatura wody oraz natężenie przepływu w Wiśle w rejonie Elektrowni Kozienice oraz Elektrowni Połaniec utrzymują się na stabilnym poziomie i nie powodują ograniczeń mocy.  – Elektrownie nie planują obecnie wystąpienia do PSE o wprowadzenie lokalnego stanu zagrożenia. Elektrownia Kozienice dysponuje dodatkową możliwością obniżenia temperatury wody używanej do chłodzenia poprzez system chłodni wentylatorowych. Z kolei w Elektrowni Połaniec, w przypadku ewentualnego spadku poziomu rzeki lub wzrostu temperatury wody w Wiśle, do dodatkowego schładzania elektrowni mogą zostać wykorzystane ruchome urządzenia podtrzymujące poziom wody w rzece, kondensatory i pompa wody chłodzącej bloku nr 5 oraz chłodnie rozbryzgowe – zaznacza Enea w przesłanej informacji.

AKTUALIZACJA: Godz. 12:00, 03.08. 2018 [ Dodano aktualizację stanowiska Grupy Enea oraz Polskiej Grupy Energetycznej]