Artykuł opublikowany pod adresem:     http://gigawat.net.pl/article/articleprint/690/-1/61/

Węgiel królem jest i będzie
Informacje Numery Numer 02/2006

Autor: Jacek Balcewicz

Data publikacji: 18.02.2006 18:03

Rozmowa z prof. Louisem Jestinem, Dyrektorem Technicznym EDF Polska



- Jeszcze nie tak dawno, węgiel uznawany był za anachronizm – przyszłością nowoczesnego sektora energetycznego miały być technologie jądrowe oraz gaz ziemny.
Według obecnej wiedzy, światowe zasoby ropy oraz gazu ziemnego powinny się wyczerpać odpowiednio za 40 i za 70 lat. A energetyka jądrowa, która stanowi znaczące źródło energii w naszym wieku nie zaspokoi całego zapotrzebowania ludzkości. Natomiast, światowe zasoby węgla kamiennego powinny wystarczyć na najbliższe 200, a nawet 300 lat. Dzisiaj praktycznie 35 procent światowej produkcji energii elektrycznej opiera się na węglu. 17 procent produkowane jest przez elektrownie jądrowe, a 20 procent na bazie gazu ziemnego. Analitycy przewidują znaczny wzrost zapotrzebowania na energię w skali światowej, ale w najbliższych dziesięcioleciach nie przewidują znaczących zmian w tych proporcjach. Obecnie obserwujemy coraz bardziej zażarty, światowy wyścig, mający na celu “rozchwytanie” zasobów paliw kopalnych – ropy i gazu ziemnego. Kiedy te zasoby, jak również zasoby uranu zostaną wyczerpane, pozostanie węgiel, produkcja energii ze źródeł odnawialnych oraz fuzja jądrowa.
Streszczając, niewykluczone, że pod koniec tego wieku, czyli w 2100, fuzja jądrowa zostanie w pełni opanowana na poziomie przemysłowym. W połowie wieku, kiedy to spodziewany jest znaczny wzrost cen ropy i gazu, węgiel powinien zatem w dalszym ciągu odgrywać wiodącą rolę w światowym bilansie energetycznym. Węglowi towarzyszyć będzie rosnąca część energii odnawialnych, prawie niewyczerpywalnych, w postaci energii słonecznej i źródeł geotermalnych, pod warunkiem, że ich konkurencyjność ekonomiczna wzrośnie.

- Ale dla wielu przeciwników, węgiel jest paliwem “brudnym”.
Istotnie, kiedy na początku XIX wieku wybudowane zostały pierwsze jednostki produkcyjne o symbolicznej mocy 1 MWth, nikt nie przejmował się zanieczyszczeniami, które emitowały. Wszystkie produkty spalania wyrzucane były prosto do atmosfery. Bez wątpienia, zasada spalania węgla nie uległa od tamtego czasu zasadniczym zmianom, ale w chwili obecnej budowane są bloki energetyczne o mocy 1 000 MWe, czyli rzędu 2 300 MWth i jesteśmy w stanie wychwytywać ponad 99 procent pyłów powstałych w procesie spalania oraz skutecznie zredukować poziom dwutlenku siarki i azotu. Aktualnie do atmosfery wyrzucane jest maksymalnie 5 procent związków siarki zawartych w węglu i podobnie sprawa przedstawia się w przypadku tlenków azotu. W uproszczeniu można powiedzieć, że nowe jednostki produkcji, które budowane są aktualnie praktycznie eliminują w 100 procent “zanieczyszczeń tradycyjnych” takich jak pyły oraz tlenki siarki i azotu. Analizy przeprowadzane w ramach europejskiego programu na rzecz jakości powietrza (Clean Air For Europe CAFE) wykazują, że to nie emisje do atmosfery pochodzące z procesu spalania węgla są czynnikami mającymi największy wpływ na zdrowie człowieka. Oczywiście pod warunkiem, że mówimy o spalaniu węgla z wykorzystaniem “czystych technologii”. Strategia Tematyczna dotycząca ochrony powietrza UE, która powinna zostać w niedługim czasie zatwierdzona, analizuje problem całościowo, uwzględniając inne źródła emisji, jakimi są rolnictwo i transport drogowy, morski i powietrzny. I chociaż nie chodzi tutaj o zanieczyszczenia sensu stricto, należy liczyć się z produkcją CO2, który jest nieodłącznym produktem utleniania węgla wchodzącego w reakcje z tlenem z powietrza... ale o tym powiem później.




- Zgoda, spróbujmy najpierw przedstawić nowe technologie.
W przypadku dużych, “nowoczesnych” źródeł spalania, wszystko zaczęło się od technologii opartej na pyle węglowym (PF) na początku XX wieku. Technologia ta bezustannie była udoskonalana, i tak jest do dnia dzisiejszego, zarówno jeżeli chodzi o wydajność energetyczną jak i ograniczenie emisji zanieczyszczeń. Trzeba jednak zaznaczyć, że te instalacje coraz bardziej udoskonalane, zbudowane z nowoczesnych materiałów i wymagające produkcji na stabilnym poziomie; w celu ograniczenia emisji zanieczyszczeń, wymagają również dobrej jakości paliwa, możliwie najbardziej stabilnego. W Polsce w szczególności istnieje system wzbogacania paliwa i interesujące byłoby zastanowienie się nad ewolucją tego procesu przed rozpoczęciem spalania w kotle wiedząc, że odpady z procesu wzbogacania mogą być łatwo wykorzystane w kotłach z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym (CFB). Jednym z atutów technologii CFB jest możliwość spalania różnego rodzaju paliw – pod warunkiem, że projekt na to pozwala. Ta cecha charakterystyczna spalania w bardzo reaktywnym środowisku dwufazowym drobinki-gaz, kocioł fluidalny pozwala zminimalizować wpływ paliwa na żywotność takiej instalacji przemysłowej, która może pracować około 40 lat.
Około roku 1930 w Niemczech zbudowano pierwszy kocioł fluidalny, ale przez wiele lat nie wróżono tej technologii wielkiej przyszłości, budowano niewielkie jednostki o mocy 20-30 MWe. Jeszcze w latach osiemdziesiątych XX wieku wszyscy specjaliści byli zgodni, że kotły fluidalne osiągną moc nie większą niż 70 MWe. Dopiero w 1989 roku w miejscowości Carlineg we Francji zbudowano pierwszy kocioł fluidalny o mocy 110 MWe, pracujący na skalę przemysłową, a 5 lat później, w 1994 roku w miejscowości Gardanne na południu Francji nad Morzem Śródziemnym, zbudowano następny kocioł fluidalny o mocy 250 MWe. W tym samym czasie rozpoczęto budowę podobnego kotła w Elektrowni ”Turów” w Polsce. I wtedy zawarliśmy z naszymi kolegami z Turowa porozumienie o współpracy, bowiem w tym samym czasie, kiedy my pracowaliśmy z Alstomem, nasi koledzy z Turowa współpracowali z amerykańską firmą Foster Wheeler. Obecnie zamówienie na budowę największego na świecie kotła o złożu fluidalnym o mocy 460 MWe złożone zostało przez Południowy Koncern Energetyczny i właśnie w Elektrowni “Łagisza” ruszyła jego budowa. Kiedy byłem jeszcze we Francji, pod koniec lat 90, EDF wspólnie z Alstomem i Foster Wheelerem prowadziło analizy przedprojektowe dotyczące budowy kotła fluidalnego o warunkach termodynamicznych, superkrytycznych o mocy 600 MWe. Ostatecznie jednak to nasi koledzy z PKE, wraz z Foster Wheeler, pierwsi zbudują tę jednostkę o mocy 460 MWe; jednakże parametry pary, ciśnienia oraz temperatury będą nieco niższe od tych, które zakładaliśmy w naszych analizach poprzedzających realizację projektu. Będzie to pierwsza jednostka handlowa tej mocy, która stanowi naprawdę ważny etap w rozwoju tej technologii i posiada duże znaczenie dla światowej energetyki, więc należą się dla Polaków brawa za tak odważną decyzję...

- Tylko czy tak duża jednostka ruszy i czy będzie pracować zgodnie z założeniami projektowymi...
Ja jestem o to spokojny - widziałem wszystkie możliwe symulacje komputerowe w laboratoriach EDF jak również u konstruktorów, pokazujące jak ta jednostka będzie zachowywać się czasie procesu spalania oraz jaka będzie jej wydajność przy cyklu superkrytycznym woda-para. Oczywiście mogą się pojawić trudności w fazie rozruchu – to naturalne, ale na pewno nie powinno być żadnych znaczących problemów, które mogłyby zablokować jej zadowalające funkcjonowanie przemysłowe.

- Jaka jest dzisiaj graniczna wielkość mocy dla kotłów fluidalnych?
Na jednej z międzynarodowych konferencji, zorganizowanej w Krakowie we wrześniu 2005 roku, dwaj światowi liderzy w tej dziedzinie Alstom i Foster Wheeler oświadczyli, że są w stanie skonstruować i zbudować kotły fluidalne o mocy od 600 do 800 MWe. Można więc przyjąć, że obecnie górna granica dla tego typu jednostek to 800 MWe, co mniej więcej odpowiada poziomowi mocy osiągniętemu w technologii stanowiącej punkt odniesienia tj. technologii opartej na spalaniu pyłu węglowego (PF). Różnica polega na tym, że przyrost mocy w tych jednostkach produkcyjnych LFC nastąpi w okresie od 20 do 30 lat, podczas gdy w technologii PF trzeba było na to całego ubiegłego wieku.

- A zgazowanie węgla? Coraz częściej i coraz głośniej się o tym mówi...
Ta technologia powstała w okresie międzywojennym i polega ona zgazowaniu węgla w celu uzyskania, w drodze przemian chemicznych, wodoru i tlenku czy dwutlenku węgla, który może z jednej strony stanowić bardzo ważny surowiec dla przemysłu chemicznego, a z drugiej - w ramach cyklu IGCC - zasilać turbinę gazową napędzającą generatory produkujące energię elektryczną oraz energię cieplną. Obecnie na świecie funkcjonują cztery takie prototypowe instalacje zbudowane w połowie lat dziewięćdziesiątych, rozwijające moc po 300 MWe każda. Dwie w Europie i dwie w USA. Pierwsza z nich powstała w kooperacji francusko-hiszpańskiej i została zbudowana w Puertollano koło Madrytu w Hiszpanii w oparciu o proces Preuflo koncernu Krupp, a druga - w miejscowości Buggenum w Holandii wykorzystująca technologie Shella. Instalacja w Indianie (USA) pracuje w oparciu o proces Global-E-Gas firmy Destec, a na Florydzie (USA) - z wykorzystaniem technologii Texaco, należącej obecnie do koncernu General Electric. Tak więc każda z tych instalacji zgazowania węgla pracuje w oparciu o inną technologię. W tej chwili trwają przymiarki do budowy kolejnej jednostki o mocy 1000 MWe, która mogłaby być do dyspozycji przed 2015 rokiem.

- I gdzie taka instalacja powstanie?
Na razie jesteśmy jeszcze na etapie analiz przedprojektowych, rozglądamy się za odpowiednia lokalizacją w Europie, w Stanach Zjednoczonych, a nawet w Chinach; niewykluczona jest również Polska. Polska ze swoimi zasobami węgla może stanowić ważny element bezpieczeństwa energetycznego całej Europy. Oczywiście pod jednym warunkiem, że węgiel będzie spalany czy zgazowany w oparciu o nowoczesne, czyste technologie, którymi już w pełni dysponujemy. Tym bardziej, że polska energetyka stoi przed koniecznością odbudowy mocy produkcyjnych. Polska energetyka znajduje się na takim wielkim rozdrożu; trzeba wszakże zastanowić się nie tylko nad odbudową potencjału produkcyjnego, ale także odpowiedzieć na pytanie, w jaki sposób sprostać w przyszłości wzrastającemu nieustannie zapotrzebowaniu na energię elektryczną (patrz wykres – przyp. red.). Grupa EDF w Polsce jest gotowa do współpracy w realizacji tych wszystkich przedsięwzięć ze wszystkimi naszymi dotychczasowymi partnerami, a także nowymi, którzy zechcą w tych działaniach uczestniczyć. Jednakże zaangażowanie z naszej strony wymaga jasnych scenariuszy przełożonych na cyfry w zakresie długoterminowej polityki energetycznej tak by stworzony został klimat trwałego zaufania mogący przyciągnąć inwestorów publicznych i prywatnych. Jest jeszcze jeden aspekt: wszystkie te nowe technologie pozwalają na budowę nowych jednostek produkcyjnych o wysokiej mocy i dużych sprawnościach, eliminujących w całości emisję pyłów oraz związków siarki i azotu, Żadna z tych technologii nie eliminuje jednak emisji dwutlenku węgla. Zakłada się, że minie kolejne 15–20 lat zanim zaprojektowana i zbudowana zostanie jednostka, która będzie w stanie wyeliminować także emisję dwutlenku węgla, gazu cieplarnianego, który przyczynia się do ocieplenia klimatu na Ziemi. Ta walka ze zmianą klimatu stanowi również duże wyzwanie dla Polski, która powinna wyciągnąć duże korzyści gospodarcze poprzez trafne wykorzystanie dotacji, jakie otrzymała z tytułu protokołu z Kioto, aby inwestować w rozwój sektora energetycznego emitującego mniejsze ilości węgla w przyszłości.


- Ale praw chemii jednak nie zmienimy. Produktem spalania węgla będzie zawsze jego dwutlenek.
Zgoda. Nie zmienimy praw chemii, ale możemy dwutlenek węgla “wyłapać” i gdzieś go zmagazynować. Najlepiej nadają się do tego głęboko leżące, wyeksploatowane złoża ropy naftowej, w których ciśnienie CO2 pozwoliłby na kontynuowanie wydobycia ropy oraz pozwoliłby na zdyskontowanie wyłapywanego i uwięzionego dwutlenku. Jednakże te pokłady są ograniczone i należałoby również wykorzystywać miejsca w pokładach po wydobytym gazie ziemnym, a nawet głębokie pokłady wód podziemnych. O ile samo wychwytywanie dwutlenku węgla ze spalin nie rodzi specjalnych problemów, oprócz podniesienia kosztów produkcji, jakie się z tym wiążą (najbardziej odpowiednia w tej chwili do tego celu jest oczywiście technologia zgazowania węgla), o tyle trzeba sobie odpowiedzieć na poważne pytanie, gdzie ten dwutlenek będziemy magazynować, w jaki sposób będziemy go tam przewozić, kto za to będzie odpowiadał, kto jest jego właścicielem, kto będzie dbał o bezpieczeństwo tak zdeponowanych odpadów na kilka tysięcy lat... Ponieważ budowane dzisiaj jednostki produkcyjne obliczone są na 40 lat pracy - już dzisiaj musimy myśleć o tym, by zaprojektować je w ten sposób, by za 15-20 lat, kiedy będziemy dysponowali technologią wyłapywania i magazynowania dwutlenku węgla – łatwo można było je przystosować do pracy w takim systemie, bez nadmiernego zwiększania kosztów produkcji.

- Rozmawiamy dzisiaj na terenie Elektrociepłowni Kraków. Można powiedzieć, że jest to klasyczna, może już nieco archaiczna jednostka produkcyjna, która wprawdzie produkuje energię cieplną w skojarzeniu z energią elektryczną, ale nie posiada np. instalacji odsiarczania spalin. Jak Pan sobie wyobraża ten zakłada za 20 lat?
Bardzo się cieszę, że zadaje mi Pan to pytanie ; chociaż ten system rzeczywiście zdaje się być uważany za archaiczny przez wielu Polaków, stanowi on system energetyczny bardzo wydajny, który pozwala Polsce dysponować scentralizowaną produkcją energii, jedną najbardziej wydajnych w Europie (wydajność przetworzenia energii pierwotnej paliwa w energię użyteczną wynosi 52 procent w Polsce, natomiast dla krajów starej unijnej “piętnastki” kształtuje się na poziomie 46 procent).
W rzeczywistości chodzi o jednostkę produkującą energię w skojarzeniu, co pozwala na przetworzenie ponad 70 procent energii paliwa w energię użyteczną w formie energii cieplnej i elektrycznej. Dla porównania dodajmy, że aktualnie elektrownie mają wydajność poniżej 40 procent (maksymalnie od 43 do 45 procent na dzień dzisiejszy w przypadku najnowocześniejszych jednostek superkrytycznych, które zostały oddane do użytku w świecie). Właśnie z tej przyczyny Unia Europejska dąży do tego, by wszystkie kraje członkowskie rozwijały produkcję w skojarzeniu, tak by mogły produkować więcej energii cieplnej – albo zimna, jednocześnie z produkcją energii elektrycznej. Rozwój nowoczesnych rozwiązań nie oznacza automatycznego niszczenia wszystkich dobrych, zdobytych wcześniej doświadczeń. Systemy dystrybucji ciepła istniejące praktycznie we wszystkich miastach Polski przedstawiają znaczną wartość, którą należy za wszelką cenę zachować. W bardzo wielu krajach europejskich byłoby niezwykle trudno rozwinąć takie sieci, ponieważ nie zostały one uwzględnione w założeniach planów zagospodarowania przestrzennego, tak jak miało to miejsce w Polsce w połowie XX wieku. Bez wątpienia, dobrze by się stało, gdyby te starzejące się sieci ciepłownicze poddane były renowacji. Można by na ten cel wykorzystać pieniądze z funduszy Unii Europejskiej, w szczególności w celu ograniczenia strat ciepła, ale również w celu dokonania przyłączeń nowych budynków, które są w budowie, na wzór tego, co robi Finlandia; można by również przy okazji prac remontowych sieci ciepłowniczych zbudować infrastrukturę pozwalającą na dostarczanie nowych usług, np. internetu, dla odbiorców końcowych.
A teraz powróćmy do Pana pytania dotyczącego emisji zanieczyszczeń. Jednostki produkcyjne z Krakowa, od roku 2008, będą respektować wymogi Dyrektyw wspólnotowych dotyczących “tradycyjnych zanieczyszczeń”: pyłów, tlenków siarki i azotu. Aby respektować dopuszczalne wartości emisji siarki, podjęliśmy decyzję, że nie będziemy instalować systemu odsiarczania, bardzo kosztownego, aby uniknąć podwyżki cen energii cieplnej dostarczanej mieszkańcom Krakowa. Wybraliśmy rozwiązanie polegające na spalaniu węgla o bardzo niskiej zawartości siarki, który będzie długoterminowo dostarczany do EC Kraków prze Katowicki Holding Węglowy. KHW rozpoczął już konieczne inwestycje, które pozwolą na wydobywanie tej jakości węgla. Pozostaje nam jeszcze dostosowanie kotłów w elektrociepłowni do spalania tego typu węgla, który jest bardziej kaloryczny aniżeli ten, który spalany jest aktualnie. Nad tym problemem pracujemy w tej chwili wspólnie z uczonymi z polskich uczelni oraz z innymi partnerami z Polski i Europy.
Do tych wniosków doszliśmy po wspólnych analizach, prowadzonych od czterech lat wspólnie z KHW ; realizować będziemy rzeczywisty projekt z zakresu zrównoważonego rozwoju, który stanowi kamień węgielny polityki wdrażanej przez Grupę EDF w całym świecie. Takie podejście pozwala, z punktu widzenia polityki gospodarczej i społecznej, uniknąć podwyżek energii cieplnej nie tylko w Krakowie, ale również dotyczy to innych naszych spółek kogeneracyjnych we Wrocławiu i w Gdańsku, które podjęły taką samą decyzje ; aby móc wydobywać ten węgiel lepszej jakości, konieczne jest poczynienie inwestycji w sektorze wydobywczym na Śląsku, gdzie stopa bezrobocia jest bardzo wysoka. Pozostaje jeszcze aspekt ochrony środowiska – w tym zakresie, spalanie węgla niskozasiarczonego pozwala ograniczać poziom emisji zanieczyszczeń zgodnie z wymogami Unii i dostosowanie się do norm, jakie będą obowiązywać od 1 stycznia 2008. Chciałbym również podkreślić, że tego typu projekt z zakresu zrównoważonego rozwoju nie mógłby być realizowany bez bardzo ścisłej współpracy pomiędzy sektorem energetycznym, do którego należymy, a górnictwem węgla kamiennego.
Jeżeli spojrzymy na tę kwestię w perspektywie 15-20 lat, przyjdzie czas, kiedy będziemy musieli dostosować te instalacje tak, by mogły pracować przez następne 40 lat, tzn. aż do 2060 roku. Można zakładać, że w 2025 będzie nadal wchodzić w grę jednostka kogeneracji, uwzględniwszy bardzo dobrą wydajność, jaką można na niej osiągnąć, ale nie jest wykluczone, że będzie ona opalana gazem pochodzącym z procesu zgazowania węgla. Jednostka zgazowania węgla mogłaby znajdować się na Śląsku i współpracować z jednostką wychwytywania CO2 pochodzącego z tej produkcji. Energia pochodząca z węgla mogłaby być transportowana w formie gazu albo płynu; o typie produkowanego paliwa przez jednostki zgazowania i procesy pochodne, zdecydowałyby koszty. Paliwo mogłoby być transportowane do Krakowa albo rurociągiem, albo w kontenerach, natomiast powstały w wyniku procesu CO2 byłby, najpierw przesyłany do szybów a następnie mógłby być przechowywany w głębokich pokładach lub w starych polskich zbiornikach gazu, z których zasoby zostaną do tego czasu zostaną wykorzystane.

- Jaką mocą będzie musiała wtedy dysponowac Elektrociepłownia Kraków?
Bez wątpienia dwukrotnie wyższą od mocy obecnej, pod warunkiem, że wszyscy mieszkańcy miasta korzystać będą z centralnego ogrzewania (w chwili obecnej, jedynie 50 procent mieszkańców miasta podłączonych jest do sieci centralnego ogrzewania). Jest również prawdopodobne, że do roku 2025 w Polsce zużycie energii elektrycznej na mieszkańca wzrośnie dwukrotnie i zbliży się tym samym do poziomu europejskiego. Wzrost mocy zainstalowanej w tym zakładzie pozwoli więc, mniej więcej, na pokrycie wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną i cieplną mieszkańców Krakowa i okolicy. Można również mieć nadzieję, że za dwadzieścia lat, powierzchnia mieszkaniowa przypadająca na jednego mieszkańca wzrośnie dwukrotnie i że również zbliży się do standardów europejskich, natomiast zużycie ciepła na m kw. zmniejszy się dwu- lub trzykrotnie z porównaniu z aktualną sytuacją w Polsce. Aby nastąpiła taka oszczędność energii, co pozwoliłoby na podniesienie bezpieczeństwa w zakresie zaopatrzenia w energię, konieczne jest prowadzenie rygorystycznej polityki zgodnie z przepisami, które aktualnie przygotowywane są przez Unię Europejską. Taka polityka powinna iść w parze z wdrożeniem instrumentów legislacyjnych i powołaniem jednostek audytu i kontroli, których zadaniem byłoby zachęcanie deweloperów oraz firmy zajmujące się remontami budynków do jak najszerszego stosowania energii ze źródeł odnawialnych oraz technik energooszczędnych takich jak kogeneracja.

- A z punktu widzenia optymalizacji kosztów transportu ciepła i minimalizacji strat przy jego przesyle nie lepiej byłoby zbudować drugi zakład na przeciwległych krańcach miasta.
To dobre pytanie. Ale odpowiedź na nie musi dać plan zagospodarowania przestrzennego. To władze miasta muszą w pierwszym rzędzie skrystalizować kierunki rozwoju miasta i wskazać obszary, gdzie będą wznoszone dzielnice mieszkaniowe, a gdzie będzie lokowana działalność handlowa i produkcyjna. Zresztą można również brać pod uwagę rozproszone źródła produkcji energii pod warunkiem jednak, że koszty pozyskania produkowanej przez nie energii zostaną w dużym stopniu ograniczone w porównaniu do kosztów w chwili obecnej. Tego typu systemy mogą być interesujące dla miast, gdzie nie ma sieci centralnego ogrzewania, lub gdzie trudno jest ją rozbudować; nie dotyczy to jednak Krakowa ani większości polskich miast.

- Dziękuję za rozmowę.

EdF Polska jest sponsorem Dni Technologii Francuskiej, zaplanowanych w Warszawie, w hotelu Novotel Centrum w dniach od 28 do 30 marca 2006.


Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj

Zamów prenumeratę




| Powrót |

Artykuł opublikowany pod adresem:     http://gigawat.net.pl/article/articleprint/690/-1/61/

Copyright (C) Gigawat Energia 2002