Trendy v kombinované výrobě elektřiny a tepla

• Foto

Elektřina ze slunce či větru je stále levnější, v německých aukcích jsou dosahovány u fotovoltaiky ceny mezi 40-50 EUR/MWh a u větru na pevnině kolem 60-70 EUR/MWh. Není proto pochyb, že podíl elektřiny z OZE v energetickém mixu bude stále růst. To však bude znamenat stále častější období, kdy nabídka elektřiny bude převyšovat poptávku, střídané obdobími, kdy výroba z OZE bude nedostatečná a bude nutné, aby výrobu převzaly jiné zdroje.

Kombinovaná výroba elektřiny a tepla (KVET) je efektivní způsob výroby elektřiny a tepla, přispívající ke snižování emisí CO₂ i úspoře primárních energetických zdrojů. Asi dvě třetiny tepla z kogenerace je dodáváno do systémů CZT pro vytápění a dodávku teplé vody, zbytek je spotřebován v průmyslu. V našich přírodních podmínkách, kdy maxima spotřeby elektřiny i tepla jsou shodně v zimním období, bude KVET i nadále důležitou součástí energetického mixu. I tato moderní technologie však reaguje na měnící se podmínky na energetickém trhu. Hlavní trendy jsou popsány v tomto článku.

Méně uhlí, více plynu

V Česku se kogeneračně vyrábí ca. 13% elektřiny - přes 50% z uhlí, ca.30% z biomasy a bioplynu a ca.20% ze zemního plynu. V posledních letech se díky stabilní podpoře rozvíjí zejména sektor malých (50 kW-1 MW) a středních (1-5 MW) plynových kogenerací, instalovaných typicky v centrálních zdrojích tepla (CZT) v menších městech či ve firmách. Ke konci roku 2018 bude v provozu ca. 330 MW a ročně přibývá kolem 30 MW.

Plynové kogenerace budou postupně pronikat i do velkých CZT, kde bude docházet k optimalizaci, resp. decentralizaci jejich struktury. ČEPS ve svém hodnocení výrobní přiměřenosti do roku 2030 předpokládá, že vznikne asi 150 MW plynových kogenerací o velikosti 5–10 MW v malých teplárnách využívajících zatím černé a hnědé uhlí, které budou pod tlakem stále přísnějších emisních limitů postupně přecházet na zemní plyn (další pak dle místních podmínek na biomasu či jiná paliva).

COGEN Czech odhaduje, že do roku 2030 by tedy mohlo být v provozu celkem až 1000 MW kogenerací s plynovými motory (včetně mikrokogenerací).

Pro srovnání, v Německu se kogeneračně vyrábí ca. 20% elektřiny - 55 % ze zemního plynu, 30 % z biomasy a bioplynu a 15 % z uhlí. Dá se předpokládat, že i u nás si uhlí a plyn svoji pozici postupně vymění a podíl kogeneračně vyráběné elektřiny bude růst, neboť plynová kogenerace má podstatně větší teplárenský modul, tedy poměr výroby elektřiny a tepla, než uhelné kogenerace s parními turbínami.

U biomasy se nedá předpokládat významný nárůst vzhledem k různým konkurujícím způsobům využití půdy i biomasy a bioplyn bude vhodnější vyčistit do kvality biometanu a využívat ke splnění cílů OZE v dopravě. To však není předmětem tohoto článku.

Flexibilita - od turbín k plynovým motorům

Vyrovnávací zdroje k OZE budou muset být schopné rychle najet, pružně regulovat výkon a taky úplně odstavit, třeba i několikrát denně. K tomu se výborně hodí klasické plynové pístové motory, které mohou spalovat různé typy paliva – bioplyn, biometan, zemní plyn, LPG a v budoucnu i syntetický metan. Motory jsou dnes k dispozici ve velikosti od jednotek kW do 10–12 MW a s elektrickou účinností blížící se u těch velkých k 50%.

V Německu se místo dříve obvyklých paroplynových cyklů (PPC) přechází v teplárnách na plynové motory. V současné době je ve výstavbě teplárna Kiel (Obr. 1), kde bude instalováno 20 ks plynových motorů o výkonu 10 MW, a podobné zdroje vznikají i v jiných městech (Drážďany, Stuttgart), jejich součástí jsou už standardně velké akumulátory tepla a elektrokotle.

Plynové motory mají dva podstatně lepší parametry. Umí rychlé najetí z nuly na 100 % do 2–5 minut oproti desítkám minut u paroplynu. Dále je výhodou velký regulační rozsah v rozmezí prakticky od nuly do 100 % a při postupném vypínání více paralelně zapojených motorů i udržení vysoké účinnosti v celém výkonovém rozsahu. Právě tyto charakteristiky předurčují kogeneraci s plynovými motory jako vhodné řešení pro flexibilní zálohu k obnovitelným zdrojům energie.

Decentralizace a hybridní systémy CZT

Zajímavý je vývoj v menších/komunálních soustavách CZT. Vznikají různé koncepty, jejichž cílem je maximální využití potenciálu OZE a odpadního tepla v dané lokalitě, pro využití nízkopotenciálního tepla jsou využívána tepelná čerpadla (Obr.2). Často je takový systém doplněn i o plynovou kogenerační jednotku. Takový systém při využití akumulační schopnosti tepelné sítě a akumulátorů tepla/chladu dokáže flexibilně reagovat na aktuální situaci na trhu s elektřinou a významně přispívat ke stabilitě elektrizační soustavy. Důležitou přidanou hodnotou je zvýšení energetické bezpečnosti dané lokality.

Od výroby ke kapacitě a podpůrným službám

Ze současných cen elektřiny se investice do jakýchkoliv úsporných a ekologických technologií nezaplatí. Tedy ani KVET se bez podpory neobejde. Provozní podpora malé a střední plynové KVET ročním zeleným bonusem za vyrobenou jednotku energie a volitelné provozní režimy (3 000 nebo 4 400 h ročně) motivují k provozování kogenerace ve špičkách cen elektřiny, nutností se proto stává doplnění kogenerace akumulátorem tepla pro možnost reagovat na časově rozdílné potřeby elektřiny a tepla. Od roku 2021 se plánuje přechod na ještě flexibilnější režim podpory, ekvivalentní dnešní době podpory 15 let, ale stanovený provozními hodinami plného výkonu (50 000 h a max. 3 500 h ročně). Jak bude výroba z OZE narůstat, tak se bude snižovat roční využití záložních zdrojů. Potřeba zajištěné kapacity ve výši maximálního výkonu soustavy však zůstává (aspoň do doby komerční dostupnosti sezonní akumulace), takže lze předpokládat, že prakticky všechny řiditelné a flexibilní zdroje se do budoucna zapojí do nějaké formy kapacitního mechanismu, které byly v mnoha evropských zemích již zavedeny právě proto, aby kompenzovaly klasickým zdrojům úbytek příjmů z prodeje elektřiny a zabránilo se tím vyřazení těchto zdrojů z provozu.

I když jsou plynové motory z pohledu "velké" energetiky malé zdroje, ve stále decentralizovanější energetice budou lokálně umístěné menší zdroje vítaným stabilizačním prvkem jednotlivých uzlů distribuční soustavy. Při postupném úbytku velkých zdrojů začnou poskytovat podpůrné služby i přenosové soustavě, ať už jednotlivě, či spojené do jednoho většího virtuálního zdroje.

Pokud budou mít kogenerace možnost prodat své schopnosti i na kapacitních trzích a ve službách, tak to samozřejmě povede i ke snižování objemu provozní podpory.

Ing. Milan Šimoník, COGEN Czech
Po studiu na VUT Brno nastoupil v roce 1990 do První brněnské strojírny, která se v roce 1993 stala součástí ABB a následně ALSTOM. Jako projektant se účastnil výstavby elektráren a tepláren v Česku i v zahraničí. V letech 2008-2014 byl v investiční divizi ČEZ členem společného týmu ČEZ-MOL, který připravoval projekty paroplynových elektráren v Maďarsku a na Slovensku, poté se v PSG-International podílel na modernizaci Teplárny Planá nad Lužnicí. Od roku 2016 je výkonným ředitelem COGEN Czech, spolku pro kombinovanou výrobu elektřiny a tepla.

Autor

• Šimoník Milan