Energetická politika ČR a dostavba JE Temelín

Energetická politika ČR a dostavba JE Temelín

Ing. Vladimír Vlk, výkonný ředitel
EM Consult s.r.o.

Abstrakt
Posouzení stávající energetické politiky ČR
Základní kritéria dostavby a provozování JE Temelín
Technické aspekty JE Temelín
Nasazení kogeneračních jednotek v průmyslových podnicích
Spotřeba elektrické energie po roce 2000

Abstrakt

Cílem zprávy je nezávislé posouzení stávající energetické politiky České republiky s vazbou na dostavbu JE Temelín. Dále hodnotí technologické zařízení sekundární části jaderné elektrárny, které je prototypové v návaznosti na ASŘTP dodávaný firmou Westinghouse. Tyto aspekty výrazně ovlivňují termíny funkčních zkoušek, které musí být z hlediska jaderné bezpečnosti důkladnější než u vyzkoušeného zařízení.

Zpráva se dále podrobněji zabývá rozborem energetických hospodářství průmyslových podniků, které se v současné době restrukturalizují s vazbou na primární sféru výroby, tzn. snižování energetické náročnosti výroby. Z tohoto hlediska je nutný přechod z pouhé výroby tepla na kombinovaný způsob, tj. výroba tepla a elektrické energie, což výrazně ovlivní množství nakupované elektrické energie z distribučních sítí REAS a tím i výrobu v systémových elektrárnách, které provozuje elektrárenská společnost ČEZ a.s.

Posouzení stávající energetické politiky ČR

Základní teze energetické politiky, které předložilo MPO ČR byly nově zpracovány a nenavazují na předchozí návrh ze dne 30.5.1997. Tímto přístupem se opět dostáváme na počátek roku 1992. Podle mého názoru by měla nová energetická koncepce státu navazovat na předchozí téze a neměla by podléhat názorům představitelům vládnoucích politických stran v dané době.

V energetické politice ČR, kterou předložilo MPO není jasná formulace role státu v návaznosti na primární zdroje energií. Pouze se konstatuje, že doposud nebyl dopracován legislativní rámec energetického hospodářství pro oblast regulace přirozených monopolů v energetice. Kriticky se staví k cenové politice paliv a energií, ve které nedošlo k odstranění křížových dotací. Velmi obecně je rozpracována oblast dlouhodobé angažovanosti státu v energetickém sektoru, kde chybí následující:
  - korekce ekologických limitů těžby hnědého a černého uhlí
  - stanovení strategie ke snížení energetické náročnosti průmyslových podniků
    a podmínek k aplikaci energeticky šetrných technologií
  - koncepce rozvoje průmyslu podle jednotlivých odvětví
  - rozvoj energetického hospodářství v návaznosti na životní prostředí
  - zdůraznění nutnosti dlouhodobých prognóz spotřeby energií

Základní cíle energetické politiky jsou stanoveny pouze na úsporu energie a její šetrné využívání, náhrady neobnovitelných zdrojů obnovitelnými a stanovení reálných cenových hladin jednotlivých forem energie. Tento bod je nutné rozšířit o přihlášení se ke zřízení samostatného regulačního orgánu a změně kompetenčního zákona. V krátkodobých cílech není stanoven termín legislativního procesu zákona o hospodaření s energií, který je nutno považovat za prioritní při tvorbě energetické politiky státu. Střednědobé a dlouhodobé cíle se soustřeďují na dokončení privatizace bez udání konkrétního termínu, dále zahrnuje rozvoj jaderné energetiky podle vývoje spotřeby elektrické energie. Tento aspekt nelze jednoznačně přijmout, neboť při snižování energetické náročnosti v průmyslových podnicích a podporou kombinované výroby tepla a elektrické energie dojde k poklesu nákupu elektrické energie z distribučních sítí REAS a současně ke snížení odběru ze systémových elektráren. Vytvoření legislativního rámce v energetice by mělo být v platnosti nejpozději do roku 2000 současně s narovnáním cenových hladin prodeje elektrické energie a zemního plynu. Ve scénáři dlouhodobých spotřeb elektrické energie stanovit podíl ze systémových elektráren a průmyslových zdrojů za předpokladu podpory rozvoje kogeneračních jednotek, které zefektivní výrobu v primární sféře průmyslových podniků. V energetické politice je nutné rozpracovat podmínky k vytváření komunálních energetických společností, které budou zabezpečovat výrobu tepla a elektrické energie.

Snížením energetické náročnosti průmyslových podniků a rozvojem kombinovaných výrob tepla a elektrické energie tak, jak předpokládá návrh energetické politiky, dojde k poklesu podílu nákupu elektřiny z distribuční sítě. Současné argumenty ČEZ a.s., že s rozvojem ekonomiky a HDP poroste poptávka po elektrické energii z distribuční sítě nejsou jednoznačné, neboť snižováním energetické náročnosti dojde i ke snížení spotřeby elektřiny a nebo při stejné spotřebě k nárůstu primární výroby. Dále lze předpokládat, že se zvýšením průměrných cen za odběr elektrické energie budou ve větší míře realizována úsporné režimy ke snížení nákupu z distribuční sítě. Tento předpoklad je potvrzen statistickými údaji za období l/1998 až XI/1998 kdy bylo vyrobeno 54 434 GWh elektrické energie, tj. o 0,5% více než ve stejném období roku 1997. Vývoz elektrické energie dosáhl hodnoty 4 172 GWh a byl o 31% vyšší než v roce 1997, dovoz elektrické energie poklesl o 13,3% na 1 817 GWh. Spotřeba elektřiny stagnovala u velkoodběratelů na úrovni 26 984 GWh, u maloodběratelů poklesla o 4,8% na 19 028 GWh. Z výše uvedených hledisek lze konstatovat, že rozvoj jaderné energetiky nebude nutný.
Základní kritéria dostavby a provozování JE Temelín

Úvod

Vypracované zprávy o dostavbě jaderné elektrárny Temelín, které jsou předkládány MPO a vládě ČR vychází z materiálu, který vypracoval investor, ČEZ a.s. Ve zprávách chybí stanoviska GDt a GDs o průběhu výstavby s analýzou příčiny prodlužování termínů dokončení, který byl vládou stanoven a schválen do 31.12.1995.

V lednu 1993 byly vypracovány základní kritéria při posuzování výstavby a provozování jaderné elektrárny Temelín, které nebyly uveřejněny. Dále jsme upozorňovali na nereálnost termínu uvedení prvního bloku do provozu ke 30.6.1995, který byl vládou posunut na 31.12.1995. Zároveň se upozorňovalo na nárůst investičních nákladů, neboť byla již v té době schválena změna systému kontroly a řízení včetně palivových článků, do 110 až 120 mld. Kč.

V předložené zprávě ČEZ o dostavbě elektrárny Temelín není proveden rozbor provozu v elektrizační soustavě ČR v návaznosti na stávající systémové klasické elektrárny. Při zdůvodňování výstavby bylo často uváděno, že instalovaný výkon JE Temelín nahradí 2 000 MW provozovaných klasických bloků v severočeském regionu. Zároveň už nebylo řečeno, že jaderné elektrárny jsou provozovány v základním zatížení elektrizační soustavy a při výpadku bloku o výkonu 1 000 MW musí být v co nejkratším termínu nahrazen stejným výkonem tak, aby nedošlo k rozpadu sítě. Tento výkon může být v současné době nahrazen buď klasickými bloky, které musí být v horké rezervě (tzn. provozovaní na minimálním výkonu)a nebo náhradou ze soustavy UCPTE za poměrně vyšší cenu elektrické energie.

Předpokládané náklady na výstavbu JE Temelín se oproti roku 1992, kdy se předpokládalo s cenou ve výši 62 mld. Kč, zvýšily o 59% tj. 11,8% za rok. V případě dokončení výstavby a uvedení 1. bloku do provozu v roce 2001 lze předpokládat nárůst investičních nákladů na hodnotu 120 mld. Kč.

V předkládaných zprávách se nepředpokládá rozvoj průmyslové energetiky výstavbou kogeneračních jednotek a tím možnost sníženého odběru elektrické energie z přenosové soustavy. Dále nepředpokládá s výstavbou zálohových zdrojů, které budou nahrazovat ztrátu výkonu v základním zatížení. Se zvyšováním ceny elektrické energie je nutné předpokládat s rozvojem průmyslové energetiky jak z hlediska snižováním energetické náročnosti, tak i výstavbou kombinovaných zdrojů tepla a elektrické energie, které v převážné míře spalují zemní plyn.

Náklady na provoz a údržbu jaderné elektrárny je nutné co nejobjektivněji porovnat z celosvětovým trendem. Se zajištěním bezpečného provozu jaderné elektrárny lze předpokládat vyšší náklady na údržbu oproti blokům na fosilní palivo, neboť bezpečnostní čidla JE jsou převážně zdvojena a na exponovaných místech dokonce ztrojena a musí být pravidelně metrologicky ověřována.

Do souřasné doby není zcela jasné zda termín uvedení 1. bloku do provozu je reálný, neboť do vypracování této studie nebyly odsouhlaseny dodatky smluvních vztahů.

Ekonomická analýza výstavby a provozu

Investor a dodavatelé stavby nepředložili reálný propočet investičních nákladů vzhledem k rozestavěnosti, projektu se změnou na zahraniční technologii ASŘTP a celkového zajištění bezpečného provozu jaderné elektrárny.

Při hodnocení dostavby je nutné přihlédnout a odborně posoudit studie amerických firem NUS Halliburton a Andersson Consulting, které si objednal ČEZ, a.s. včetně oponentních studií, které na základě zkušeností ze staveb jaderných elektráren v USA a v Evropě upozorňují na vyšší investiční náklady, než jsou udávány úředníky ČEZ, a.s. Dále je nutné analyzovat materiály mise Světové banky a zprávy vypracované dvěma francouzskými firmami na objednávku Evropské banky pro obnovu a rozvoj.

Dalším důležitým faktorem jsou náklady na provoz a údržbu, které nejsou zanedbatelné. Americká firma Utility Data Institute, Inc. porovnala náklady na provoz a údržbu v průběhu let 1981 až 1990 u 546 jaderných a klasických elektráren bez zahrnutí nákladů na palivo a zjistila, že náklady na provoz a údržbu stouply o 165% u jaderných elektráren a o 38% u klasických elektráren. Z těchto důvodů by bylo vhodné porovnat náklady na provoz a údržbu jednoho bloku jaderné elektrárny Dukovany s náklady na provoz a údržbu dvou 200 MW bloků uhelné elektrárny a přepočítat na jednotkový výkon. Také by se mělo uvažovat s větší náročností údržby primárního okruhu, havarijních a pomocných zařízení, které mají až trojnásobný počet čidel oproti jaderným elektrárnám v západní Evropě a USA a jejichž počet zůstane zachován i v případě montáže zařízení ASŘTP fy. Westinghouse.

K objektivnímu posouzení marginálních nákladů na vyrobenou Mwh je nutné stanovit kalkulační vzorec ceny jednotkového výkonu tak, aby byla porovnatelná s cenou ostatních elektráren včetně zahrnutí ekologických poplatků na ukládání odpadů.

Jednoznačně určit způsob financování výstavby elektrárny a skladu vyhořelého paliva se stanovením sankcí při nedodržení limitu investic, jejichž nárůst by byl větší než inflační faktor.

Jaderná bezpečnost a skladování vyhořelého paliva

Provést kontrolu projektu tak, aby určená kritéria bezpečnosti byla porovnatelná s kritérii bezpečnosti západní Evropy a USA. Podle materiálů United Nations International Atomic Energy Agency (IAEA) je nutné ve východní a střední Evropě analyzovat provoz jaderných elektráren, které byly projektovány v bývalém Sovětském svazu, neboť projekty nebyly kontrolovány mezinárodními jadernými institucemi. Reaktory typu VVER 440-230 (V-1 Jaslovské Bohunice), které nemají bezpečnostní barbotážní systém primárního okruhu jsou doporučeny k odstavení z provozu, neboť nesplňují základní požadavky jaderné bezpečnosti.

Posoudit hledisko implementace systému ASŘTP fy. Westinghouse, popř. jiné zahraniční firmy, na projekt VVER-1000 se změnou konfigurace palivových článků v aktivní zóně reaktoru.

Dále je nutné přihlédnout i k tomu, že se jedná o první monoblok s novým turbogenerátorem o výkonu 1000 MW (3000 ot/min), který není provozně vyzkoušen. Z tohoto důvodu lze předpokládat zvýšený počet působení havarijní ochrany reaktoru č.1 (HO I) při provádění funkčních zkoušek v průběhu oživovacích prací, neboť působí od signálu rychlozávěru turbiny v poloze zavřeno za podmínky generátor přifázován. Při posuzování jaderné bezpečnosti reaktoru je důležité sledovat počet HO I, který nesmí překročit hodnotu stanovenou projektem za celou dobu předpokládané životnosti.

Dalším důležitým hlediskem je posouzení vyškolení a zacvičení provozního personálu na jaderném bloku o výkonu 1000 MW. Stanovení organizace a jejího kompetentního úředníka, který udělí licenci k provozu jaderné elektrárny a bude zcela zodpovědný za havárii způsobenou nedokonalým projektem a nebo výstavbou.

Provést rozbor programů PČO, PKV a KV s ohledem na změnu projektu elektro a ASŘTP včetně pozměněné konfigurace jaderného paliva v aktivní zóně reaktoru.

Projektová dokumentace a ASŘTP

Stanovit zodpovědnost za projekt, který je dodávkou akciové společnosti ENERGOPROJEKT a vyjasnit vztahy při dodávce ASŘTP fy. Westinghouse, neboť dochází ke změně projektu a tím možného odstoupení Ruska od záruk projektu JE typu VVER 1000. Toto hledisko by mělo být určeno ve smlouvě mezi investorem a dodavatelem projektu včetně stanovení záruk za projekt a zahájit změnové řízení systému ASŘTP, který dodá firma Westinghouse za předpokladu podepsání smlouvy.

Hledisko záruk za projekt je jedno z velmi důležitých kritérií pro pokračování ve výstavbě jaderné elektrárny Temelín.

Harmonogram stavebních, montážních prací a oživovacích prací

Termín dokončení prvního bloku je stanoven do 30.6.1995 a druhý blok o 18 měsíců později.

Trvat na důsledném dodržování harmonogramu jednotlivých uzlů a nelze je měnit (zkušenosti z výstavby JE Bohunice, JE Dukovany, JE Mochovce).

Zohlednit rizika nových a neověřených zařízení primární a sekundární části bloku, která budou poprvé uváděna do provozu. Zejména se jedná o turbogenerátor 1000 MW včetně pomocných zařízení bloku a reaktor se změněnou konfigurací paliva v aktivní zóně.

Vzhledem k současnému stavu na obou blocích lze konstatovat, že termín uvedení prvního a druhého bloku do provozu není reálný, neboť není dokončen projekt ASŘTP v návaznosti na technologii a nejsou stanoveny záruky projektu, včetně změnového řízení. V současné době probíhá pouze montáž technologického zařízení.

Způsob uvádění bloku do provozu

Stanovení způsobu provádění funkčních zkoušek včetně protokolárního předávání odběrateli. Určit zodpovědné osoby dodavatelů a odběratele za jednotlivé technologické uzle.

Postoje veřejnosti

Postoje obyvatelstva nelze přehlédnout a poslanci Českého parlamentu včetně vládních úředníků jsou povinni tuto skutečnost respektovat.

Podávat pravdivé informace o nutnosti výstavby jaderné elektrárny a vyřešení skladování vyhořelého paliva. S oponenty vést věcné diskuse o nutnosti výstavby jaderné elektrárny Temelín.

Technické aspekty JE Temelín

JE Temelín byla koncipována na podkladě projektové dokumentace a zkušeností z provozu prototypu V.bloku Novovoroněžská jaderné elektrárny (NVJE). Při jednání se sovětskými odborníky bylo dohodnuto, že JE Temelín o výkonu 4 x 1000 MW bude projektovat ENERGOPROJEKT s turbínou ŠKODA o výkonu 1000 MWe a řídícím systémem československé konstrukce. Projekt primární části včetně konstrukce reaktoru měl být podle sovětského projektu. Tímto rozhodnutím byl 1.blok JE Temelín zařazen mezi prototyp nové generace VVER - 1000. Na základě výše uvedených podmínek byl zahájen vývoj turbíny o výkonu 1000 MW (3000 ot/min.) na sytou páru s jedním VT a třemi NT díly. Projekt sekundární části jaderné elektrárny je prototyp, neboť se jedná o monoblok (reaktor - turbogenerátor). Z důvodu zvýšení jaderné bezpečnosti a na základě zkušeností z provozu JE VVER - 1000 v BLR a SSSR bylo rozhodnuto o změně řídícího systému a palivových článků.

Z technického hlediska lze konstatovat, že oživovací práce jednotlivých funkčních celků budou oproti JE Dukovany náročnější s delším termínem trvání. Zároveň je nutné počítat s vyšším čerpáním havarijní ochrany reaktoru č. I (HO I), která je aktivována v následujících případech:
- snížení periody růstu hustoty neutronového toku na havarijní hodnotu
- při dosažení zadané havarijní hodnoty hustoty neutronového toku v energetickém intervalu
- při snížení tlaku v primárním okruhu a současně snížení hladiny na min. v kompenzátoru objemu
- při zvýšení tlakového spádu reaktoru
- při výpadku tří nebo více HCČ
- od rychlouzávěrů provozovaného turbogenerátoru
- při ztrátě napětí regulačních kazet
- max. hladina v parogenerátoru

Počet HO I je za životnost reaktoru limitován. Některé prameny udávají 100 jiné 80 četností působení.

V předkládaných studiích k výstavbě JE Temelín je sekundárnímu okruhu věnována minimální pozornost a přitom je v něm instalováno nejvíce prototypového zařízení. Při uvádění zařízení do provozu je nutné provést důkladnou analýzu provozu napájecích čerpadel ve stanovených výkonových hladinách včetně havarijního a superhavarijního napájení parogenerátoru. Zkoušky turbíny je nutné provést na všech stanovených výkonových hladinách včetně vypínací zkoušky generátoru s vyregulováním na vlastní spotřebu bloku. Vzhledem k tomu, že se jedná o náročné zkoušky nelze u prototypového zařízení přesně stanovit termín jejich ukončení a i tím uvedení bloku do zkušebního popř. trvalého provozu. Pravděpodobnost prodloužení termínu uvedení do provozu zvyšuje instalace nového systému ASŘTP dodávaného firmou Westinghouse. Dalším důležitým uzlem, který není podrobně řešen ve studiích je automatika postupného spouštění zařízení při ztrátě napájení bloku pro zajištění dochlazování reaktoru.

V případě zastavení výstavby je využití namontovaného technologického zařízení primární a sekundární části HVB ( hlavního výrobního bloku ) k průmyslovým účelům nemožné, neboť se jedná o prototypové zařízení konstruované na parametry jaderného bloku. Turbína o výkonu 1000 MW včetně turbonapaječek , separátorů páry, chladícího okruhu, tepelné regenerace kondenzátu a napájecí vody je konstruována na sytou páru, která je vyráběná v parogenerátorech jaderného bloku. Z tohoto důvodu není využití v klasických elektrárnách vhodné. Obdobný případ je i se zařízením primárního okruhu, které je použitelné pouze pro účely jaderné energetiky. Zařízení pomocných provozů elektrárny by bylo možné z části využít pro průmyslové účely a to zejména:
- kompresorovou stanici nízkotlakého vzduchu
- chemickou úpravnu vody
- čerpací stanici surové vody

Ostatní zařízení pomocných provozů jsou specifikovány pro provoz jaderné elektrárny a jeho další využití pro jiné účely je minimální. Dieselgenerátorová stanice je koncipována jako záložní zdroj a její trvalý provoz pro účely výroby elektrické energie je neekonomický. K určení podrobné specifikace využití technologického zařízení pomocných provozů je důležité provést analýzu využití areálu k průmyslovým a podnikatelským účelům s uvedením spotřeb energií v návaznosti na architektonické řešení.

Vzhledem k prototypovému zařízení jaderné elektrárny lze konstatovat, že využití technologického zařízení pro podnikatelské účely je z převážné míry nevhodné.
Nasazení kogeneračních jednotek v průmyslových podnicích

Úvod Cílem kombinované výroby tepla a elektrické energie je co nejefektivněji využít spalování ušlechtilého paliva, tj. zemního plynu. Česká republika je závislá na dovozu primárních energetických surovin kromě hnědého uhlí, jehož zásoby v severočeském regionu se odhadují na 50 až 60 let. Energetické hospodářství ve většině průmyslových podnicích je na velmi nízké úrovni, neboť koncepce posledních 30ti let směřovala k výrobě elektrické energie v systémových elektrárnách s následným prodejem průmyslovým podnikům za velmi výhodných platebních podmínek. Se změnou systému zákonitě dochází k vzniku malých a středních podnikatelských subjektů a narovnání cen na úroveň EU. Při rekonstrukci tepelných hospodářství podnikatelských subjektů a průmyslových podniků se záměnou paliva přechodem od spalování hnědého uhlí na spalování zemního plynu, je vhodné uvažovat s realizací kogeneračních jednotek. V projektovém řízení rekonstrukce zdroje výroby tepla je důležité zpracování "feasibility study" (studie proveditelnosti), která řeší použití nových technologií ve variantních řešení jak z technologického hlediska a vhodného nasazení vzhledem ke spotřebě elektrické energie a tepla, tak i z hlediska finanční analýzy. Dalším důležitým aspektem po realizaci kogeneračních jednotek je sledování a bilancování provozu nejen v průběhu zkušebního provozu, ale i při plném nasazení nejméně po dobu 5ti let. V průmyslových podnicích je návratnost investic na instalaci kogenerační jednotky kratší než u instalace v komunální sféře, neboť vhodně zvolený výkon nahrazuje výkonové složky odběru elektrické energie z distribuční sítě REAS. Výkonová složka nakupované elektrické energie (technické maximum a 1/4 hod. maximum) negativně ovlivňuje průměrnou cenu, která je závislá na způsobu využití příkonu při primární výrobě v průmyslových podnicích. Tato průměrná cena se pohybuje v současné době od 2,50 Kč až 3,20 Kč podle charakteru výroby. Prodejní cena elektrické energie z kogenerační jednotky do distribuční sítě REAS je závislá na obchodních podmínkách, které jsou v jednotlivých regionech České republiky rozdílné. Tento prodej je oproti úsporám v průmyslových podnicích nevýhodný neboť ceny výkupu jsou nižší než úspory výkonové složky elektrické energie v průmyslových podnicích. Podmínky k instalaci kogeneračních jednotek v průmyslových podnicích Prvním krokem ke stanovení způsobu modernizace energetického hospodářství v průmyslovém podniku je nutné provést energetický audit, který zhodnotí stávající stav výroby a spotřeb energií v návaznosti na primární sféru podnikání. Cílem rozboru energetického hospodářství v průmyslovém podniku je vypracování podrobné analýzy výroby tepla ve stávajícím zdroji a spotřeby elektrické energie, která je nakupovaná z distribuční sítě REAS. Z výsledků analýzy se stanoví zda je vhodné realizovat kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie či nikoliv. V případě vhodnosti využití kogenerace se provede studie proveditelnosti, ve které se řeší varianty kogeneračních jednotek s podrobnou analýzou spotřeb energií. K analýze spotřeb energií je důležité zhodnocení současného stavu jak v primární výrobě firmy, tak i energetických zdrojů. V kapitole "Vliv na životní prostředí" se posuzovaly všechny související aspekty, např. vliv na ovzduší, hluk, vliv na dopravu a dopravní cesty, vliv na obyvatelstvo atd. V ekonomické a finanční analýze byl proveden rozbor investičních a budoucích provozních nákladů jednotlivých variant. Návratnost investičních nákladů se posuzovala z následujících hledisek: ë čistá současná hodnota toku ë vnitřní míra návratnosti ë doba návratnosti Dále se ve studii zpracovává harmonogram postupových prací. Studie proveditelnosti je podkladem pro vypracování podnikatelského plánu a pro projektovou a inženýrskou činnost. Při návrhu koncepcí se vychází ze současné organizační struktury a toku informací uvnitř podniku s vazbou na vnější podmínky: ë hlavní sféra podnikání ë konkurence v dodávce elektrické energie a tepla Vzhledem k tomu, že tepelná energie je většinou vyráběna pouze pro vlastní spotřebu, provede se kalkulace nákladů na provoz stávajícího tepelného zdroje a nákup elektrické energie. Toto hodnocení nazýváme Nulovou variantou. Účelem nulové varianty je stanovení současného stavu energetického hospodářství do následujících období, pro případ, že by nová varianta řešení energetiky podniku nebyla realizována. Výběr vhodné varianty navržených agregátů vychází z rozboru technických podmínek ke spolehlivosti provozu včetně způsobu zajištění servisu, který je důležitý pro zabezpečení minimálních prostojů při provádění pravidelných prohlídek a nebo při poruchách. Dalším důležitým kritériem pro výběr vhodné kogenerační jednotky je způsob provozování s minimální roční dobou využití 5 000 mth při maximálním dosažitelném výkonu. K zajištění spolehlivosti provozu je nutné vybrat takový řídící systém, který je minimálně poruchový, ale i variabilní pro různé podmínky provozu v zimním a letním období. Z hlediska vlivu na životní prostředí musí dodavatel plynového agregátu garantovat splnění podmínek zákona o ochraně ovzduší včetně prohlášení o shodě, popř. normy TA - Luft a ISO 3046. Před realizací vhodné varianty je nutné určit základní podmínky k vyvedení elektrického výkonu v návaznosti na distribuční síť REAS včetně obchodních podmínek výkupu přebytků elektrické energie. Stav před realizací kogenerace v podniku SEGNOR SEGNOR spol. s r.o. je firmou, kde hlavním předmětem činnosti je zpracovatelská strojírenská výroba. Objem výroby v roce 1992 poklesl oproti roku 1990 zhruba o 58% a spotřeba elektrické energie o 62%. Nejprve bylo provedeno rozdělení výroby do jednotlivých skupin v závislosti na energetické náročnosti: ë výroba pojistných kroužků ë výroba nýtů ë výroba nýtovacích kleští a ostatní Energetická náročnost firmy se stanovila z celkové elektrické práce a výroby jednotlivých skupin od roku 1990, kdy celkový objem výroby dosáhl 858,21 t výrobků a celková elektrická práce hodnoty 1 856,58 MWh, do roku 1993. Hodnoty energetické náročnosti v jednotlivých období jsou uvedeny v následující tabulce: Období 1990 1991 1992 1993 Energetická náročnost podniku (kWhe/kg) 9,16 9,17 8,82 9,67 Snížení energetické náročnosti v roce 1992 ovlivnilo zejména zprovoznění nové kalící linky firmy SOLO. Zvýšení energetické náročnosti v roce 1993 se projevilo zvýšením spotřeby elektrické energie ve výrobní sféře a výrobou nástrojů, jejichž výroba byla v předchozích letech zajišťována externě. V další fázi klasifikace spotřeby elektrické energie bylo provedeno rozdělení spotřebičů do skupin podle následujícího kódu: ë 01 výroba, xx středisko, xx poř. č. zařízení ë 02 nástrojárna, xx středisko, xx poř. č. zařízení ë 03 údržba, xx středisko, xx poř. č. zařízení ë 04 pomocné provozy, xx středisko, xx poř. č. zařízení ë 05 ostatní, xx středisko. xx poř. č. zařízení Cílem této klasifikace bylo stanovení instalovaného příkonu zařízení a roční dobu využití podle potřeby provozu. Roční spotřeba elektrické energie se pohybuje okolo 730 MWh/rok. S rozvodnými závody je uzavřena smlouva na odběr 980 MWh/rok v dvoutarifové sazbě s platem za naměřené maximum a se sjednaným technickým maximem 600 kW. Platby za elektrickou práci se v roce 1993 pohybovaly v rozmezí 3,05 až 3,20 Kč/kWh. V analýze spotřeby elektrické energie v závislosti na výrobě je patrné, že provozem kalící linky SOLO a odstavením průběžné kalící linky došlo k poklesu 1/4 hod. max. z 550 kW roku 1990 na 250 kW v roce 1992. Výjimečný stav nastal v roce 1991, kdy 1/4 hod. max. dosáhlo hodnoty 825 kW, což bylo způsobeno provozem průběžné kalící linky a uváděním kalící linky SOLO do provozu. V průběhu roku 1993 byla naměřena max. hodnota 260 kW. Tento trend může být zachován, pokud bude podrobně sledována a regulována spotřeba elektrické energie v kalícím procesu v závislosti na celkovém příkonu. Stávající výrobní prostory a ostatní účelové stavby uvnitř podniku jsou zásobovány teplem pro vytápění a ohřev užitkové vody z kotelny, která je situována mezi výrobní halou 1, 2, závodní jídelnou a olejovým hospodářstvím. V kotelně jsou nainstalovány 3 teplovodní kotle 1 x KDVE 100 a 2 x OW 160, výrobce ČKD Dukla, o celkovém jmenovitém výkonu 4,75 MWt. V současné době jsou kotle KDVE a 1 x OW 160 provozovány na zemní plyn. Druhý kotel OW 160 na LTO je v záloze. Horkovodní systém je projektován na parametry 150o C/80o C. Návrh kombinované výroby tepla a elektrické energie Cílem rozboru energetického hospodářství společnosti SEGNOR s.r.o. bylo navržení variant řešení kombinované výroby tepla a elektrické energie, vypracování finančních předpokladů a podmínek k realizaci projektu. Při návrhu koncepcí se vycházelo ze stávající organizační struktury energetického hospodářství a toku informací uvnitř společnosti SEGNOR s.r.o. s vazbou na odpadové hospodářství a vnější podmínky. Ve finanční analýze byly zváženy tři varianty kombinované výroby: ë Varianta 1 - Plynový motor 250 GEB, ČKD Hořovice ë Varianta 2 - Plynový motor 6-27, 5 A 2 SG. ČKD Hradec Králové ë Varianta 3 - Plynový motor 6 SETCWG MINNOX, DORMAN, Anglie Ekonomická analýza vycházela z následujících předpokladů: Položky Var. 1 Var. 2 Var. 3 Investiční náklady (tis. Kč) 2187 5400 5603,85 Spotřeba zemního plynu (tis. Nm3/rok) 440,886 589,149 482,604 Cena zemního plynu (Kč/Nm3) 3,14 3,14 3,14 Cena prodávané el. energie (Kč/kWh) ŠT 1,63 1,63 1,63 Cena prodávané el. energie (Kč/kWh) NT 0,6 0,6 0,6 Náklady na provoz a údržbu (tis. Kč/rok) 548 678 548 Ostatní režijní náklady (tis. Kč/rok) 15 15 15 Poplatky za emise (tis. Kč/rok) 1,38 1,845 1,511 Prodej el. Energie (MWh/rok) 549,583 1178,614 773,94 Počet pracovníků 2 2 2 Nulová varianta Vzhledem k tomu, že tepelná energie je vyráběna pouze pro vlastní spotřebu, byla provedena kalkulace nákladů na provoz kotelny a elektrickou práci. Toto hodnocení bylo nazváno Nulovou variantou. Účelem nulové varianty je stanovení současného stavu energetického hospodářství podniku s předpokladem do roku 2000, pro případ, že by nová varianta řešení energetiky podniku nebyla realizována. Celkové náklady na provoz kotelny a nákup elektrické energie v roce 1993 byly 3 690 tis. Kč. Výběr vhodné varianty Rozborem technických podmínek a sledováním provozu jednotlivých navrhovaných agregátů byl vybrán plynový motor fy. DORMAN. K pokrytí potřebného tepelného výkonu bude nainstalován 1 plynový motor 6-SETCWG MINNOX o celkovém tepelném výkonu 0,438 MWt, elektrickém výkonu 0,282 MWe a 1 stávající kotel s tepelným výkonem 1,04 MWt. Rozvržení celkového instalovaného výkonu opět zajišťuje při výpadku jedné energetické jednotky, výkon větší než je 60% potřebného výkonu. Plynový motor je dodáván s nouzovým chladičem, který zajistí v případě poruchy na teplovodním systému 100% chlazení motoru a tím nezávislou výrobu elektrické energie. Nákup elektrické energie 183,625 MWh/rok bude prováděn z distribuční sítě 22 kV s předpokládanou průměrnou cenou 3,20 Kč/kWh. Přebytek elektrické energie v období od X. měsíce do IV. Měsíce topného období 773,940 MWh/rok bude prodáván rozvodným závodům ve dvoutarifové platbě: ë ŠT 1,63 Kč/kWh ë NT 0,60 Kč/kWh Za výše uvedených předpokladů se provozem plynového motoru ve společnosti SEGNOR uspoří v energetickém hospodářství kolem 1 mil. Kč. Posuzování vlivu na životní prostředí Kombinovaný zdroj bude po přestavbě splňovat emisní limity stanovené zákonem č. 309/1991 Sb. Pouze výrobce plynového motoru DORMAN garantuje splnění přísnější normy TA - Luft a ISO 3046. Firma DAGGER s.r.o., která zajišťuje dodávku plynového motoru DORMAN 6 SETCWG MINNOX 200, předložila souhlasné rozhodnutí MŽP ČR ze dne 28. 5. 1993 k jeho dovozu a následnému provozu. EMISE KOTELNA 6 SETCWG Tuhé (t/rok) 0,081 0,14 SO2 (t/rok) 0,003 0,004 NOx (t/rok) 1,003 1,786 CO (t/rok) 0,075 0,13 Úspora emisí a popelovin z kondenzační výroby elektrické energie v systémových elektrárnách severozápadního regionu ČR, kterou kombinovaný zdroj ve společnosti SEGNOR nahradí, je uveden v následující tabulce. Položky Průměrné hodnoty kondenzačních elektráren (kg/MWh) Úspora emisí provozem D 300 6 SETCWG (t/rok) Tuhé emise 0,7 -0,913 Emise - SO2 30 -39,114 Emise - NO2 6,8 -8,865 Emise - CO 0,5 -0,652 Popeloviny 360 -469,363 Realizace kogenerace Demontáž zařízení kotelny byla provedena od 28.4.1994 do 18.4.1994. Vlastní montáž technologie kogenerace byla zahájena po provedení nezbytných stavebních úprav kotelny dne 1.7.1994. Kompletním ukončením montáže a provedením funkčních zkoušek bylo v období od 12.10.1994 do 15.10.1994 provedeno komplexní vyzkoušení. V průběhu realizace se sledovaly investiční náklady jednotlivých SO a DPS, které byly vykalkulovány ve studii proveditelnosti z 10/1993. Výše investičních nákladů byla dodržena ve výši 6,1 mil. Kč a firma ŠKODA PRAHA a.s. poskytla dodavatelský úvěr na nákup kogeneračního soustrojí ve výši 5,5 mil. Kč. Zkušenosti z provozování kogeneračních jednotek EM Consult, s.r.o. ve spolupráci s firmami ŠKODA PRAHA, a.s. a DAGGER, s.r.o. realizoval kogenerační jednotku o výkonu 300 kWe v průmyslovém podniku SEGNOR s.r.o.(1994) a v zemědělském družstvu Straškov (1996). V letošním roce bude ve firmě SEGNOR s.r.o. realizována druhá kogenerační jednotka o výkonu 300 kWe,. V období od 1. 11. 1994 až do současné doby firma EM Consult s.r.o. sleduje provoz soustrojí, který je měsíčně vyhodnocován. Před instalací kogenerační jednotky byly celkové náklady na nákup elektrické energie od SčE a.s. ve výši 3,20 Kč/kWh. Organizačními opatřeními v řízení energetického hospodářství firmy v návaznosti na primární výrobu byla průměrná cena nákupu elektřiny snížena na 2,50 Kč/kWh. Po uvedení kogenerační jednotky do provozu se stanovil optimální provoz pro zimní období, ve kterém je zcela využito teplo pro vytápění a ohřev teplé užitkové vody. Provoz plynového kotle byl stanoven pro pokrytí špičkového odběru tepla. Z tohoto důvodu jsme vypracovali diagramy spotřeby tepla pro průměrné interní teploty v závislosti na venkovní teplotě. V letním období je teplo využíváno pouze pro ohřev teplé užitkové vody a přebytky jsou mařeny v nouzovém chladiči. Při provozu kogenerační jednotky s optimálním využitím elektrické energie v letním období je průměrná cena za nakupovanou elektrickou energii 1,70 Kč/kWh. Cena vyrobené elektrické energie se pohybuje od 0,40 Kč/kWh v zimním období do 1,20 Kč/kWh v letním období při průměrné ceně tepla 252 Kč/GJ. Vzhledem ke spolehlivosti provozu je nutné provádět pravidelné profilaktické prohlídky po 500 mth, 1 000 mth a další, které předepisuje výrobce. Provozem kogenerační jednotky se zvýšila náročnost na řízení energetického hospodářství a bylo zavedeno dispečerské řízení spotřeb elektrické energie a tepla. Po dohodě s vedením společnosti SEGNOR spol. s r.o. bylo energetické hospodářství převedeno od 1. 2. 1998 pod naše řízení. Hlavním důvodem pro toto rozhodnutí bylo zvýšení produkce pojistných kroužků a jednostranných nýtů oproti roku 1997 o 5% a zavedení třetí směny v procesu kalení. Podmínkou k zajištění provozu bylo zachovat roční úspory, které byly dosahovány v průběhu let 1995 až 1997 v hodnotě 1,3 mil. Kč/rok tak, aby nedošlo k omezení nárůstu výroby v primární sféře. V současné době je provoz energetického hospodářství řízen na základě požadavků výroby jednotlivých středisek, které jsou stanoveny na pravidelných energetických dispečincích a zároveň upřesňovány v průběhu změn ve výrobě. Energetik denně vyhodnocuje průběh spotřeb elektrické energie podle jednotlivých středisek a v případě nadlimitní spotřeby je uplatněno penále, které je ve výši nakupované elektrické energie. Při přechodu řízení energetického hospodářství byla provedena změna sazby odběru elektřiny z B4 na B13, ve které se platí pouze za elektrickou práci a výkonové položky nejsou uplatňovány. K tomuto přechodu byly uzavřeny servisní smlouvy na plynový agregát a SKŘ, které zabezpečují odstranění závad max. do 24 hodin. Zároveň obsluha provádí pravidelné preventivní prohlídky a případné drobné závady, které nebrání provozu odstraňuje při nejbližší odstávce motoru. Současně s provozem kogenerace zajišťujeme provoz vodárny, čističky odpadních vod, deemulgační stanice a kompresorové stanice včetně údržby. V následujícím grafu je znázorněna bilance elektrické energie od I.-97. do VII.-98. Řízením výroby a spotřeby elektrické energie podle stanoveného odběrového diagramu je celkový odběr na přibližně stejné úrovni jako v roce 1997,ale nárůst výroby je o 7,5% vyšší oproti předešlému roku. Naší snahou bude tento trend energií udržet, neboť je sledovaná energetická náročnost výroby, ve které jsou značné rezervy na kalící lince SOLO, jejichž projektovaná energetická náročnost je 1,8 kWh/kg. V současné době se tato energetická náročnost pohybuje na úrovni 3,2 kWh/kg. Současně s provozem kogenerační jednotky ve firmě SEGNOR spol. s r.o. sledujeme i provoz agregátu, který je instalován v zemědělském družstvu Straškov. Elektrická energie je spotřebována v areálu družstva a teplo je navíc prodáváno základní škole a mateřské školce za cenu 180,- Kč/GJ. Tímto propojením podnikatelské sféry s komunálním subjektem, obecní úřad Straškov, došlo ke zrušení uhelné kotelny základní školy, která se podílela ve větší míře na znečišťování obce. Přebytky elektrické energie jsou prodávány do distribuční sítě SčE a.s. ve dvoutarifové složce za stejných podmínek jako ve firmě SEGNOR spol. s r.o. Po dohodě s vedením družstva připravujeme projekt elektrického vedení do objektu farmy družstva, který je vzdálen 150 m od motorové teplárny. Tímto projektem dojde ke snížení nákupu elektrické energie z distribuční sítě 22 kV a zároveň k maximálnímu využití kogenerace pro účely družstva. Za rok 1997 došlo k úspoře nákladů na energie ve výši 1,5 mil. Kč. EM Consult s.r.o. realizoval kogenerační jednotku MG ZP D 300/430 ve firmě RAK GKR Praha s.r.o., která zajišťuje výrobu kontejnerů. Tuto jednotku máme v pronájmu od leasingové společnosti CORFINA a.s. na dobu 6 let. S firmou RAK GKR Praha s.r.o. je uzavřená smlouva na odběr tepla a elektrické energie a přebytky jsou dodávány do distribuční sítě SČE a.s. Naším záměrem je nabídnout prodej elektrické energie firmě JOHNSON CONTROLS, která je vzdálená od motorové teplárny 80 m. Ekonomickými propočty provoz jednotky plně pokryje leasingové splátky, které jsou hrazeny čtvrtletně. Závěr Instalace a provoz kogeneračních jednotek v průmyslových podnicích je velice specifická a z tohoto důvodu je velmi důležité provést analýzu spotřeb energií v závislosti na energetické náročnosti výroby. Současně s výrobou elektrické energie je nutné provést dokonalou organizační strukturu energetického hospodářství v návaznosti na primární sféru výroby. Pro průhlednost hospodaření s energiemi je vhodné osamostatnit energetické hospodářství tak, aby bylo schopno zajistit dodávku energií s přiměřenými náklady. Tento model je uplatněn ve firmě SEGNOR spol. s r.o. a po prvních měsících lze konstatovat, že zprůhlednil provoz celého energetického hospodářství a zároveň sleduje energetickou náročnost výroby, která nebyla sledována. V současné době připravujeme model energetického hospodářství průmyslového podniku tak, aby odpovídal dispečerskému řízení. Spotřeba elektrické energie po roce 2000 Spotřeba elektrické energie ve velkoodběru je v současné době na nižší úrovni než v roce 1998 z důvodu hospodářské recese a snižování výroby v průmyslových podnicích. Z těchto důvodu nebyly počátkem roku 1999 bloky klasických elektráren ČEZ a.s. provozovány na plném výkonu pro potřeby České republiky. Ve druhém čtvrtletí bylo cca 40% z celkové výroby elektrické energie exportováno do zahraničí. S poklesem průmyslové výroby lze předpokládat i nižší spotřebu elektrické energie v období roku 2000 až 2002 a stagnaci do roku 2010. Tento odhad byl proveden na základě analýzy rozvoje průmyslové výroby České republiky, kterou zpracoval tým ekonomů. S předpokládaným nárůstem cen elektrické energie MO a VO dojde k úsporným opatřením v průmyslových podnicích a i zároveň ke snižování energetické náročnosti, která je v současné době 3,5 násobně až 4 násobně vyšší než ve vyspělých zahraničních zemí. Cenová úroveň elektrické energie v České republice bude určena především vývojem nákladů tuzemských výrobců a distributorů (ČEZ a.s., REAS). Do roku 2002 se předpokládá s nárůstem cen elektrické energie pro maloodběr a odběr domácností na stejnou hodnotu cca 2,48 Kč/kWh až 2,60 Kč/kWh a u velkoodběratelů s 15 - 20% nárůstem stávající ceny. Tímto cenovým narovnáním dojde ke zrušení křížové dotace prodeje elektrické energie z velkoodběru na maloodběr a především domácnosti. Z výše uvedených důvodů lze konstatovat, že výstavba JE Temelín není nutná z důvodu zvýšení spotřeb elektrické energie tak jak to předpokládají zprávy ČEZ a.s. a MPO ČR. Dalším aspektem ke stagnaci odběru elektrické energie ze systémové sítě elektrizační soustavy ČR je vytváření energetických hospodářství v převážné míře průmyslových podniků, neboť ceny nakupované elektrické energie se začínají promítat z 10% až 15% do cen výrobků. Kogenerace s kombinovanou výrobou tepla a elektrické energie představuje jedno z významných racionalizačních opatření z hlediska úspor primární energie paliv, která má současně i příznivý ekologický dopad. Z evropských zemích je největší podíl výroby elektrické energie z kogeneračních jednotek v Dánsku a to 40%, Finsko se podílí 34%, Holandsko 35%. Zvýšením cen elektrické energie se předpokládá zvýšení podílu na výrobu ze současných 18% na 35%. Ceny energií v současné době dávají jen malý prostor pro rozvoj teplárenství obecně. Se změnou lze počítat po dosažení reálných poměrů cen tepelné a elektrické energie. Očekává se v blízké době, že se promítnou vlivy ekologických zákonů do úvěrové politiky u energetických děl, které jsou charakteristické vysokou investiční náročností zejména se jedná o výstavbu jaderných elektráren. Z výše uvedených předpokladů je patrné, že instalace a provoz kogeneračních soustrojí bude v České republice prosazováno jak malými výrobci tak i vládními programy, neboť dojde k centralizaci výroby tepla a decentralizaci výroby elektrické energie a tím se vytvoří nové konkurenční prostředí k liberalizaci cen energií.

Ing. Vladimír Vlk, výkonný ředitel
EM Consult s.r.o.