Příběh paroplynové elektrárny Vřesová

Tak trochu jako pohádka z tisíce a jedné noci zní s odstupem tří dekád příběh výstavby unikátní, přitom téměř neznámé elektrárny na úbočí Krušných hor. Takzvaný paroplynový cyklus ve Vřesové (PPC) není zdaleka tak proslulý jako elektrárny Temelín nebo Dlouhé Stráně. Dodnes přitom udivuje rychlostí výstavby i technologickým řešením. Díky tomu i po pětadvaceti letech od uvedení obou bloků do provozu patří paroplynová elektrárna ve Vřesové k nejmodernějším velkým nízkoemisním zdrojům elektrické energie v Evropě.

Příběh elektrárny, která se zařadí do energetické skupiny SUAS GROUP, se začal odvíjet s prvními dny svobodného Československa. Vedle velkých politických změn v zemi se totiž schylovalo i ke konci jedné významné technologické éry. Blížil se konec využívání svítiplynu, a tím i jeho výroby.

Tento plyn, složený ze směsi vodíku, oxidu uhelnatého, metanu a několika dalších plynů, kdysi znamenal skutečnou revoluci. Sloužil ke svícení i pro výrobu tepla a díky němu byla zahájena výstavba prvních veřejných technických rozvodů. S nástupem elektrifikace a dostupnosti levnějšího a hlavně bezpečnějšího zemního plynu však význam svítiplynu rychle upadal.

Spolu s odklonem od jeho používání tak postupně zanikaly i plynárny, které vyráběly svítiplyn pomocí tlakového zplyňování hnědého uhlí. Poslední z nich tak zůstaly v závěru dvacátého století v provozu jen v pražských Měcholupech a na severu Čech. A jejich likvidace se kvapem blížila.

Zatímco v Praze i v Úžíně u Ústí nad Labem byl zánik tlakových plynáren už na konci osmdesátých let v podstatě jistý, ve Vřesové se tamní inženýrský tým pokusil na celou věc podívat jinak. Položil si základní otázku: hodí se tlaková plynárna i k výrobě něčeho jiného, než je zrovna svítiplyn? A odpověď se našla záhy. Mohla by vyrábět levnější alternativu k zemnímu plynu pro výrobu elektrické energie.

Plynové elektrárny totiž pro Československou energetiku představovaly, vedle několika vodních zdrojů, jedinou možnost, jak velmi rychle regulovat energetickou přenosovou soustavu. Problémem ale byla vysoká cena zemního plynu, kvůli které by taková elektrárna musela většinu času stát v záloze, protože by se její provoz jednoduše nevyplatil. To však neplatilo pro takzvaný energoplyn, který se dal vyrobit tlakovým zplyňováním hnědého uhlí.

Jenže jedna věc byla technologie a druhá vnitropolitická situace. Centrální socialistická ekonomika Československa chvílemi zcela živelně přecházela do tržního modelu a situace se měnila doslova ze dne na den. A ve Vřesové nastal závod s časem.

TECHNIKA, TECHNIKA, TECHNIKA

Zásadní problém nastal s technickým řešením. „Zemní plyn byl hodně drahý, ale museli jsme počítat i s případnými odstávkami výroby nebo možnými závadami. A v takovém případě musela být elektrárna schopná jet i na něj. Proto byl od počátku požadavek, aby blok uměl spalovat energoplyn a zemní plyn v libovolném poměru,“ vzpomíná Jiří Peterka, tehdejší ředitel Tlakové plynárny ve Vřesové.

To však nebylo nijak snadné, žádná taková technologie na trhu neexistovala. A ačkoliv se výběrového řízení účastnily firmy z Evropy, USA i Japonska, splnit tak náročný požadavek nakonec dokázala jen jedna z nich, francouzská společnost Alstom. Navíc bylo nutné vyřešit i zajištění dodávky plynu elektrárně, která dokáže velmi rychle měnit výkon.

„Nakonec se nám ale podařilo najít řešení, díky kterému mohla technologie tlakové plynárny do minuty snižovat a zvyšovat výkon společně s elektrárnou,“ vypočítává Peterka s tím, že některá řešení byla následně i patentována. A desítky dalších technických řešení se musely vyvíjet doslova za pochodu v průběhu samotné výstavby elektrárny.

„S odstupem času mi přijde až neskutečné, že jsme dokázali za tak krátkou dobu projekčně připravit tak velkou stavbu, zajistit její financování a nakonec ji realizovat a uvést do provozu. Dnes už by něco takového asi nebylo možné,“ vzpomíná po mnoha letech Pavel Homola, který byl na počátku devadesátých let jedním z těch, kteří stáli u zrodu stavby paroplynové elektrárny Vřesová. V letech 1991 až 1993 byl projekčně zpracován záměr přechodu z výroby svítiplynu na produkci energetického plynu, podařilo se vyřídit veškerá potřebná povolení a ještě téhož roku začala výstavba samotné elektrárny.

„Jestli na začátku byl pracovní den technického týmu zhruba čtrnáct hodin denně, na konci už jsme často jeli doslova nonstop. Nebylo nic neobvyklého, že jsme se nedostali i tři nebo čtyři dny domů a spali jsme v křesle na stavbě,“ vzpomíná Homola na tvrdé podmínky, které při výstavbě elektrárny panovaly.

A nebyly jen na stavbě. Velmi tuhý boj se odehrával i v jejím zákulisí. Tým, který projekt připravoval, totiž neměl vůbec žádné zkušenosti spodobnými stavbami a musel se učit doslova za pochodu. Navíc za podmínek, které se neskutečně rychle měnily.

Typickou ukázkou bylo hledání sedmi miliard československých korun na výstavbu elektrárny. Stát se za stavbu zaručit nechtěl a české banky před tak velkým rizikem váhaly. „Technologii tehdy dodávala francouzská firma, která přišla s tím, že by zkusila zprostředkovat i financování. Jenže se záhy ukázalo, že pro tamní banky jsme zcela neznámí a tím pádem i rizikoví, obzvlášť v situaci, kdy za nás stát odmítl převzít garanci,“ vzpomíná Jaroslav Rokos, který tehdy vyjednával o financování stavby. Paradoxně v situaci, kdy firma byla stále ještě státní, ale stát už od ní dal ruce pryč. „Český finanční trh se však teprve utvářel a banky se tudíž soustředily především na retailové klienty. S financováním podobných projektů neměly žádné zkušenosti a moc se jim do toho ani nechtělo. To, že se vše nakonec podařilo zaúvěrovat a následně dokonce přefinancovat, považuji s odstupem času za malý zázrak,“ říká Rokos.

Nakonec se povedlo najít zdroje financování i technické řešení, které umožňovalo v maximální možné míře využít stávající technologii tlakového zplyňování uhlí. A ještě v roce 1993 pak byla montáží ocelové konstrukce haly strojovny zahájena výstavba v té době nejmodernější elektrárny na kontinentu.

Ač je to dnes téměř k nevíře, už na podzim 1995 začaly provozní zkoušky prvního bloku elektrárny o výkonu 200 MW. „Vůbec nejtěžší bylo časově skloubit najíždění elektrárny a ukončení výroby svítiplynu. Takže když jsme najížděli první blok, plynárna pořád běžela na plný výkon. Jedna lajna šla do paroplynu, druhá do svítiplynu. Tedy úžasná efektivita,“ popisuje situaci tehdejší ředitel tlakové plynárny Peterka.

Srdcem bloku se stala plynová turbína Frame 9171 E, dodaná společností General Electric – Alstom, kterou o rok později doplnil druhý blok o stejné kapacitě. V obou turbínách se pak za teploty 1100 °C spalovala směs plynu z uhlí (energoplynu) s atmosférickým vzduchem, který se do spalovací turbíny nasával přes třístupňovou filtraci mohutným kompresorem na společné hřídeli s turbínou. Každý z kompresorů nasaje až 1,6 milionu metrů krychlových vzduchu za hodinu. "Bohužel, hned první zimu jsme zamrzli. Doslova a do písmene,“ vzpomíná Homola. Příčinou byly nízké teploty a zcela nová technologie, se kterou neměl zkušenosti její generální dodavatel ani samotná obsluha elektrárny. V únoru 1995 tak led odstavil z provozu chladicí věž elektrárny i jeden z jejích kotlů. „Byla zkrátka poddimenzovaná temperace kotle a neměli jsme dostatek zkušeností. Tři dny jsme po celém regionu sháněli mobilní rozmrazovací topidla a modlili se, aby se vše povedlo rozmrazit dřív, než dojde k nějakým větším škodám,“ vypočítává Homola. Dnes s úsměvem. Ale tehdy prý nikomu do smíchu nebylo. „Nakonec nám trvalo tři týdny, než jsme všechno rozmrazili, a elektrárna znovu najela. Byla to ale asi ta nejlepší škola. Na něco takového už člověk nikdy nezapomene.“

V době spuštění v roce 1996 byla elektrárna nejmodernějším zařízením svého druhu v Evropě. Od vzniku pak slouží PPC především jako špičkový zdroj vyrovnávající přenosovou soustavu. Zatímco klasické tepelné elektrárně trvá přechod z minimálního na maximální výkon i několik hodin, v případě PPC je to podle režimu 7 až 20 minut. To znamená neskutečnou změnu výkonu – 10 MW za pouhou minutu. Celkový instalovaný výkon elektrárny je pak 2 × 200 MW. A v letech 2018 a 2019 elektrárna prošla modernizací, která ji vrátila zpět mezi absolutní energetickou špičku Evropy. „Po posouzení všech okolností i nákladů jsme se totiž tehdy rozhodli pro nový typ účinnější turbíny 9EMax a jako vůbec první v Evropě jsme ji uvedli do provozu,“ potvrzuje David Najvar, místopředseda představenstva SUAS GROUP. A jak se brzy ukázalo, i rozhodnutí vsadit na technologii, představenou před pouhými dvěma lety v Japonsku, bylo šťastné. „Modernizací plynových turbín jsme získali paroplynové bloky s vyšší účinností výroby elektrické energie a s nižšími emisemi CO2,“ vysvětluje Najvar s tím, že výměna turbín na obou blocích, včetně kompletní obnovy generátorů, vyšla na miliardu korun. Tato zásadní změna umožnila zachovat provoz na zemní plyn i po vynuceném ukončení výroby energoplynu v tlakové plynárně, v důsledku skokového růstu ceny emisních povolenek. A i díky ní se tak PPC stává pevným pilířem přechodu na cestě k čisté energetice.