Wytwarzanie energii elektrycznej z wykorzystaniem

Wytwarzanie energii elektrycznej z wykorzystaniem odnawialnych, zasobów energii
Wykáad czwarty. Elektrownie geotermiczne, maremotoryczne i maretermiczne oraz
elektrownie wykorzystujące biomasĊ
Autorzy: Prof. Nzw. dr hab. inĪ. Józef Paska, mgr inĪ, Mariusz Saáek, mgr inĪ. Tomasz
Surma; Politechnika Warszawska, Instytut Elektroenergetyki, Zakáad Elektrowni i
Gospodarki Elektroenergetycznej
(„Energetyka” – 5/2005)
Elektrownie geotermiczne
W budowie elektrowni geotermicznych mogą byü stosowane nastĊpujące systemy:
- hydrotermiczny wysokotemperaturowy, w którym wykorzystuje siĊ Ĩródáa geotermiczne z
przewagą wody lub pary;
- áiydrotermiczny niskotemperaturowy, w którym wystĊpują dwa obiegi czynnika roboczego;
- wykorzystujący ciepáo suchych gorących skaá (dry hot rocks);
- magmowy.
Znaczenie praktyczne mają obecnie trzy pierwsze systemy. Schematy ideowe róĪnych
ukáadów elektrowni geotermicznych przedstawiono na rysunku 14,
Wykorzystanie ciepáa gorącej magmy wydaje siĊ jeszcze doĞü odlegáe, przede wszystkim ze
wzglĊdu na brak materiaáów odpornych na wysokie temperatury páynnej magmy.
ħródáa geotermiczne z przewagą pary, wykorzystywane w systemie hydrotermicznym
wysokotemperaturowym, umoĪliwiają czasami uzyskiwanie pary przegrzanej, która moĪe byü
kierowana bezpoĞrednio do turbiny parowej. Zwykle jednak para z otworu geotermicznego
jest kierowana do oddzielacza wody, a nastĊpnie do separatora związków chemicznych (rys,
14a), gdzie jest pozbawiana zanieczyszczeĔ gazowych i chemicznych. ħródáa geotermiczne z
przewagą pary wystĊpują rzadko. Znajdują siĊ one w rejonie Póánocnej Kalifornii (Dolina
Gejzerów), we Wáoszech (Lardello) i w Japonii (Matsukawa), Przegrzana para geotermalna
nie wymaga dodatkowej obróbki, poza oddzieleniem cząstek staáych, mogących powodowaü
erozjĊ áopatek turbiny, W efekcie niĪszego (niĪ w zwykáych elektrowniach parowych)
ciĞnienia turbiny, pracujące na parze geotermalnej, mają jedynie czĊĞü nisko-prĊĪną. Przy
jednakowych mocach turbiny elektrowni geotermicznych są wiĊkszych rozmiarów i
wymagają wiĊkszego przepáywu pary. Poza tym praca elektrowni geotermicznych zasilanych
parą wodną nie róĪni siĊ od pracy klasycznych elektrowni parowych.
NajwiĊksza elektrownia geotermiczna Ğwiata Gejzery {Geysers), której moc w 1983 roku
osiągnĊáa 908 MW, jest zasadniczo wyposaĪona w turbiny o mocy 110 MW, wspóápracujące
z dwoma generatorami po 55 MW, KaĪdą z turbin obsáuguje 15 otworów geotermicznych (14
do poboru pary geotermalnej i l do zwrotu skroplin) o gáĊbokoĞci od 120 do 2100 m. ĝrednia
wydajnoĞü otworu wynosi 19 kg/s pary o ciĞnieniu 0,73 MPa i temperaturze 180°C,
Jednostkowe zuĪycie pary wynosi ok. 9 kg na kWh produkowanej energii elektrycznej, a
zuĪycie energii na potrzeby wáasne (wáącznie z wpompowywaniem kondensatu) siĊga 30%,
Jednostkowy koszt budowy bloku o mocy 110 MW wyniósá w cenach 1979 r, 520 USD/kW
Obszar geotermiczny Lardello jest eksploatowany od 1913 r. (pierwsza na Ğwiecie
elektrownia geotermiczna o mocy 250 kW). Obecnie 16 eksploatowanych w tym rejonie
elektrowni ma áączną moc ok. 420 MW. GáĊbokoĞü wiĊkszoĞci otworów geotermicznych nie
przekracza 1000 m (Ğrednio - 700 m). Temperatura czynnika roboczego na wyjĞciu z otworu
zawiera siĊ w granicach od 150 do S60°C, ciĞnienie od 0,5 do 0,6 MPa, a wydatek od 15 do
30 kg/s. Jednostkowe zuĪycie pary przez turbozespóá wynosi ok. 10 kg/ /kWh, Jednostkowe
koszty wytwarzania energii elektrycznej są 1,5-2 razy niĪsze niĪ w klasycznych
elektrowniach cieplnych.
Początkowo w japoĔskiej elektrowni geotermicznej Matsukawa zainstalowano turbinĊ o mocy
22 MW, zasilaną parą geotermalna z szeĞciu otworów geotermicznych o Ğrednicy 210 mm i
gáĊbokoĞci 940 do 2000 m. Para po wyjĞciu z turbiny byáa kierowana do wymiennika ciepáa,
gdzie podgrzewaáa do 70°C wodĊ na potrzeby odlegáego o 6 km osiedla. Obecnie áączna moc
tej elektrowni osiągnĊáa 90 MW.
ħródáa geotermiczne z przewagą wody są spotykane znacznie czĊĞciej niĪ Ĩródáa parowe.
Uzyskiwana z nich mieszanina wodnoparową jest kierowana w pierwszej kolejnoĞci do
odgazowywacza, a nastĊpnie do parownika, gdzie ulega zmianie w parĊ wilgotną. Kolejny
etap stanowi oddzielenie wody (rys, 14b), NajwiĊksze eksploatowane elektrownie
geotermiczne tego typu to: Wairakei w Nowej Zelandii (S93 MW), Tiwi na Filipinach (220
MW), Sierra Prieto w Meksyku (150 MW), Kakkonda w Japonii (50 MW).
W 1973 r. na obszarze geotermicznym Sierra Prieto w Meksyku oddano do eksploatacji
elektrowniĊ geotermiczną z dwoma turbozespoáami po 37,5 MW (firmy Toshiba, Japonia),
Do ich zasilania wykonano 56 otworów geotermicznych o gáĊbokoĞci od 700 do 2200 m, z
których produktywnymi okazaáy siĊ 42. Uzyskiwano mieszaninĊ wodnoparową, zawierającą
20-40% pary, w iloĞci Ğrednio 55 kg/s z otworu. Jeden turbozespóá jest zasilany przez 7
otworów. Obliczeniowy czas eksploatacji otworu wynosi 10 lat i co roku są wykonywane
nowe otwory dla pokrycia deficytu pary, wynikającego ze spadku ciĞnienia i temperatury
wraz z wyeksploatowaniem dziaáających otworów. Zainstalowane w elektrowni turbiny
kondensacyjne (ciĞnienie pary na wlocie do turbiny 0,51 MPa, temperatura 160°C) zuĪywają
ok. 8 kg pary na wyprodukowanie l kWh energii elektrycznej, W 1979 r. oddano do
eksploatacji kolejne dwa bloki - moc elektrowni osiągnĊáa 150 MW.
System hydrotermiczny niskotemperaturowy umoĪliwia wykorzystanie noĞnika skáadającego
siĊ z wody lub pary o niĪszych temperaturach (nawet poniĪej 100°C), dziĊki temu, Īe czynnik
ten zasila obieg pierwotny elektrowni geotermicznej (rys, 14 c), zaĞ w obiegu wtórnym
stosuje siĊ czynnik niskowrzący (freon, izobutan).
NajwiĊksza czĊĞü zasobów energii geotermicznej jest zlokalizowana w suchych gorących
skaáach (dry hot rocks), które wystĊpują w zasadzie we wszystkich rejonach Ğwiata, chociaĪ
na róĪnej gáĊbokoĞci (zwykle 4000-5000 m). Do wykorzystania ciepáa suchych gorących skaá
konieczne jest istnienie odpowiednio wysokiej temperatury na ekonomicznie dostĊpnej
gáĊbokoĞci oraz wáaĞciwa porowatoĞü gorącej warstwy skaá, aby moĪliwe byáo ogrzanie
odpowiedniej iloĞci wody. Odbieranie ciepáa geotermicznego odbywa siĊ dziĊki táoczeniu
wody przez pionowy gáĊbszy otwór (rys, 14 d) do kawerny naturalnej lub wykonanej w
sposób sztuczny (wybuchy konwencjonalne lub jądrowe, metoda hydrauliczna polegająca na
wpompowaniu pod ciĞnieniem zimnej wody w gorące warstwy skalne). Ogrzana woda
wydobywa siĊ przez drugi otwór o mniejszej gáĊbokoĞci, oddaje ciepáo w wymienniku ciepáa
elektrowni geotermicznej i wraca gáĊbszym otworem do kawerny.
InstalacjĊ doĞwiadczalną do zbadania moĪliwoĞci praktycznych wykorzystania ciepáa suchych
gorących skaá zrealizowano w Los Alamos (Kalifornia, USA), DziĊki wpompowaniu pod
ciĞnieniem 12,3 MPa zimnej wody do szczeliny na gáĊbokoĞci 2789 m otrzymano kawernĊ o
promieniu ok. 140 m. Drugi otwór o gáĊbokoĞci ok. 2670 m doprowadzono do czĊĞci
centralnej kawerny. Uzyskiwano z niego wodĊ o temperaturze ok. 160°C, a moc cieplna
ukáadu osiągaáa 5 MW, W Niemczech podobne prace prowadzi siĊ w Urach (Szwabia), w
Wielkiej Brytanii badania są prowadzone w Kornwalii, we Francji w Soultz na póánoc od
Strasburga, w Japonii na póánoc od Tokio, w Rosji w Stawropolu,
Wykorzystanie ciepáa suchych gorących skaá stanowi perspektywĊ dla rozwoju elektrowni
geotermicznych,
W roku 2001 na Ğwiecie eksploatowano zespoáy elektrowni geotermicznych o áącznej mocy
zainstalowanej 5443 MW,
SprawnoĞü elektrowni geotermicznych jest niewielka i wynosi 20-25% brutto (15-20% netto).
Na przykáad w elektrowni Geysers przy parametrach pary 0,73 MPa i 200°C osiąga siĊ
sprawnoĞü 23%, O ekonomicznej konkurencyjnoĞci elektrowni geotermicznych Ğwiadczą
dane z tabeli 11,
Tabela 11
Nakáady inwestycyjne i koszty wytwarzania energii elektrycznej w amerykaĔskich elektrowniach róĪnych typów
(w cenach 1980 r.) [84]
W Polsce wystĊpują doĞü duĪe zasoby wód geotermalnych, jednak ich temperatura nie
przekracza 70°C, co sugeruje raczej wykorzystanie do ogrzewania. Zasoby są zlokalizowane
w trzech rejonach: NiĪowym, Przedkarpackim i Karpackim, Najkorzystniejsze warunki
wystĊpują w basenie podhalaĔskim (dotychczas stwierdzono 19 zbiorników wód
geotermalnych, zawierających ok. 30 mld m3),
W 1993 r. ukoĔczono budowĊ DoĞwiadczalnego Zakáadu Geotermalnego na Podhalu, gdzie
woda o temperaturze ok. 86°C, ciĞnieniu artezyjskim 2,5 MPa i potencjalnej wydajnoĞci 60200 m3/h ogrzewa 200 budynków, koĞcióá i szkoáĊ, a takĪe suszarniĊ drewna, szklarniĊ i
basen do hodowli ryb.
Drugi zakáad geotermalny zostaá zbudowany w latach 1992-1995 w Pyrzycach (byáe woj.
szczeciĔskie). Ciepáownia zaopatruje w ciepáo 14-tysiĊczne miasto i jest pierwszą instalacją
geotermalną na NiĪu Polskim, Moc cieplna instalacji wynosi ok. 15 MW (wydatek wody
geotermalnej 340 m3/h, temperatura 61-63°C, temperatura po scháodzeniu 26°C), W
ciepáowni zastosowano 2 absorpcyjne pompy ciepáa oraz 4 kotáy wodne o mocy 40 MW,
Koszt budowy ciepáowni wyniósá ok. 59 mln zá (w cenach 1997 r.) a jednostkowy koszt
wytwarzanego ciepáa wynosi ok. 25 zá/GJ,
àącznie w latach 1993-2003 zbudowano i uruchomiono w Polsce 6 instalacji ciepáowniczych
wykorzystujących ciepáo wód geotermalnych (tab. 12) a budowa kolejnych obiektów jest
planowana w najbliĪszej przyszáoĞci.
Wykorzystanie energii mórz i oceanów
Oceany i morza, stanowiąc znaczną czĊĞü powierzchni kuli ziemskiej, otrzymują od SáoĔca
(nie tylko) duĪą iloĞü energii. Są one zatem potencjalnym Ĩródáem energii odnawialnej, którą
moĪna spoĪytkowaü do produkcji energii elektrycznej. Jest to moĪliwe dziĊki wykorzystaniu:
•
•
•
•
energii páywów morskich (elektr, páywowe) i fal (elektr, maremotoryczne),
energii cieplnej wód (elektr, maretermiczne),
róĪnic zasolenia wód (gradientu zawartoĞci soli),
energii prądów oceanicznych (elektrownie maremotoryczne),
W elektrowniach páywowych energia mórz i oceanów, przejawiająca siĊ w postaci páywów
wód morskich, jest przetwarzana na energiĊ elektryczną w cyklu przemian energetycznych,
analogicznym jak w elektrowniach wodnych. Wykorzystanie energii wody poruszanej
páywami polega na odgrodzeniu od otwartego morza zatoki lub jej czĊĞci i umieszczeniu w
utworzonej przegrodzie turbin wodnych, W czasie przypáywu woda wpáywając do
odgrodzonej czĊĞci zatoki napĊdza turbiny, aĪ do czasu zrównania siĊ poziomów wody.
Podczas odpáywu woda zgromadzona uprzednio w zatoce wypáywa z niej, ponownie
dostarczając energii turbinom.
Turbiny áiydrozespoáów elektrowni páywowych są dostosowane do pracy przy
dwukierunkowym przepáywie wody. Istnieje równieĪ moĪliwoĞü wspomagania tworzenia siĊ
róĪnicy poziomów wody przez jej przepompowywanie.
Pierwszą maáą elektrowniĊ páywową uruchomiono w 1913 r. w Niemczech, na wybrzeĪu
Morza Póánocnego, Z duĪej liczby póĨniejszych projektów zrealizowano praktycznie trzy. Od
1968 r. pracuje w b, ZSRR elektrownia o mocy 400 kW, zbudowana w Zatoce Kisáogubskaja,
koáo MurmaĔska, Zatoka tworzy zbiornik wodny o powierzchni 1,1 km2 i gáĊbokoĞci 35 m,
poáączony z morzem wąskim (40 m) i páytkim (3-5 m) przeáykiem, co pozwoliáo na odciĊcie
zatoki od morza stosunkowo niewielkim kosztem, W elektrowni zastosowano hydrozespoáy
odwracalne (praca przy przepáywie wody w obu kierunkach oraz praca pompowa). Drugi
projekt zrealizowano w Chinach, gdzie elektrownia doĞwiadczalna skáada siĊ z szeĞciu
maáych zespoáów. Pierwszą duĪą elektrowniĊ páywową, o mocy 240 MW zbudowali Francuzi
w Bretanii, u ujĞcia rzeki Rance do kanaáu La Manche,
BudowĊ elektrowni zakoĔczono w 1967 roku, kiedy to oddano do eksploatacji ostatni z 24
zespoáów; budowa trwaáa 6 lat. RóĪnica poziomów páywów waha siĊ tam od 3 do 13,5 m
(Ğrednio 8,45 m), a zamkniĊty tamą o dáugoĞci 750 m zbiornik wodny ma powierzchniĊ 22
km2 (rys, 15) [39],
Na lewym brzegu znajduje siĊ wnĊtrzowa rozdzielnia elektrowniana 225 kV. Przy lewym
brzegu zostaáa zlokalizowana Ğluza, wyposaĪona w dwie komory 65x13 m; nastĊpną czĊĞü
stanowi budowla elektrowni (maszynownia) w postaci zapory Īelazobetonowej o dáugoĞci
332,5 m. ĝrodkową czĊĞü spiĊtrzenia stanowi martwa czĊĞü zapory, powstaáa przy
wykorzystaniu istniejących skaá (193,7 m); przy prawym brzegu zlokalizowano czĊĞü
przelewową o dáugoĞci 115 m,
W maszynowni elektrowni páywowej Rance znajdują siĊ 24 hydrozespoáy rurowe
(gruszkowe). ĝrednica wirnika turbiny wynosi 5,35 m, prĊdkoĞü obrotowa 93,75 min-1,
przeáyk 275 m3/s. Generatory o napiĊciu znamionowym 3,5 kV znajdują siĊ wewnątrz kapsuágruszek (rys. 16) i pracują przy nadciĞnieniu powietrza 0,2 MPa, W maszynowni
umieszczono 3 transformatory o mocy po 82 MVA i napiĊciu 3,5/225 kV, wyposaĪone w
podwójne komplety uzwojeĔ dolnego napiĊcia. KaĪdy z transformatorów pracuje w bloku z
dwiema grupami po 4 generatory. Tak wiĊc elektrownia stanowi zespóá szeĞciu bloków
energetycznych po 40 MW, Poáączenie transformatorów z rozdzielnią elektrownianą 225 kV
zrealizowano za pomocą kabli olejowych, przebiegających tunelem pod ziemią i Ğluzą.
Charakterystyczne dane hydrozespoáów elektrowni Rance w róĪnych warunkach pracy
przedstawiono w tabeli 13.
Począwszy od 1983 r. rozpocząá siĊ III etap eksploatacji elektrowni Rance (pierwszy do 1974
r, - osiągniĊcie projektowanych parametrów pracy, drugi 1975-1982 - prace remontowe),
charakteryzujący siĊ roczną produkcją 609 GWh energii elektrycznej (netto 512 GWh) o
jednym z niĪszych kosztów wytwarzania - 9,67 centym/kWh, podczas gdy w elektrowniach
wĊglowych - 12,67, w elektrowniach jądrowych - 9,06 (w cenach 1979 r.).
W wyniku obliczeĔ optymalizacyjnych ustalono optymalne udziaáy czasów poszczególnych
stanów pracy turbozespoáów elektrowni:
• praca turbinowa zatoka-morze
57%,
• praca pompowa morze-zatoka
18%,
• praca turbinowa morze-zatoka
5%,
• praca pompowa zatoka-morze
0%.
PrzewaĪający udziaá pracy turbinowej zatoka-morze wynika z faktu, Īe dysponuje siĊ
wówczas równieĪ wodą rzeczną dopáywającą do zatoki. Niewielki udziaá pracy pompowej
jest efektem tego, Īe cykle páywów podporządkowane są dobie ksiĊĪycowej, róĪnej od doby
sáonecznej - maksymalny poziom wody w morzu powtarza siĊ co 12 h i 26,5 min; ponadto w
zatoce jest zwykle utrzymywany Ğredni poziom wody, wyĪszy niĪ przeciĊtny zerowy poziom
páywów, z uwagi na zagospodarowanie jej brzegów - baseny portowe, przystanie (rys. 17),
Obecnie uwaĪa siĊ, Īe dla opáacalnoĞci budowy elektrowni páywowej jest konieczne, by
róĪnica poziomów morza miĊdzy przypáywem a odpáywem przekraczaáa 4 m.
Lista planowanych do realizacji projektów budowy elektrowni páywowych jest szeroka:
Kanada zbudowaáa w 1983 roku w zatoce Fundy elektrowniĊ Annapolis Royal o mocy 20
MW i planuje budowĊ trzech dalszych elektrowni páywowych - Shepody (920 MW),
Cumberland (795 MW), Cobeąuid (3200 MW); w Wielkiej Brytanii trwają prace nad
elektrownią páywową w Zatoce Bristolskiej u ujĞcia rzeki Severn (4000 MW); Francja
zamierza zbudowaü nową zaporĊ o dáugoĞci 98 km, zamykającą poáudniowo-zachodnią czĊĞü
zatoki St, Maáo (6000 MW); Indie projektują zamkniĊcie zatoki Kaüch zaporą o dáugoĞci 8
km (600 MW); wáasne elektrownie páywowe projektują: Argentyna, Australia, Korea
Poáudniowa,
Elektrownie maremotoryczne umoĪliwiają pozyskiwanie i przetwarzanie na energiĊ
elektryczną energii fal oraz prądów morskich i oceanicznych, W przypadku fal moĪna do
pozyskiwania ich energii stosowaü urządzenia: mechaniczne, pneumatyczne, hydrauliczne,
elektromagnetyczne (rys. 18),
Prace badawcze rozpoczĊáy siĊ stosunkowo niedawno (ok. 1976 r.) i dotychczas opracowano
wiele rozwiązaĔ, z których najciekawsza jest instalacja z oscylacyjną kolumną wodną. Jest
wyposaĪona w korpus betonowy, zakotwiczony na dnie morskim, W dolnej czĊĞci kolumny
znajduje siĊ otwór. Fale wpadając do kolumny oscylacyjnej powodują sprĊĪanie powietrza w
jej górnej czĊĞci, skąd sprĊĪone powietrze przez wąski kanaá przechodzi do turbiny
powietrznej sprzĊĪonej z generatorem, a nastĊpnie jest wydmuchiwane do atmosfery. Przy
cofaniu siĊ fal nastĊpuje obniĪanie siĊ poziomu wody w kolumnie i dziĊki powstającemu
podciĞnieniu - zasysanie powietrza.
Pierwsza doĞwiadczalna instalacja z oscylacyjną kolumną wodną zostaáa zbudowana w 1980
r. w Japonii, W barce o dáugoĞci 80 m wykonano 11 otworów, w których zainstalowano
kolumny z turbozespoáami o mocy po 125 kW JednakĪe udaáo siĊ uzyskaü tylko 20 kW z
kaĪdej kolumny.
W projekcie brytyjskim zakáada siĊ budowĊ elektrowni maremotorycznej, opartej na zasadzie
oscylacyjnej kolumny wodnej o mocy 2000 MW w pobliĪu Hybrydów, Instalacja o dáugoĞci
kilkudziesiĊciu kilometrów ma siĊ skáadaü z moduáów po 5 MW, Ma równieĪ stanowiü
ochronĊ brzegów przed niszczącym dziaáaniem fal,
W Norwegii w 1986 roku, w pobliĪu Bergen zbudowano pierwszą na Ğwiecie przemysáową
elektrowniĊ falową na zasadzie wielorezonansowej oscylacyjnej kolumny wodnej. Woda w
kolumnie jest w rezonansie z nadbiegającą falą. Konstrukcja turbiny powietrznej jest zbliĪona
do turbiny wiatrowej Darrieusa, Moc elektrowni wynosi 350 kW
Koncepcja elektrowni maremotorycznych, w których wykorzystuje siĊ energiĊ prądów
oceanicznych, polega na zastosowaniu wielkich turbin wodnych, zanurzonych i
zakotwiczonych na drodze przepáywu silnego prądu morskiego (np. przepáywająca wzdáuĪ
Florydy odnoga Golfstromu).
Oceany i morza Ğwiata są naturalnym, ogromnym akumulatorem ciepáa, którego
wykorzystanie jest moĪliwe dziĊki elektrowniom maretermicznym. Dziaáanie elektrowni
maretermicznych opiera siĊ na wykorzystaniu róĪnicy temperatur miĊdzy ciepáa warstwą wód
powierzchniowych a zimnymi wodami gáĊbinowymi. Jest to moĪliwe na obszarach
równikowych. Woda morska ma tam na powierzchni temperaturĊ ok. 30°C, zaĞ na gáĊbokoĞci
300-500 m temperaturĊ ok. 7°C, Rozwiązania elektrowni maretermicznych idą w dwóch
kierunkach: wykorzystania poĞredniego czynnika roboczego o niskiej temperaturze wrzenia
(amoniak, propan) i pracy turbiny w cyklu zamkniĊtym zgodnie z obiegiem Carnota (rys. 19)
oraz zastosowania otwartego cyklu (zgodnie z obiegiem Clouda), w którym wykorzystuje siĊ
bezpoĞrednio wodĊ morską odparowującą w atmosferze rozrzedzonej. CzĊĞciej rozpatrywana
metoda z cyklem zamkniĊtym polega na doprowadzeniu ciepáej wody powierzchniowej do
wymiennika ciepáa, w którym ulega odparowaniu czynnik roboczy niskowrzący.
Do skraplania pary opuszczającej turbinĊ jest stosowana woda z warstw gáĊbinowych.
SprawnoĞü cyklu zaleĪy od róĪnicy temperatur wody dostarczanej do parownika i skraplacza
(kondensatora). Wynosi ona zwykle od 15 do 26°C, a zatem sprawnoĞü cyklu zawiera siĊ w
przedziale od 3 do 5%, SprawnoĞü elektrowni wynosi tylko 2-3%, co oznacza, Īe dla
uzyskania mocy l MW naleĪy przez wymienniki ciepáa przeprowadziü moc ok. 40 MW pociąga to za sobą znaczne wymiary instalacji. Przewód doprowadzający zimną wodĊ w
elektrowni o mocy 40 MW powinien mieü ĞrednicĊ ok. 10 m, a powierzchnia wymiany ciepáa
w wymienniku 45 000 m.
Przewiduje siĊ dwa rozwiązania konstrukcyjne: stacjonarne, w którym urządzenia są
zamontowane na zakotwiczonych platformach i dostarczają wytworzoną energiĊ elektryczną
na ląd kablami podwodnymi, oraz páywające, w którym urządzenia wytwórcze poruszają siĊ
po powierzchni w poszukiwaniu miejsc o optymalnych warunkach termicznych, a
wytworzona energia elektryczna jest zuĪywana na miejscu do produkcji elektrocháonnych
wyrobów.
Koncepcja budowy elektrowni wykorzystującej miejscowy gradient zasolenia polega na
pozyskaniu energii pochodzącej z róĪnicy potencjaáów energii chemicznej dwóch roztworów
o róĪnych stĊĪeniach soli. Najodpowiedniejszą lokalizacją takich elektrowni są ujĞcia rzek.
CiĞnienie osmotyczne miĊdzy sáodką wodą rzeki a wodą morską o zasoleniu 35 %0 a wynosi
2,3-2,4 MPa, co odpowiada róĪnicy poziomów wody w klasycznej elektrowni wodnej 260 m.
Pierwszy projekt przemysáowej elektrowni wykorzystującej gradient zasolenia oceanu i
powstające w jego wyniku ciĞnienie hydrauliczne opracowano w 1978 r. Wykorzystuje siĊ w
nim dwa stopnie przeksztaácania energii, dziĊki wybudowaniu dwóch wysokich tam
oddzielających wodĊ sáodką od morskiej, W pierwszym etapie woda sáodka przepáywa do
zbiornika umieszczonego miĊdzy tamami ponad 100 m poniĪej poziomu morza i napĊdza
turbinĊ. NastĊpnie, w drugim etapie, woda sáodka jest przepompowywana przez membrany
osmotyczne do morza. Dla uproszczenia zaproponowano umieszczenie turbin bezpoĞrednio
na dnie morza, co pozwala ograniczyü siĊ do jednej tamy, a w przypadku korzystnego
uksztaátowania dna morskiego caákowicie z nich zrezygnowaü.
SprawnoĞü przemian realizowanych w elektrowni wykorzystującej gradient zasolenia ocenia
siĊ na 3-20%; pozyskiwanie tych zasobów energii odnawialnej natrafia jednak na ogromne
trudnoĞci
techniczne
i
ekologiczne.
Szczególnie
wykonanie
wytrzymaáych,
póáprzepuszczalnych membran, stanowiących zasadniczy element elektrowni, sprawia duĪe
káopoty.
Energetyczne wykorzystanie biomasy
Biomasa ma spoĞród odnawialnych Ĩródeá energii najwiĊkszy obecnie udziaá w pokrywaniu
zapotrzebowania na noĞniki energii pierwotnej (ok. 13%),
Wytwarzanie energii elektrycznej z biomasy moĪe odbywaü siĊ przez jej bezpoĞrednie
spalanie w elektrociepáowniach lub elektrowniach (odpady rolnicze w postaci sáomy i siana,
Ğmieci i niektóre odpady komunalne, odpady drewna) lub dziĊki spalaniu biogazu uzyskanego
z biomasy.
Biogaz powstający w wyniku fermentacji z biomasy pochodzenia rolniczego zawiera 55-70%
metanu i ma wartoĞü opaáową 19 700-25 000 kJ/m3.
Oprócz biogazu uzyskiwanego z róĪnych odpadów organicznych poprzez fermentacjĊ
beztlenową w specjalnych komorach fermentacyjnych moĪna uzyskiwaü gaz bezpoĞrednio ze
skáadowisk odpadów, tzw gaz skáadowiskowy (wysypiskowy, niem. Deponiegas), Skáada siĊ
on gáównie z metanu (ok, 50%) i dwutlenku wĊgla. Pozyskiwanie gazu skáadowiskowego
wymaga budowy na skáadowisku odpadów systemu studzienek do odsysania gazu oraz
systemu rurociągów do jego odprowadzania. IdeĊ i moĪliwoĞci wykorzystania gazu
wysypiskowego przedstawiono na rysunku 20.
Schemat ideowy elektrociepáowni, w której biogaz jest wykorzystywany jako paliwo w
silnikach wysokoprĊĪnych pracujących wg obiegu Otto, przedstawiono na rysunku 21 [19].
Silniki te napĊdzają generatory elektryczne, a ciepáo z cháodzenia silników i odbierane z
gazów spalinowych moĪe sáuĪyü do produkcji wody gorącej lub pary technologicznej. Gorąca
woda uĪytkowa moĪe byü wykorzystana, m.in. do przyspieszenia procesu fermentacji
biomasy.
Podobny ukáad zastosowano do spalania gazu wysypiskowego, pochodzącego z wielkiego
wysypiska odpadów komunalnych w poáudniowo-zachodniej czĊĞci Berlina Zachodniego, na
którym w latach 1955-1980 zgromadzono ok. 11 mln m3 Ğmieci. Wysypisko obejmuje
powierzchniĊ 50 ha i osiągnĊáo wysokoĞü 50 m. Ze wzglĊdu na trujące wyziewy zostaáo
caákowicie przykryte warstwą ziemi o gruboĞci co najmniej l m. W 1984 r. zostaáa zawarta
umowa o eksploatacji wysypiska do produkcji energii elektrycznej i ciepáa.
Dla optymalnego pozyskania gazu z wysypiska zaáoĪono 133 studzienki odsysające, o
gáĊbokoĞci 15-25 m. Gaz ze studzienek trafia do szeĞciu przewodów zbiorczych. Caáa sieü
przewodów zbiorczych ma dáugoĞü 12 km i jest przyáączona do centralnej stacji sprĊĪania.
Pozyskiwany gaz ma temperaturĊ 20-45°C i zawiera parĊ wodną i Ğladowe iloĞci substancji
szkodliwych - jest wiĊc ocháadzany (kondensat jest usuwany) i oczyszczany. Zostaáa
zbudowana elektrociepáownia blokowa z trzema silnikami spalinowymi i generatorami o
mocy 1,5 MW i napiĊciu 10 kV. Energia elektryczna jest przekazywana do sieci publicznej, a
ciepáo odpadowe z silników sáuĪy do ogrzewania okolicznych domów mieszkalnych i
Instytutu BadaĔ Jądrowych (Hahn-Meitner).
Innym sposobem energetycznego wykorzystania odpadów komunalnych jest ich spalanie.
Historia rozwoju spalarni odpadów miejskich datuje siĊ od 1874 r. , kiedy to w Wielkiej
Brytanii podjĊto pierwsze próby likwidacji odpadów poprzez ich spalanie. Dynamiczny
rozwój spalarni nastąpiá po drugiej wojnie Ğwiatowej w krajach Europy Zachodniej, Stanach
Zjednoczonych i Japonii, Dotychczas na Ğwiecie zainstalowano ok. 170 spalarni o dziennej
wydajnoĞci ponad 100 t miejskich odpadów.
Spalanie odpadów winno byü poáączone z produkcją energii elektrycznej i ciepáa. Przykáadem
takiego podejĞcia jest Szwecja, gdzie unieszkodliwia siĊ przez spalanie w 22 zakáadach ok.
60% Ğmieci komunalnych (rocznie 1,7 mln t). NajwiĊkszymi spalarniami dysponują:
Sztokholm, Uppsala, Malmo, Goteborg,
Elektrociepáownia Hogdalen unieszkodliwia w 100% Ğmieci zbierane z caáego Sztokholmu,
rocznie 230 tys, t (odpowiada to 50 tys. m3 ropy naftowej). Skáadają siĊ na nie: papier (ok.
40% iloĞci odpadów), tworzywa sztuczne (9-10%), odpadki ogrodowe (25-30%), metal i
szkáo (6-9%), Moc cieplna czĊĞci spalającej Ğmieci wynosi 154 MW, zaĞ moc elektryczna 24
MW.
W celu zapewnienia dostaw ciepáa nawet w warunkach bardzo ostrej zimy oraz utrzymania
stosownej rezerwy mocy na wypadek awarii urządzeĔ podstawowych, elektrociepáowniĊ
wyposaĪono dodatkowo w jeden olejowy kocioá parowy o mocy cieplnej 80 MW i dwa,
równieĪ olejowe, kotáy wodne o áącznej mocy cieplnej 20 MW, Okoáo 85% ciepáa
oddawanego do sieci ciepáowniczej przez elektrociepáowniĊ Hogdalen pochodzi ze spalania
Ğmieci. Elektrociepáownia jest wyposaĪona w skuteczną instalacjĊ oczyszczania spalin, nie
stanowi wiĊc Īadnego zagroĪenia dla Ğrodowiska.
Kompleksowe wykorzystanie Ĩródeá energii odnawialnej
MoĪna sądziü, Īe jednoczesne pozyskiwanie i przetwarzanie róĪnych noĞników energii
odnawialnej pozwoli na peáne i stabilne pokrycie potrzeb energetycznych konkretnego
obiektu lub rejonu.
Przykáadem takiego kompleksowego systemu jest zbudowany dla zakáadu utylizacji Ğcieków
na wyspie Fehmarn (Niemcy) hybrydowy system wykorzystania odnawialnych Ĩródeá energii,
skáadający siĊ z:
• generatora fotoelektrycznego wraz z przeksztaátnikiem prądu staáego na przemienny,
• instalacji wiatrowej,
• instalacji biogazowej wytwarzającej energiĊ elektryczną i ciepáo,
• punktu zarządzania systemem.
Generator fotoelektryczny o mocy szczytowej 140 kW skáada siĊ z 3840 moduáów. Dla
uzyskania napiĊcia 410 V prądu staáego 24 moduáy typu P010/40 áączy siĊ szeregowo, a
nastĊpnie 160 tak poáączonych zestawów áączy siĊ równolegle dla uzyskania prądu
znamionowego 370 A. Dwa przeksztaátniki prądu staáego na przemienny, kaĪdy o mocy 80
kVA, sáuĪą do powiązania generatora z siecią elektryczną. Przeksztaátniki są wyposaĪone w
zabezpieczenia zwarciowe i przeciąĪeniowe.
Instalacja wiatrowa, typ HSW250, ma moc znamionową 250 kW. WysokoĞü wieĪy do piasty
wirnika silnika wiatrowego, o Ğrednicy 25 m, wynosi 28 m. WieĪa jest wyposaĪona w schody
wewnĊtrzne. Moc znamionową instalacja wiatrowa osiąga przy prĊdkoĞciach wiatru od 14 do
23 m/s. Jest wyposaĪona w generator asynchroniczny z przeáącznikiem liczby par biegunów,
kontrolowanym i sterowanym przez komputer. Komputer kontroluje i monitoruje takĪe
wszystkie operacje dokonywane automatycznie: zatrzymanie instalacji przy spadku prĊdkoĞci
wiatru poniĪej 4 m/s, wyáączenie instalacji przy prĊdkoĞci wiatru powyĪej 23 m/s,
monitorowanie stanu oleju i jego temperatury, ciĞnienia hamulca hydraulicznego.
Instalacja biogazowa jest wyposaĪona w silnik spalinowy i generator synchroniczny. Woda
cháodząca oraz gazy spalinowe silnika oddają ciepáo, które ogrzewa kolumnĊ fermentacyjną
biogazu. Buforowy zbiornik gazu o pojemnoĞci 200 m3 stanowi rezerwĊ krótkookresową.
Punkt zarządzania systemem gromadzi, przetwarza i przekazuje wszystkie istotne dane
dotyczące wytwarzania energii, dane meteorologiczne oraz dane zakáadu utylizacji Ğcieków.
Zarządzanie systemem polega na Ğledzeniu danych eksploatacyjnych, porównaniu profilu
produkcji energii z danymi meteorologicznymi, porównaniu mocy generowanej z
obciąĪeniem itp.
Skáadowe elementy systemu zostaáy dostarczone przez:
• generator fotoelektryczny - Telefunken Systemtechnik
• instalacja wiatrowa - stocznia okrĊtowa Husamer,
• instalacja biogazowa - Daimler-Benz.
Zakáad utylizacji Ğcieków przerabia Ğcieki z miasta Burg i oĞrodka rekreacyjnego Burg-Tiefe,
Takie ukáady, jak przedstawiony wyĪej, noszą nazwĊ hybrydowych systemów wytwarzania
energii elektrycznej czy teĪ hybrydowych systemów energetycznych (hybrid power systems),
przy czym moĪliwe jest w nich takĪe wykorzystywanie tradycyjnych noĞników energii
pierwotnej.
Innym przykáadem kompleksowego wykorzystania odnawialnych Ĩródeá energii jest duĔska
koncepcja budowy systemów o mocy od 0,2 do 10 MW do lokalnego zaopatrywania
odbiorców w energiĊ elektryczną i ciepáo, wytwarzane w ukáadzie skojarzonym - LOCUS
(LOcal Cogeneration Utility System), System skáada siĊ z elektrowni wiatrowej,
elektrociepáowni opalanej gazem ziemnym lub biogazem, pompy ciepáa i akumulatora ciepáa
(rys. 22).
Jednostkowe nakáady inwestycyjne ocenia siĊ na 800 USD/kW, co czyni LOCUS
konkurencyjnym ekonomicznie dla elektrowni wĊglowych.
LITERATURA
[1] Bogdanienko J.: Odnawialne źródła energii. PWN, Warszawa 1989
[2] Boyle G. (Ed.): Renewable Energy. Power for a Sustainable Future. Oxford University Press, Oxford 1996
[3] Devins D.: Energy: its Physical Impact on the Environment. John Wiley and Sons, New York 1983
[4] Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of the Council of 27 September 2001 on the promotion of
electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity market. Official Journal of the European
Union, L 283/33
[5] Directive 2003/54/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 concerning common rules of
internal market in electricity and repealing Directive 96/92/EC. Official Journal of the European Union, L 176
15.7.2003
[6] Directive of the Buropean Parliament and of the Council on the promotion of cogeneration based on a useful heat
demand m the internal energy market. Final Version - 23.07.3003
[7] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 3003/91/WE z dnia 16 grudnia 3002 r. w sprawie poprawy
efektywności wykorzystania energii w budynkach (Directive on the Energy Performance of Buildings)
[8] Energy for Tomorrow's World - Acting Now. WEC Statement 2000
[9] European Commission: Green Paper - Towards a European strategy for the security of energy supply. Brussels
2001
[10] Gajer M.: Wybrane zagadnienia optymalizacji i doboru turbin elektrowni wiatrowych. Przegląd
Elektrotechniczny, Nr 2, 2003
[11] Garstka J; Oceany i morza źródłem energii elektrycznej. Gospodarka Paliwami i Energią, Nr 6,1986
[12] Hau E.: Die zweite Generation. Europaische Windkraftanlagen der Megawatt-Klasse. Energie, No 9, 1987
[13] Jarzębski Z.M.: Energia słoneczna. Konwersja fotowoltaiczna. PWN, Warszawa 1990
[14] Kaiser H.: Wykorzystanie energii słonecznej. Wyd. AGH, Kraków 1995
[15] Kowalska-Bundz A.: Analiza i ocena regulacji prawnych w Polsce i w Niemczech pod kątem wspierania rozwoju
generacji rozproszonej. VII Międzynarodowa Konferencja Naukowo-Techniczna „Nowoczesne urządzenia zasilające
w energetyce", Kozienice, 10-13 marca 2004
[16] Laudyn D., Pawlik M., Strzelczyk R.: Elektrownie. WNT, Warszawa 1990
[17] Lorenc H.: Struktura i zasoby energetyczne wiatru w Polsce. IM1GW, Warszawa 1996
[18] Lorenc H.: Współczesne tendencje zmian prędkości i zasobów energii wiatru w Polsce. Ogólnopolskie Forum
Odnawialnych Źródeł Energii, Warszawa, listopad 2002
[19] Manwell J. E, McGowan J. G, Rogers A. L.: Wind Energy Explained - Theory Design and Application. John
Wiley & Sons, Chichester (England) 2002
[20] Miszczak M., Waszkiewicz Cz.: Energia słońca, wiatru i inne. Instytut Wydawniczy „Nasza Księgarnia",
Warszawa 1988.
[21] Paska J.: Odnawialne źródła energii. Problemy, Nr 11, 1987
[22] Paska J: Renewable Bnergies in World's Energy Balance. Archiwum Energetyki, Nr 3-4, 1993.
[23] II Polityka ekologiczna Państwa. Ministerstwo Środowiska, 2000 r. www.mos.gov.pl
[24] Polityka ekologiczna państwa na lata 2003-2006 z uwzględnieniem perspektywy na lata 2007-3010. Rada
Ministrów, 2003
[25] Poręba S., Barć W, Gajda A., Jaworski W.: Rynek zielonej energii. Biuletyn Miesięczny PSE, 1/2001
[26] Prawo ochrony środowiska. Dz. U. Nr 62, poz.627 z dnia 27 kwietnia 2001
[27] Projekt Polityki Klimatycznej Polski. Ministerstwo Środowiska 2003 r. www.mos.gov.pl
[28] Pluta Z-- Podstawy teoretyczne fototermicznej konwersji energii słonecznej. OWPW, Warszawa 2000
[29] Pluta Z.: Słoneczne instalacje energetyczne. OWPW, Warszawa 2003
[30] Regulation (EC) No 1228/3003 of the European Parliament and of the Council of 36 June 2003 on conditions for
access to the network for cross-border exchanges in electricity. Official Journal of the European Union, L 176
15.7.2003
[31] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia
podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu
sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców. Dz. U. Nr 85, poz. 957
[32] Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 30 maja 2003 w sprawie szczegółowego
zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej
wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła. Dz. U. Nr 104, poz. 971
[33] Różycki M.: Elektrownia wiatrowa z indukcyjną maszyną pierścieniową. Przegląd Elektrotechniczny, Nr 4-5,
1990
[34] Smolec W: O możliwościach wykorzystania energii słonecznej w Polsce. Energetyka, Nr 8, 1987
[35] Spójna polityka strukturalna rozwoju obszarów wiejskich i rolnictwa z dnia 13 lipca 1999 r., www.ib-mer.waw.pl
[36] Staniszewski A.: Zarys elektrowni. WPW, Warszawa 1983
[37] Statystyka elektroenergetyki polskiej 2002. Agencja Rynku Energii SA, Warszawa 2003
[38] Strategia rozwoju energetyki odnawialnej. Ministerstwo Ochrony Środowiska. Warszawa, wrzesień 2000
[39] Strategia zrównoważonego rozwoju Polski do roku 2035. Ministerstwo Środowiska. Monitor Polski Nr 8 z dnia
11 marca 1999 r. Poz. 96
[40] Ustawa Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. wraz z późniejszymi zmianami, www.ure.gov.pl
[41] Ustawa z dnia 26 lipca 2002 r. o ratyfikacji Protokołu z Kioto do Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w
sprawie zmian klimatu. Dz. U. 2O02 nr 144, poz. 1207
[42] World Energy Outlook. OECD/IEA, Paris 2000
[43] Założenia polityki energetycznej państwa. Minister Gospodarki, 2000