propozycje wdrożeń odnawialnych źródeł energii na obszarze

Transkrypt

PROPOZYCJE WDROŻEŃ
ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII
NA OBSZARZE POLSKI
I KRAJOWA KONFERENCJA
POD PATRONATEM MINISTRA GOSPODARKI
FUNDACJA INNOWACYJNEJ GOSPODARKI
Białystok 2012 r.
FUNDACJA INNOWACYJNEJ GOSPODARKI PROPOZYCJE WDROŻEŃ ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII NA OBSZARZE POLSKI I KRAJOWA KONFERENCJA POD PATRONATEM MINISTRA GOSPODARKI Ekspertyza finansowana ze środków Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego w ramach Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Podlaskiego na lata 2007‐2013 Redakcja opracowania:
prof. Kazimierz Pieńkowski
- Fundacja Innowacyjnej Gospodarki
przy współpracy Zespołu w składzie:
prof. nadzw. Piotr Banaszuk
prof. Dorota Chwieduk
prof. Piotr Doerffer
dr inż. Andrzej Kamocki
prof. Jan Kiciński
mgr inż. Władysław Kruczek
mgr Barbara Laskowska
mgr inż. Ludwik Latocha
Grzegorz Leszczyński
dr inż. Lech Magrel
dr inż. Danuta Miedzińska
prof. Tadeusz Niezgoda
mgr inż. Anna Obermiler
mgr Janusz Pilitowski
prof. Jan Popczyk
dr inż. Marian Rubik
dr inż. Andrzej Schroeder
dr inż. Grzegorz Sławiński
prof. Andrzej Stachel
- Politechnika Białostocka
- Politechnika Warszawska
- Instytut Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku
- Politechnika Białostocka
- Instytut Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku
- Polski Bazalt S.A. Kraków, ul. Lublańska 34/319
- Podlaska Izba Rolnicza
- eGmina , infrastruktura, energetyka
- Regionalna Dyrekcja Ochrony Środowiska
- Wojskowa Akademia Techniczna
- Ministerstwo Gospodarki
- Politechnika Śląska
- Politechnika Warszawska
- Elektrociepłownia Białystok S.A.
- Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny
Recenzenci:
prof. dr hab. inż. Jarosław Mikielewicz – Instytut Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku
prof. dr hab. inż. Kazimierz Pieńkowski – Fundacja Innowacyjnej Gospodarki
ISBN 978-83-62668-55-7
Wydawca:
Białystok, ul. Kleeberga 14B
tel. 85 868 40 60
Druk i oprawa:
Białystok, tel. 85 868 40 60
[email protected]
Spis treści
Janusz Pilitowski, Kazimierz Pieńkowski
Nowe mechanizmy i instrumenty wspierające pozyskiwanie energii
ze źródeł odnawialnych . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Jan Popczyk
Energetyka prosumencka . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Jan Kiciński
Urządzenia i technologie małoskalowej ekoenergetyki.
Przykłady Technologii i Urządzeń Energetyki Rozproszonej URE/OZE
w skali małej i mikro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
Andrzej Schroeder
Kierunki zmian legislacyjnych w odniesieniu do biomasy
na cele energetyczne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
Barbara Laskowska, Anna Obermiler, Grzegorz Leszczyński
Potencjał uzyskiwania biomasy w województwie Podlaskim . . . . . . . . . . 53
Lech Magrel
Pozyskiwanie biomasy z odpadów komunalnych . . . . . . . . . . . . . . . . 67
Ludwik Latocha
Produkcja biogazu rolniczego oraz gazu wytlewnego (drzewnego) i ich
wykorzystanie na przykładzie doświadczeń kilku krajów Unii Europejskiej . . 73
Dorota Chwieduk
Słoneczne systemy grzewcze. Kolektory słoneczne . . . . . . . . . . . . . . . 87
Marian Rubik
Pompy ciepła w systemach wykorzystania odnawialnych źródeł energii
(OZE) na potrzeby sektora budownictwa energooszczędnego . . . . . . . . . . 93
Piotr Doerffer
Małe wiatraki o pionowej osi obrotu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107
Dorota Chwieduk
Nowoczesne panele fotowoltaiczne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119
Władysław Kruczek
Wiodąca na rynku technologia fotowoltaiczna i wiatrowa . . . . . . . . . . . . 125
Aleksander A. Stachel
ENERGIA GEOTERMALNA I GEOTERMICZNA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131
Piotr Banaszuk, Andrzej Kamocki
Wpływ wykorzystania odnawialnych źródeł energii na środowisko . . . . . . . 153
Tadeusz Niezgoda, Danuta Miedzińska, Grzegorz Sławiński
Innowacyjna metoda wydobycia gazu łupkowego opracowana przez
pracowników Wydziału Mechanicznego WAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161
Janusz Pilitowski
Ministerstwo Gospodarki
Kazimierz Pieńkowski
Fundacja Innowacyjnej Gospodarki
NOWE MECHANIZMY I INSTRUMENTY WSPIERAJĄCE
POZYSKIWANIE ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH
1. Regulacje organizacyjno-prawne
1.1. Wprowadzające
W celu zwiększenia możliwości pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych utworzono
Departament Energii Odnawialnej w Ministerstwie Gospodarki.
W Departamencie opracowano projekt ustawy składający się z trzech części:
• Ustawa o odnawialnych źródłach energii [1],
• Uzasadnienie do projektu ustawy [2],
• Ocena skutków regulacji [3].
Ustawa [1] określa:
• Zasady wykonywania działalności w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, ciepła
lub chłodu w mikroinstalacji, małej instalacji oraz wytwarzania biogazu rolniczego lub
wytwarzania energii elektrycznej, ciepła lub chłodu z biogazu rolniczego;
• Zasady i warunki przyłączenia do sieci instalacji odnawialnego źródła energii;
• Mechanizmy i instrumenty wspierające wytwarzanie odnawialnych źródeł energii;
• Zasady dotyczące gwarancji pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w instalacji odnawialnego źródła energii;
• Zasady opracowania i realizacji krajowego planu działania oraz monitorowania rynku
energii odnawialnych;
• Warunki i tryb akredytowania organizatorów szkoleń oraz certyfikowania instalatora
małych instalacji i mikroinstalacji;
• Zasady współpracy międzynarodowej w zakresie wspólnych projektów energetycznych
oraz współpracy międzynarodowej w zakresie odnawialnych źródeł energii.
W uzasadnieniu do projektu ustawy [2] czytamy, m.in.: „Najważniejszym rodzajem OZE w Polsce są bez wątpienia – biomasa, biogaz, energia słoneczna i energia wiatrowa na lądzie i morzu”.
Najważniejsze instytucje udzielające pomocy finansowej dla inwestorów instalacji OZE
to Ministerstwo Gospodarki, Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej,
a także Bank Ochrony Środowiska oraz Ekofundusz.
1.2. Innowacje wynikające z projektu ustawy [1] o odnawialnych źródłach energii
Do najważniejszych elementów, które zostały zawarte w ustawie i które mogą wpłynąć na
wzrost pozyskiwania odnawialnych źródeł energii należą [4]:
• zniesienie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w mikroźródłach;
• wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacjach i przekazywanie określonej nadwyżki tej energii do zewnętrznych sieci średnich i najniższych napięć;
• określenie wielkości współczynników korekcyjnych dla poszczególnych rodzajów instalacji odnawialnych źródeł energii;
• preferencje w przyłączaniu mikroźródeł;
• wprowadzenie elastycznych i czytelnych zasad wsparcia w zakresie wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych;
• za przyłączanie mikroinstalacji nie będą pobierane opłaty.
2. Współczynniki korekcyjne proponowane w projekcie ustawy
Minister właściwy do spraw gospodarki, co trzy lata, będzie określał w drodze rozporządzenia, wielkości współczynniki korekcyjnych dla instalacji odnawialnych źródeł energii w zależności od rodzaju źródła i w zależności od zakresu mocy danego źródła.
Zostały opracowane pierwsze wielkości współczynników korekcyjnych na trzy lata począwszy
od 2013 do 2017 roku, dla poszczególnych rodzajów i łącznej mocy zainstalowanych urządzeń
odnawialnych źródeł energii wytwarzających energię elektryczną, ciepło lub paliwo gazowe.
W tabeli 1 podano te wielkości [1] dla najbliższych pięciu lat.
Tabela 1. Wielkości współczynników korekcyjnych w zależności od rodzaju źródła i jego
mocy.
Lp.
1
2
3
4
5
6
7
Rodzaj OZE
biogaz rolniczy lub biogaz rolniczy
wprowadzony do sieci dystryb. gazowej
o łącznej produkcji biogazu do 2 mln m3
o łącznej produkcji biogazu od 2 do 4 mln m3
o łącznej produkcji biogazu > 4 mln m3
biogaz pozyskany z surowców pochodzących
ze składowisk odpadów
biogaz pozyskany z surowców pochodzących
z oczyszczalni ścieków
biomasa lub układ hybrydowy
Zakres mocy
Wielkość współczynnika korekcyjnego
w latach
2013
2014
2015
2016
2017
200 do
500 kW
1,500
1,500
1,775
1,450
1,425
500 kW
do 1 MW
1,450
1,450
1,425
1,400
1,375
> 1 MW
1,400
1,400
1,375
1,350
1,325
> 200 kW
1,100
1,100
1,060
1,025
1,000
> 200 kW
0,750
0,750
0,725
0,700
0,625
< 10 MW
> 10 MW
1,300
0,950
1,300
0,950
1,250
0,925
1,225
0,900
1,200
0,875
Lp.
Rodzaj OZE
10
11
12
z wysokosprawnej kogeneracji
z wysokosprawnej kogeneracji
biomasa do spalania wielopaliwowego
biopłyny
energia promieniowania słonecznego
13
energia wiatru na lądzie
14
15
energia wiatru na lądzie
energia wiatru na morzu
16
hydroenergia
17
18
19
hydroenergia
hydroenergia
hydroenergia
energia geotermalna do wytwarzania energii
elektrycznej
8
9
20
Zakres mocy
Wielkość współczynnika korekcyjnego
w latach
2013
2014
2015
2016
2017
< 10 MW
1,700
1,700
1,650
1,625
1,600
> 10 MW
1,150
1,150
1,125
1,100
1,075
> 100 kW
200 do 500
kW
> 500 kW
75 kW do 1
MW
1 do 5 kW
5 do 20 MW
> 20 MW
0,300
1,150
2,850
0,300
1,150
2,850
0,250
1,125
2,700
0,200
1,100
2,550
0,150
1,075
2,400
1,200
1,200
1,175
1,150
1,125
0,900
1,800
0,900
1,800
0,875
1,800
0,850
1,800
0,825
1,800
1,600
1,600
1,575
1,550
1,525
1,700
2,000
2,300
1,700
2,000
2,300
1,675
1,975
2,250
1,650
1,950
2,200
1,625
1,925
2,150
1,200
1,200
1,200
1,200
1,200
-
3. System szkoleń i kwaliikacji instalatorów odnawialnych źródeł energii
3.1. Warunki zdobywania wykształcenia i uprawnień
Wejście w życie ustawy o odnawialnych źródłach energii wiąże się z koniecznością wdrożenia przepisów dyrektywy [5] dotyczących m.in. zbudowania systemu szkoleń i kwalifikacji
instalatorów odnawialnych źródeł energii. Z dyrektywy UE wynika obowiązek stasowania systemu certyfikacji lub równoważnych systemów kwalifikowania instalatorów małych kotłów
i pieców na biomasę, systemów fotowoltaicznych i systemów ciepła słonecznego, płytkich systemów geotermalnych oraz pomp ciepła.
Obowiązujący w Polsce system kwalifikowania instalatorów [6] nie odpowiada kryteriom
określonym w dyrektywie UE [5]. W związku z tym potrzebne jest wprowadzenie procedur zgodnych z dyrektywą w przedmiotowej regulacji. System certyfikacji instalatorów wiąże z definicją
mikroinstalacji i małych instalacji w poszczególnych rodzajach odnawialnych źródeł energii.
3.2. Deinicje mikroinstalacji i małych instalacji
Mikroinstalacja OZE jest instalacją o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 40 kW
lub zainstalowanej łącznej mocy cieplnej lub chłodniczej do 70 kW.
Mała instalacja OZE jest instalacją o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej od 40 kW
do 200 kW albo zainstalowanej łącznej mocy cieplnej lub chłodniczej od 70 kW do 300 kW.
W obu przypadkach z wyłączeniem instalacji służącej do wytwarzania biogazu rolniczego
lub wytwarzania energii elektrycznej ciepła lub chłodu z biogazu rolniczego. W uzasadnieniu
projektu ustawy [2] przyjęto, że instalatorem mikroinstalacji i małych instalacji może być osoba,
która posiada certyfikat.
3.3. Uzasadnienie certyikatu
Zgodnie z projektem ustawy, certyfikat może otrzymać osoba, która:
• posiada pełną zdolność do czynności prawnych;
• posiada wykształcenie minimum zasadnicze zawodowe lub równoważne w zakresie urządzeń i instalacji: sanitarnych, energetycznych, grzewczych, chłodniczych lub elektrycznych;
• poświadczone trzyletnie doświadczenie zawodowe w zakresie wyżej wymienionych
instalacji;
• nie była skazana za przestępstwo umyślne przeciwko wiarygodności dokumentów, obrotowi gospodarczemu oraz bezpieczeństwu powszechnemu;
• ukończyła szkolenie instalatora mikroinstalacji oraz,
• złożyła z wynikiem pozytywnym egzamin na instalatora mikroinstalacji, przed komisją
egzaminacyjną działającą przy Prezesie Urzędu Dozoru Technicznego, nie później niż
w terminie 12 miesięcy od dnia ukończenia szkolenia.
4. Wartości taryf stałych
Ministerstwo Gospodarki poprzez wdrożenie projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii zwiększy bezpieczeństwo zaopatrzenia odbiorców w energię elektryczną. Realizacja przyjętego projektu ustawy będzie promować działalność polegającą na samodzielnym wytwarzaniu
energii elektrycznej w małych instalacjach.
W ocenie skutków regulacji [3] czytamy m.in.: „Rozproszone źródła energii o niewielkich
mocach pozwalają w coraz większym stopniu zaspokajać potrzeby energetyczne odbiorców
energii oraz zwiększać ich niezależność energetyczną. Dojrzałym rozwiązaniem stosowanym
w krajach rozwiniętych jest przyjęcie taryf stałych, tj. gwarancji zakupu całości wytworzonej
energii elektrycznej po stałej cenie w pewnym z góry ustalonym okresie np. 15 lat. System taryf
stałych zapewnia potencjalnemu wytwórcy energii elektrycznej zwrot nakładów poniesionych
na budowę nowego źródła w pewnym okresie czasu, po którym następuje wytwarzanie energii
elektrycznej i przesyłanie jej do sieci na zasadach komercyjnych lub wytwarzanie energii elektrycznej na własny użytek”.
Ustalając wysokości poszczególnych taryf autorzy projektu ustawy dokonali pewnych założeń i uproszczeń ekonomicznych w celu zachowania porównywalności wszystkich rodzajów
źródeł. Uwzględnili te założenia obliczyli pierwsze wartości taryf stałych. Wartości te podano
w tabeli 2.
Tabela 2. Taryfy stałe typu Feed-In dla różnych rodzajów OZE [3]
Lp
Technologia
Taryfa [zł/kWh]
1
2
3
4
5
6
7
biogaz rolniczy < 50 kW
biogaz rolniczy 50 – 200 kW
biogaz składowiskowy
biogaz z oczyszczalni
fotowoltaika < 100 kW
wiatr < 200 kW
hydroenergia < 75 kW
0, 70
0, 65
0, 55
0, 45
1, 10
0, 65
0, 70
5. Zasadność rozwoju pozyskiwania odnawialnych źródeł energii
Tworzenie nowych mikroinstalacji i małych instalacji do pozyskiwania energii ze źródeł
odnawialnych jest użyteczną działalnością gospodarczą z następujących powodów:
• Zapotrzebowanie na energie elektryczną ciągle rośnie,
• Pozyskiwanie energii z odnawialnych źródeł nie degraduje środowiska i pozwala na prowadzenie zrównoważonego rozwoju poszczególnych regionów kraju,
• Pozwala tworzyć autonomiczne rejony energetyczne
• Zmniejsza straty przesyłu energii.
• Działalność ta daje zatrudnienie wielu kwalifikowanym ludziom poszukującym pracy.
Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii wprowadza elastyczne i czytelne zasady
wspierania produkcji zielonej energii z mikroelektrowni. Rozwiązania takie stosują już inne
kraje, np.: Dania, Niemcy, Austria, Szwecja, Wielka Brytania i inne.
W Wielkiej Brytanii, która podobny system wprowadziła w 2010 roku, już po dwóch latach
powstało około 200 tysięcy mikroinstalacji wytwarzających 600 MW mocy. Docelowo Anglicy
planują rozwinąć liczbę mikroinstalacji do 2 milionów i uzyskać kilka tysięcy megawatów mocy.
W Polsce mamy możliwość pójść podobną drogą. Pomoże nam w tym działaniu przygotowana ustawa o odnawialnych źródłach energii, która przewiduje prawo do sprzedaży nadwyżki
energii wytworzonej z odnawialnych źródeł energii w mikroinstalacjach bez konieczności prowadzenia działalności gospodarczej (zniesienie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej
w mikroźródłach – zob. p. 1.2).
Innowacyjność I Krajowej Konferencji p. t.: ”Propozycje wdrożeń odnawialnych źródeł
energii na obszarze Polski” polega na:
• Wyborze rodzajów odnawialnych źródeł energii zgodnie z postulowanymi w projekcie
ustawy [1, 2, 3];
• Na konferencję, obok referatów, autorzy przygotowali propozycje maszyn i urządzeń za
pomocą których można pozyskiwać odnawialne źródła energii.
LITERATURA
[1] Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii (Projekt z dnia 26.07.2012 r.),
[2] Uzasadnienie do projektu o odnawialnych źródłach energii (Projekt z dnia 26.07.2012 r.),
[3] Ocena skutków regulacji (OSR) (Projekt z dnia 26.07.2012 r.),
[4] Pieńkowski C. A. : Nowe zasady wsparcia w zakresie pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych, COW
nr 10 z 2012r,
[5] Dyrektywa 2009/28/WE dotycząca m.in. zbudowania systemu szkoleń i kwalifikacji instalatorów OZE,
[6] Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dn. 28 kwietnia 2003r. w sprawie szczegółowych zasad stwierdzenia posiadania kwalifikacji przez osoby zajmujące się eksploatacją urządzeń,
instalacji i sieci (Dz. U. Nr 89, poz. 828 z późn. zmianami).
Jan Popczyk
Politechnika Śląska
ENERGETYKA PROSUMENCKA
1. Jedno pytanie główne, pięć pomocniczych i jedno retoryczne
– zamiast wstępu.
Pytanie główne jest następujące: dlaczego w sytuacji, która nie wymaga już politycznej
wyobraźni, a tylko elementarnej wiedzy, Polska pozwala kolonizować swoją energetykę przez
globalne firmy „doradcze” (konsultingowe), nie tworzy natomiast własnych strategicznych kompetencji w tym obszarze.
Trzy pierwsze pytania szczegółowe, ale nie mniej ważne niż główne, są następujące. Jaki
Polska ma interes w wyprowadzeniu za granicę do 2030 roku dominującej części ze 150 mld
PLN potrzebnych na budowę 2 elektrowni jądrowych z 2 blokami 1600 MW każda? Drugie
pytanie: jaki Polska ma interes w wyprowadzeniu za granicę do 2020 roku bardzo dużej części (ponad połowy) z 80 mld PLN potrzebnych na budowę bloków węglowych o mocy 10 GW,
w powiększaniu za ich pomocą do 2060 roku już obecnie bardzo niekorzystnego salda import-eksport węgla (przewaga importu w 2011 roku wyniosła ponad 10 mln ton), a także w zasilaniu
budżetu unijnego po 2020 roku opłatami za coraz droższe (o to „zadba” Komisja Europejska)
uprawnienia do emisji CO2. Trzecie pytanie: jaki Polska ma interes, aby dofinansowywać elektroenergetykę WEK1 za pomocą współspalania (w 2011 roku nie mniej niż 2 mld PLN), a także
dopłat do zamortyzowanych wielkich elektrowni wodnych (w 2011 roku nie mniej niż 1 mld
PLN), i petryfikować tę elektroenergetykę za pomocą derogacji (fakt, że elektroenergetyka jest
beneficjentem dominującej część darmowych uprawnień do emisji przyznanych Polsce do 2019
roku, które łącznie wynoszą w całym okresie około 405 mln ton, ma bardzo poważne konsekwencje, mianowicie osłabia mechanizmy proefektywnościowe)?
Dwa następne pytania szczegółowe (mogłoby ich być więcej) mają inny charakter, w porównaniu z pierwszymi trzema, w szczególności „wychodzą” na całą energetykę (konwergencja
energetyki, czyli zacieranie granic między sektorami energetycznymi jest najistotniejszą cechą
energetyki prosumenckiej). Czwarte pytanie: jaki Polska ma interes w budowaniu presji na kreowanie najbardziej energochłonnego dochodu narodowego w UE. Polska energochłonność PKB
kształtuje się na poziomie 1,8 MWh (energii pierwotnej) na tys. € i jest wyższa o około 30%
1
WEK – wielkoskalowa energetyka korporacyjna (obejmująca cały tradycyjny kompleks paliwowo-energetyczny,
w szczególności kopalnie, rafinerie, elektrownie i sieciowe systemy przesyłowe). URE – urządzenia rozproszonej energetyki
(na wszystkich trzech rynkach końcowych: energii elektrycznej, ciepła, transportu), w tym smart EV (electric vehicle).
od niemieckiej. Prognozy demograficzne dla Polski i Niemiec są podobne – najbardziej niekorzystne w Europie, mówiące o spadku liczy ludności do 2050 roku o 15%. Problem polega jednak na tym, że niemiecka strategia energetyczna/gospodarcza mówi o redukcji rynku energii
pierwotnej o 50% do 2050 roku. W Polsce dominują natomiast korporacyjne polityki „dynamicznego” wzrostu rynków energetycznych). Piąte pytanie: jaki Polska ma interes w podtrzymywaniu najbardziej nieefektywnego systemu wsparcia OZE w Europie? Chodzi o to, że za
15 mld PLN wsparcia, które pochłonął system zielonych certyfikatów od 2005 roku nie została
wykreowana żadna polska specjalność technologiczna w obszarze OZE (oprócz wykorzystania
tych pieniędzy na finansowanie szkodliwego współspalanie i na dopłaty do zamortyzowanych
wielkich elektrowni wodnych, o czym była mowa, zostały one przejęte przez zagranicznych
dostawców wielkich turbin wiatrowych).
Pytanie retoryczne jest następujące: czy korporacja energetyczna (pytanie dotyczy także
innych korporacji) jest wolna od syndromu korporacji TEPCO w Japonii, a jeszcze bardziej
drastycznie postawione – od syndromu korporacji piłkarskiej PZPN w Polsce? Dlaczego Polska zmarnowała reformę liberalizacyjną elektroenergetyki z lat 1990÷1995, wpisaną w zmiany
ustrojowe. Gdy w dodatku Niemcy realizują konsekwentnie reformę rozpoczętą 8 lat później niż
Polska (w 1998 roku weszła w życie ustawa liberalizująca niemiecki rynek energii elektrycznej)
i osiągnęły już roczną produkcję energii elektrycznej w źródłach odnawialnych (farmy wiatrowe,
biogazownie, fotowoltaika, małe elektrownie wodne) przekraczającą 120 TWh) .
Oczywiście, niemieckie zapotrzebowanie na energię elektryczną jest czterokrotnie większe
od polskiego, ale to i tak oznacza, że Niemcy osiągając w ostatnich 15 latach ponad 20-procentowy udział energii elektrycznej ze źródeł OZE oddaliły się od Polski o „epokę”. Mianowicie,
w Polsce procentowy udział energii elektrycznej ze źródeł OZE – z porównywalnych technologii (a praktycznie z farm wiatrowych, bo przecież mamy tylko śladowy udział źródeł fotowoltaicznych i biogazowych oraz małych elektrowni wodnych) – jest dziesięciokrotnie mniejszy.
Spektakularne wyniki w produkcji energii elektrycznej w źródłach odnawialnych pociągnęły za
sobą jeszcze bardziej spektakularne wyniki w redukcji emisji CO2. Mianowicie, Niemcy, których roczna emisja CO2, jako baza celu emisyjnego, wynosiła około 0,6 mld ton przekroczyły
już swój cel redukcyjny, wynoszący 120 mln ton.
2. Potrzeba drugiej proefektywnościowej reformy elektroenergetyki
Pierwsza taka reforma była częścią zmian ustrojowych zapoczątkowanych w 1989 roku. Jej istotą
była decentralizacja i liberalizacja oraz wykorzystanie zasady TPA do wdrożenia konkurencji na rynku
energii elektrycznej. Odwrót od założeń pierwszej reformy, czyli konsolidacja zapoczątkowana utworzeniem PKE w 2000 roku, doprowadzona w latach 2006÷2009 do zwyrodniałej postaci, wyeliminowała zdolności dostosowawcze elektroenergetyki do niezbędnych zmian (pewien wyjątek stanowi
Grupa Energa), a konkurencja przybrała wyłącznie fasadowy charakter. W rezultacie dalsze procesy
w elektroenergetyce, destrukcyjne, będą miały wiele wspólnego ze zjawiskami, które występowały
w innych obszarach gospodarki. Wybrane przykłady, z charakterystycznymi „przełomami”, od nieefektywności do przegranych tych, którzy z nieefektywności nie potrafią się wyzwolić, są następujące.
1. Budownictwo wielkopłytowe, dominujące do połowy lat 1970. w Europie Zachodniej,
a w Polsce do końca lat 1980. przegrało w latach 1990. z budownictwem deweloperskim i indywidualnym konwencjonalnym oraz lekkim. Współcześnie rozpoczyna się etap
budownictwa pasywnego (budynki nowe oraz termomodernizacja budynków istniejących
z wykorzystaniem technologii domu pasywnego).
2. PGR przegrały na początku lat 1990. z powodu szokowej terapii rynkowej. Mianowicie, rząd nie stworzył warunków prawnych do restrukturyzacji PGR-ów (nie dostały one
w ogóle czasu na restrukturyzację). Trzeba podkreślić jednak, ze brak rządowej strategii zrównoważonej restrukturyzacji rolnictwa, obejmującej PGR, rolnictwo prywatne
średnio-towarowe i rolnictwo socjalne nie spowodował jednak utraty bezpieczeństwa
żywnościowego, spowodował natomiast ogromne koszty (likwidacja PGR-ów). Trzeba
także podkreślić, że w okresie przedakcesyjnym (od 1999 roku) rolnictwo musiało zrealizować wielki program restrukturyzacyjny za pieniądze, które sumarycznie były wielokrotnie mniejsze od rocznych pieniędzy przeznaczanych na wsparcie celu dotyczącego
OZE, w części realizowanej przez energetykę WEK (Program SAPARD, przeznaczony na
dostosowanie polskiego rolnictwa do Wspólnej Polityki Rolnej, funkcjonujący w latach
1999÷2006, miał roczne finansowanie poniżej 200 mln. €).
3. Górnictwo węgla kamiennego przegrywa na świecie historyczną konfrontację z ropą
naftową, gazem ziemnym i przede wszystkim z wymaganiami ochrony środowiska oraz
z efektywnością energetyczną. W Polsce przegrywa górnictwo korporacyjne, to które nie
poddaje się, albo poddaje się bardzo wolno restrukturyzacji (likwidacja Zagłębia Wałbrzyskiego w latach 1990. i bardzo trudna sytuacja górnictwa w konurbacji górnośląskiej – spółki KHW i KW – najtrudniej poddającego się restrukturyzacji; lepsza sytuacja
Jastrzębskiego Zagłębia Węglowego – JSW; najlepsza sytuacja Lubelskiego Zagłębia
Węglowego – LWB, najbardziej rynkowego).
4. Transport kolejowy funkcjonujący w Polsce w formule skonsolidowanego przedsiębiorstwa państwowego (całkowity monopol) aż do końca 2000 przegrywał, mimo bardzo dramatycznej restrukturyzacji zatrudnienia (1990 – 340 tys. osób, 2001 – 150 tys.) systematycznie z transportem drogowym (rozwijającym się pod wpływem konkurencji). Utrzymująca się korporacyjna kultura transportu kolejowego, upolitycznienie i brak postępu
w prywatyzacji oraz wynikający stąd brak restrukturyzacji technologicznej czynią z tego
transportu, w przeszłości kluczowego, najbardziej przegrany obszar gospodarki.
5. Hutnictwo państwowe, mimo konsolidacji i restrukturyzacji zatrudnienia (Huta Lenina
miała maksymalne zatrudnienie w swojej historii około 40 tys. osób, Huta Katowice
około 25 tys. osób, a utworzone w 2002 roku Polskie Huty Stali (Huty: Sendzimira, Katowice, Florian i Cedler), kiedy były prywatyzowane w 2003 roku zatrudniały 17 tys. osób)
funkcjonowało po 1989 roku stale na granicy upadłości. Sytuację unormowała dopiero
prywatyzacja w 2005 roku (przejęcie przez Mittal Steel), dostęp do globalnego kapitału
inwestycyjnego i do globalnych rynków zbytu oraz restrukturyzacja technologiczna.
6. Podstawy przebudowy telekomunikacji, której rozwój rozpoczął się praktycznie równocześnie z rozwojem elektroenergetyki, miały miejsce w latach 1980. i były związane
z likwidacją amerykańskiego monopolu narodowego zrealizowaną drogą regulacyjną,
poprzez podział przedsiębiorstwa AT&T. Efektem deregulacji i wynikającej z niej konkurencji było gwałtowne przyspieszenie technologiczne w latach 1990. obejmujące internet i telefonię komórkową. Przypadło ono na okres zmian ustrojowych w Polsce, która
skutecznie wykorzystała rentę swojego zapóźnienia i stała się beneficjentem światowej
przebudowy telekomunikacji obejmującej deregulację i przyspieszenie technologiczne.
7. Elektroenergetyka radykalnie zrestrukturyzowana w latach 1990÷1995 (segmentacja na wytwarzanie, przesył i dystrybucję; odłączenie KSE od Systemu Pokój, włączenie do systemu UCPTE/
UCTE; przygotowanie infrastruktury pomiarowej pod obrót hurtowy i pod wdrożenie zasady TPA)
przeszła w drugiej połowie lat 1990. proces konsolidacji finansowania inwestycji wytwórczych
za pomocą KDT (do poziomu około 80% całego rynku wytwórczego). Był to początek odwrotu
od reformy rynkowej. Ukoronowaniem tego odwrotu była konsolidacja organizacyjna w ostat-
niej dekadzie. Skutkiem jest niezdolność elektroenergetyki WEK do uczestnictwa w globalnym
poligonie innowacyjności strukturalnej w energetyce wykreowanym przez kryzys w USA (20072009) i w UE (2010-2011) oraz chińską ofensywę technologiczną (2011).
Wszystkie przedstawione doświadczenia są ważne z punktu widzenia podejścia do niezbędnej
przebudowy energetyki. Szczególne znaczenie mają jednak biegunowo różne doświadczenia w obszarze transportu kolejowego (traumatyczne) i w obszarze telekomunikacji (progresywne). Różnice są
na pewno uwarunkowane względami technologicznymi, ale również wieloma innymi czynnikami,
obciążającymi transport kolejowy (p. 4). Elektroenergetyka niestety kroczy, z kilkunastoletnim przesunięciem w czasie, ścieżką transportu kolejowego.
2.1. Energochłonność dochodu narodowego (gospodarki państwa)
Ponad 20 lat nowego ustroju gospodarczego przyniosło Polsce wielkie rezultaty w tych
obszarach, gdzie nastąpiła restrukturyzacja i wykreowana została konkurencja. Przedstawione
powyżej w sposób opisowy problemy restrukturyzacyjne najbardziej nieefektywnych sektorów
gospodarczych wskazują jednak skalę trudności, które wystąpią przy przebudowie polskiej energetyki WEK (całej) w kierunku energetyki prosumenckiej. Z drugiej strony bez rozwoju tej energetyki nie da się przełamać bariery nieefektywności energetycznej polskiej gospodarki, która
jest spuścizną po RWPG (Rada Wzajemnej Pomocy Gospodarczej). Podobnie jak nie byłoby
sukcesów polskiej gospodarki bez rynku, prywatyzacji, bez małych i średnich przedsiębiorstw.
Podkreśla się, że badanie skutków nadmiernej energochłonności gospodarki było w przeszłości w Polsce przedmiotem znacznie bardziej zaawansowanych badań, niż to jest obecnie.
Ogólne równanie różniczkowe opisujące zależność PKB (zmienna niezależna, objaśniająca, jeszcze inaczej egzogeniczna) i zużycie energii pierwotnej przez całą gospodarkę (zmienna zależna,
objaśniana, endogeniczna) ma postać2:
1 dE p

E p dt
D
1 dPKB

E
PKB
dt
(1)
gdzie: t – czas; α – krańcowa elastyczność dochodu narodowego (współczynnik proporcjonalności), wartość α > 0; β – współczynnik postępu techniczno-organizacyjnego. Ujemna
wartość współczynnika β oznacza zmniejszanie się zużycia energii pierwotnej w czasie – jest
to fundamentalny warunek rozwoju gospodarki. Dodatnia wartość współczynnika β oznacza
zwiększanie się zużycia energii pierwotnej w czasie – jest to zarazem fundamentalna przesłanka
przyszłej katastrofy gospodarczej.
Rozwiązanie równania (1) umożliwia proste analizy praktyczne i weryfikację tezy dotyczącej współczynnika β. Rozwiązanie to ma postać wzoru:
Ep
c PKB D e E t
(2)
gdzie: c – stała równania; α > 1. Równanie (2) było przedmiotem bardzo ciekawych badań
nad ścieżką rozwojową Polski w latach 1950÷19873. Wnioski wypływające z tych badań i skonfrontowanie z nimi współczesnej praktyki działania przedsiębiorstw korporacyjnych, zwłasz2
Zależność Cobba-Douglasa (Szukalski S. Wzrost gospodarczy a zużycie energii pierwotnej. Gospodarka Paliwami
i Energią. 1990/2).
3
Sala A. Zmniejszanie energochłonności. Międzyresortowe Centrum Naukowe Eksploatacji Majątku Trwałego. Radom 1993.
cza elektroenergetycznych, dają podstawę do zidentyfikowania podobnych zagrożeń jak obecne
(ryzyko spowolnienia wzrostu PKB ze względu na wysoką energochłonność gospodarki).
2.2. Technologiczna przebudowa energetyki na świecie jest już faktem
W Niemczech w dzień wietrzny produkuje się półtora razy więcej energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych niż Polsce jest potrzebne w tym czasie. W dzień słoneczny podobnie, ale
w źródłach fotowoltaicznych. A w dzień, kiedy wiatr wieje słabo i słońce słabo świeci, produkcja „pod sznurek” w agregatach kogeneracyjnych zasilanych biogazem z biogazowni – i dodatkowo jeszcze w małych elektrowniach wodnych – jest taka, że łączna ilość energii elektrycznej
ze źródeł OZE znowu jest większa od polskiego dobowego zapotrzebowania.
Dzięki dotychczasowym wynikom Niemcy mogły przyjąć radykalną strategię na okres
do 2050 roku, zgodnie z którą zmniejszą w tym czasie swój rynek energii elektrycznej o 25%,
a rynek energii pierwotnej z paliw kopalnych o 50%. To oznacza, po unormowaniu – polegającym na uwzględnieniu zmniejszenia liczy ludności o 15% – że roczne zużycie jednostkowe energii elektrycznej zmniejszy się z obecnych 7 MWh/osobę do 6 MWh/osobę, a energii pierwotnej
z 43 MWh/osobę do 26 MWh/osobę. W takiej sytuacji trudno oczekiwać, że Niemcy poczekają
z dalszą przebudową energetyki, aby Polska mogła, bez wysiłku, je dogonić.
W Polsce roczne zużycie wynosi obecnie odpowiednio: 3,5 MWh/osobę i 30 MWh/osobę,
przy 3, 5-krotnie niższym PKB na osobę w stosunku do niemieckiego. Gdyby zatem unormować
zużycie na osobę w 2050 roku, to przy obecnych (niezmienionych) rynkach energii elektrycznej i energii pierwotnej na osobę i przy zmniejszeniu ludności o 15% zużycie to wynosiłoby: 4
MWh/osobę w wypadku energii elektrycznej i 35 MWh/osobę w wypadku energii pierwotnej.
Zatem zużycie energii elektrycznej na osobę byłoby tylko o 33% mniejsze od niemieckiego,
a zużycie energii pierwotnej aż o 35%% większe.
Oczywiście, w tym miejscu trzeba podkreślić, że polski system wsparcia energetyki odnawialnej jest najbardziej marnotrawny w Europie. Mimo, że system ten pożera obecnie nie mniej
niż 6 mld PLN rocznie (około 80% dopłacają odbiorcy z tytułu „zielonych” certyfikatów, natomiast 20% stanowią najróżniejsze programy wsparcia finansowane ze środków publicznych), to
Polska praktycznie jeszcze nic nie zrobiła dla rozwoju rozproszonej energetyki prosumenckiej.
Znakiem prawdziwie wielkiego opóźnienia Polski, i zagrożenia dla polskiej gospodarki związanego z tą sytuacją, są pojawiające się już oferty z unijnego rynku energii elektrycznej (mamy
przecież taki jednolity rynek) dotyczące sprzedaży energii elektrycznej zielonej (w 100% zielonej) po cenach polskiej energii czarnej.
Aby uniknąć dalszej petryfikacji (kosztów petryfikacji) polskiej elektroenergetyki i zapewnić
efektywność jej transformacji w perspektywie 2050 trzeba, uwzględniając zaistniałą bardzo trudną
sytuację, zdefiniować technologie pomostowe, rozwojowe i ubezpieczające. W warunkach rynkowych i transformacji energetyki od WEK do OZE/URE zdefiniowanie tych technologii jest znacznie
ważniejsze (i efektywniejsze z punktu widzenia praktycznych działań) niż ustanawianie rządowej
polityki energetycznej, która nigdy dotychczas nie dała zadowalających rezultatów (nigdy też nie
była konsekwentnie realizowana). Poniżej proponuje się, jako właściwe dla Polski, trzy grupy technologii: technologie rozwojowe (prosumenckie), pomostowe (węglowe) i ubezpieczające (gazowe).
Technologie jądrowe uznaje się jako całkowicie niewłaściwe dla potrzeb 21. wieku.
1. Technologie rozwojowe. Są to technologie proefektywnościowe oraz technologie OZE/
URE. Przede wszystkim takie, jak: dom plus-energetyczny z infrastrukturą smart grid
mikro („oddolnym”, a nie „odgórnym”), transport elektryczny, całe rolnictwo energetyczne i inne. Są one właściwe dla prosumentów.
2. Technologie pomostowe. Są to technologie wytwórcze WEK w elektroenergetyce, rafinerie,
kopalnie, sieciowe systemy przesyłowe – elektroenergetyczny i gazowy. W elektroenergetyce są to przede wszystkim technologie węglowe (dla tych technologii charakterystyczny
jest brak przesłanek odnośnie możliwości sfinansowania nowych bloków; istnieje natomiast potencjał modernizacji istniejącej energetyki węglowej i potencjał ten trzeba wykorzystać). Technologie pomostowe są właściwe dla korporacji i dla (biernych) odbiorców.
3. Technologie ubezpieczające. Są to technologie gazowe (na gaz ziemny, LPG, a z dużym
prawdopodobieństwem także gaz łupkowy). Podkreśla się, że technologie gazowe będą
w przyszłości praktycznie technologiami rozproszonymi (jeden segment) oraz technologiami
dostosowanymi do potrzeb odbiorców przemysłowych (drugi segment); udział technologii
gazowych WEK będzie drastycznie malał ze względów fundamentalnych, mianowicie
z powodu wyższej efektywności przesyłu/transportu i magazynowania paliw gazowych,
w porównaniu z przesyłem i magazynowaniem energii elektrycznej.
4. Energetyka jądrowa. Brak jest możliwości realizacji programu przyjętego w Polityce
energetycznej Polski do 2030 roku. Powody są następujące: 1º – jest to energetyka paramilitarna i nie nadaje się do społeczeństwa informacyjnego (z coraz większym zakresem
demokracji bezpośredniej), 2º – utraciła ona podstawy finansowania, bo cechuje się ryzykiem, które jest nieakceptowalne dla rynków finansowych tracących gwałtownie zaufanie społeczeństwa informacyjnego, 3º – wprowadza ryzyko (na razie zupełnie niezidentyfikowane) dla KSE w obszarze stabilności dynamicznej, 4º – nie mieści się „mocowo”
w dolinie nocnej KSE, w której już są ograniczane bloki węglowe o najwyższej sprawności (Pątnów II, Łagisza, Bełchatów II), 5º – nie mieści się na rynku energii elektrycznej
charakterystycznym dla KSE, dla którego absolutnie nie ma przesłanek wzrostu ponad
190 TWh w 2050 roku, 6º – właściwości bloków jądrowych (stałe obciążenie) utrudniają
ich współpracę ze źródłami wiatrowymi i słonecznymi.
3. Konfrontacja inwestycji w bloki/elektrownie WEK
i w konkurencyjne technologie energetyczne 21. wieku
Jeśli Polsce grozi deficyt mocy wytwórczych na rynku energii elektrycznej (praktycznie
oficjalnie zapowiadany przez Urząd Regulacji Energetyki już na 2016 rok, to sprawą niekwestionowaną jest konieczność rozpatrywania przyszłości polskiej elektroenergetyki (energetyki
w całości) w kontekście inwestycji. Ale taka sama sytuacja dotyczy świata cierpiącego niedostatek energii elektrycznej, w szczególności całego świata poza OECD.
Dlatego punktem wyjścia, który się tu przyjmuje do antycypowania rozwoju sytuacji, są
bardzo grube, ale szokujące szacunki przedstawione w tabeli. Dotyczą one nakładów inwestycyjnych dla dziewięciu charakterystycznych technologii, uwzględniających źródła wytwórcze
i niezbędną rozbudowę sieci w Polsce (oczywiście, w krajach cierpiących niedostatek energii
elektrycznej, gdzie nie istnieją rozwinięte SEE i nakłady na sieci muszą być w przypadku technologii WEK bardzo wysokie, przewaga źródeł OZE/URE jest jeszcze większa niż w Polsce).
W tabeli nie dokonano oszacowania cen energii elektrycznej z poszczególnych technologii ze względu na zbyt duże ryzyko, nieporównanie większe od ryzyka oszacowania nakładów
inwestycyjnych. Mianowicie, ryzyko szacowania cen energii elektrycznej jest związane z okresem, w którym ceny te muszą być szacowane. Jest to 80 lat, bo taki jest okres „wyjścia” z biznesu w postaci energetyki jądrowej, którą trzeba dopiero zbudować. A w obecnej sytuacji, po
katastrofie w elektrowni Fukushima, będzie to trwało nie krócej niż 15 lat (w Polsce i w więk-
szości krajów Południa, gdzie nie ma jeszcze w ogóle elektrowni jądrowych i trzeba budować
infrastrukturę od podstaw, jeszcze dłużej).
3.1. Perspektywy energetyki prosumenckiej widziane przez pryzmat cen energii
elektrycznej
Mimo, że tabela nie zawiera oszacowania cen energii elektrycznej, przesądza ona o perspektywach energetyki WEK i OZE/URE na korzyść tej drugiej. Tę tezę potwierdza następujące uproszczone skonfrontowanie cen energii elektrycznej w energetyce prosumenckiej (OZE/
URE) i WEK. Rozpatrzmy układ hybrydowy taki jak w tabeli: mikrowiatrak 5 kW (cena 900
€/kW) + ogniwo PV 5 kW (cena 1100 €/kW), z baterią akumulatorów i przekształtnikiem; czas
pracy układu hybrydowego – około 25 lat. Produkcja energii elektrycznej w okresie całego życia
układu wynosi około 275 MWh. Nakłady inwestycyjne prosumenta związane z mikrowiatrakiem
i ogniwami PV oszacowano na 42 tys. PLN. Łącznie z przekształtnikami i bateriami akumulatorów nakłady te są dwukrotnie wyższe, czyli wynoszą 84 tys. PLN. Zatem cena jednostkowa
(stała) energii elektrycznej wynosi, w perspektywie prosumenta, 305 zł/MWh, w porównaniu
z ceną ponad 600 PLN/MWh (z VAT-em, w przypadku taryfy C) od dostawcy z urzędu.
Tabela 1. Porównanie technologii, równoważnych w aspekcie rocznej produkcji energii
elektrycznej wynoszącej 11 TWh
Lp.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Technologia
Moc
Nakłady
inwestycyjne [€]
Czas do efektu
z pojedynczego
projektu
łączne
jednostkowe
Technologie WEK – przedsiębiorstwa korporacyjne
Pojedynczy blok jądrowy,
1,6 GW
11 mld
11 mld
po Fukushimie
15 lat
Technologia dostępna nie
wcześniej niż za 20 lat
Realizacja możliwa przed
2 bloki węglowe nadkrytyczne
2 GW
3,6 mld
1,8 mld
2020; po 2020 pełna
opłata za emisję CO2
Farmy wiatrowe – niezależni wytwórcy (ewentualnie przedsiębiorstwa korporacyjne)
40 farm wiatrowych, po
5 GW
10 mld
250 mln
2 lata
50 turbin o mocy 2,5 MW każda
Technologie gazowe 1
energetyka przemysłowa, w tym przemysł/biznes ICT (fabryki ICT, data centers)
160 bloków combi, na gaz ziemny, 10 MW
1,6 GW
1 mld
6,5 mln
1 rok
każdy
Technologie gazowe 2
samorządy, małe i średnie przedsiębiorstwa, spółdzielnie/wspólnoty mieszkaniowe, deweloperzy
16 tys. źródeł trójgeneracyjnych,
1,6 GW
4 mld
250 tys.
1 rok
na gaz ziemny, 100 kWel każde
Technologie OZE/URE – energetyka prosumencka
160 tys. mikrobiogazowni,
1,6 GW
5,6 mld
35 tys.
6 miesięcy
10 kWel każda
1 mln układów hybrydowych MOA, 5 kW (M)
(5+5) GW
10 mld
10 tys.
6 miesięcy
+ 5 kW (O) każdy
2,5 mln instalacji fotowoltaicznych,
11 GW
12 mld
5 tys.
3 miesiące
4,5 kW każda
2 bloki węglowe, z instalacjami CCS
1,7 GW
> 8 mld
> 4 mld
(opracowanie własne)
Ponadto przewaga energetyki OZE/URE wynika z wielkiego potencjału redukcji jednostkowych nakładów inwestycyjnych: redukcji cen technologii słonecznych (zwłaszcza hybrydowej,
czyli zintegrowanych ze sobą: ogniwa fotowoltaicznego i kolektora słonecznego), technologii
z obszaru rolnictwa energetycznego, a także mikrowiatrowych, geotermalnych w postaci pompy
ciepła, i innych. Trzeba jednak podkreślić także wagę co najmniej trzech innych powodów.
Po pierwsze, jest to adekwatność technologii OZE, szczególnie OZE/URE, do potrzeb
nowego układu globalnych interesów: bogatej Północy i biednego Południa. W tym wypadku
podkreśla się jeden szczególny aspekt, wynikający z fundamentalnych właściwości energetyki
WEK i OZE/URE. Technologie WEK generalnie nie są odpowiednie dla Południa (są zbyt skomplikowane), dlatego bogata Północ nie może eksportować dóbr inwestycyjnych dla energetyki
WEK w ten region świata.
Po drugie, biedne Południe nie może mieć z energetyki WEK, fundamentalnie rzecz traktując, tańszej energii elektrycznej niż bogata Północ (z uwagi na to, że istnieją globalne rynki
dóbr inwestycyjnych dla energetyki WEK i globalne rynki paliw kopalnych). Energia elektryczna
z energetyki OZE/URE może natomiast być fundamentalnie na biednym Południu znacznie tańsza niż na bogatej Północy (na przykład za przyczyną różnic energii promieniowania słonecznego
i dostępności biomasy). Czyli rozwój energetyki OZE/URE na biednym Południu daje bogatej
Północy rynki zbytu i dostęp do taniej energii elektrycznej potrzebnej w projektach inwestycyjnych poza energetyką (od przetwórstwa rolno-spożywczego do hutnictwa).
Po trzecie, jest to profil ryzyka. Ten powód będzie działał w szczególności w Polsce, ale
także w całej UE, w Stanach Zjednoczonych, w Chinach i w Afryce. Technologie OZE/URE mają
profil ryzyka właściwy dla energetyki prosumenckiej, zdolnej bezpośrednio odpowiadać rynkowymi inwestycjami na deficyt mocy/energii (elektrycznej). Technologie WEK mają profil ryzyka
właściwy dla energetyki korporacyjnej, warunkowany regulacjami prawnymi (w szczególności
w zakresie bezpieczeństwa jądrowego i uprawnień do emisji CO2). Wielkie ryzyko tych regulacji bardzo szybko eliminuje (w UE praktycznie już wyeliminowało) inwestorów korporacyjnych
z inwestycji w projekty WEK: jądrowe i węglowe (banki przestały kredytować takie inwestycje).
4. Czas na skończenie ze wspomaganiem samych źródeł,
pora na wsparcie prosumenckich instalacji
Projekt ustawy OZE upubliczniony (9 października 2012) przez Ministerstwo Gospodarki,
jest wreszcie szansą (na razie tylko szansą) na rozwój energetyki prosumenckiej. Sprawa jest
niestety kolejny raz nieczysta za przyczyną systemu kalibracji wsparcia w projekcie. Mianowicie, system ten, bardzo „obfity”, przyczyni się nie tylko do rozwoju energetyki prosumenckiej;
jeszcze bardziej przyczyni się do ukształtowania nowych grup interesów, jednak nie w oparciu
o efektywność gospodarczą, a inne kryteria – publicznie nieznane.
W projekcie bardzo wysokie wsparcie mają ogniwa PV (energia elektryczna z ogniw o mocy
do 10 kW zintegrowanych z budynkiem będzie kosztować 1300 zł/MWh). Z drugiej strony,
szczyt obciążenia w polskim systemie elektroenergetycznym ciągle jeszcze występuje w zimie
(i nieprędko się to zmieni). Gdyby zatem antycypowany deficyt mocy był przesłanką (choćby
jedną z wielu) braną pod uwagę przez Ministerstwo Gospodarki, to wysokie wsparcie powinny
mieć mikroinstalacje hybrydowe MOA (mikrowiatrak, ogniwo PV, akumulator). Przy cenie
energii elektrycznej z mikrowiatraka o mocy do 10 kW równej według projektu ustawy 950 zł/
MWh atrakcyjność układów hybrydowych byłaby bardzo duża. Na liście mikroinstalacji takich
jednak nie ma w projekcie.
Są ponadto inne rozwiązania zawarte w projekcie OZE, które będą utrudniały rozwój energetyki prosumenckiej i dlatego należałoby je zweryfikować. Należy do nich rozbudowany (ponad
wymagania unijne), bardzo biurokratyczny system obowiązkowego certyfikowania instalatorów mikroinstalacji. Ponadto, jest nieporozumieniem certyfikowanie instalatorów mikroinstalacji przez Prezesa Urzędu Dozoru Technicznego. Mianowicie, tradycyjne kompetencje UDT
dotyczące bloków energetycznych wielkiej mocy są zupełnie czym innym niż kompetencje
potrzebne w obszarze prosumenckich instalacji energetycznych (kompetencje w zakresie przekształtników energoelektronicznych; inteligentnych układów pomiarowych integrujących liczniki energii elektrycznej, gazu, ciepła, wody; magistrali KNX/EIB i sterowników PLC; systemów transmisji danych…).
Na szczęście nie tylko produkcja w mikroinstalacjach jest siłą prosumentów. To również,
a nawet przede wszystkim, efektywność użytkowania energii elektrycznej. Z tego punktu widzenia ważny jest smart grid. Jednak podkreśla się tu, że nie jest to AMI. Chcąc odpowiedzieć na
pytanie, czym będzie smart grid prosumencki, trzeba inspiracji szukać w systemach SCADA,
ale nie tych, które są charakterystyczne dla elektroenergetyki (centra dyspozytorskie OSP i OSD,
„nastawnie” elektrowniane). Inspiracja może pochodzić z najdynamiczniej rozwijających się
obecnie przemysłowych systemów SCADA w postaci systemów komputerowych pełniących
rolę nadrzędną w stosunku do sterowników PLC (i innych urządzeń), zbierających bieżące dane
z infrastruktury/procesu/obiektu oraz realizujących zadane algorytmy sterowania i regulacji.
Poprzez konwergencję tego segmentu systemów SCADA i segmentu automatyki budynkowej
KNX/EIB (europejska magistrala instalacyjna) w naturalny sposób będą się rozwijać systemy
SCADA w obszarze energetyki prosumenckiej. Będą one realizowały algorytmy opisujące prosumenckie łańcuchy wartości, czyli gospodarkę energetyczną w ramach PME (prosumenckich
mikroinstalacji energetycznych). A PME to mikroinstalacja w szczególności „stowarzyszona”
z domem plus-energetycznym, którego wyposażenie w pełnej wersji obejmuje pompę ciepła,
układ hybrydowy MOA i samochód elektryczny. Innym przykładem PME jest mikroinstalacja
w gospodarstwie rolnym plus-energetycznym, obejmująca wyposażenie, na które może się składać mikrobiogazownia rolniczo-utylizacyjna, układ hybrydowy MOA, elektryczny samochód
dostawczy, ciągnik elektryczny. Jeszcze innym przykładem jest miniinstalacja elektryczno-ciepłownicza charakterystyczna dla szpitala, szkoły, wspólnoty mieszkaniowej, przedsiębiorcy (małe
i średnie przedsiębiorstwa). To także sieć elektroenergetyczna i ciepłownicza (infrastruktura
znacznie bardziej rozległa niż instalacja) charakterystyczna np. dla kampusu uczelnianego, ale
jest to także inteligentna sieć elektroenergetyczna (wiejska, wiejsko-miejska, miejska): oświetleniowa, dedykowana infrastrukturze krytycznej gminy, prosumenckim źródłom wytwórczym
lub innym szczególnym potrzebom.
5. Czas na skończenie z lobbingiem i ruchem celebryckim
wokół energetyki OZE, pora na budowę know how dla energtyki
prosumenckiej
Zwiększa się lawinowo liczba celebrytów energetyki prosumenckiej. Nie idzie za tym niestety wzrost know how, szczególnie inżynierskiego. A w tym zakresie, inżynierskiego know how,
Polska ma wielki potencjał. Petryfikacja energetyki, w szczególności elektroenergetyki, oznacza jego niewykorzystanie, i pozbawienie Polski możliwości skorzystania z renty zapóźnienia.
DC
Dom plus-energetyczny
72 V
PE6
DC
Samochód
elektryczny
PE7
DC
Odbiorniki prądu
przemiennego
1. i 3. fazowe
Komunikacja
z otoczeniem
24 V
DC
Sterownik
nadrzĊdny
AC
AC
DC
DC
72 V
Sieü
dystr.
620 V
AC
àT
DC
DC
DC
PE1
PRZEKSZ7$à71,.3(
OZE1
Mikrobiogazownia lub
Mikroturbina wiatrowa
PE2
AC
DC
DC
PE4
PE3
PE5
DC
OZE2
Ogniwa
fotowoltaiczne
Rysunek 1. Koncepcja przekształtnika energoelektronicznego PE dla inteligentnego domu
plus-energetycznego (ogólnie dla PME – Prosumencka Mikroinstalacja Energetyczna).
Autorzy koncepcji: dr inż. Marcin Zygmanowski, dr inż. Jarosław Michalak). Koncepcja została
opracowana w ramach Projektu badawczego NCBiR „Zintegrowany system zmniejszenia
eksploatacyjnej energochłonności budynków”, Zadanie 3: Zwiększenie wykorzystania
energii z odnawialnych źródeł energii w budownictwie, kierownictwo Jan Popczyk.
Na przedstawionym rysunku widoczny jest, chociaż nie bezpośrednio, potencjał innowacyjności związany ze strukturą przekształtnika energoelektronicznego, o funkcjonalności charakterystycznej dla inteligentnego domu plus-energetycznego. Przedstawiona struktura jest oczywiście zbyt skomplikowana (koszt zastosowania takiej struktury byłby bardzo wysoki). Użyteczne
rozwiązanie znajduje się „pośrodku”, między strukturą przedstawioną na rysunku i obecnymi
prostymi, praktycznymi zastosowaniami przekształtników przeznaczonych do współpracy z ogniwami PV i akumulatorami oraz, odrębnie, z mikrowiatrakami i akumulatorami. Rozwiązanie,
które trzeba pilnie opracować musi w szczególności zapewniać przyłączanie PME do sieci elektroenergetycznej w taki sam sposób jak przyłącza się odbiorniki.
Inną przykładową sprawą w PME, którą trzeba rozwiązać, jest opracowanie struktury inteligentnego układu pomiarowego. W tym miejscu proponuje się kierunkowo strukturę wyjściową
(do modyfikacji) obejmującą inteligentny (główny, dwukierunkowy) licznik energii elektrycznej oraz podliczniki energii elektrycznej (jednokierunkowe dla ogniwa PV i mikrowiatraka oraz
dwukierunkowe dla baterii akumulatorów i smart EV), a ponadto jednokierunkowe podliczniki ciepła (produkowanego w źródłach OZE, np. w pompie ciepła), wody, ewentualnie gazu.
Rozwiązanie, które trzeba pilnie opracować musi w szczególności zapewniać rozliczanie efektów, w kontekście celów dyrektywy 2009/28, związanych z łańcuchami wartości realizowanymi
w ramach PME.
Jeszcze inną sprawą jest integracja w ramach PME inteligentnego przekształtnika energoelektronicznego i inteligentnego układu pomiarowego z dotychczasowym systemem inteligentnego domu (bez źródeł OZE), w szczególności z magistralą KNX/EIB. Rozwiązanie, które trzeba
opracować musi w szczególności zapewniać włączenie PME do systemu DSM operatora OSD.
Z tego punktu widzenia ważna jest koncepcja integracji rozproszonego systemu sterowników
PLC w systemie KNX/EIB z inteligentnym licznikiem (układem nadrzędnym).
6. iLab EPRO (Internetowe Laboratorium Energetyki Prosumenckiej)
W marcu utworzone zostało w Politechnice Śląskiej Centrum Energetyki Prosumenckiej (CEP),
funkcjonujące jako jednostka pozawydziałowa. Pierwszym przedsięwzięciem CEP jest budowa
iLab EPRO, jako ośrodka konsolidacji nowych kompetencji technicznych, która jest niezbędna
dla przyspieszenia rozwoju energetyki prosumenckiej w ogóle, a na Śląsku w szczególności.
Segmentacja funkcjonalno-technologiczna iLab EPRO przedstawiona jest poniżej.
1. PME – obiekty demonstracyjne wraz z ich inteligentną infrastrukturą taką jak: elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, sterowanie, pomiary (w tym inteligentne
liczniki na rynku energii elektrycznej, infrastruktura AMI), diagnostyka, monitoring. Są
to obiekty/mikroinstalacje wytwarzające energię elektryczną (w tym w skojarzeniu), ale
także obiekty/mikroinstalacje wytwarzające i użytkujące ciepło (mogą to być mikrionstalacje wytwarzające biopaliwa).
2. Inteligentne interfejsy sieciowe łączące mikroinstalacje PME z KSE (z siecią dystrybucyjną, z systemem dystrybucyjnym). Są to interfejsy z trzema charakterystycznymi
poziomami inteligencji: przekształtnikową, obiektową i systemową. Głównym celem intefejsów sieciowych jest „zbliżenie” sposobu przyłączania PME do elektroenergetycznej
sieci dystrybucyjnej do powszechnie obowiązującego sposobu przyłączania odbiorników.
Tabela 2. Segmentacja funkcjonalno-technologiczna iLab EPRO
PME
OBIEKTY DEMONSTRACYJNE
mikroinstalacje energetyczne ze smart gridem obiektowym (prosumenckim)
Zakres działalności:
ekwiwalentowanie rynków energii WEK
modelowanie (obiektów i łańcuchów wartości), programowanie sterowników
optymalizacja (w obszarze doboru urządzeń)
weryfikacja (założeń projektowych)
certyfikacja (łańcuchów wartości)
INTERFEJSY SIECIOWE
Trzy poziomy inteligencji:
przekształtnikowa (kompatybilność elektromagnetyczna)
obiektowa (mikroinstalacja, integracja z KSE)
systemowa (smart grid – internetowa energetyka,
synergetyczne łańcuchy wartości)
Integracja z systemem KNX/EIB (BMS)
INFRASTRUKTURA KOMUNIKACYJNA
wydzielona sieć komputerowa
(Politechnika Śląska, Euro-Centrum)
sieć teleinformatyczna
(protokoły komunikacyjne; kanały/sieci transmisyjne,
w tym skrętka, światłowody, GSM/GPRS, WiMAX,
LTE, a nawet PLC)
Internet
sterowniki PLC
smart metering (ale nie AMI)
SCADA
monitoring (bezpieczeństwo obiektów)
integracja architektoniczna (OZE/URE z budynkiem)
schematy technologiczne (obiektowe łańcuchy termodynamiczne, ekonomiczne, … prosumentów)
automatyka i sterowanie (w tym elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa)
diagnostyka eksploatacyjna (bazy danych)
pomiary do celów badań i edukacji (próbkowanie,
wizualizacja/wykresy; bazy danych)
Objaśnienia wybranych akronimów: PME – Prosumencka Mikroinstalacja Energetyczna; KNX/EIB – Europejska Magistrala
Instalacyjna (w domach inteligentnych); BSM – Building Management System; PLC (kanał komunikacyjny – Power Line
Communication; PLC (sterownik) – Programowalny Sterownik Logiczny; AMI – Adwanced Metering Infrastructure; SCADA
– Supervisory Control And Data Acquisition.
3. Sieć teleinformatyczna (kanały transmisyjne, w tym Internet, GSM/GPRS, systemy PLC
i inne; protokoły komunikacyjne). Kanały transmisyjne (łączące koncentratory w poszczególnych obiektach demonstracyjnych, czyli w systemach SCADA PME, z modułem
komunikacyjnym w systemie SCADA WS, całej wirtualnej sieci PME, i protokoły komunikacyjne są krytyczną infrastrukturą iLab EPRO. Głównym dążeniem iLab EPRO jest
działanie na rzecz otwartości protokołów komunikacyjnych (oczywiście, przy zachowaniu bezpieczeństwa przesyłu informacji).
4. SCADA iLab EPRO. Chodzi tu o systemy SCADA PME, czyli obiektowe („pokrewne”
w dużym stopniu systemom przemysłowym SCADA) oraz system SCADA WS, czyli
całej wirtualnej sieci PME („pokrewny” w dużym stopniu tradycyjnym systemom SCADA
w KSE).
7. Ekonomika łańcuchów wartości – zamiast zakończenia
Stosowany obecnie w energetyce rachunek ekonomiczny (oparty na wskaźnikach IRR, NPV)
jest ukierunkowany na produkty branżowe w energetyce WEK (energia elektryczna z systemu
elektroenergetycznego, ciepło z systemów ciepłowniczych, paliwa transportowe ze stacji tankowania; w ostatnich latach utrwalił się także, za przyczyną dyrektywy kogeneracyjnej 2004/8,
produkt w postaci skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła). Rozwój technologii następuje natomiast w obszarze poligeneracyjnych/hybrydowych rozproszonych technologii OZE/
URE (kogeneracyjnych, trójgeneracyjnych), w tym utylizacyjnych, biogazowych rolniczych,
mikrowiatrowych, słonecznych, wykorzystujących pompę ciepła, silnik sterlinga, samochód
elektryczny i inne. To oznacza, że ekonomika jednorodnych produktów będzie wypierana przez
ekonomikę nowych, złożonych łańcuchów wartości, które tutaj nazywa się łańcuchami SŁK
(synergetyczne łańcuchy korzyści). Łańcuchy SŁK obejmują realne wartości, w sferze termodynamiki i ekonomiki, a także związane z preferencjami kreowanymi przez regulacje unijne
ukierunkowane na konkretne cele (na przykład cele Pakietu 3x20). Do wirtualnego zarządzania
realnymi wartościami w łańcuchach SŁK potrzebna jest infrastruktura smart grid (obszar działania iLab EPRP). Efektywne zarządzanie procesami zmierzającymi do wypełnienia celów jest
przedmiotem ekonomiki zarządczej (ekonomika NPV, IRR jest tu mało przydatna). W obszarze
ekonomiki zarządczej powinniśmy szukać możliwości kalibracji systemów wsparcia tworzonych
na rzecz wybranych celów, na przykład systemów wsparcia w ustawie OZE.
Poniżej przedstawia się łańcuchy strat charakterystyczne dla energetyki WEK. Jednocześnie
pokazuje się, na zasadzie przeciwieństwa, „stowarzyszone” z tymi łańcuchami strat potencjalne
łańcuchy SŁK. Najbardziej charakterystyczne przykłady obrazujące pułapkę, w którą wciągnięte
zostały gospodarka i społeczeństwo przez korporacje energetyczne (broniące interesów grupowych) i polityków (ustanawiających regulacje prawne) są następujące.
a) Współspalanie biomasy w elektrowniach kondensacyjnych. ŁS (1): wsad do łańcucha
– 1 MWh (energia chemiczna w biomasie występującej lokalnie) → strata energii (chemicznej) w transporcie biomasy 1% → sprawność bilansowa wykorzystania biomasy na
wyjściu z elektrowni (w elektrownianym węźle sieciowym), optymistyczna 0,2 → starty
energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej 10% → wynik: 0,17 MWh (energia
elektryczna dostarczona do odbiorcy; ilość energii odnawialnej zaliczonej do celu według
dyrektywy 2009/28 wynosi około 0,2 MWh). SŁK (1): wynik w postaci ciepła wytworzonego u prosumenta z biomasy wycofanej ze współspalania → 0,8 MWh.
b) Zboże spalane na wsi w piecach/kotłach. ŁS (2): wsad do łańcucha – 1 ha (grunt orny)
→ 4,2 MWh (energia chemiczna w zbożu) → 2,5 MWh (ciepło wytworzone w gospo-
darstwie, sprawność pieca 0, 6). SŁK (2), realizowany za pomocą mikrobiogazowni rolniczo-utylizacyjnej: 1ha (grunt orny) → (40 + 40) MWh (energia chemiczna w biomasie z jednorocznych upraw energetycznych, oszacowana pesymistycznie, dla gruntów
o niskiej bonitacji + stowarzyszona energia chemiczna w odpadach gospodarskich) →
wynik: 30 MWhe + 40 MWhc (kogeneracja).
c) Mikrowiatrak off-grid (praca off-grid coraz większej liczby mikrowiatraków w Polsce wynika z blokowania ich przyłączenia do sieci elektroenergetycznej przez operatorów OSD). ŁS (3): wsad do łańcucha – 1 MWh (energia elektryczna wyprodukowana
w OZE) → wynik: 1 MWh (wyprodukowane ciepło grzewcze). SŁK (3), mikrowiatrak
przyłączony do sieci + smart EV + ciepło z SŁK (1): wynik, to 2,5 MWh zaliczone do
celu według dyrektywy 2009/28, vs 0,2 MWh w ŁS (1); dodatkowy efekt w SŁK (3), to
redukcja paliw kopalnych (ropy) o 3,5 MWh + redukcja emisji CO2 o 1 tonę. SŁK (4),
mikrowiatrak przyłączony do sieci + pompa ciepła (o współczynniku COP 3,5): wynik,
to 3,5 MWh zaliczone do celu według dyrektywy 2009/28, vs 0,2 MWh w ŁS (1); dodatkowy efekt w SŁK (4), to redukcja paliw kopalnych (węgla) o 4,4 MWh + redukcja emisji CO2 o 1,4 tony.
d) Mechanizm bilansowania KSE. ŁS (4): wzrost cen maksymalnych na rynku bilansującym
do poziomu 1500 zł/MWh (20.12.2011, 31.01.2012), przy niewielkiej godzinowej ilości
energii elektrycznej kształtującej się poniżej 800 MWh. SŁK (5), DSM: potencjał redukcji
godzinowego zużycia u samych tylko odbiorców przemysłowych, to kilka GWh, po cenie
wielokrotnie niższej od cen maksymalnych na rynku bilansującym. SŁK (6), wykorzystanie źródeł rezerwowych odbiorców do pokrycia obciążenia szczytowego KSE: potencjał
godzinowej produkcji, to ponad 1 GWh, przy cenie wynikającej z ceny paliw na rynku
(w przypadku agregatów rezerwowych silnikowych o sprawności 30% i paliw płynnych
obciążonych akcyzą cena energii elektrycznej byłaby porównywalna z maksymalną ceną
na rynku bilansującym przedstawioną w ŁS (4), jednak dla gazu ziemnego byłaby około
2-krotnie niższa). SŁK (7), wykorzystanie samochodów elektrycznych, o jednostkowej
pojemności baterii akumulatorów około 40-60 kWh, pracujących w trybie ładowania
i jazdy (samochodowy segment zasobnikowy 1); w tym wypadku oszacowanie dla 2020
roku, przy realistycznym założeniu, że w Polsce będzie 2 mln samochodów (10% wszystkich samochodów) ujawnia potencjał zasobnikowy wynoszący nie mniej niż 10 GWh/
dobę, przy rocznym przebiegu jednego samochodu 20 tys. km, sprawności akumulatorów 0,8 i dopuszczalnym rozładowaniu baterii do 50%. SŁK (8), wykorzystanie samochodów elektrycznych pracujących w trybie ładowania, jazdy i zasilana sieci/odbiorów
(samochodowy segment zasobnikowy 2); dla tego trybu pracy, przy innych założeniach
takich jak w przypadku SŁK (7), oszacowanie ujawnia potencjał DSR około ± 50 GWh/
dobę (potencjał segmentu 2 zależy w szczególny sposób od prędkości ładowania baterii
akumulatorów; założono, że przyszłość należy do wymienialnych paneli akumulatorów
i akumulatory będą przeładowywane raz na dobę).
Jan Kiciński
Instytut Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku
URZĄDZENIA I TECHNOLOGIE
MAŁOSKALOWEJ EKOENERGETYKI
Przykłady Technologii i Urządzeń Energetyki Rozproszonej
URE/OZE w skali małej i mikro
1. Uwagi wstępne – ramy prawne
Śledząc ostatnie działania Unii Europejskiej można dojść do wniosku, że w zakresie polityki energetycznej przyjęty wcześniej strategiczny kierunek na redukcję emisji, wprowadzanie
OZE i oszczędzanie energii w budynkach będzie nie tylko kontynuowany ale też i coraz bardziej
wzmacniany. Ramowe działania w tym zakresie określa przygotowywana obecnie Mapa Drogowa Energia 2050 (Energy Road Map 2050 – ERM2050) a także nowe mechanizmy wsparcia w postaci Programu Ramowego „Horyzont 2020” (badania i innowacje) i działające już
wcześniej a obecnie udoskonalane i rozbudowywane narzędzia takie jak „SET Plan” (wdrożenia, współpraca z przemysłem). Ważne są też przyjęte i obowiązujące dyrektywy, które z punktu
widzenia małoskalowejekoenergetyki warto tu wymienić:
• dyrektywy o efektywności energetycznej – Dyrektywa 2002/91/WE
• dyrektywy w zakresie zero energetycznych budynków – Dyrektywa 2010/31/UE
• dyrektywy w zakresie rozwoju OZE – Dyrektywa 2009/28/WE
• dyrektywy o budowie inteligentnych sieci elektroenergetycznych – Dyrektywa 2009/72/WE
Aby przystosować polskie prawo energetyczne do wymogów dyrektywy zwłaszcza 2009/28/
WE, zespół rządowy opracował pakiet ustaw nazywanych „trójpakiem energetycznym”.
W skład tego pakietu wchodzą następujące ustawy, które mają być przyjęte do końca 2012 r.:
• ustawa prawo energetyczne
• ustawa prawo gazowe,
• ustawa o odnawialnych źródłach energii
Dotychczas w prawodawstwie polskim nie było dokumentu dotyczącego odnawialnych
źródeł energii (OZE) rangi ustawowej. Projekt ustawy zakłada gradację wysokości wsparcia
w zależności od rodzaju instalacji oraz jej stopnia zaawansowania poprzez ustalenie współczynnika przydziału świadectw pochodzenia energii. Te z kolei są przedmiotem obrotu giełdowego,
a ich sprzedaż stanowi główny strumień przychodów dla inwestorów OZE. Nowy sposób przydziału i wyceny certyfikatów oraz naliczania ich wartości referencyjnej (tzw. opłaty zastępczej
za niewywiązywanie się z obowiązku skupu świadectwpochodzenia) budzi obecnie najwięcej
emocji. W zamian inwestorom proponuje się 15 letni okres gwarancji niezmienności warun
ków działania, który ma pozwolić w sposób długofalowy i przewidywalny planować inwestycje w odnawialne źródła energii.
W dniu 4.10.2012 ukazał się kolejny (trzeci) projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii. Niestety nie ma jednak pewności, czy będzie on obowiązującym prawem od stycznia 2013
roku bowiem już 16 października 2012 roku opublikowany został czwarty projekt ustawy o OZE,
a wraz z nim tabele zbieżności i rozbieżności dotyczące ocen projektu ustawy o OZE. Z przedstawionych tabel jasno wynika m.in. co proponowały na przykład resort Skarbu Państwa, czy
Urząd Regulacji Energetyki, a na co i dlaczego Ministerstwo Gospodarki się nie zgodziło. Istotą
sporu mogą być kwestie dotyczące wysokości wsparcia. Pamiętajmy, że trwa kryzys i pierwotnie zakładane plany muszą być korygowane. Na przykład Hiszpania z uwagi na kryzys wycofała się ze wsparcia dla OZE.
Analizując dotychczasowe zapisy ustawy z punktu widzenia mikrogeneracji, to niezależnie
od jej wersji zauważyć musimy niepokojący fakt, a mianowicie, że brak jest w tych projektach zobowiązania przedsiębiorstwa energetycznego do zakupu energii elektrycznej wytworzonej w mikrosiłowniachkogeneracyjnych (o mocy elektrycznej poniżej40 KW i cieplnej poniżej
70 KW) wykorzystujących jako paliwo biomasę oraz brak jest gwarantowanej, stałej ceny
zakupu energii (feed-in-tariff) wytworzonej przy użyciu takiej technologii. Obowiązek taki będzie
występował tylko dla mikrosiłowni, w których jako paliwo wykorzystywany będzie biogaz rolniczy lub biogaz [1]. Wyeliminowanie ze wsparcia klasycznej biomasy w tych instalacjach to
poważne przeoczenie mogące rodzić negatywne skutki dla koncepcji energetyki prosumenckiej.
Dla instalacji biomasowych małych (a więc o mocy elektrycznej od 40KW do 200 KW
i cieplnej poniżej 300 KW) przewidziano już obowiązek zakupu po stałej gwarantowanej
cenie. Trudno zrozumieć, dlaczego tego typu rozróżnienie wsparcia znalazło się w tych projektach. Pozostaje mieć nadzieję, że w kolejnych wersjach ustawy (jeśli będą) znajdą się korzystniejsze zapisy dla mikroinstalacjibiomasowych.
Trzeba jednak odnotować, że w nowych projektach ustawy, w porównaniu do aktualnej sytuacji, przewidziane zostały pewne ułatwienia dla mikroinstalacji w postaci:
• zwolnienia z obowiązku ubiegania się o koncesję na wytwarzanie energii
• brak obowiązku rejestracji i prowadzenia działalności gospodarczej
• zobowiązania przedsiębiorstwa energetycznego do przyłączenia instalacji odnawialnego
źródła energii do sieci, z zachowaniem pierwszeństwa
• zwolnienia z opłat za przyłączenie do sieci
• braku kosztów związanych z instalacją licznika inteligentnego, którego koszty będzie
ponosił operator sytemu dystrybucyjnego
To duże ułatwienia, ale czy zrównoważą brak stałych cen zakupu dla mikroinstalacjibiomasowych?
Podsumowując tą część rozważań z niepokojem musimy zauważyć, że przedłużającesię prace nad tzw. trójpakiem energetycznym, w szczególności nad ustawą oodnawialnych
źródłach energii mogą spowodować, że miliardowe inwestycje w Polsce staną pod znakiem
zapytania, deweloperzyzawieszą projekty a inwestorzy wstrzymają inwestycje. Brak ustawy
o OZE już wkrótce może skutkować również karami finansowymi, bowiem terminimplementacji Dyrektywy 2009/28/WE minął pod koniec 2010.
Jedno jest pewne: wspomniane wyżej akty prawne UE i krajowe inicjatywy legislacyjne
determinują w oczywisty sposób rozwój energetyki rozproszonej, technologii OZE/URE (Urządzenia Rozproszonej Energetyki) i energetyki prosumenckiej, a więc szeroko rozumianej małoskalowejekoenergetykiw Polsce.
2. Małoskalowa ekoenergetyka – szanse rozwoju
W świetle uwag dotyczących powyższych inicjatyw legislacyjnych, niezależnie od tempa
tych prac i niebezpieczeństw jakie rodzi brak stabilnego prawa, można oczekiwać dynamicznego
rozwoju inteligentnych i rozproszonych systemów energetycznych a także znacznej poprawy
efektywności wykorzystania energii. W tym kontekście ważne jest stymulowanie rozwoju ruchu
prosumentów (producentów będących jednocześnie konsumentami energii), a więc milionów
małych inwestorów, którzy są mikroproducentami energii na własny użytek, sprzedającymi nadmiar wyprodukowanej energii do sieci. Ta idea to wielka szansa naszej energetyki, gdyż spodziewanego braku mocy w latach 2016-2017 nie da się tak szybko zastąpić wielkimi jednostkami konwencjonalnymi (nowe bloki energetyczne) pociągającymi za sobą ogromne inwestycje.
Rozwój energetyki rozproszonej powiązany jest bezpośrednio z wprowadzaniem inteligentnych systemów zarządzania energią (smart grid). Inteligentne sieci pozwolą na łatwiejsze
przyłączenie do Krajowego Systemu Energetycznego rozproszonych źródeł, zmniejszą obciążenie sieci, zminimalizują także zagrożenie blackoutem.
Warto w tym miejscu wyraźnie zaznaczyć, że sama sieć inteligentna w dystrybucji energii elektrycznej jest tylko pewną warstwą techniczną. Ważniejsze jest to, że wykorzystując
tę sieć, można budować nowe usługi i nowe aplikacje i po prostu na tym zarabiać. Sama sieć
nie jest w stanie wywołać takich zmian, natomiast atrakcyjne aplikacje owszem. Warto w tym
miejscu zauważyć, że spektakularny sukces np.: firma Apple odniosła w dużej mierze właśnie
dzięki aplikacjom a nie tylko samym smartfonom.
Tak więc sieć inteligentna, aby móc wykorzystać wszystkie swe zalety, musi być zaopatrzona w odpowiednią nadbudowę informatyczną umożliwiającą docelowo komunikację prosumentóww tzw. „chmurze obliczeniowej” – rys. 1, 2, 3 i 4. Termin „chmura obliczeniowa”
jest tu dość umowny i chociaż jest wykorzystywany w literaturze w dość różnych kontekstach,
to w odniesieniu do rozproszonej ekoenergetyki jej główne cechy znajdą zastosowanie. Będzie
tu miejsce dla różnego rodzaju instalacji wirtualnych, modelibiznesowych czy wreszcie systemów doradczych wykorzystujących metody sztucznej inteligencji. Tak rozumiana „chmura”
będzie w istocie wirtualną platformą wymiany informacji i komunikacji dla prosumentów,
ich bankiem danych i bankiem wiedzy oraz systemem fachowego doradztwa. To niewątpliwie
przyszłość tego segmentu energetyki i docelowa wizja „energetyki obywatelskiej”, czyli energetyki, w której prosumencii konsumenci czują się niezależni i wolni.
Tak jak swego czasu burzliwy rozwój technologii ICT spowodował wolność informatyczną obywateli, tak można się spodziewać, że rozwój technologii rozproszonych URE/
OZE w połączeniu z sieciami inteligentnymi Smart Grid i wirtualną platformą komunikacji prosumentów, uczynią obywateli wolnymi także pod względem energetycznym. To
piękna wizja, której warto poświęcić więcej uwagi – rys. 1.
Rys. 5 w sposób poglądowy przedstawia zalety małoskalowej kogeneracji rozproszonej
w zestawieniu z klasycznym systemem energetyki wielkoskalowej.
Rys. 1. Rozwój małoskalowejekoenergetyki jako wizji energetyki obywatelskiej: od technologii OZE/URE
do przetwarzania w „chmurze”. Wizja bezpieczeństwa, niezależności i wolności energetycznej obywateli.
Rys. 2. Model wdrażania „chmury obliczeniowej” – Cloud Computing [2]
Rys. 3. Rola informacji w rozwoju systemów energetycznych [2]
Rys. 4. Zalety przetwarzania w „chmurze” [2]
Rys. 5. Zalety kogeneracji rozproszonej w zestawieniu z energetyką systemową
3. 3. Przykłady Urządzeń i Technologii OZE/URE
Podane w niniejszym artykule przykłady odnosić się będą tylko do dwóch wybranych projektów badawczych koordynowanych przez IMP PAN w Gdańsku. Ograniczymy się tu jedynie
do wyników prac związanych z siłowniami kogeneracyjnymi w skali mikro i małej, a więc
do wyników badań prowadzonych w samym instytucie przy współpracy z kilkoma jednostkami
badawczymi. Są to wyniki nakierowane na przyszłe wdrożenia i adresowane do odbiorców indywidualnych oraz gminnych.
Poza rozważaniami w tym artykule pozostaną inne wyniki prac prowadzone przez naszych
współwykonawców odnoszące się np.: do mikrobiogazowni, zgazowarek, biorafinerii, ogniw
paliwowych itd. Konieczność takiego wyboru wynika z oczywistego faktu ograniczonej objętości niniejszego artykułu.
Nie jest też zamiarem autora niniejszego artykułu prezentacja wszystkich innych znanych
w kraju technologii OZE/URE nawet z zakresu siłowni kogeneracyjnych. Nie jest to po prostu
możliwe w ramach jednego artykułu konferencyjnego.
Niemniej jednak przedstawimy poniżej niektóre wyniki uzyskane w ramach dwóch największych w kraju projektów badawczych z zakresu OZE, a mianowicie:
Projektu „kluczowego” z listy indykatywnej POIG „Modelowe kompleksy agroenergetyczne…. ”
Projektu Strategicznego „Zaawansowane Technologie Pozyskiwania Energii Zad 4 – Pozyskiwanie energii z biomasy i odpadów…”
Jeśli chodzi o projekt „kluczowy” to zakładana jest tu budowa siłowni kogeneracyjnych CHP
ORC (a więc bloków składających się z kotła i mikroturbiny pracującej na czynniki niskowrzące
pracujące w obiegu ORC) o mocy elektrycznej kilku KW i cieplnej kilkudziesięciu KW, natomiast w ramach projektu „strategicznego” planowana jest budowa jednostek CHP ORC o większej mocy (elektrycznej kilkaset KW, cieplnej do kilku MW).
Rys. 6. Proponowane, w ramach prowadzonych w IMP PAN projektów,
siłownie kogeneracyjne CHP ORC w skali małej i mikro.
Wyniki projektu „kluczowego” będą więc adresowane do odbiorcy indywidualnego w formie Domowych Siłowni Kogeneracyjnych, natomiast projektu „Strategicznego” do odbiorcy
gminnego jako Gminne Centra Energetyczne. Pokazuje to poglądowo rys. 6.
3.1. Domowe Siłownie Kogeneracyjne CHP ORC
Projekt „kluczowy” (w ramach Programu Operacyjnego Innowacyjna Gospodarka POIG)
pt: „Modelowe kompleksy agroenergetyczne…. ” realizuje konsorcjum naukowe w składzie jak
na rys. 7. Głównym zadaniem „Grupy IMP” jest opracowanie kilku prototypów tzw Domowych
Siłowni Kogeneracyjnych w skład których wejdą kotły biomasowe i wielopaliwowe o mocy
kilkudziesięciu KW sprzężone z mikroturbinąo mocy kilku KW na czynniki niskowrzące pracującą w układzie ORC (OrganicRankineCycle). Idea Domowych Siłowni Kogeneracyjnych,
a więc siłowni małych wytwarzających ciepło i prąd elektryczny (CHP) może być atrakcyjna
dla tysięcy indywidualnych odbiorców, zwłaszcza jeśli mikrosiłownie zostaną zintegrowane
z innymi systemami (energią słońca, wiatru, wody, pompami ciepła i magazynami energii) tworząc tzw. układy hybrydoweo znacznie większej skali wzajemnej synergii– rys. 8. Takie mikrosiłownie mogą zdobyć nowy i potężny rynek i odegrać kluczową rolę w koncepcji energetyki
obywatelskiej i prosumenckiej.
Rys. 7. Skład konsorcjum realizującego projekt „kluczowy” POIG. Grupa IMP (Politechnika
Gdańska, Politechnika Łódzka, Wydział Nauk Technicznych UWM), Grupa Politechniki
Wrocławskiej, Grupa Instytutu Energetyki i Grupa Uniwersytetu Warmińsko-Mazurskiego.
Rys. 8. Domowe Siłownie Kogeneracyjne – Przykład układu hybrydowego
o znacznie większej skali wzajemnej synergii. Atrakcyjna wizja energetyki
obywatelskiej i prosumenckiej dla tysięcy indywidualnych odbiorców.
Grupa IMP opracowała dwie koncepcje mikroturbin o mocy 3 KW (osiową i promieniową)
sprzężonych z kotłem wielopaliwowym o mocy 20 KW (na biomasę lub gaz). Zasadnicza idea
jeśli chodzi o mikroturbiny polegała tu na wykorzystaniu czynnika niskowrzącego (czynnika
roboczego turbiny) jako medium smarnego łożysk, co zapewnia szczelną i hermetyczną konstrukcję. Ideę tą pokazuje rys. 9, natomiast rysunki i fotografie mikroturbin rys. 10 i 11. Zdjęcie
stanowiska badawczego mikroturbin w laboratorium IMP PAN w Gdańsku oraz fotografię kotła
wielopaliwowego przedstawia rys. 12.
Aktualnie trwają badania laboratoryjne i testy obu wersji mikroturbin i kotła. Po ich zakończeniu planuje się opracowanie wersji docelowej (i być może komercyjnej) kompletnej mikrosiłownikogeneracyjnej. Opracowano już założenia i wstępną dokumentację takiej mikrosiłowni
– rys. 13. Jeśli to zamierzenie się uda, będzie to pierwsza krajowa konstrukcja tego typu.
Rys. 9. Możliwość wykorzystania fazy ciekłej i gazowej czynnika roboczego
mikroturbiny jako czynnika smarnego łożysk. Koncepcja hermetycznej
konstrukcji turbiny i generatora ułatwiającej integrację z kotłem.
Rys. 10. Mikroturbina osiowa 5 stopniowa o mocy 3 KW i obrotach 8000 obr/min opracowana
w ramach projektu „kluczowego”. Aktualnie trwają testy w laboratorium IMP PAN w Gdańsku.
Rys. 11. Mikroturbina promieniowa 4 stopniowa o mocy 3 KW i obrotach 23000 obr/min
opracowana w ramach projektu „kluczowego”. Aktualnie trwają testy w laboratorium IMP
W ramach projektu „kluczowego” podjęta też została próba opracowania swego rodzaju
„nadbudowy informatycznej” dla systemów Smart Grid. To początki systemu doradczego współpracującego z użytkownikiem indywidualnym w przestrzeni wirtualnej. System, pod nazwą
SoftRol został opracowany przez grupę z Wydziału Nauk Technicznych Uniwersytetu Warmińsko – Mazurskiego w Olsztynie– rys. 14. Aktualnie budowana jest baza danych (dane dotyczące
technologii, rodzaju upraw, wielkości areału), baza wiedzy (proste modele biznesowe) i testowany jest sam system informatyczny.
Rys. 12. Laboratorium IMP PAN w Gdańsku: Fotograie stanowiska badawczego
mikroturbin (po lewej) i kotła wielopaliwowego (po prawej)
Rys. 13. Konstrukcja docelowa Domowej MikrosiłowniKogeneracyjnejCHP
ORC po przeprowadzeniu wszystkich badań i testów w laboratorium IMP PAN
w Gdańsku. Prawdopodobna wersja komercyjna tej instalacji.
Rys. 14. System SoftRol opracowany w ramach projektu „kluczowego” jako przykład bazy danych i wiedzy
(nadbudowy informatycznej dla systemów Smart Grid). Funkcje SoftRol (po lewej), funkcje Smart Grid
(po prawej). Opracował zespół WNT UWM w Olsztynie. System aktualnie przechodzi fazę testów.
3.2. Gminne Centra Energetyczne (GCE) – Autonomiczne Regiony Energetyczne
Koncepcja, założenia i budowa Gminnego Centrum Energetycznego to jedno z zadań Projektu
Strategicznego. To wielkobudżetowy projekt (budżet ok. 110 mln zł z czego 70 mln NCBIR i 40
mln zl ENERGA) realizowany przez konsorcjum naukowo-przemysłowe IMP – ENERGA SA
przy udziale wielu współwykonawców – rys. 15 i 16. To jeden z niewielu przykładów (jeśli nie
jedyny) współpracy w naszym kraju nauki z przemysłem (w jednym projekcie) na taką skalę.
Ramowe cele główne Projektu Strategicznego poglądowo ilustruje rys. 17. Cechą znamienną tego projektu jest ilość innowacyjnych, prototypowych instalacji jakie mają powstać
po jego zakończeniu w 2015 roku. Instalacji tych będzie kilkanaście, z czego dwie „sztandarowe” w Żychlinie i Szepietowie. Z oczywistych względów nie będziemy tych instalacji omawiać w niniejszym artykule. Wspomnimy jedynie o instalacji w Żychlinie, ponieważ może ona
stanowić przykład nowoczesnego Gminnego Centrum Energetycznego (GCE) odgrywającego kluczową rolę (obok Domowych Siłowni Kogeneracyjnych) w koncepcji energetyki rozproszonej i obywatelskiej. Takie centra określane też są terminem Autonomicznych Regionów
Energetycznych (ARE). Pomijając kwestię terminologii, to istota sprawy pozostaje ta sama.
Rys. 15. Karta tytułowa wysokobudżetowego Projektu Strategicznego realizowanego przez konsorcjum
naukowo-przemysłowe IMP – ENERGA i Współwykonawców z kilku uczelni i instytutów
Rys. 16. Współwykonawcy Projektu Strategicznego i główne bloki tematyczne.
Rys. 17. Ramowe cele główne Projektu Strategicznego
Gminne Centra Energetyczne (GCE) lub też Autonomiczne Regiony Energetyczne (ARE)
to wyposażony w nowe technologie i systemy kogeneracyjneprojekt stwarzającywielką szansę
rozwoju gospodarczego i ekonomicznego polskiej wsi. ARE jest koncepcją, która powinna
wprowadzić Polskę na ścieżkę zmian zachodzących z coraz większą intensywnością na całym
świecie. Obecnie, w Europie, w Ameryce Północnej, ale również w Chinach powstają „zielone”
(bezemisyjne, zero-energetyczne i plus-energetyczne) wioski, osiedla, dzielnice i miasta.
Budowana w Żychlinie instalacja stanowić będzie przykład wzorcowej siłowni kogeneracyjnej w małej skali. Na terenie przestarzałej ciepłowni w Żychlinie, wchodzącej w skład firmy
ENERGA – rys. 18, zbudowane zostaną nowoczesne układy kogeneracyjne, na które składają
się – rys. 19:
• układ ORC o mocy elektrycznej 0.143 MWe i grzewczej 0.83 MWc,
• układ kogeneracyjny z dwoma silnikami spalinowymi zasilanymi gazem ziemnym o łącznej mocy elektrycznej 3.1 MWe i grzewczej 3.4 MWc,
• blok parowy opalany biomasą o mocy elektrycznej 2.7 MWe i grzewczej 5.2 MWc, uzupełnione o zmodernizowane instalacje odpylania spalin izapasowe kotły WRp12 oraz WR3.5.
Rozwiązanie przedstawione na rys. 19 stanowi niewątpliwy postęp technologiczny w zakresie rozwiązań energetycznych w polskich gminach.
Istota zaproponowanego rozwiązania w Żychlinie. Biomasowy układ kogeneracyjny ORC
– dopasowany do letniego zapotrzebowania na ciepłą wodę użytkową – będzie pracował cały
rok, podczas gdy pozostałe układy będą uruchamiane w miarę zapotrzebowania na ciepło (ograniczenie szczególnie istotne dla silników spalinowych, dla których dochód z produkcji energii
elektrycznej nie pokrywa kosztów operacyjnych i jest równoważony dochodami z ciepła. Blok
parowy przewidziany jest do pracy całorocznej. W sezonie grzewczym pracował będzie w trybie ciepłowniczym (upustowym), natomiast w poza sezonem w trybie kondensacyjnym z maksymalną sprawnością w zakresie produkcji energii elektrycznej. Gdy zapotrzebowanie na ciepło
wzrasta to wtedy włączane są zapasowe kotły węglowe.
Powyższa koncepcja rozwiązuje zatem niezmiernie trudny problem w ciepłowniach tego
typu w kraju: co zrobić z nadmiarem ciepła latem?
Szacuje się, że ciepłowni podobnego typu jak w Żychlinie jest w Polsce ponad 300! W przypadku sukcesu tej koncepcji (a sukces jest wysoce prawdopodobny z uwagi na skalę zaangażowania się dużego partnera przemysłowego), zaproponowane rozwiązania mogą być kopiowane w całym kraju w gminach i osiedlach.
Rys. 18. Stara ciepłownia w Żychlinie. Na jej terenie zbudowana zostanie wzorcowa siłownia
kogeneracyjna mogąca stanowić przykład Gminnego Centrum Energetycznego.
W IMP PAN, ze środków Projektu Strategicznego, budowane jest aktualnie nowoczesne,
największe w kraju, Laboratorium Siłowni Kogeneracyjnych, które w przyszłości stanowić
ma zaplecze badawcze dla urządzeń i technologii stanowiących wyposażenie Gminnych Centrów Energetycznych. Jego docelową wizję i aktualny stan prac przedstawia rys. 20.
Rys. 19. Istota koncepcji modernizacyjnej ciepłowni w Żychlinie: kilka elastycznych
modułów kogeneracyjnych, w tym moduł ORC pracujący cały rok.
Rys. 20. Laboratorium Siłowni Kogeneracyjnych aktualnie budowane w IMP PAN
w Gdańsku. Wizja architektoniczna po zakończeniu prac (po lewej), aktualny stan
prac (po prawej). Zaplecze badawcze dla Gminnych Centrów Energetycznych.
4. Uwagi końcowe
W pracy przedstawione zostały jedynie dwa przykłady konkretnych urządzeń rozproszonej
energetyki bazujących na odnawialnych źródłach energii (URE/OZE) rozwijanych w ramach
dwóch projektów badawczych. Są to:
• Domowe Siłownie kogeneracyjne
• Wzorcowa Siłownia Kogeneracyjna w Żychlinie jako przykład Gminnego Centrum Energetycznego
To, czy urządzenia te mogą stać się elementem koncepcji energetyki prosumenckiej czy szerzej energetyki obywatelskiej zależy od wielu czynników, z których najważniejsze to:
• stabilne prawo wspierające tego typu instalacje i koncepcje
• dostateczny rozwój sieci inteligentnych typu Smart Grid
Są to kluczowe czynnikibezwzględnie warunkujące rozwój tego sektora energetyki w Polsce.
5. Literatura
[1] Jan Kiciński, G. Żywica, E. Ihnatowicz, Technologie mikro-kogeneracji rozproszonej w świetle przygotowywanych przepisów prawnych, w odniesieniu do obowiązujących przepisów. Analiza porównawcza,
Opracowanie wewnętrzne IMP PAN Nr arch. 493/2012, Gdańsk 2012.
[2] Scientific Solution Systems Jan Szumski, Usługa badawcza polegająca na eksperymentalnych badaniach
i optymalizacji procesów diagnostycznych i sterowania w zakresie rozwiązań informatycznych dla siłowni
parowej ORC oraz poligeneracyjnego układu ORC, styczeń 2012, Gdańsk.
Andrzej Schroeder
Elektrociepłownia Białystok S.A.
KIERUNKI ZMIAN LEGISLACYJNYCH
W ODNIESIENIU DO BIOMASY
NA CELE ENERGETYCZNE
Pierwsze ogólne regulacje unijne i polskie dotyczące energii ze źródeł odnawialnych ukazały się w roku 1997. Były to: Biała Księga Komisji Europejskiej Energia dla przyszłości –
odnawialne źródła energii (grudzień 1997 r.) oraz ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo
energetyczne (Dz. U. 1997 Nr 54, poz. 348).
Pierwszą szczegółową krajową regulacją prawną dotyczącą odnawialnych źródeł energii
(OZE) było rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lutego 1999 r. w sprawie obowiązku
zakupu energii elektrycznej i ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych oraz zakresu tego obowiązku
(Dz. U. z 1999 r. Nr 13, poz. 119). Na jego podstawie spółki dystrybucyjne miały obowiązek
zakupu całkowitej produkcji ze wszystkich źródeł odnawialnych przyłączonych do ich sieci,
po najwyższej cenie energii elektrycznej zawartej w taryfie danej spółki. Natomiast, w odniesieniu do ciepła, analogiczny obowiązek zakupu zdefiniowany został na poziomie najwyższej ceny
ciepła, oferowanej przez innych dostawców ze źródeł konwencjonalnych.
W kolejnym okresie zostało ono zastąpione rozporządzeniem Ministra Gospodarki z 15 grudnia 2000 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych
i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, a także ciepła ze źródeł
niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz zakresu tego obowiązku (Dz. U. z 2000 r. Nr 122,
poz. 1336). Rozporządzenie to, w wyniku obowiązującej od 1 stycznia 2003 r. nowelizacji
art. 9a ustawy – Prawo energetyczne, zostało, z dniem 1 lipca 2003 r., zastąpione rozporządzeniem Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z 30 maja 2003 r. 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). Zgodnie z zawartymi w nim regulacjami obowiązek zakupu energii odnawialnej
nałożono na wszystkie przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem energią elektryczną, obligując
je do zapewnienia w wolumenie sprzedaży energii elektrycznej o odpowiednim udziale energii z OZE. W roku 2001 udział ten wynosił 2,4%, w roku 2002 – 2,5%, w roku 2003 – 2,65%,
a docelowo miał wzrosnąć do 7,5% w roku 2010. Wprowadzenie w życie tych przepisów miało
na celu rozwój OZE poprzez administracyjne wykreowanie popytu na tę energię, co w efekcie
miało stymulować nowe inwestycje w odnawialne źródła energii.
W roku 2001 Parlament Europejski i Rada przyjęły Dyrektywę 2001/77/EC w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych,
wyznaczającą udział energii elektrycznej produkowanej z odnawialnych źródeł energii w całkowitym zużyciu energii elektrycznej we Wspólnocie do roku 2010. Z kolei Sejm RP podjął w dniu 23 sierpnia 2001 r. uchwałę dotyczącą Strategii Rozwoju Energetyki Odnawialnej.
Gdy Polska stała się państwem członkowskim Wspólnoty Europejskiej pojawiła się potrzeba
pełnego dostosowania krajowych regulacji dotyczących OZE do zasad unijnych, a w szczególności do postanowień dyrektywy 2001/77/WE. W dniu 2 kwietnia 2004 r. została uchwalona
ustawa o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy Prawo ochrony środowiska, która
doprowadziła do istotnych zmian, korzystnych dla podsektora odnawialnych źródeł energii
elektrycznej. Najbardziej istotną zmianą było umożliwienie sprzedaży praw majątkowych do
świadectw pochodzenia, będących dokumentami potwierdzającymi wytworzenie określonej
ilości energii elektrycznej w źródle odnawialnym, niezależnie od sprzedaży energii elektrycznej. Następnie ustawą z dnia 4 marca 2005 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz
ustawy – Prawo ochrony środowiska nałożono na przedsiębiorstwa energetyczne, sprzedające
energię elektryczną odbiorcom końcowym, obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia lub uiszczenia tzw. opłaty zastępczej.
Potrzeba wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w źródłach odnawialnych wynika
z potrzeby ochrony środowiska przy jednoczesnym zachowaniu bezpieczeństwa energetycznego.
Od początku obowiązywania Prawo Energetyczne zawierało regulację promującą energię odnawialną. System wsparcia opierał się na ustawowym obowiązku zakupu przez przedsiębiorstwa
energetyczne energii elektrycznej w źródłach odnawialnych. Stosunkowo lakoniczne uregulowania w pierwszych latach obowiązywania systemu uległy radykalnej zmianie w 2004 r. spowodowanej kolejną nowelizacją ustawy Prawo energetyczne, gdzie obowiązek zakupu energii
odnawialnej oraz rozliczanie tego obowiązku związane zostało ze świadectwem pochodzenia tej
energii. Od tego momentu podstawowym mechanizmem wsparcia produkcji energii elektrycznej z OZE stał się system wydawania i umarzania świadectw pochodzenia.
Przyjęcie nowelizacji ustawy – Prawo energetyczne zbiegło się w czasie z uchwaleniem
Polityki Energetycznej do 2025 roku (przyjętej przez Radę Ministrów w dniu 4 stycznia
2005 r.). Powyższy dokument przewidywał monitorowanie i doskonalenie przyjętych mechanizmów wsparcia rozwoju OZE, w celu zwiększenia urynkowienia energetyki krajowej i zapoczątkowania zmian zgodnych z tendencjami światowymi.
Tab 1. Produkcja z OZE w wybranych technologiach w latach 2005 – 2009.
Okres wytwarzania
2005
2006
2007
2008
2009
ilość energii
[MWh]
ilość energii
[MWh]
ilość energii
[MWh]
ilość energii
[MWh]
ilość energii
[MWh]
biogaz
29 712
117 067
161 767
220 882
241 341
biomasa
125 895
503 846
545 764
560 967
426 817
wiatr
40 795
280 909
472 115
806 079
836 215
woda
316 481
2 038 526
2 252 658
2 152 870
1 985 910
współspalanie
281 520
1 363 545
1 797 216
2 751 953
2 899 372
RAZEM
794 406
4 339 895
5 229 525
6 492 755
6 389 657
W rezultacie wprowadzenia nowego systemu doszło do przyśpieszenia rozwoju OZE w Polsce,
w ślad za czym następowała legislacyjna ewolucja obowiązkowego udziału energii odnawialnej
w portfelach spółek obrotu, realizujących dostawę energii elektrycznej do odbiorcy końcowego.
Proces ten obrazuje zestawienie zamieszczone Tab. 2., gdzie w nagłówkach poszczególnych
kolumn zamieszczone są daty odnośnych rozporządzeń Ministra Gospodarki, odpowiedzialnego
za osiągnięcie celu 15% ze źródeł OZE w energii elektrycznej, cieple oraz transporcie.
Tab. 2. Obowiązkowy udział energii elektrycznej z OZE w portfelu dostawcy końcowego
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2000.12.15
2003.05.30
2,40%
2,50%
2,65%
2,85%
3,10%
3,60%
4,20%
5,00%
6,00%
7,50%
2,65%
2,85%
3,10%
3,60%
4,20%
5,00%
6,00%
7,50%
2004.12.09
2005.12.19
2006.11.03
3,1%
3,6%
4,3%
5,4%
7,0%
9,0%
9,0%
9,0%
9,0%
9,0%
3,1%
3,6%
4,8%
6,0%
7,5%
9,0%
9,0%
9,0%
9,0%
9,0%
5,1%
7,0%
8,7%
10,4%
10,4%
10,4%
10,4%
10,4%
2008.08.14
7,0%
8,7%
10,4%
10,4%
10,4%
10,9%
11,4%
11,9%
12,4%
12,9%
2012.05.16
Projekt
10,4%
12,0%
13,0%
14,0%
15,0%
16,0%
17,0%
18,0%
19,0%
20,0%
Przyjęty przez Radę Ministrów w 2010r. Krajowy Plan Działań w Zakresie Energii ze Źródeł
Odnawialnych po raz pierwszy wskazał kierunki i technologie jakimi Państwo zamierza zrealizować cel 15% energii odnawialnej w całkowitym zużyciu energii brutto oraz które z sektorów
gospodarki opisane w Tab. 3. powinny ten cel realizować. Widać z zamieszczonych liczb, że
największy względny przyrost ma do zrealizowania elektroenergetyka (87%), nieco mniejszy
transport (50%), zaś najmniejszy ciepłownictwo, bo tylko 33%. Oczywiście w ujęciu wolumenowym kolejność ta będzie nieco odmienna, o czym w dalszej części.
Tab. 3. Cele indywidualne sektorów dla realizacji celu 15% energii z OZE.
Wyszczególnienie
2012
2014
2016
2018
2020
OZE – ciepłownictwo i chłodnictwo
(systemy sieciowe i niesieciowe) [%]
12,78%
13,29%
14,39%
15,68%
17,05%
OZE – elektroenergetyka [%]
10,19%
12,19%
13,85%
15,64%
19,13%
OZE – transport [%]
6,76%
7,48%
7,99%
9,05%
10,14%
Całkowity udział OZE [%]
10,60%
11,45%
12,49%
13,79%
15,50%
Według „Polityki energetycznej…” w warunkach polskich decydujące znaczenie, w kontekście osiągnięcia postawionego celu 15% udziału energii ze źródeł odnawialnych w strukturze
energii finalnej brutto w 2020 r., będą miały postępy poczynione w energetyce wiatrowej, produkcji biogazu i biomasy stałej oraz w biopaliwach transportowych. Te cztery obszary w 2020
roku stanowić będą łącznie ok. 94% zużycia energii ze wszystkich źródeł odnawialnych. Tab.
4. przedstawia opracowaną w ramach „Krajowego Planu …” prognozę zapotrzebowania energii
elektrycznej brutto w podziale na paliwa i zastosowane technologie produkcyjne. Do 2020 r.
technologie odnawialne łącznie stanowić będą 25,4% całkowitej mocy wytwórczej (22,6%
w 2030 roku). Spadek tego odsetka w latach 2020-2030 powinien wynikać głównie z faktu wejścia do eksploatacji energetyki jądrowej, która ma zaistnieć w Polsce po 2020 roku.
Tab. 4. Zapotrzebowanie na energię finalną brutto z OZE w podziale na rodzaje energii [ktoe]
2006
2010
2015
2020
Przyrost
2020-2006
Energia elektryczna
Biomasa stała
Biogaz
Wiatr
Woda
Fotowoltaika
Ciepło
Biomasa stała
Biogaz
Geotermia
Słoneczna
Biopaliwa transportowe
Bioetanol cukro-skrobiowy
Biodiesel z rzepaku
Bioetanol II generacji
Biodiesel II generacji
Biowodór
370,6
159,2
13,8
22,0
175,6
0,0
4 312,7
4 249,8
27,1
32,2
3,6
96,9
61,1
35,8
0,0
0,0
0,0
715,0
298,5
31,4
174,0
211,0
0,0
4 481,7
4 315,1
72,2
80,1
14,2
549,0
150,7
398,3
0,0
0,0
0,0
1516,1
503,2
140,7
631,9
240,3
0,0
5 046,3
4 595,7
256,5
147,5
46,7
884,1
247,6
636,5
0,0
0,0
0,0
2686,6
892,3
344,5
1178,4
271,4
0,1
6 255,9
5 405,9
503,1
221,5
125,4
1 444,1
425,2
696,8
210,0
112,1
0,0
2316,0
733,1
330,7
1156,4
95,8
0,1
1943,2
1156,1
476,0
189,3
121,8
1347,2
364,1
661,0
210,0
112,0
0,0
OGÓŁEM
Energia finalna br. z OZE
4 780
5 746
7 447
10 387
5607
Dane zamieszczone w Tab. 4. pozwalają stwierdzić, że największe oczekiwania w spełnieniu celu 15% w odniesieniu do energii elektrycznej i ciepła pokładane są w biomasie, energii
z wiatru oraz w biogazie. Ponieważ nie jest praktycznie stosowane wykorzystywanie energii
z wiatru w ciepłownictwie, to można przyjąć, iż biomasa i biogaz mają do spełnienia wiodącą
rolę jako zastosowanie OZE w tych obszarach. Z kolei racjonalna lokalizacja biogazowni rolniczych, występująca w oddaleniu od obszarów zurbanizowanych z dużymi skupiskami ludzkimi,
ogranicza w dużym stopniu wykorzystanie biogazu na ciepłownicze cele komunalne, natomiast
w większym stopniu powinna być nastawiona na zabezpieczenie potrzeb cieplnych technologicznych samej biogazowni, czy też obiektów przemysłowych lub gospodarczych zlokalizowanych w pobliżu takiej instalacji. Oczywiście, możliwe jest, aby biogaz po oczyszczeniu i podniesieniu jego wartości opałowej, wprowadzony został do krajowej sieci gazu systemowego.
Tym niemniej, wydaje się zasadne założenie, że zdecydowana większość potrzeb cieplnych
z odnawialnych źródeł energii realizowana będzie w nowych lub zmodernizowanych instala-
cjach istniejących przedsiębiorstw ciepłowniczych, natomiast podstawowym dla tych instalacji
paliwem będzie biomasa stała.
Powracając do danych liczbowych, zamieszczonych w Tab. 4. zapożyczonych z Krajowego
Planu Działań w Zakresie Energii ze Źródeł Odnawialnych zauważamy, że zapotrzebowanie na
biomasę stałą dla realizacji założonej produkcji energii elektrycznej i ciepła, wyrażone w tys.
ton oleju ekwiwalentnego powinno wynieść 5 549,5ktoe w 2015r. oraz 6 298,2ktoe w 2020r.
Przekładając te liczby na „język” biomasy o wartości opałowej 8,5MJ/kg otrzymujemy odpowiednio zapotrzebowanie na biomasę w wielkości 27,335mln. t. w 2015r. i 31,022mln. t. w 2020.
Od 2008r. w Polsce, jako jedynym kraju Unii Europejskiej, wprowadzony został obowiązek
stosowania biomasy pochodzącej z szeroko rozumianego sektora rolnego, a stosowna definicja
tej biomasy brzmi następująco:
… „biomasa pochodząca z upraw energetycznych lub odpadów i pozostałości z produkcji rolnej oraz przemysłu przetwarzającego jej produkty oraz ziaren zbóż niespełniających wymagań jakościowych dla zbóż w zakupie interwencyjnym i ziaren zbóż, które nie
podlegają zakupowi interwencyjnemu, a także części pozostałych odpadów, które ulegają
biodegradacji, z wyłączeniem odpadów i pozostałości z produkcji leśnej oraz przemysłu
przetwarzającego jej produkty”…
W dalszej części zdefiniowana powyżej biomasa będzie, dla uproszczenia, określana jako
„biomasa agro” w odróżnieniu od „biomasy leśnej”.
Regulacja, dotycząca biomasy „agro” wprowadzona została rozporządzeniem Ministra
Gospodarki w grudniu 2005r. z terminem obowiązywania z początkiem 2008r.
Przewidywała ona narastanie obowiązku użycia tej biomasy aż do wielkości 100% dla
instalacji spalania wielopaliwowego (współspalania). Decydenci polityczni nie wzięli jednak
pod uwagę ograniczeń technologicznych, związanych z materiałami stosowanymi w budowie
kotłów energetycznych.
Biomasa „agro” dla prawidłowego wzrostu w okresie wegetacji jest nawożona, a w konsekwencji zawiera znaczące ilości związków alkalicznych. Ponadto niektóre rośliny lub ich części
charakteryzują się dużą lub bardzo dużą zawartością chloru. Substancje te, stosowane powyżej
określonego poziomu, mogą powodować bardzo szybką degradację niektórych elementów kotła,
skutkującą zwiększoną awaryjnością oraz obniżającą bezpieczeństwo pracy personelu obsługi.
Praktycznie w palecie biomasy „agro” za bezpieczne i neutralne w stosowaniu można uznać
uprawy wierzby oraz topoli energetycznej, najbardziej zbliżonych właściwościami do biomasy
leśnej. Ewolucję zmian obowiązku stosowania biomasy „agro” prezentuje Tab. 5.
Tab. 5. Kształtowanie się obowiązku stosowania biomasy „agro” w instalacjach o mocy
powyżej 20MWe
Współspalanie
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2005.12.19
2008.08.14
5%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
5%
10%
25%
40%
55%
70%
85%
100%
Układ dedykowany
2012.05.16 Projekt
2008.08.14
2012.05.16 Projekt
50%
60%
70%
80%
20%
20%
20%
25%
30%
40%
20%
20%
20%
20%
Współspalanie
2005.12.19
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Układ dedykowany
2008.08.14
2012.05.16 Projekt
2008.08.14
2012.05.16 Projekt
100%
100%
80%
80%
85%
85%
85%
85%
50%
60%
30%
40%
40%
50%
50%
50%
Powracając do oszacowanego wcześniej zapotrzebowania na biomasę stałą oraz przyjmując
obowiązkowy udział biomasy „agro” w wysokości średnio 30%, ciągle otrzymujemy znaczącą
liczbę oczekiwanej „biomasy pozostałej” w wysokości powyżej 19mln. t. w 2015r. oraz prawie
22mln. t. w 2020r.
Sięgając ponownie do zapisów Krajowego Planu… dostajemy ogólny opis innych potencjalnych źródeł biomasy stałej. Zgodnie z nim dostawy biomasy na potrzeby wytwarzania energii mogą być realizowane z trzech sektorów:
• biomasa z leśnictwa,
• biomasa z rolnictwa i rybołówstwa,
• biomasa z odpadów.
Wydaje się jednak, że nie wszystkie z prezentowanych dalej potencjalnych źródeł pochodzenia biomasy wydają się być możliwe do zastosowania energetycznego, dlatego też dokonana
została autorska ocena tych możliwości, na podstawie doświadczeń z czteroletniej eksploatacji
dedykowanego kotła biomasowego BFB-105.
1. Biomasa leśna.
Zgodnie z szacunkami Generalnej Dyrekcji Lasów Państwowych (w 2006 r.), całkowity
potencjał techniczny drewna z leśnictwa, możliwy do bezpośredniego wykorzystania na cele
energetyczne, wynosił ok. 6,1 mln m3 drewna, co jest odpowiednikiem 41,6 PJ energii.
Ocena: Wielkość realna, możliwa do pozyskania.
2. Biomasa leśna pozyskiwana pośrednio.
Obrót odpadami z przemysłu przerobu drewna nie jest w Polsce rejestrowany, co w znacznym stopniu utrudnia oszacowanie realnych możliwości dostaw biomasy z przemysłu drzewnego na potrzeby wytwarzania energii. Według analiz Instytutu Technologii Drewna (ITD),
potencjał techniczny drewna odpadowego z przemysłu drzewnego oraz innych źródeł szacować
można na ok. 58,1PJ.
Z prac badawczych ITD wynika, że ze 100 m3 drewna pozyskiwanego z gospodarki leśnej
otrzymuje się po przeróbce do ponad 60% odpadów, w tym np.: 10 m3 kory, 15 m3 drobnicy
gałęziowej, 20 m3 odpadów kawałkowych (ścinki, obrzyny), 19 m3 trocin i zrębków. Ocenia
się, że w zakładach przemysłowych przerobu drewna powstaje ok. 7,5 mln m3 drzewnych
odpadów przemysłowych, co stanowi 27% całego pozyskania surowca drzewnego.
Ocena: W otoczeniu Elektrociepłowni Białystok funkcjonuje kilka przedsiębiorstw przemysłu „drzewnego”, a mianowicie: Stora Enso w Ostrołęce, Pfleiderer w Grajewie, czy też
Ikea w Orli w okolicach Bielska Podlaskiego. Nigdy nie wpłynęła z tych firm oferta zakupu
odpadu z produkcji. Możliwość zakupu szacowana na zero.
3. Biomasa „agro”.
Zapewnienie pokrycia potrzeb żywnościowych jest podstawowym zadaniem sektora rolnego.
Dlatego na cele energetyczne przeznaczane będą w pierwszej kolejności produkty uboczne
i pozostałości z rolnictwa i przemysłu rolno-spożywczego oraz nadwyżki produktów rolnych,
które nie będą potrzebne na rynku żywności.
Dane za 2009 rok wskazują, że w Polsce produkcja roślin energetycznych kształtuje się
na poziomie około 500 tys. ha, co stanowi 3,2% ogółu użytków rolnych. Największy udział w tej
produkcji mają rośliny oleiste przeznaczone do produkcji biopaliw (ok. 310 tys. ha). Kukurydza
i zboża zajmują powierzchnię 56 738 ha. Zboża zajmują powierzchnię ok 150 tys. ha natomiast
plantacje trwałe zajmują powierzchnię ok. 5 tys. ha.
Z analiz wykonanych w IUNG PIB wynika, że bez szkody dla produkcji żywności, rolnictwo polskie może przeznaczyć do 2020 r. 0,6 mln ha pod produkcję zbóż na bioetanol, 0,4 mln
ha pod produkcję rzepaku na biodiesel, oraz ok. 1 mln ha pod produkcję biomasy dla potrzeb
energetyki zawodowej.
Ocena: Dostępność na cele energetyczne areału ok. 1 mln. ha jest realna. Być może jest
nawet możliwa do zwiększenia poprzez przeznaczenie na uprawy energetyczne areałów formalnie klasyfikowanych jako leśne, co wymagałoby udziału Lasów Państwowych w procesie.
4. Produkty uboczne z rybołówstwa (odpady).
Ocena: Brak doświadczeń. Do chwili obecnej oferta jest zerowa. Nie jest też znana możliwa postać handlowa.
5. Produkty uboczne i przetworzone pozostałości z rolnictwa (odpady).
Podstawowym produktem ubocznym z produkcji roślinnej jest słoma zbożowa. Polskie rolnictwo produkuje corocznie około 25-28 mln Mg słomy. Nadwyżki słomy mogą być wykorzystane na cele energetyczne.
Założenia do prognozy potencjału wykorzystania słomy na cele energetyczne na lata
2015 i 2020 są następujące:
• średnie plony zbóż a ha użytków rolnych wzięto do prognozy z lat 2000–2008, przyjęto
wskaźnik – masy słomy do masy ziarna 1:1,
• przyjęto możliwość energetycznego wykorzystania słomy w wysokości 10% zbiorów
słomy (rozdrobniona struktura upraw),
• przyjęto wartość opałową słomy – 14GJ/Mg.
Ocena: Istnieją możliwości pozyskania słomy w postaci handlowej peletu bądź brykietu.
Zawartość chloru jest ograniczeniem w zastosowaniu. Słoma sezonowana (szara) stanowi częściowe
rozwiązanie problemu chloru. Szacunek podaży realny do potencjalnego zastosowania.
6. Pozostałości powstałe z przygotowania i przetwórstwa produktów
spożywczych pochodzenia zwierzęcego (odpady).
Ocena: Opcja marginalna. Nieznana postać handlowa produktu. Do chwili obecnej brak ofert.
7. Produkty uboczne i pozostałości pochodzenia roślinnego, w tym odpady
z owoców, warzyw czy olejów jadalnych.
Ocena: Sporadyczne i niewielkie dostawy, głównie pestek z owoców. Paliwo oceniane pozytywnie.
8. Produkty uboczne i pozostałości z przemysłu cukrowniczego.
W przypadku przemysłu cukrowniczego mamy dwa rodzaje biomasy, które można rozpatrywać w kontekście zastosowania energetycznego: melasę i liście buraczane (te nie były
dotychczas rozpatrywane jako uboczny produkt rolniczy o znaczeniu energetycznym, więc
wzięto je pod uwagę przy przemyśle cukrowniczym).
Ocena: Nieznana postać handlowa produktu, jak też skład chemiczny. Rozpoznane doświadczenia (pozytywne) odnośnie peletu z wytłoków.
9. Produkty uboczne i pozostałości z przemysłu mleczarskiego.
Ocena: Brak doświadczeń.
10. Odpady z przemysłu piekarniczego i cukierniczego.
Odpady z przemysłu piekarniczego cukrowniczego mogą być wykorzystywane lokalnie do
celów energetycznych. Dobrym przykładem może być wykorzystanie surowców piekarniczych
pochodzących ze zwrotów sklepowych jako produkt przeterminowany do produkcji peletów
jako materiału opałowego.
11. Produkty uboczne i pozostałości z produkcji napojów alkoholowych
i bezalkoholowych.
12. Biomasa z odpadów komunalnych.
Prognozując ilości wytwarzanych odpadów komunalnych ulegających biodegradacji, założono niewielkie ich zmniejszanie w latach 2015–2020. Wynika to z prognozy demograficznej,
która zakłada spadek liczby mieszkańców kraju w latach 2010–2020. Założono, że największą
pozycję w całkowitej masie drewna poużytkowego, możliwej do odzysku z odpadów komunalnych, może stanowić drewno, pochodzące od bezpośrednich konsumentów wyrobów drzewnych18. Z odpadów, które będą przeznaczone do spalenia można odzyskiwać energię w kogeneracji lub tylko elektryczną. Zakłada się, że ok. 42% energii elektrycznej wytwarzanej ze zmieszanych odpadów komunalnych będzie klasyfikowane jako „zielona”. Szacuje się, że do 2020 r.
wskaźnik ten będzie wzrastał ok. 1% rocznie.
Ocena: Instalacja wymaga urządzeń nieistniejących w klasycznej elektrowni cieplnej.
Wymaga zatem bardziej rozbudowanego zestawu komponentów do ochrony środowiska.
Drewno poużytkowe bywa pomalowane lub polakierowane, co wyklucza zastosowanie w typowej elektrowni cieplnej.
13. Ulegająca biodegradacji część odpadów przemysłowych.
Założono, że największą pozycję w całkowitej masie drewna poużytkowego, możliwej do
odzysku z odpadów przemysłowych, będzie stanowić drewno pochodzące z budownictwa
(prawie 60%). Prognozuje się, że drewno poużytkowe pochodzące z zużytych palet będzie
w większym stopniu wykorzystywane na cele energetyczne niż obecnie. Zakłada się, że na
cele energetyczne można będzie przeznaczyć w latach 2015–2020 od 250 do 300 tys. Mg
makulatury zadrukowanej.
Ocena: Zastosowanie w kotłach energetycznych technicznie jest możliwe. Palety będą
wymagały całkowitego usunięcia gwoździ, co, na podstawie doświadczeń własnych, stanowi
problem. Również problemem może być spalanie makulatury zadrukowanej z uwagi na możliwe szkodliwe składniki farby drukarskiej. Podobne zastrzeżenie dotyczy drewna poużytkowego wcześniej malowanego, impregnowanego lub lakierowanego.
14. Osady ściekowe.
W przypadku komunalnych osadów ściekowych prognozuje się ich wzrost w latach 20102020, w miarę realizacji inwestycji z zakresu budowy i rozbudowy sieci kanalizacyjnych oraz
oczyszczania ścieków. Szacuje się, że w 2015 r. masa wytwarzanych osadów będzie wynosiła ok. 640 tys. Mg, a w 2020 r. przekroczy 700 tys. Mg w przeliczeniu na suchą masę (s. m.).
Prognozuje się, że docelowo w 2020 r. będzie się termicznie przekształcać ponad 400 tys. Mg
s. m. osadów. Potencjał techniczny dla wykorzystania biogazu z oczyszczalni ścieków do celów
energetycznych jest bardzo wysoki. Standardowo z 1 m3 osadu (4-5% suchej masy) można uzyskać 10-20 m3 biogazu o zawartości metanu ok. 60%. Ze względów ekonomicznych pozyskanie
biogazu do celów energetycznych jest obecnie uzasadnione tylko w większych oczyszczalniach
ścieków, przyjmujących średnio ponad 8 – 10 tys. m3/dobę.
Ocena: Opcja możliwa technologicznie do zastosowania. Ograniczenie stanowi jednak
udział do 1% w całej masie paliwa wprowadzanego do spalania. Powyżej 1% udziału obowiązują przepisy jak dla spalarni odpadów komunalnych.
Reasumując, kilka z zasygnalizowanych źródeł potencjalnego pozyskania biomasy może
w istotny sposób zwiększyć jej podaż na rynek, ale będzie ona musiała być wcześniej poddana
procesom standaryzacji, zarówno w rozumieniu jej postaci handlowej jak też zdefiniowanych
właściwości fizycznych i chemicznych. Najbardziej perspektywiczną szansą rozwoju rynku
biomasy wydaje się być olbrzymi areał gruntów możliwy do wykorzystania na uprawę roślin
typowo energetycznych.
Obowiązujący w Polsce system wsparcia, który obecnie jest jednakowy dla wszystkich
technologii spowodował dynamiczny rozwój technologii charakteryzujących się najniższym
kosztem wytworzenia energii elektrycznej w jednostce czasu. Ponadto, mechanizm wsparcia
nie rozróżnia odmiennych technologii, czy też barier wejścia w rozumieniu nakładów inwestycyjnych. Wynagrodzenie kształtuje się identycznie, a w uproszeniu każda megawatogodzina w dowolnej technologii jest wynagradzana identycznie w postaci jednego świadectwa
pochodzenia. Rozwój technologii najtańszych inwestycyjnie jest tego oczywistą konsekwencją.
System wsparcia obejmuje także technologię współspalania biomasy z paliwami kopalnymi,
gdzie część energii elektrycznej wytworzonej z biomasy zostaje uznana za energię pochodzącą
z odnawialnych źródeł energii na którą przysługuje świadectwo pochodzenia. Koszty inwestycyjne związane z dostosowaniem istniejących bloków do współspalania biomasy są bardzo niewielkie i polegają głównie na budowie nowych urządzeń do podawania, hal magazynowania
biomasy oraz placów manewrowych. Dotyczy to tych rozwiązań technologicznych, w których
mieszanka węgla i biomasy jest wprowadzana wspólnie do zespołu młynowego.
Współspalanie biomasy charakteryzuje się głównie kosztami zmiennymi związanymi z zakupem paliwa – biomasy oraz utrzymaniem majątku. Technologia współspalania powoduje mobilizację rynku biomasy, a co za tym idzie pozytywnie wpływa na sektory mające związek z tym
paliwem. Również potencjał użytkowania biomasy „agro” wydaje się być największy właśnie
w tej technologii.
Energetyka wyłącznie biomasowa (układy dedykowane) charakteryzuje się następującymi
czynnikami: duży koszt inwestycyjny na jednostkę mocy, duże koszty stałe związane z eksploatacją obiektu (w tym koszty zakupu paliwa – biomasy), wysoka produktywność, średnia
dyspozycyjność oraz niskie zdolności regulacyjne. Budowa nowych, stabilnych bloków dedykowanych do opalania wyłącznie paliwem biomasowym zwiększa pojemność mocową krajowego systemu energetycznego co zapewnia zwiększenie niezawodności jego pracy oraz ciągłość
dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Źródła biomasowe optymalizują gospodarkę odpadową w przemysłach drzewnym, leśnym, papierniczym, meblarskim, spożywczym,
rolniczym, a także wszystkich innych, gdzie w trakcie procesu produkcyjnego mogą powstawać odpady o charakterze biomasy do termicznego odzyskania energii. Energetyka biomasowa
również tworzy rynek biomasy „agro” dedykowanej do odzyskania zawartej w niej energii chemicznej, co pobudza tworzenie nowych miejsc pracy oraz cały sektor gospodarki rolnej. Należy
stwierdzić, że sprawność wytwarzania energii w elektrociepłowniach pracujących w systemie
wysokosprawnej kogeneracji jest wyższa niż w elektrowniach kondensacyjnych, niemniej jednak
udział kosztów paliwa do wytworzenia tej samej ilości energii elektrycznej jest wyższy w elektrociepłowniach pracujących w systemie wysokosprawnej kogeneracji niż w przypadku elektrowni kondensacyjnych. Z tego względu koszty eksploatacyjne związane z zakupem paliwa na
wytworzenie określonej ilości energii elektrycznej są relatywnie niższe w elektrowniach kondensacyjnych. Natomiast sumaryczna ilość energii wytworzonej w elektrowniach kondensacyjnych jest niższa niż w elektrociepłowniach pracujących w systemie wysokosprawnej kogeneracji. Z tego względu wsparcie dla technologii biomasowej CHP powinno być wyższe niż
dla elektrowni wytwarzających wyłącznie energię elektryczną w jednostkach dedykowanych.
Tab. 6. Projekt Ustawy OZE – Propozycja zróżnicowanych współczynników wsparcia
dla poszczególnych technologii biomasowych.
Lp.
Rodzaj instalacji
Współczynnik
1
Instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 10 MW
1,30
2
3
4
Instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych w wysokosprawnej kogeneracji (CHP) o zainstalowanej łącznej
mocy elektrycznej do 10 MW
Instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej powyżej 10 MW
do 50 MW
Instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych w wysokosprawnej kogeneracji (CHP) o zainstalowanej łącznej
mocy elektrycznej powyżej 10 MW do 50 MW
1,70
1,05
1,40
5
Instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej powyżej 50 MW
0,95
6
Instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych wwysokosprawnej kogeneracji (CHP) o zainstalowanej łącznej
mocy elektrycznej powyżej 50 MW
1,15
7
Instalację wykorzystujące biomasę do spalania wielopaliwowego
0,30
Naprzeciw problemom niekontrolowanego rozwoju różnych technologii biomasowych
wychodzą najnowsze propozycje legislacyjne, zawarte w projekcie Ustawy o Odnawialnych
Źródłach Energii.
Jak wynika z analizy Tab. 6. założeniami ustawodawcy jest wycofanie wsparcia dla technologii współspalania i wykorzystanie paliwa – biomasy do wykorzystania w nowych mocach
dedykowanych do spalania wyłącznie paliwa biodegradowalnego. Ponado, ustawodawca przewiduje, że te dwa procesy, czyli wygaszanie starych instalacji i powstawanie nowych, przebiegną w tempie zrównoważonym, nie powodując zakłóceń na rynku świadectw pochodzenia.
Projekt przewiduje zróżnicowaną paletę współczynników wsparcia w zależności od technologii oraz wielkości instalacji. Stwarza to możliwość stymulacji rozwoju różnych technologii
– wygaszania najmniej pożądanych i rozwoju najmniej obecnych, a jednostkowo najdroższych
inwestycyjnie. Na uwagę zasługuje fakt wzmocnienia wynagradzania jednostek małych, funkcjonujących lokalnie.
Należy podkreślić, że zróżnicowane współczynniki, prezentowane w Tab. 6. będą dotyczyły jednostek oddanych do użytku po dniu wejścia w życie Ustawy OZE, co spodziewane jest
w połowie 2013r. Instalacje istniejące zachowają dotychczasowy współczynnik wsparcia równy
1, ale przez ograniczony okres czasu. Instalacje dedykowane utrzymają wsparcie przez okres 15
lat od chwili wyprodukowania pierwszej energii odnawialnej, natomiast współspalające przez
okres 5 lat. Oznacza to, że najstarsze instalacje współspalające mogą utracić wsparcie z chwilą
wejścia w życie projektowanej Ustawy.
Jeżeli powyższe założenia się spełnią to zaproponowany system zapewni stabilność warunków inwestowania w źródła odnawialne, oraz zabezpieczy poziom wsparcia, przed ewentualnymi wzrostami cen energii, co spowodowałoby znaczne obciążenie odbiorcy końcowego
i niekontrolowany rozrost źródeł OZE. Technologie, których wewnętrzna stopa zwrotu nie jest
wystarczająco wysoka, będą mogły korzystać ze wsparcia bezpośredniego w formie dotacji krajowych lub międzynarodowych, co zapewni ich rentowność oraz powstawanie nowych mocy.
Barbara Laskowska, Anna Obermiler, Grzegorz Leszczyński
Podlaska Izba Rolnicza
POTENCJAŁ UZYSKIWANIA BIOMASY
W WOJEWÓDZTWIE PODLASKIM
1. Charakterystyka województwa
Województwo podlaskie położone jest w północno–wschodniej części Polski. Poziom uprzemysłowienia województwa podlaskiego jest niski. Wartość wskaźnika PKB na mieszkańca plasuje
województwo na jednym z końcowych miejsc w kraju, w tym także z uwagi na niskie nakłady
inwestycyjne. Dominującym działem gospodarki jest rolnictwo. Użytki rolne zajmują niespełna
połowę całkowitej powierzchni użytkowej województwa (tab. 1). Funkcjonuje tu ok. 120 tys.
indywidualnych gospodarstw rolnych władających 96 % użytków rolnych. Średnia wielkość
powierzchni gospodarstw wynosi ok. 12,20 ha i jest wyższa od średniej krajowej – 10,38 ha. (źródło:
dane ARiMR). Rolnicza przestrzeń produkcyjna charakteryzuje się stosunkowo niską przeciętną
jakością gleb. Duży udział w przestrzeni rolniczej trwałych użytków zielonych sprzyja hodowli
bydła, zwłaszcza mlecznego. Mimo niskiego jeszcze stopnia zmeliorowania gruntów, województwo przoduje w kraju w produkcji zwierzęcej, zajmując pierwsze miejsce w ilości sztuk bydła na
1 000 mieszkańców i trzecie we wskaźniku produkcji trzody chlewnej. Słaby jest jeszcze poziom
infrastruktury technicznej na wsi (Zarząd Województwa Podlaskiego).
Tab. 1. Stan geodezyjny i kierunki wykorzystania powierzchni województwa (dane GUS 2011)
Wyszczególnienie
Powierzchnia [ha]
Powierzchnia ogólna
2 018 702
1 217 234
771 027
5 436
206 585
192 084
Użytki rolne
grunty orne
sady
łąki trwałe
pastwiska trwałe
grunty
rolne zabudowane
pod stawami
pod rowami
Grunty leśne oraz zadrzewione i zakrzewione
lasy
grunty zadrzewione i zakrzewione
32714
1669
7720
641802
626532
15270
Wyszczególnienie
Grunty pod wodami powierzchniowymi
płynącymi
stojącymi
Grunty zabudowane i zurbanizowane
tereny:
mieszkaniowe
przemysłowe
inne zabudowane
zurbanizowane niezabudowane.
rekreacyjno-wypoczynkowe
tereny komunikacyjne:
drogi
kolejowe
inne
użytki kopalne
Użytki ekologiczne
Nieużytki
Tereny różne
Powierzchnia [ha]
27557
24683
2873
73651
7487
2520
4269
740
1536
49474
5352
127
2146
1825
54405
2228
2. BIOMASA
Biomasa to najstarsze i najszerzej współcześnie wykorzystywane odnawialne źródło energii.
Jest to cała istniejąca na Ziemi materia organiczna, wszystkie substancje pochodzenia roślinnego
lub zwierzęcego ulegające biodegradacji, które wykorzystywane są jako paliwo do wytwarzania
ciepła lub generowania energii elektrycznej (Fundacja Innowacyjnej Gospodarki).
Wyróżnić możemy następujące rodzaje biomasy:
• biomasa leśna (drewno opałowe),
• biomasa nieleśna (trawa, turzyca, trzcina, krzewy rosnące na terenie parków narodowych
i na innych obszarach gruntu),
• odpady produkcyjne w przemyśle drzewnym i papierniczym,
• pozostałości organiczne powstające w rolnictwie, ogrodnictwie i przetwórstwie rolno –
spożywczym,
• biomasa rolnicza pochodząca z upraw energetycznych
• frakcje organiczne odpadów komunalnych oraz komunalnych osadów ściekowych
Wykres 1. Struktura pozyskiwania odnawialnych źródeł energii w województwie podlaskim w 2006 roku (%).
ELRJD]
HQHUJLDZRG\
energia z odpadów
NRPXQDOQ\FK
energia promieniowania
VáRQHF]QHJR
energia z biomasy
VWDáHM
energia wody
biogaz
energia z odpadów
komunalnych
energia z biomasy
VWDáHM
energia
promieniowania
VáRQHF]QHJR
W województwie podlaskim występują duże pokłady biomasy możliwej do wykorzystania.
Głównie są to:
• trawy, turzyce, trzcina i zakrzaczenia w parkach narodowych,
• odpady organiczne wynikające z przetwórstwa rolno-spożywczego i leśnego oraz segregacji odpadów komunalnych,
• biomasa z terenów przydrożnych i torów kolejowych,
• rośliny energetyczne.
3. ROŚLINY ENERGETYCZNE
Biomasą pochodzenia rolniczego, w myśl
zapisów zawartych w rozporządzeniu Ministra
Gospodarki z sierpnia 2008 roku, określa się
biomasę pochodzącą z upraw energetycznych
lub odpadów i pozostałości z produkcji rolniczej i przemysłu przetwarzającego jej produkty
oraz inne odpady biodegradowalne jednak
z pominięciem tych odpadów i pozostałości
pochodzących z produkcji leśnej lub przemysłu
przetwarzającego jej produkty. Zdefiniowana Źródło: http://www.wierzbaenergetyczna.info/
biomasa rolna obejmuje zatem:
• Uprawy energetyczne (wierzba krzewiasta, topola, miskantus, ślazowiec pensylwański,
celowe uprawy kukurydzy na kiszonkę itp. )
• Pozostałości z produkcji zbożowej (słoma), z produkcji buraków (np. liście do biogazowania) itp.
Z danych uzyskanych z Podlaskiego Ośrodka Doradztwa Rolniczego w Szepietowie wynika że
najczęściej spotykanymi roślinami energetycznymi uprawianymi w województwie podlaskim są:
• Wierzba energetyczna
• Ślazowiec Pensylwański
• Miskant Olbrzymi
Plantacje energetyczne szybko rosnących wierzb krzewiastych mogą być zakładane na
gruntach ornych lub wyłączonych z rolniczego użytkowania, na glebach o dużym potencjale
produkcyjnym, ale wadliwych np. z powodu okresowego nadmiaru wody lub zanieczyszczenia
gleby. Ocenia się, że szybko rosnące formy Salix spp. intensywnie uprawiane na plantacjach
polowych mogą dać przyrosty lignino-celulozowej biomasy ponad dziesięciokrotnie wyższe niż
w lesie naturalnym. Biomasa wierzb krzewiastych może być pozyskiwana w krótkich rotacjach
(1, 2, 3 i 4-letnich) na tym samym podkładzie korzeniowym w ciągu 25 lat. Można przy tym
łączyć jej funkcję energetyczną z wykorzystaniem plantacji do nawożenia ściekami, zagospodarowywaniem osadów pościekowych czy utrwalaniem stromych zboczy lub systemów melioracyjnych. Do uprawy wierzb najbardziej przydatnymi są gleby III, IV, V klasy bonitacyjnej. Rośliny
reagują szczególnie wyraźnie na przebieg warunków atmosferycznych od połowy czerwca do
końca sierpnia (w tym okresie przypada maksymalny przyrost masy roślinnej). Opady i umiarkowanie wysoka temperatura w tym okresie wpływają korzystnie na plony biomasy, susza natomiast może powodować spadek plonowania nawet o 50%. Susza jest szczególnie niebezpieczna
w pierwszym roku uprawy w czasie ukorzeniania się zrzezów. Ważne jest, aby plantacje wierzb
zakładane były na użytkach rolnych dobrze uwodnionych i odchwaszczonych. Optymalny poziom
wód gruntowych przeznaczonych pod uprawę wierzby energetycznej to: 100–300 cm dla gleb
piaszczystych i 160–190 cm dla gleb gliniastych. Wierzba nie znosi terenów pozostających przez
okres dłuższy niż 2–3 tygodnie pod wodą po tym następuje zniszczenie plantacji. Kalkulacje
wykazały, że całkowity koszt założenia 1 ha plantacji wyniósł nieco ponad 4 tys. zł. (Zaman
A. S.). Tabela poniżej określa wydajność plonu wierzby krzewiastej w cyklach 1, 2, 3-letnich.
Tab. 2. Plon suchej masy drewna wierzb krzewiastych jego wartość kaloryczna oraz
zawartość popiołu
Termin zbioru pędów
Co rok
Co dwa lata
co trzy lata
Średnio
Plon suchej masy
[t/ha/rok]
Wartość kaloryczna
drewna [MJ/kg s. m. ]
Zawartość popiołu [%]
14,81
16,07
21,47
17,45
18,56
19,25
19,56
19,12
1,89
1,37
1,28
1,51
Ślazowiec pensylwański został introdukowany do Polski w latach
pięćdziesiątych XX wieku z Ameryki Północnej. Roślina dzięki zakładaniu pączków wzrostowych na korzeniach w strefie przyłodygowej
corocznie odrasta, zwiększając liczbę łodyg od jednej, w pierwszym
roku, do 20–30 w czwartym i następnych latach tworząc, dość silnie
ulistniony krzew. Łodygi ślazowca są okrągławe, w środku puste,
o średnicy od 5 do 30 mm, zaś wysokość w końcu wegetacji może
przekraczać 400 cm. Kwitnienie trwa około 6–8 tygodni i przypada
na okres od lipca do września. Ślazowiec pensylwański nie ma specjalnych wymagań klimatycznych i glebowych. Udaje się nawet
na glebach piaszczystych V klasy bonitacyjnej dostatecznie uwilgotnionych. Dzięki głębokiemu systemowi korzeniowemu jest to Źródło http://
roślina odporna na okresowe susze i mroźne zimy. Ślazowiec może pl.wikipedia.org
być rozmnażany zarówno generatywnie, jak i wegetatywnie przez różne części rośliny. Jesienią, po przymrozkach, ślazowiec gubi liście, a łodygi tracą wilgotność (zawartość suchej masy
63–77%) (tab. 3). Zebrane w tym stanie nadają się do spalania, wytwarzania brykietów czy też
peletów. Ze względu na niższą zawartość wody są bardziej cenne jako surowiec energetyczny
niż wierzba. Biorąc pod uwagę niewielki przyrost suchej masy drewna w 25-letnim lesie sosnowym wynoszący 3,9t/ha i ciepło spalania 17 417 kJ/kg s. m., można wyliczyć, że z 1ha lasu
uzyska się 67 926 MJ ciepła. Z jednego ha plantacji ślazowca, poczynając od drugiego roku
uprawy, coroczna wydajność ciepła wyniesie 110753–257316 MJ w zależności od wysokości
plonu i grubości łodyg. Uprawę ślazowca, nawożenie, pielęgnacje i zbiór biomasy prowadzi się
tradycyjnymi metodami przy zastosowaniu standardowych maszyn rolniczych (Zaman A. S. ).
Tab. 3. Dane dotyczące biomasy ślazowca pensylwańskiego
Dane dot. biomasy
Wartość
Ilość biomasy z 1 ha uprawy
20-25 ton
Uwilgotnienie biomasy
20-25%
Wartość opałowa
15 MJ/kg
Miskant olbrzymi (Miscanthus x giganteus) jest jednym z najbardziej obiecujących gatunków traw wieloletnich pod względem możliwości uprawy na cele energetyczne. Pomimo, że nie jest to roślina
z naszej strefy klimatycznej, to wieloletnie prace prowadzone zarówno
w Europie Zachodniej jak i w Polsce potwierdziły jej duże zdolności
plonotwórcze i pozytywny wpływ na środowisko w warunkach klimatu umiarkowanego. Za podjęciem uprawy tego gatunku przemawia
dynamiczny wzrost począwszy od posadzenia w ziemi, niewielkie
wymagania nawozowe oraz długi okres plonowania na względnie
stałym poziomie. Szczególnie istotne jest małe zapotrzebowanie na
wodę (2-3 tys. m3 rocznie na 1 ha uprawy), co ma szczególne znacznie przy bardzo ograniczonych zasobach wodnych naszego kraju.
Źródło: http://
Przeciętna wydajność kilkuletniej plantacji kształtuje się na pozio- www.dzialkowcy.info
mie 20 ton biomasy z 1 ha, przy wilgotności około 20% (tab. 4).
Wartość opałowa takiego paliwa wynosi od 14 do 17 MJ/kg. W polskich warunkach momentem
krytycznym w uprawie miskanta olbrzymiego jest wrażliwość sadzonek na niskie temperatury
w pierwszym roku uprawy. Pełnię rozwoju rośliny osiągają w trzecim sezonie wegetacyjnym,
dlatego szczególną uwagę należy zwrócić na staranne przygotowanie gleby przed wysadzeniem
roślin. Najwyższe plony są osiągane na żyznych glebach III-IV klasy bonitacyjnej, o odczynie
pH od 5,5 do 7,5, z niskim poziomem wód gruntowych. Niestety koszty założenia plantacji są
duże. Na same sadzonki trzeba wydać około 10 tys. zł na 1 ha uprawy (Zaman A. S. ).
Tab. 4. Dane dotyczące biomasy miskanta olbrzymiego
Dane dot. biomasy
Wartość
20 ton
20%
Wartość opałowa
14-17 MJ/kg
Inną rośliną przydatną do produkcji biomasy na terenie województwa podlaskiego może być słonecznik bulwiasty zwany
topinamburem; należy on do rodziny astrowatych i jest blisko
spokrewniony ze słonecznikiem zwyczajnym. Roślina osiąga
wysokość od 2 do 4 metrów, a średnicę łodygi do 3 cm, jest
rośliną dnia krótkiego. Jego wymagania klimatyczne są niewielkie, dobrze znosi zmienne warunki klimatyczne i niskie temperatury (do –50oC), jednak najkorzystniejsza dla tego gatunku
jest pogoda ciepła i wilgotna. Topinambur obficie plonuje co
najmniej dziesięć lat. Topinambur może być wykorzystany do
produkcji bioetanolu, a części nadziemne po wysuszeniu mogą
być spalane lub też służyć do produkcji brykietów i peletów.
Średni plon suchej masy waha się w granicach od 10 do 16 ton
/ha (tab. 5). Na 1 ar uprawy potrzeba około 10 kg sadzeniaków. Źródło: http://topinambur.pl/
Jeden sadzeniak daje w plonie 50–80 bulw. Duża łatwość i niski
koszt założenia plantacji topinamburu stwarzają szansę na rozpowszechnienie się tej uprawy
Tab. 5 Dane dotyczące biomasy topinambura
Dane dot. biomasy
Wartość
10-16 ton
30%
Wartość opałowa
16-17 MJ/kg
Ostatnio powstała doskonała alternatywa dla dotychczas znanych
roślin energetycznych – perz wydłużony odmiany „BAMAR”.
Obecnie jego uprawa jest na poziomie eksperymentalny. Do jego
hodowli wybrano tylko 30 gospodarstw w całej Polsce, z czego
na terenie województwa Podlaskiego 1 gospodarstwo. Perz
wydłużony jest to trawa wieloletnia zaaklimatyzowana w Polsce,
w zakładzie Traw, Roślin Motylkowych i Energetycznych Instytutu Hodowli i Aklimatyzacji Roślin – Państwowego Instytutu
Badawczego w Radzikowie. Roślina ta pochodzi z pogranicza
Azji i południowo – wschodniej Europy. Jej główną zaletą jest
możliwość dzięki jej doskonałym zdolnościom adaptacyjnym,
zasiewanie w pierwszym rzędzie terenów odłogowych, zdegradowanych, ubogich i innych gruntów wyłączonych z rolniczego
użytkowania. Jedynym warunkiem jest niewielkie lecz dosta- Źródło: www.pirol.pl
teczne uwilgotnienie. Jednak należy unikać gleb podmokłych
i organicznych. Dzięki głębokiemu systemowi korzeniowemu
odmiana Bamar jest odporna na krótkotrwałe susze, nawet na glebach ubogich i skażonych oraz
znosi niskie temperatury do – 20° C (Hodowla Roślin Bartążek Sp. z o. o. Group IHAR).
Pecz energetyczny odmiany „BAMAR” jest:
• trawą wieloletnia, bardzo trwałą, zbitokępową, bezrozłogową
• charakteryzuje się bardzo dużymi szczeciniastymi liściami o długości nawet 30 cm, o szarozielonej barwie oraz bardzo dużej zdolności do intensywnego krzewienia się.
• Odporność na duże różnice temperatur sprawia że może być ona użytkowana przez wiele lat
• wydaje nasiona o wysokiej zdolności do kiełkowania
• Posiada system korzeniowy, sięgający do 2 m głębokości, który jest przystosowany do
dalszego wydłużania się w przypadku poszukiwania wody
• do tej pory nie stwierdzono w nim żadnych chorób
• charakteryzuje się bardzo wczesnym ruszeniem wegetacji wiosną, a zimozielone rośliny
mogą stanowić, przy umiarkowanej pokrywie śnieżnej, pokarm dla zwierzyny łownej
w okresie zimowym
• nasiona są dorodne MTN (masa tysiąca nasion) wynosi 7-8,5 g, a przy tym są mało
podatne na osypywanie
• w stosunku do innych roślin fitoenergetycznych charakteryzują się wysoką wartością
opałową
• spalana powietrznie sucha masa roślin zawiera mało popiołu
W Polsce można ją uprawiać we wszystkich regionach kraju, nawet na glebach piaszczystych, ubogich i skażonych
4. AGROTECHNIKA PERZU ODMIANY „BAMAR”
Perz wydłużony jako trawa wieloletnia, wymaga szczególnie starannego przygotowania
pola przed założeniem plantacji, tak aby już w pierwszym roku zapewnić równomierny wysiew
nasion, ich dobre kiełkowanie i wschody. Przede wszystkim:
• aby przygotować glebę pod uprawę najlepiej jest zastosować przedplony w postaci roślin
motylkowych (drobnonasiennych i strączkowych) oraz okopowych,
• pole powinno być dobrze wyrównane, a gleba niezbyt pulchna, odleżała jak pod żyto,
• uprawę gleby rozpoczynać należy natychmiast po zbiorze przedplonu,
• nawożenie przedsiewne jest bardzo istotne i ma ogromny wpływ na wysokość plonu biomasy, nie tylko w pierwszym roku zbioru ale też w następnych latach (Nawożenie fosforowo-potasowe stosuje się w ilości 60kg P2O5 i 60 kg K2O na 1ha– na glebach mocnych, i 80 kg P2O5 i 80 kg K2O – na glebach słabszych i suchszych). Nawozy muszą
być dobrze wymieszane z glebą,
• nasiona najlepiej sadzić na głębokość 1-2 cm, w rozstawie 30 cm w ilości 10-15 kg na
ha – zależnie od żyzności gleby
• najkorzystniejszy termin siewu to wczesnowiosenny od kwietnia do połowy czerwca –
zapewnia bardziej równomierne wschody
• najkorzystniejszy wysiew wynosi ok. 150 do 200 szt. na 1m3, przy rozstawie rzędów
30cm (wyniesie to 10kg/ha nasion, na 1 metrze bieżącym rządka powinno znaleźć się
43 nasiona w odstępie 2,5 cm zaś przy wysiewie 15 kg nasion – 73 nasiona w odstępie
ok 1,5 cm),
• nawożenie azotowe przy produkcji biomasy do spalania należy zastosować wczesną
wiosną (jak najwcześniej na przełomie marca/kwietnia) co najmniej w ilości do 60 kg
czystego składnika na 1 ha (wpływa to na wzrost liczby pędów generatywnych co przyczynia się do zwyżki plonów
• perz nie wymaga specjalnych zabiegów mechanicznych, natomiast przy niestarannie
przygotowanym stanowisku, problem mogą stanowić chwasty jednoliścienne, rzadziej
dwuliścienne, co zmusza do zastosowania zabiegów chemicznych.
Termin zbioru uzależniony jest od przeznaczenia rośliny, oraz od oprzyrządowania i możliwości technicznych producenta. W ważnym stopniu warunkowana jest też innymi czynnikami,
w tym organizacyjno – logistycznymi, a zwłaszcza sposobem i terminem zagospodarowania tego
bioenergetycnego surowca. Termin zbioru biomasy do spalania uzależniony jest od stanu roślin
na plantacji (stojące czy wyległe) i od możliwości technicznych. Biomasę przeznaczoną do spalania można kosić jesienią przeważnie już w końcu września, w fazie dojrzewania (zżółknięcie
i brunatnienie dokłosia źdźbeł pędow generatywnych) kombajnem zbożowym, zwłaszcza jeśli
chcemy oprócz słomy pozyskiwać także nasiona lub kosiarką na pokos. Ściętą biomasę słomy
pozostawiamy przez kilka dni na rżysku, celem ostatecznego dosuszenia. Taka biomasa osiąga
zwykle wilgotność 12-20%. W przypadku przewlekłych opadów lub innych powodów zbiory
można przesunąć aż do grudnia (Hodowla Roślin Bartążek Sp. z o. o. Group IHAR).
Możliwość wykorzystania uprawy perzu rozłogowego są wielorakie. Przede wszystkim:
• możliwość bezpośredniego spalania w postaci np. zbelowanej słomy pędów generatywnych lub brykietów czy peletu,
• do produkcji biogazu (metan) z zielonej biomasy wegetatywnej,
• do obsadzania ciągów komunikacyjnych, celem izolowania szkodliwego wpływu pojazdów mechanicznych,
• pełnienie funkcji ochronnej dla dzikiego ptactwa i zwierzyny leśnej,
• użycie słomy do produkcji grzybni i grzybów (w pieczarkarstwie) oraz zastosowania
w biologicznych oczyszczalniach ścieków,
• zastosowanie słomy jako surowca przemyśle celulozowo-papierniczym, ze względu na
dużą zawartość lignin i włókna celulozowego,
• jako rośliny pastewnej w postaci świeżej, zielonej masy i kiszonki w żywieniu zwierząt.
Tab. 6 Wartość opałowa i produkty spalania wybranych roślin
Rodzaj paliwa
Wartość opałowa
Popiół %
Siarka %
Chlor %
Miskant olbrzymi
Mozga trzcinowata
Perz wydłużony
Wierzba
Węgiel kamienny
17-19
14-15
18-19
17-19
25-28
3,0
5,0-9,0
3,1
1,8-3,0
16-18
0,05
0,15
0,05
0,05
0,8
0,2
0,5
0,2
0,5
0,1
Porównanie wartości opałowej perzu wydłużonego odmiany „Bamar”
Kaloryczność 1kg suchej masy:
Perz wydłużony 17,9 MJ/kg
Węgiel kamienny 25 MJ/kg
1 tona węgla równoważy 1,5 tony biomasy
Perz wydłużony z 1 ha 14 000 kg x 17,9 MJ = 250 600 MJ
1 tona węgla kamiennego 1 000 kg x 25 MJ = 25 000 MJ
Plon suchej masy perzu (10-12 ton) z 1 ha równoważy 5-7,0 ton węgla
1 tona węgla kosztuje obecnie ok. 800 zł
Plon perzu z 1 ha równoważy 6,0 ton węgla x 800zł to 5 000zł
Zawartość popiołu przy spalaniu:
Węgla – 12-18%
Perzu – 3,1%
W Laboratorium „Energopomiar” w Gliwicach wykazano, że wartość energetyczna biomasy perzu w postaci słomy czy brykietów, jest wysoka (ciepło spalania ok. 18MJ), wyższa od
innych polowych roślin energetycznych np. słomy zbóż, a zbliżona do niektórych gatunków
drzew i węgla brunatnego (tab. 6).
Ponadto biomasa po spaleniu, ma stosunkowo małą zawartość popiołu (ok. 3-4%), który
może być użyty, jako nawóz o dużej zawartości potasu i innych składników mineralnych, do
nawożenia gleb.
Natomiast zielona biomasa wegetatywna odmiany „BAMAR” może być wykorzystywana
w procesie fermentacji do zakiszania i produkcji biogazu jako paliwo ekologiczne, o wysokiej wartości opałowej 18-24 MJ/m3. Jednocześnie produkt pofermentacyjny z biogazu (odpad
organiczny) może być wykorzystywany do rekultywacji słabych i ubogich oraz skażonych gleb
w celu zwiększenia ich żyzności i wzbogacenia w masę organiczną.
Zielonka lub kiszonka perzu odmiany „Bamar” z odrastających młodych liści może też być
użytkowana bezpośrednio jako pasza, zwłaszcza dla przeżuwaczy (bydła, owiec, kóz).
Dodatkowym plusem inwestycji w perz energetyczny jest jego cena. By obsiać hektar pola,
potrzeba 10-15 kg. 1 kg nasion kosztuje 75 zł. To niewiele porównując koszty założenia hektara uprawy innej rośliny energetycznej – miskantusa – kosztuje ok. 18 tys. zł. (Hodowla Roślin
Bartążek Sp. z o. o. Group IHAR).
Na terenie województwa Podlaskiego istnieje także możliwość wprowadzenia uprawy buraka
energetycznego. Przypuszczenie to można wysnuć z faktu iż, kilka lat temu istniały uprawy
buraka cukrowego przeznaczonego na cele spożywcze, dla cukrowni w Łapach.
Burak cukrowy jest rośliną podatną na proces fermentacji i z ekonomicznego punktu widzenia może w przyszłości wypełnić braki surowcowe do produkcji energii odnawianej. Nowy produkt (surowiec) w postaci buraka energetycznego zwiększyłby konkurencyjność w pozyskiwaniu substratów na cele biogazowe i w dużym stopniu przyczyniłby się do zwiększenia dochodowości biogazowni. Po drugie – wprowadzenie uprawy buraka cukrowego przyczyni się do
poprawy sprawności gleb i plonowania roślin następczych w płodozmianie. Najważniejszą jednak zaletą zastosowania buraka cukrowego na cele energetyczne będzie zwiększenie udziału
energii odnawialnej w całkowitym bilansie energii naszego kraju oraz wzrost pewności i niezawodności dostaw energii, a co za tym idzie wzrost niezależności energetycznej Polski. Poniższa
tabela przedstawia możliwości pozyskiwania biogazu z części buraka oraz innych substratów
roślinnych (dr hab. Jacek Przybył, mgr inż. Natalia Mioduszewska).
Tab. 7 Wykorzystanie substratów roślinnych różnego pochodzenia w produkcji biogazu
Plon
t/ha
Metan
m3/t o. sm
Metan
m3/ha
kWh/ha
bruo
kWh/ha
neo
Relacja
Zboże
8
426
2749
26669
9601
50%
Kukurydza
60
325
5496
53307
19191
100%
Burak cukrowy
70
442
6757
65539
23594
123%
Liście buraka
42
324
1306
12672
4562
24%
Burak korzenie
+ liście
112
417
8063
78210
28156
147%
Substrat
5. PODSUMOWANIE
Argumentami przemawiającymi za energetycznym wykorzystaniem biomasy jest m.in.:
• stworzenie alternatywnego źródła dochodu,
• bezrobocie na wsi,
• możliwość tworzenia nowych miejsc pracy,
• konieczność ograniczenia emisji CO2,
• wyższe bezpieczeństwo energetyczne poprzez poszerzenie oferty producentów energii.
Podjęcie decyzji o założeniu plantacji energetycznej wymaga uwzględnienia warunków siedliskowych, wymagań agrotechnicznych roślin, technologii zbioru i przechowywania biomasy,
jakości surowca, technologii wykorzystania biomasy lecz przede wszystkim opłacalności.
W poniższej tabeli zostały określone wartości opałowe a także ilość wytwarzanego popiołu
oraz pierwiastków podczas spalania masy roślin energetycznych w stosunku do drzewa sosnowego
Tab. 8 Wartości i skład różnych rodzajów biomasy (CDR)
Charakterystyka
Jednostka
Drewno
sosnowe
Wierzba
Ślazowiec
pensylwański
Miskant
Mozga
Wartość opałowa
Popiół
N
P
K
Na
Si
Cl
Cd
Pb
Zn
(MJ/kg)
%
%
%
%
%
%
%
mg/kg
mg/kg
mg/kg
18,8
0,8
0,1
0,003
0,01
0,01
0,22
0,009
0,26
2,38
37,6
18,0
1,2
1,2
0,07
0,31
<0,004
0,02
0,02
1,59
0,1
83,0
17,4
1,9
0,22
0,02
0,34
<0,005
0,001
0,01
0,21
0,36
34,2
17,3
2,8
0,22
0,01
0,27
<0,005
0,08
0,02
0,07
0,53
21,5
17,5
7,3
1,4
0,14
2,6
<0,004
0,33
0,09-1,12
0,02
0,2
22,9
Istotnym czynnikiem, który miał wpływ na uprawę roślin energetycznych w województwie podlaskim było dofinansowanie takich upraw ze środków UE. Na podstawie danych ARiMR prezentujących deklarowane powierzchnie upraw roślin energetycznych zgłoszonych do dopłat wynika,
iż największym zainteresowaniem cieszyły się one w powiecie białostockim, należy jednak
pamiętać iż jest to największy obszarowo powiat. Na terenie powiatów hajnowskiego, kolneńskiego, sejneńskiego, siemiatyckiego, wysokomazowieckiego, zambrowskiego brak było zainteresowania, prawdopodobnie wynika to z nastawienia rolników na produkcję zwierzęcą (tab. 9)
Tab. 9 Powierzchnia upraw energetycznych deklarowanych we wnioskach na terenie
województwa Podlaskiego (stan na dzien 2-07-2010) (dane ARiMR).
Powiat
Kod BP
Powierzchnia deklarowana we wnioskach
augustowski
białostocki
bielski
grajewski
hajnowski
kolneński
łomżyński
moniecki
sejneński
BP-0188
BP-0189
BP-0190
BP-0191
BP-0192
BP-0193
BP-0194
BP-0195
BP-0196
1,38
97,27
1,40
25,57
0,00
0,00
8,45
2,13
0,00
siemiatycki
sokólski
suwalski
wysokomazowiecki
zambrowski
BP-0197
BP-0198
BP-0199
BP-0200
BP-0201
0,00
31,53
1,30
0,00
0,00
6. BIOMASA ODPADOWA
Mówiąc o biomasie odpadowej na terenie województwa podlaskiego mamy na myśli przede
wszystkim:
• odpady z przetwórstwa rolno – spożywczego,
• odpady komunalne
• odpady z produkcji leśnej
• odpady z obróbki drewna
Odpady z przetwórstwa rolno – spożywczego w województwie podlaskim można pozyskać
głównie z zakładów takich jak: krochmalnie, browary czy zakłady przetwórstwa owocowo –
warzywnego.
Dzięki uprzejmości Przedsiębiorstwa Przemysłu Spożywczego PEPEES S. A. uzyskaliśmy
dane o przydatności energetycznej wycierki ziemniaczanej, które przedstawiamy poniżej:
Wycierka ziemniaczana – zawiera nierozpuszczalne składniki pozostałe po wymyciu
z miazgi ziemniaczanej krochmalu. Jest to wycierka po odwodnieniu na prasach i dekanterach,
zawierająca ok. 15% suchej masy (średnio 13,8%s. m. w 2009 roku, 15% s. m. w 2010r. ). Przed
skierowaniem na odwodnienie wycierka jest wapnowana.
1.1. Analiza składu chemicznego wycierki ziemniaczanej z kampanii ziemniaczanej
w 1998 roku wykonana przez Okręgową Stację Chemiczno-Rolniczą w Białymstoku
(wyniki w % suchej masy):
N
– 0,35
sucha masa
– 15,15
– 0,06
białko ogólne – 2,19
P205
K20
– 0,06
popiół
– 7,80
Ca0
– 4,50
włókno
– 20,38
Mg0 – 0,02
tłuszcz
– 0,25
Na20 – 0,028
Zawartość mikroelementów (mg/kg suchej masy) :
Mn
– 14,20
Fe
– 126,30
Zn
– 6,48
Cu
– 3,47
1.2. Analiza składu chemicznego wycierki ziemniaczanej z kampanii ziemniaczanej
w 2010 roku wykonana prze Laboratorium Wojewódzkiego Inspektoratu Ochrony Środowiska w Białymstoku Pracownię w Łomży
WYSZCZEGÓLNIENIE
JEDNOSTKA
WYNIK
Zawartość suchej masy
%s. m.
13,1
Zawartość substancji organicznych
%s. m.
92,3
Wapń
%s. m.
22,3
Magnez
%s. m.
25,0
Azot amonowy
%s. m.
0,52
Azot Kjeldahla
%s. m.
1,1
Fosfor ogólny
% P205
0,09
1.3. Zestawienie ilości wytworzonej wycierki ziemniaczanej w mg
WYSZCZEGÓLNIENIE
MIESIĄC
ROK OGÓŁEM
PRODUKCJA
DOBOWA
IX
X
XI
XII
2006
1 335,02
6 427,70
2 394,09
-
10 156,81
164
2007
4 314,12
6 991,98
5 548,42
-
16 854,52
213
2008
5 975,68
9 021,70
9 468,79
320,62
24 786,79
269
2009
6 054,10
8 222,13
1 641,81
-
15 918,04
224
2010
3 536,74
8 472,14
931,27
-
12 940,15
190
(MG/d)
Niestety nie udało się pozyskać informacji na temat ilości produkowanych odpadów
przez podlaskie browary, jednak aktualne ceny sprzedaży młóta są stosunkowo wysokie
(80-150 zł /tona), co może być barierą w pozyskaniu tegoż odpadu na cele energetyczne.
Jeśli zaś chodzi o sektor owocowo – warzywny to ze względu na m.in. niesprzyjające
warunki klimatyczne nie jest dobrze rozwinięty. Wykazuje co prawda tendencję rozwojową
i jest na etapie pozyskiwania funduszy, jednak w kontekście wykorzystania odpadów z tego sektora na cele energetyczne na chwilę obecną nie może być mowy.
Odpady drzewne
Najistotniejsze różnice pomiędzy paliwami konwencjonalnymi stałymi, a zwłaszcza węglem
kamiennym, a biomasą w postaci drewna stanowią: wartość opałowa i zawartość części lotnych.
Stosunek wartości opałowej paliwa do jednostki masy lub objętości, czyli koncentracja energii
w jednostce masy lub objętości paliwa, jest nazywany „gęstością energetyczną” i wyrażany wartością liczbową „współczynnika koncentracji energii”. Dla różnych postaci fizycznych drewna
wartości liczbowe tego współczynnika podano w tabeli 10. (Janusz Budny – PAZE)
Tab. 10 Współczynnik koncentracji energii różnych postaci fizycznych drewna
(Janusz Budny – PAZE)
Postać fizyczna drewna
Współczynnik koncentracji energii
[MWh/m3]
Polana
0,86–2,15
Wióry
0,86–1,29
Trociny
0,65–0,86
Zrębki
0,70–0,90
Brykiety
2,58–3,44
Źródło: [Dreszer i in. 2003]
Gęstość energetyczna biomasy jest bardzo zależna od jej postaci fizycznej. Wzmaga ją bardzo proces uszlachetniania, którym jest np. brykietowanie, stąd w propozycji definicji biomasy
do celów energetycznych, proces ten jest uwzględniony. Co prawda towarzyszy temu pewien
nakład energii, ale zyskuje atrakcyjność energetyczna biomasy. Mała gęstość energetyczna biomasy powoduje określone kłopoty transportowe i konieczność użycia dużych powierzchni do
składowania. Po uszlachetnieniu, biomasa staje się paliwem niewiele odbiegającym wartością
opałową od gorszych sortymentów węgla kamiennego. Kłopotliwą właściwością biomasy w procesie spalania jest, relatywnie duża, zawartość części lotnych w porównaniu z węglem kamiennym, co w istotny sposób komplikuje proces spalania. Dotyczy to zwłaszcza tzw. współspalania biomasy z węglem kamiennym, najpopularniejszym i relatywnie najtańszym współcześnie
paliwem konwencjonalnym w Polsce. Wadą drewna jest duża zawartość wilgoci tuż po ścięciu. Z tego powodu drewno wymaga uszlachetnienia, czyli podsuszenia. Może się to odbywać
w warunkach naturalnych lub sztucznych. To ostatnie wymaga dodatkowych nakładów energii.
W technologii uprawy wierzby krzewiastej zaleca się, pozostawienie plonu na polu i naturalne
pozbycie się nadmiaru wilgoci (tab. 11). (Janusz Budny)
Tab. 11 Właściwości różnych postaci biomasy drzewnej (Janusz Budny – PAZE).
Właściwość
Zrębki
Trociny
Kora
Zawartość wilgoci w stanie roboczym
[%]
22-41
37-45
49
Wartość opałowa w stanie roboczym
[MJ/kg]
9,2-12,6
9,2-10
7
W województwie podlaskim sprzedażą pozostałości z obróbki leśnej zajmują się jednostki organizacyjne Regionalnej Dyrekcji Lasów Państwowych w Białymstoku. Z informacji uzyskanych z ww. jednostki wynika, iż w roku 2012 (od stycznia do września) sprzedały 29 582,61 m3
surowca M2E z przeznaczeniem do samo wyrobu zrębek i balotów.
Literatura:
1. Agencja Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa – „ Obsługa spraw obszarowych (baza ZSZiK) – kampania 2009 – płatności do roślin energetycznych”
2. Budny J. – „Energetyczna i ekologiczna ocena biomasy drzewnej na tle paliw konwencjonalnych” w publikacji „Praktyczne aspekty wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Plan energetyczny województwa
podlaskiego”
3. Centrum Doradztwa Rolniczego – Odnawialne źródła energii dla domu i biznesu, Warszawa 2003
4. Fundacja Innowacyjnej Gospodarki – Możliwość Wykorzystania Odnawialnych Źródeł Energii w Województwie Podlaskim”
5. Główny Urząd Statystyczny – „Stan geodezyjny i kierunki wykorzystania powierzchni województwa”
6. Hodowla Roślin Bartążek Sp. z o. o. Grupa IHAR – „Wdrożenie do produkcji krajowej perzu energetycznego odmiany BAMAR z przeznaczeniem na biomasę
7. Przybył J., Mioduszewska N – „Burak energetyczny – nowe możliwości efektywnego wykorzystania buraka cukrowego – szansa dla plantatorów i cukrowni”
8. Zaman A. S. – „Rośliny energetyczne przydatne do uprawy na terenie województwa podlaskiego” w publikacji „Praktyczne aspekty wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Plan energetyczny województwa
podlaskiego”
9. Zarząd Województwa Podlaskiego „Plan zagospodarowania przestrzennego województwa Podlaskiego”
Lech Magrel
Regionalna Dyrekcja Ochrony Środowiska
POZYSKIWANIE BIOMASY Z ODPADÓW KOMUNALNYCH
Wprowadzenie
Trudności z zagospodarowaniem zagrażających środowisku odpadów i ścieków, szczególnie
na terenach wiejskich są barierami ograniczającymi inwestycje i rozwój naszego rolnictwa i przemysłu
rolno-spożywczego.
Odpady pochodzenia organicznego takie jak: gnojowica, obornik, gnojówka,
nie wykorzystane części roślin, ścieki z przemysłu przetwórstwa rolnego, czy frakcja biodegradowalna
z odpadów komunalnych można poddawać procesowi fermentacji metanowej w wyniku którego
redukuje się w znacznym stopniu ich ładunek zanieczyszczeń organicznych oraz wytworzony zostaje
gaz palny - biogaz.
Fermentacja metanowa jest złożonym procesem beztlenowym, w którym bakterie rozkładają
substancje organiczne. W porównaniu z tlenowymi sposobami oczyszczania, uzyskuje się w procesie
fermentacji korzystniejszy bilans węgla, gdyż 80-90% tego pierwiastka przechodzi w formę
gazową.[1, 2, 4, 5, 17]
Fermentacja osadów jako metod stabilizacji pozwala na osiągnięcie wszystkich celów, które są
zakładane w czasie unieszkodliwiania osadów, a mianowicie:
dobrze prowadzona fermentacja osadów wstępnych i nadmiernych prowadzi
do rozkładu stałych substancji organicznych o około 50% i redukcję wszystkich ciał
stałych o około 33%;
stabilizowany osad nie wydziela zapachów;
jest metodą prostą, niezawodną ze stosunkowo niskimi kosztami eksploatacyjnymi.[1, 2, 7, 9]
Technologia biogazowa stwarza szeroki wachlarz możliwości wykorzystania bardzo wielu różnych
surowców, z pełnym zachowaniem obowiązujących norm ochrony środowiska naturalnego zgodnie
z unijnymi przepisami.
1. Parametry techniczne prowadzenia procesu fermentacji
Powstawanie biogazu w biogazowni jest uwarunkowane spełnieniem szeregu wymienionych poniżej
ogólnych parametrów i kryteriów technicznych: [1, 11, 12, 14, 15]
x wykształcenie pierwszej kultury bakterii metanogennych w komorze fermentacyjnej
(czas trwania: ok. 3 miesiące)
x odcięcie dostępu tlenu i światła
x zapewnienie temperatury procesu mezofilnego, t.j. od ok.33 – 41 °C
x zapewnienie dostatecznej ilości wody / wilgoci dla podtrzymania aktywności bakterii
x zapewnienie zawartości suchej masy na poziomie max. 15% (decyduje o możliwości
przepompowywania substratu)
x zapewnienie homogenizacji i odgazowania w całej objętości komory fermentacyjnej
x wystarczająco długie czasy przebywania substratu w komorze, na ogół > 30 dni
x dostatecznie duża powierzchnia substratu, względnie odpowiednie rozdrobnienie substratu
maksymalne obciążenie komory fermentacyjnej ładunkiem zanieczyszczeń organicznych na
jednostkę objętości rzędu ok. 4 kg o. s. m. / d / m3
x zapewnienie ciągłości zasilania komory możliwie jednorodnym substratem
x zawartość odpowiedniej ilości pierwiastków śladowych (Ni, Co, Mo, Se)
x niezmienność odczynu pH przy metodach dwustopniowych:
hydroliza / fermentacja kwaśna 5,2 do 6,3; fermentacja metanowa 6,7-7,5
x
x
x
stosunek C/N przy metodach dwustopniowych:
hydroliza / fermentacja kwaśna 10 do 45; fermentacja metanowa 20-30
stosunek substancji odżywczych C:N:P:S przy metodach dwustopniowych
hydroliza / fermentacja kwaśna 500:15:5:3; fermentacja metanowa 600:15:5:3
ograniczanie zawartości substancji hamujących proces fermentacji, takich jak:
- wzbogacone lotne kwasy tłuszczowe
- amoniak / amon
- metale ciężkie
- środki dezynfekcyjne
Kryterium sposobu prowadzenia procesu:
1. Fermentacja mokra – zawartość suchej masy wynosi do 13% i ograniczona jest przez możliwości
techniczne pomp do przetłaczania masy. Fermentacja przeprowadzana jest w zbiornikach
walcowych przypominających kształtem cysternę. Wyróżniamy komory fermentacyjne leżące
i stojące.
2. Fermentacja sucha - zawartość suchej masy wynosi maksymalnie 50% w fermentowanej masie.
Fermentacja przeprowadzana jest w różny sposób np. w rękawach foliowych, w specjalnie
przystosowanych kontenerach.
Kryterium złożoności prowadzenia procesu:
1. Jednoetapowe – jeden reaktor do prowadzenia procesu fermentacji. W tej instalacji nie występuje
przestrzenne rozdzielenie różnych faz procesu technologicznego fermentacji (hydrolizy, fazy
kwaśna, tworzenia kwasu octowego i metanu). Wszystkie fazy procesu technologicznego są
przeprowadzane w jednym zbiorniku.
2. Dwuetapowe – w której może być realizowany najpierw proces termofilny, potem mezofilny lub
odwrotnie. Poza tym w metodach dwu- lub wieloetapowych dokonuje się przestrzennego
oddzielenia poszczególnych faz procesu technologicznego na różne zbiorniki. W metodach
dwuetapowych na przykład faza hydrolizy i zakwaszania jest przeprowadzana w zbiorniku
zewnętrznym
3. Wieloetapowe – na które składają się: odpowiednio przygotowanie substratu, hydroliza,
fermentacji i kompostowanie bądź higienizacja, przy czym każdy etap może być prowadzony
w oddzielnym urządzeniu.
Kryterium kształtu komór fermentacyjnych:
1. Cylindryczna forma z górnym i dolnym stożkiem – tzw. kształt niemiecki
2. Jajowata stojąca – optymalna ze względu na ograniczenie strat przez promieniowanie
i minimalizacje tworzenia kożucha.
3. Walcowa pionowa z płaskim dnem i pokrywą – tzw. kształt angielski, stosowana w połączeniu
z systemem mieszania przy pomocy produkowanego biogazu, z uwagi na tworzenie się dużych
ilości piany, wymaga dużej powierzchni górnej zbiornika.
4. Walcowa pozioma lub pochyła, przy czym drugie rozwiązanie ułatwia przemieszczenie się osadu.
5. Specjalne – kształt wynikający z wymagań geologicznych, archeologicznych i innych.
Kryterium sposobu mieszania:
1. Przemieszanie hydrauliczne, substratu fermentacyjnego zachodzi dzięki zastosowaniu pompy
cyrkulacyjnej.
W komorach fermentacyjnych stosuje się jeden z dwóch kierunków przepływu:
a) zassanie z dna komory i wtłaczanie do górnej części komory, co pozwala rozbić kożuch,
b) pobór i tłocznie odwrotnie jak powyżej, celem zassania kożucha.
Odsysanie i wprowadzanie substratu fermentacyjnego do obiegu musi następować w taki sposób, żeby
w miarę możliwości cała zawartość fermentatora została całkowicie przemieszana.
2. Przemieszanie pneumatyczne, biogaz jest przetłaczany przez sprężarkę (tłokową lub ślimakową),
jest wdmuchiwany przez jego dno, przez co unoszące się do góry pęcherze gazu wywołują pionowy
ruch a tym samym przemieszanie substratu.
3. Wszelkiego rodzaju mieszadła: szybkoobrotowe, wolnoobrotowe, z rurą wznoszącą i bez.
Zarówno przemieszanie hydrauliczne jak i pneumatyczne maja taką zaletę, że elementy
mechaniczne niezbędne do procesu przemieszania znajdują się na zewnątrz fermentatora, a przez to
ulegają mniejszemu zużyciu i dają się łatwo konserwować. Jednak systemy te w małym stopniu
sprawdzają się biogazowniach przeważających substraty pochodzenia rolniczego (gnojowica) gdyż
nie nadają się do niszczenia kożuchów albo czynią to w bardzo małym zakresie, toteż mogą być
stosowane tylko do substratów rzadkopłynnych o niewielkiej skłonności do tworzenia kożuchów.
2. Charakterystyka elementów ciągu technologicznego produkcji biogazu
Każda biogazownia ma inną, indywidualna konstrukcję (technologię pozyskiwania biogazu),
zależną głownie od wielkości hodowli, rodzaju zastosowanego materiału wsadowego oraz wynikającą
ze sposobu przeprowadzania procesu, co zostało przedstawione powyżej. Zazwyczaj cały proces
technologiczny pozyskiwania biogazu składa się z następujących elementów: [13, 14, 15]
- budynek inwentarski (np. obora, chlewnia),
- zbiornik surowca,
- komora fermentacyjna (biorektor),
- urządzenia do oczyszczania biogazu,
- urządzenia do produkcji energii elektrycznej i/lub ciepła.
3. Opłacalność inwestycji biogazowej.
Kluczowym zagadnieniem dla podjęcia decyzji o budowie biogazowni jest starannie przeprowadzony
rachunek ekonomiczny.
Opłacalność inwestycji zależy od wielu czynników i nie ma tu prostych reguł, pozwalających na
jednoznaczną odpowiedź. Nie można też przenieść wprost doświadczeń niemieckich, duńskich czy też
holenderskich w tym zakresie na grunt polski, z uwagi na nieprzystawalność do naszych realiów
szeregu kryteriów i uwarunkowań, funkcjonujących w tych krajach, (proekologiczna polityka państwa,
ceny energii, subsydia, programy wspierające itp.).
Zakładając możliwość uzyskania dofinansowania dla projektu i korzystnego kredytu można przyjąć
czas zwrotu z inwestycji w naszych warunkach na poziomie ok. 7 lat.
Zadanie opracowania koncepcji biogazowni oraz studium wykonalności i opłacalności należy
powierzyć uprawnionym firmom inżynierskim.
Wysokość nakładów związanych z budową biogazowi rolniczej zależy od lokalizacji, technologii,
doboru substratów i przede wszystkim wielkości biogazowi. Do celów szacunkowych można
przyjąć, że nakład ten dla biogazowi rolniczej o mocy 300-500 kW wynosi 2500-3000 Eur/1 kW
[14, 15]
4. Biomasa z odpadów komunalnych
Ilość odpadów komunalnych ulegających biodegradacji przeznaczona na cele energetyczne zależy od
prognozy ich wytwarzania, wyznaczonych prawnie poziomów: redukcji odpadów ulegających
biodegradacji oraz odzysku odpadów opakowaniowych. Ponadto również od zakładanych metod
zagospodarowania odpadów podlegających biodegradacji.
Na podstawie danych z tej tabeli można wyznaczyć wymagany strumień odpadów komunalnych
ulegających biodegradacji, których nie będzie można składować, a które należy poddać innym
metodom zagospodarowania – odzyskowi lub unieszkodliwianiu.
Po pierwsze, do zredukowania strumienia masy odpadów ulegających biodegradacji, które nie będą
mogły być w poszczególnych etapach redukcji składowane, zostanie zastosowany recykling
organiczny – dla ok. 70% strumienia masy tych odpadów, oraz recykling energetyczny – dla ok. 30%
strumienia masy. Założenie to wyraźnie preferuje recykling organiczny, co wobec problemów
z uzyskaniem odpowiedniej jakości kompostu wydaje się zbyt optymistyczne. Kolejnym założeniem
jest to, iż udział odpadów ulegających biodegradacji w strumieniu zmieszanych odpadów
komunalnych wynosi ok. 50% masy tych odpadów.
Wyznaczona przy powyższych kryteriach łączna wydajność zakładów termicznego przekształcania dla
2013 r. powinna wystarczyć także do osiągnięcia efektów w zakresie odzysku odpadów
opakowaniowych o łącznym ich strumieniu wynoszącym ok. 500 tys. Mg/rok. Jest to również
optymistycznym założeniem, gdyż potrzeby odzysku na drodze energetycznej odpadów
opakowaniowych mogą być wyższe.
5. Potencjalne możliwości pozyskania biomasy z odpadów komunlanych w województwie
podlaskim
W poniższej tabeli przedstawiono potencjalną ilość odpadów komunalnych w województwie
podlaskim i pokazaniem aglomeracji Białystok.
Tabela 1
Potencjalne ilości odpadów komunalnych pozyskiwanych w aglomeracji Białystok i województwie
podlaskim
Odpady Komunalne - morfologia
Gmina Białystok*
Rodzaj odpadu
Odpady kuchenne ulegające
biodegradacji
Odpady zielone
Papier i tektura
nieopakowaniowe
Opakowania z papieru i
tektury
Opakowania
wielomateriałowe
Tworzywa sztuczne
nieopakowaniowe
Opakowania z tworzyw
sztucznych
Tekstylia
Szkło nieopakowaniowe
Opakowania ze szkła
Opakowania z metali
(z blachy stalowej)
Opakowania z metali (z
aluminium)
Metale
Odpady wielkogabarytowe
Odpady mineralne powyżej 10
mm (ceramika użytkowa,
kamienie)
Drewno i materiały
drewnopochodne
Frakcja 0÷10 mm (drobne
odpady mineralne, drobna
frakca popiołowa, odpady
organiczne itp.)
Odpady budowlane
Inne odpady (inne
niewymienione wyżej odpady
komunalne, w tym również
odpady niebezpieczne)
Odpady komunalne razem
Rodzaj odpadu
Województwo
Podlaskie**
Mg
%
Mg
%
25 434
23,8
Papier i tektura
41 005
13,2
4 326
4,1
Szkło
30 893
10,0
8 374
7,8
Metale
7 118
2,3
4 038
3,8
Tworzywa sztuczne
40 222
13,0
1 485
1,4
Odpady wielomateriałowe
10 066
3,2
2 576
2,4
Odpady kuchenne i
ogrodowe
97 503
31,4
10 974
10,3
Odpady mineralne
11 870
3,8
4 226
244
7 079
4,0
0,2
6,6
Frakcja < 10 mm
Tekstylia
Drewno
24 472
8 316
1 181
7,9
2,7
0,4
1 111
1,0
Odpady niebezpieczne
2 312
0,7
312
0,3
Inne kategorie
12 499
4,0
1 217
1 900
1,1
1,8
Odpady wielkogabarytowe
Suma
7 101
294 558
2,3
94,9
1 365
1,3
Odpady z gminnych
terenów zielonych
15 837
5,1
260
0,2
5 323
5,0
14 183
13,3
12 321
11,5
106
748
100,0
Odpady komunalne razem
310 395
100,0
Nadające się do fermentacji
(uwzględniono odpady:
odpady kuchenne ulegające
biodegradacji, odpady zielone)
Biodegradowalne razem
odpady kuchenne ulegające
biodegradacji, odpady zielone,
papier i tektura
nieopakowaniowe,
opakowania z papieru i
tektury, drewno i materiały
drewnopochodne)
29 760
38 394
27,9
Nadające się do
fermentacji (uwzględniono
odpady: odpady kuchenne
i ogrodowe)
97 503
31,4
36,0
Biodegradowalne razem
papier i tektura, odpady
kuchenne i ogrodowe,
drewno, odpady z
gminnych terenów
zielonych)
155 526
50,1
Objaśnienia:
* Odpady wytworzone na terenie Białegostoku - stan na 2007 r., dane na podstawie Aktualizacji
koncepcji selektywnej zbiórki odpadów na terenie Białegostoku - listopad 2011r. (oszacowane na
podstawie: udostępnionych badań morfologicznych odpadów komunalnych z gospodarstw domowych
i obiektów infrastruktury w Białymstoku, zestawienia odebranych odpadów stałych w latach 2005 –
2009, analizy udostępnionych dokumentów, w szczególności Studium Wykonalności dla
przedsięwzięcia p.n. „Zintegrowany system gospodarki odpadami dla aglomeracji białostockiej” oraz
Planu Gospodarki Odpadami dla Miasta Białystok - 2009, liczby ludności miasta Białegostoku).
** Dane na podstawie Planu Gospodarki Odpadami Województwa Podlaskiego na lata 2012 - 2017
(czerwiec 2012r.). Dane odnoszą się do szacowanej masy odpadów komunalnych wytwarzanych na
terenie województwa podlaskiego w roku 2010
Podsumowanie
Niniejsze opracowanie powstało z myślą zwrócenia uwagi gremiów opiniotwórczych
i decydenckich na potencjał frakcji organicznej zawartej w odpadach komunalnych a możliwej do
wykorzystania przy produkcji biogazu.
Opracowanie to jest skierowane do wszystkich tych gremiów, których obszar działania obejmuje
tereny położone w bezpośrednim sąsiedztwie parków narodowych, parków krajobrazowych
i rezerwatów przyrody.
Podlasie wraz z obszarami przyległymi, z racji swoich niepowtarzalnych walorów przyrodniczo –
krajobrazowych, wymaga wdrożenia i to od zaraz intensywnych działań, mających zapobiec dalszej
degradacji środowiska naturalnego wskutek:
¾ niekontrolowanego spływu nawozu naturalnego do wód powierzchniowych i ich eutrofizacji
¾ skażenia wód powierzchniowych przez groźne bakterie
¾ wydzielania metanu
Biogaz uzyskiwany z biomasy jest jednym z najważniejszych i najczęściej wykorzystywanych w
energetyce paliw. Biomasa jest znacznie bardziej wydajna energetycznie niż węgiel, a w dodatku
jest stale odnawialna w procesie fotosyntezy.
LITERATURA
[1] G. Buraczewski, B. Bartoszek, Biogaz – wytwarzanie i wykorzystanie, PWN, Warszawa 1990
[2] L. Magrel, Skład ilościowy i jakościowy biogazu powstającego z fermentacji osadów ze ścieków
mleczarskich, w: Materiały Konferencyjne Znaczenie procesów jednostkowych w technologii
oczyszczania wody i ścieków, Politechnika Koszalińska, Koszalin-Ustronie Morskie 1998, s.137-146.
[3] L. Magrel, W. Dąbrowski, Bilans osadów oraz koncepcje ich zagospodarowania
w oczyszczalniach ścieków województwa białostockiego, Fundacja Ekonomistów Środowiska
i Zasobów Naturalnych, Białystok 1998.
[4] G. Buraczewski, Ustalenie optymalnych parametrów technologii fermentacji metanowej
gnojowicy, SGGW, Warszawa 1990.
[5] K. Imhoff, K.R. Imhoff, Kanalizacja miast i oczyszczanie ścieków, Poradnik, Arkady, Warszawa
1997.
[6] Weiland, P. (1993) One–and two–step Anaerobic Digestion of Solid Agroindustrial Residues.
Water Science and Technology 27(2), 145-151
[7] Hansen, K. H., Angelidaki, I and Ahring, B. K. (1998) Anaerobic Digestion of Swine Manure
Inhibition by Ammonia. Water Rresearch, 32, 5-12
[8] De Baere, L. (1999) Anaerobic Digestion of Solid Waste: State of the Art., Water Science
Technology Vol. 41, No 3 pp 283 – 290
[9] Abring, B. K., A.A. Ibrahim, at. Al. (2001). Effect of Temperature Increase From 55 to 65şC on
Performance and Microbial Population Dynamic of an Anaerobic Reactor Treating Cattle Manure.
Water Research 35(10) : 2446-2452
[10] Wilkie , A. C. (200) Reducing Dairy Manure Odor and Producing Energy. BioCycle 41(9) 48-50
[11] Kottner M. (2001) Biogas in Agriculture and Industry. Potentials Present Use, and Perspectives.
Renevable Energy World (44) 133-143
[12] Dennis A. Burke P. E. (2001) Dairy Waste Anaerobic Digestion. Handbook. Environmental
Energy Company.
[13] Oleszkiewicz, J. A.., and Poggi-valardo, H. M. (1997) High-Solids Anaerobic Digestion of Mixed
Municipal Solid Waste. J. Env. Eng. 23(11) 1087-1092
[14] BIOabfallaktuaell, nr 4, Oktober 2009, C.A.RR.M.E.N.e.V., Straubing, Niemcy
[15] Biogazowania ma być rentowna, Przegląd technologii produkcji biogazu, Surowce do produkcji
biogazu – uproszczona metoda obliczenia wydajności biogazowi rolniczej, Czysta Energia, styczeń
2010
[16] OPINIA Europejskiego Komitetu Ekonomiczno – Społecznego w sprawie wniosku dotyczącego
dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł
odnawialnych COM(2008) 19 wersja ostateczna – 2008/0016 (COD), Europejski Komitet
Ekonomiczno-Społeczny, Bruksela, 17 września 2008 r.
[17] Ochrona środowiska 2009, GUS, Warszawa
Ludwik Latocha
PRODUKCJA BIOGAZU ROLNICZEGO
ORAZ GAZU WYTLEWNEGO DRZEWNEGO
i ich wykorzystanie
na przykładzie doświadczeń kilku krajów Unii Europejskiej
Wprowadzenie
Biogaz, to gaz powstający w wyniku działania bakterii w beztlenowej przestrzeni na
substancje organiczne. Czasem nazywany również gazem gnilnym. W Polsce, pod hasłem
biogaz najczęściej znany jest - biogaz pozyskiwany w oczyszczalniach ścieków i z wysypisk
odpadów komunalnych. Biogaz rolniczy (z działalności rolno-hodowlanej) jest jeszcze
w Polsce nie dostatecznie znany, chociaż w wielu krajach bardzo rozpowszechniony.
Jak i gdzie najczęściej powstaje biogaz
1. Jako produkt uboczny na:
• oczyszczalniach ścieków
• wysypiskach odpadów komunalnych
2. Jako celowo wytwarzany produkt w BIOGAZOWNIACH ROLNICZYCH
Co nazywamy biogazem rolniczym (wg definicji)
biogaz rolniczy – to paliwo gazowe otrzymywane z surowców rolniczych, produktów ubocznych
rolnictwa, płynnych lub stałych odchodów zwierzęcych, produktów ubocznych lub pozostałości
przemysłu rolno-spożywczego lub biomasy leśnej w procesie fermentacji metanowej.
Typowy wsad do biogazowni rolniczej to np.: gnojowica zwierzęca, odpady z działalności
rolniczej, rośliny celowo uprawiane, trawy, chwasty, niejadalne produkty zwierzęce, wywary,
pozostałości poubojowe jak; zawartość przewodu pokarmowego zwierząt, osady floatacyjne,
itp. Wsad (zwany również substratem) poddawany jest procesowi fermentacji beztlenowej.
W procesie fermentacji z substancji organicznych powstaje mieszanina gazów w skład której
wchodzi:
• metan CH4,
• dwutlenek węgla CO2,
• siarkowodór H2S,
• para wodna,
• i inne gazy śladowe.
W procesie fermentacji metanowej, wyróżnia się 4 następujące po sobie fazy :
Faza I – hydroliza - w której enzymy bakterii hydrolitycznych rozkładają substancje organiczne
do substancji prostych: aminokwasów, kwasów tłuszczowych oraz monosacharydów.
Faza II – kwasogeneza - bakterie fermentatywne metabolizują produkty hydrolizy do lotnych
kwasów tłuszczowych, etanolu i produktów gazowych. Tworzący go gaz zawiera ok. 80%
dwutlenku węgla i 20% wodoru.
Faza I + II powinna mieścić się w granicach PH 4,5 do 6,3
Faza III – octanogeneza - grupa bakterii octanogennych rozkłada lotne kwasy tłuszczowe do
kwasu octowego, dwutlenku węgla i wodoru.
Faza IV – metanogeneza - w czasie której następuje przemiana kwasu octowego do metanu
i dwutlenku węgla.
Faza III +IV powinna mieścić się w granicach PH 6,8 do 7,5
Procesy i ich przebieg można zapisać skrótowo w poniższej formie
► 2CH3COOC2OH5 + CO2 → 2CH3COOH + CH4 ↑
octany
kwas octowy
► CH3COOH + CO2 → CH4 ↑
kwas octowy
► CH3OH + H2 → CH4 ↑ + H2O
metanol
► CO2 + 4H2 → CH4 ↑ + H2O
Biogaz
Warunki konieczne do fermentacji biomasy:
- hermetyczne zamknięcie biomasy
- stała temperatura procesu fermentacji
- skuteczne mieszanie masy fermentacyjnej
Rysunek obrazujący elementy biogazowi rolniczej jednostopniowej
Czym „karmimy” biogazownię ?
Źródło
substratu
Rolnictwo
i hodowla
Przemysł
Odpady
komunalne
Rodzaj materiału wsadowego

żywienie zwierząt (bydło, trzoda chlewna, drób) – gnojowica, obornik,
resztki z żywienia
produkcja roślinna – ziemniaki, pozostałości ze żniw
produkcja roślin energetycznych - kiszonka kukurydzy, traw, inne
przetwórstwo owoców i warzyw - obierki, wytłoki,
przemysł cukierniczy - melasa, kawałki korzeni, woda odpadowa
browary - wysłodziny, woda odpadowa
produkcja soków - odpady z czyszczenia, wytłoki
mleczarnie - serwatka i woda odpadowa
przetwórstwo mięsa - odpady z rzeźni
przemysł rybny - odpady, olej rybny
produkcja wina, alkoholi – wytłoki, wywary
rynki, targi - uszkodzone owoce i warzywa
separatory tłuszczu - tłuszcze, pozostałości z flotacji
kuchnie i stołówki (firmy, hotele) - resztki posiłków
tereny publiczne - z pielęgnacji trawników, trawy, chwasty
Technologia procesu w zależy od:
1. rodzaju i ilości wsadu
2. procentowego udziału suchej masy we wsadzie
3. możliwości obróbki wsadu (rozdrabnianie, mieszanie, przekładanie, itp.)
Zakres techniki to dobór:
1. odpowiednich budowli w tym:
- silosów i magazynów substancji wsadowych
- zbiorników wstępnych
- komór fermentacyjnych i do-fermentujących (betonowe, stalowe, powlekane, emaliowane)
- zbiorników pozostałości po-fermermentacyjnej (laguny, płyty betonowe, silosy)
2. odpowiedniego wyposażenia i uzbrojenia instalacji:
- zasypów (dozowników)
- przenośników
- pomp
- mieszadeł
- rozdrabniaczy
- systemów grzewczych
Biogazownia to dwie odrębne instalacje, sprzęgnięte ze sobą połączeniem
gazowym:
1) Pierwsza to wytwórnia biogazu
2) Druga to przetwórnia biogazu w energię elektryczną i cieplną
Wytwórnia biogazu (1) w gospodarstwach rolno hodowlanych, zdecydowanie różni się ze
względu na zasilanie wsadem od pozostałych instalacji biogazowych;
- na wysypiskach
- w oczyszczalniach ścieków
Część druga – przetwórnia biogazu dla trzech wyżej wymienionych rodzajów instalacji jest
tożsama.
Krótki rys historyczny (od lat 40-tych ubiegłego wieku)
Pierwsza z prawdziwego zdarzenia biogazownia rolnicza powstaje w latach 40-stych
ubiegłego wieku na Uniwersytecie w Darmstadt.
Do 1955 r. – powstaje w Niemczech około 50 rolniczych instalacji biogazowych.
W latach 60 –tych następuje regres w budowie biogazowi z uwagi na stopniowy spadek cen
oleju opałowego,
Przykład: w 1955 cena za 1litr wynosiła ~ 0,20 DM [0.10 Euro]
w 1972 cena za 1litr wynosiła ~ 0,08 - 0,10 DM [0,04 – 0,05Euro]
Na koniec 1972r. w Niemczech pozostały w eksploatacji tylko dwie rolnicze instalacje
biogazowe.
Kryzys paliwowy jaki w krajach zachodniej europy zaistniał w 1973 r. - spowodował
poszukiwania w różnych dziedzinach alternatywnych źródeł energii, między innymi,
ponownie „odkryto” biogazownie rolnicze. Początkowo jako źródła odnawialnych energii,
a nieco później również jako instalacje ochrony środowiska.
Równolegle z rozwiązaniami technologiczno-technicznymi powstaje i rozwija się
odpowiednio prawo w tym zakresie. Mające podstawowy wpływ na rozwój w zakresie OZE.
Co z grubsza obrazowo przedstawia poniższy diagram.
Liczba rocznie budowanych biogazowi rolniczych
W p ł y w p r a w a n a il o ś ć r o c z n ie b u d o w a n y c h b i o g a z o w n i
O b o w i ą z k o w y z a k u p e n e r gii
z O ZE (o d 1990)
N o w e li z a c j a
U sta wa o OZE
ustawy o OZE
N o w e li zac j a
ceno wa
1990 - Ustawa o obowiązkowym zakupie energii
2000 - Ustawa o energiach odnawialnych (EEG); w tym podniesienie i zróżnicowaniu
taryf za energie odnawialne
2004 - nowelizacja ustawy z równoczesną likwidacją dopłat za ugorowanie
i wprowadzenie „Bonusu” czyli gratyfikacji do produktu finalnego
m.in. za dodawanie roślin energetycznych
2009 - nowelizacja paragrafu 27 EEG dotyczącego cen nominalnych energii
odnawialnych i dodatków (gratyfikacji) od rodzaju przetwarzanych substancji
i sposobu wykorzystania ciepła.
Na koniec 2012 roku ilość rolniczych biogazowych w Niemczech wynosiła 7.215 instalacji.
Dwa przykłady biogazowi rolniczej o porównywalnej mocy.
1. Biogazownia o mocy 537 kWe z przewagą kiszonki z trawy. k/Oldenburgà
- Dwie komory fermentacyjne po 1.000 m3 + komora dofermentowania 1.000 m3
- Zbiornik końcowy 3.000 m3, separacja masy pofermentacyjnej
- Temperatura pracy komór 48 0C
- Zawartość metanu w biogazie 53 %
- Dwa kogeneratory 1 - 190 kWe 2 - 347 kWe = 537 kWe średnie obciążenie 95%
- Dziennie zasilana:
> 31,0 t kiszonka trawy;
> 2,8 t kiszonka kukurydzy;
> 4 m3 gnojowica bydlęca;
> 1,6 t wymłócone kolby kukurydzy.
2. Biogazownia o mocy 526 kWe ; sprzęgnięta z gorzelnią w Łanach Wielkich.
- Komory fermentacyjne typu „PowerRing” jest to instalacja złożona ze zbiornika
wstępnego, dwóch komór fermentacyjnych okrągłych betonowych ułożonych
centrycznie około 3,100 m3 + komora dofermentująca 2.300 m3 magazynu biogazu,
separatora, laguny ca 12.000 m3.
- Temperatura w komorach 400C
- Zawartość metanu w biogazie 53%
- Kogenerator 526 kWe
- Dzienna dawka zasilania
> 50,0 t wywaru;
> 40,0 t gnojowicy;
> ~5,0 t kiszonki kukurydzy.
Zasadniczą innowacją jest tu sposób wykorzystania energii cieplnej:
1. podgrzewanie komór fermentacyjnych (normalne)
2. podgrzewanie wody użytkowej (normalnie)
3. podgrzewanie wody uzdatnianej do wytwornicy pary
4. wytwarzania pary procesowej (z gazów spalinowych) dla pracy gorzelni
5. wykorzystanie gorącego (powrotnego z gorzelni) kondensatu
Przebieg rzeczowy i czasowy rozruchu biogazowi rolniczej
Rozruch na zimno
Napełnienie komory fermentacyjnej
Start mieszadeł
Zainstalowanie zewnętrznego źródła grzewczego
Start urządzeń załadowczych
Powstawanie (tworzenie się) gazu
Uruchomienie kogeneratora
Uruchomienie wytwornicy pary
Próbna eksploatacja
Rozruch na zimno
- w tym zakresie rozruchu są sprawdzone wszystkie agregaty, urządzenia bezpieczeństwa oraz
inne elementy technologiczne; oraz poddane w obecności zleceniodawcy próbie ich
funkcjonalności.
- czynności te oraz ich wyniki zostają ujęte w odpowiednim protokóle. W protokóle tym są
ujęte również ujawnione usterki.
- w okresie zimnego rozruchu są przekazywane odpowiednie dokumentacje i instrukcje
eksploatacyjne.
- po pozytywnym przebiegu „zimnego” rozruchu zostaje zwolniona do zalewania komora
fermentacyjna.
- okres rozruchu zimnego wynosi około 1 tygodnia.
Przed rozpoczęciem zimnego rozruchu konieczne są do wykonania następujące
czynności:
x Zasilanie elektryczne poprzez podłączenie do stacji transformatorowej (kiedy to
nie jest możliwe, może być prowizoryczne podłączenie źródła energii poprzez
układ awaryjny w szafie przyłączeniowej). Do testowania agregatów
i uruchomienia sterowania jest potrzebne około 100 A.
x Ruch wszystkich urządzeń z takiego przyłącza nie jest możliwy!
x
x
x
Do przeprowadzenia testów jakości wykonania instalacji wymagane i konieczne
jest źródło wody podłączone do rozdzielacza wody o następujących danych:
ciśnienie 3-4bar; ilość około 5 m3 na dzień.
Połączenia sieciowe. Należy tu zwrócić uwagę na kartę informacyjną dostępu do
sieci w załączniku + informację bazową.
Przygotować kartę SIM do sygnalizowania (alarmowania) za pomocą SMS na
stany awaryjne.
Napełnianie komory fermentacyjnej
Do napełniania komór fermentacyjnych mamy 2 możliwości:
Dostarczenie/wpompowania gnojowicy otwór rewizyjny w stropie komory lub poprzez
rurę do usuwania przefermentowanej reszty. Napełnianie następuje za pomocą
zewnętrznej pompy.
Lub dostarczenie gnojowicy do zbiornika wstępnego i przepompowanie pompą centralną
(po rozruchu na zimno!)
Po zalaniu głównej komory do pełnego stanu można przystąpić do podgrzewania
zawartości komory z obcego źródła, jak również startować z mieszadłami.
Po napełnieniu komory głównej, może być również napełniana komora dofermentująca
(do około 75 cm poniżej normalnego poziomu w tej komorze).
Standartowo powinno być nalane co najmniej 50% gnojowicy bydlęcej (najlepiej 100 %).
Przy odchyleniach składu gnojowicy jest konieczne przeprowadzanie analiz. Na
podstawie wyników analiz mogą zaistnieć pewne zmiany.
Zewnętrzny rodzaj ogrzewania
Przed uruchomieniem ogrzewania należy sprawdzić czy klapy odcinające gaz na komorze
są pozamykane oraz czy nad/pod ciśnieniowe zawory na komorze są zalane wodą.
Czy zewnętrzne źródło ciepła jest podłączone do rezerwowej gałązki rozdzielacza.
Minimalne wymagania dla zewnętrznego źródła ciepła:
Moc cieplna: 300 kW
Temperatura: 700 C/500 C
Przepływ: 12,5 m3/h
Mieszanina dwóch różnych mediów cieplnych nie jest dopuszczalna. Kiedy nie
dysponujemy wodą uzdatnioną konieczne jest wtedy podłączenie zewnętrznego źródła
ciepła poprzez wymiennik ciepła, tak by oddzielić obieg od obwodu technologicznego
grzania komór.
0
Maksymalna szybkość podgrzewanie: 1 C/dzień
Rozpoczęcie „karmienia” procesu fermentacji.
Z chwilą powstawania gazu należy rozpocząć wdmuchiwanie powietrza (w celu redukcji
siarkowodoru). Wielkość dopływu powietrza ustala się na podstawie analizy gazu.
Z rozpoczęciem karmienia zwiększa się niebezpieczeństwo powstawania kożucha. Należy
wtedy regularnie i koniecznie obserwować (minimum 5 – 10 razy dziennie) powierzchnię
wsadu, poprzez boczne wzierniki!
Ustawienie czasów pracy mieszadeł zależy od programu „karmienia” tj. pojawiania się
kożucha.
Normalne i optymalne ustawienie pracy mieszadeł nastąpi po unormowaniu procesu
homogenizacji. To może potrwać nawet kilka miesięcy.
Uwaga! Z chwilą rozpoczęcia karmienia koniczne jest stałe podłączenie do sieci
elektroenergetycznej.
Powstawanie gazu
x Od temperatury masy fermentacyjnej około 25 0C musimy liczyć się
z powstawaniem biogazu. Ten gaz z uwagi na ilość i zawartość metanu nie może
podlegać nie kontrolowanemu procesowi spalania.
x Po osiągnięciu temperatury około 350C i zawartości metanu minimum 40% zostaje
otwarty zawór przy komorze.
x Przewód gazowy i worek (magazyn biogazu) zostaną napełnione biogazem.
x W tym samym czasie zostanie otwarte doprowadzenie gazu do pochodni, tak że
powstający biogaz będzie odtąd podlegał kontrolowanemu spalaniu.
Start silnika
x Około 4-6 tygodni po uruchomieniu grzania, możemy liczyć się z wystarczającą
produkcją gazu i wtedy może wystartować kogenerator.
x Rozruch gorący (do pełnej sprawności układu) określa się na około 1 tydzień.
x Zaprzestanie ogrzewania ze źródła zewnętrznego, jest możliwe dopiero po
stwierdzeniu normalnej pracy silnika.
Analiza oddziaływania na środowisko
Rozwiązania chroniące środowisko.
Sama instalacja i zastosowana technologia jest również rozwiązaniem chroniącym
środowisko, gdyż proces fermentacji od momentu wpompowania lub podania przenośnikiem
ślimakowym substratu do komory fermentacyjnej aż do zakończenia procesu fermentacji
w zbiorniku gnojowicy pofermentacyjnej jest procesem beztlenowym. A więc w żadnej fazie
przebieg fermentacji niema bezpośredniej styczności z otoczeniem, a gnojowica
pofermentacyjna posiada obniżony poziom odorów do około 10 % w stosunku do odorów
pierwotnych. Badania redukcji odorów prowadzono w instytutach rolniczych w Niemczech.
Ponadto połączenia pomiędzy komorą fermentacyjną zewnętrzną a komorą wewnętrzną są tak
pomyślane by nie zachodziło niebezpieczeństwo zamarzania, zaczopowania ani wysychania
przelewu syfonowego.
Instalacja będzie wyposażona w zamknięty obieg wody ciepłej, w chłodnicę awaryjną
odprowadzającą ciepło (wydmuch wentylatorowy). Układ gazowy (komory fermentacyjnej
zewnętrznej i wewnętrznej, magazynu i połączeń rurowych) będzie wyposażony w zawór
bezpieczeństwa, pod i nadciśnieniowy.
Spalanie biogazu w kogeneratorze służyć będzie do wytwarzania energii elektrycznej
i cieplnej. Biogazownia będzie źródłem emisji zorganizowanej ze spalania biogazu w silniku
spalinowym (gazowym) do otoczenia (środowiska).W obrębie zbiornika końcowego może
wystąpić niewielka emisja niezorganizowana, krótkotrwała i okresowa związana
z pompowaniem gnojowicy w czasie wywozu gnojowicy na uprawy.
Do parametrów emitorów, zgodnie z pkt 1.3 Rozporządzenia Ministra
Skład biogazu średnio to;
- metan (CH4)
55-62%
średnio 60 % tj. w 1m3 > 600dm3
- dwutlenek węgla (CO2) 37-44%
średnio 40 % tj. w 1m3 > 400dm3
- oraz zmienne ilości
2-7% (20-400C)
- wody (H2O)
20-200 ppm
- siarkowodoru (H2S)
< 2%
- azotu (N2)
- tlenu (O2)
< 1%
- wodoru (H2)
< 1%
- Siarkowodór będzie redukowany wdmuchiwanym powietrzem do komór
fermentacyjnych oraz do sieci gazowej. Wodór ulegnie spaleniu w kogeneratorze,
pozostałe śladowe części gazu wejdą częściowo w reakcje w czasie spalania lub
przejdą do układu wydechowego.
Wyliczenie wielkości i składu emitowanego (po spaleniu) z silnika gazu.
Reakcje zachodzące w czasie spalania biogazu w silniku:
W silniku spala się tylko metan, dwutlenek węgla nie wchodzi w silniku w reakcje
chemiczne, zostaje zassany przez silnik razem z biogazem i po przejściu przez niego,
wydalony z pozostałymi gazami przy wydechu.
Reakcje spalania:
CH4 + 2O2 > CO2 + 2H2O
12+4 + 2x32 > 12+16 + 2x 18
16g + 64g > 44g + 36g
w normalnych warunkach ciśnienia i temperatury
16g CH4 zajmuje 22,4 dm3; tak samo
44g CO2 zajmuje 22,4 dm3
Do obliczeń przyjmujemy średni skład biogazu; stąd 1m3 biogazu zawiera:
600dm3 x 16g :22,4dm3 = 428,57g metanu (CH4) i
400dm3 x 44g :22,4dm3 = 785,71g dwutlenku węgla (CO2)
do spalenia 1 cząsteczki metanu potrzebne są 2 cząsteczki tlenu które w procesie spalania >
przechodzą w 1 cząsteczkę dwutlenku węgla i 2 cząsteczki wody (pary wodnej)
Spalając 1m3 biogazu [(600dm3 CH4 + 400dm3 CO2 ) + (2x600dm3 O2)]
> otrzymujemy [(600dm3 CO2 + 400dm CO2 ) +2x600dm3 H2O] =
=1m3 CO2 + 964,29g skroplonej pary wodnej, czyli wody.
Do spalania biogazu używa się powietrza, to jest gazu o zawartości średnio 21 % tlenu i 79 %
azotu, a więc w 1m3 powietrza zawiera 210 dm3 tlenu i 790 dm3 azotu.
Jak widzimy z poprzedniego wzoru, do spalenia 1m3 biogazu potrzebne jest 2x600dm3 tlenu =
1,2m3 tlenu.
Stąd zapotrzebowanie powietrza przy spalenia 1,0 m3 biogazu wynosi:
X = 1,2m3 x 1,0m3 : 0,21 = 5,71m3 powietrza
Mamy więc następujący bilans poboru i emisji wielkości i rodzaju gazów wynikający z pracy
kogeneratora przy poborze 1,0m3 biogazu:
Pobór: 1,0m3 biogazu + 5,71m3 powietrza ( 1,2m3 tlenu i 4,51m3 azotu),
Emisja: 1,0m3 dwutlenku węgla + 4,51m3 azotu + 1,2m3 pary wodnej,
Inne nowe rozwiązania.
Obecnie coraz częściej stosuje się uzdatnianie biogazu to jest usuwanie z biogazu dwutlenku
węgla CO2 podnosząc zawartość metanu CH4 w wyprodukowanym gazie do poziomu jak
w gazie ziemnym czyli do 96-98% CH4. Tak przygotowany gaz jest poprzez stacje sprężarek
i stacje pomiarowe wprowadzany do ogólnej sieci gazu ziemnego. Jest to rozwiązanie bardzo
przyszłościowe gdyż sieć gazowa jest dogodniejszym „magazynem buforowym” od sieci
elektroenergetycznej. Można to praktycznie stwierdzić śledząc powstawanie takich instalacji
w ostatnich dwóch latach.
Ilość stacji uzdatniania biogazu w Niemczech:
2009 rok - 23 instalacje
2011 rok - 82 instalacje (koniec roku)
Wydajność tych instalacji zawiera się w granicach od 160 do 10.000 m3 /godzinę.
Część druga
Gaz drzewny
Drewno - zrębki
Suszenie
Piroliza
Powietrze
Utlenianie
Strefa redukcji
Powietrze
Ruszt
Gaz
Popiół
Popiół
Schemat blokowy zgazowania.
Najczęściej obecnie stosowana instalacja 45 kWe
Rzut wymiarowy instalacji 45 kWe
Zasada działania
- Zrębki doprowadzane są ślimakiem do pojemnika reaktora (sterowane
sensorem).
- Pojemnik wyposażony w dwie szczelnie odcinające klapy (śluza).
- Klapy działają na przemian dozując zrębki do reaktora; w stanie bez
napięciowym obydwie klapy są zamknięte (BHP).
- Sygnały ze wszystkich czujników trafiają do minikomputera który steruje
bezpieczną pracą instalacji.
- W obrębie strefy pirolizy (200-5000C) następują procesy termochemiczne oraz
rozpad drewna powstaje gaz wytlewny. W przejściu do strefy utleniania pragaz
przyjmuje postać węgla.
- W strefę utleniania doprowadza się kontrolowane (ograniczane) ilości powietrza
które powoduje częściowe spalanie węgla podnosząc temperaturę w granicach
1100 do 12000C.
-
-
Podczas spalania (części) węgla wytwarza się w strefie redukcji dwutlenek węgla
który łącząc się powstałą z wilgoci drewna parą wodną w znacznej części
rozczepiają się na CO, CO2, H2.
Cały strumień gazu przechodzi następnie przez gorące łoże i w ten sposób
zgazowarka produkuje gaz z bardzo małą ilością smoły (bliski bez smołowej)
W dalszej kolejności gaz jest schładzany i pobierany przez silnik spalinowy
kogeneratora który napędza generator elektryczny.
Ciepło pozyskiwane jest z układu chłodzenia silnika spalinowego i układu
schładzania gazu od wyjścia ze zgazowarki do układu wejścia do silnika
spalinowego.
Reakcje procesu termochemicznego.
Strefa utleniania (oxydacyji)
C + O2 → CO2
C + ½ O2 → CO
H2 + ½ O2 → H2O
Strefa redukcyjna
C + CO2 ↔ 2 CO (Reakcja Boudouard)
C + H2O ↔ CO + H2 (Reakcja wodno gazowa)
C + 2 H2 ↔ CH4
(Reakcja metanowa)
Skład chemiczny gazu drzewnego
CO : 17-20 vol -%
H2 : 13-16 vol -%
CH4: 1-4 vol -%
CnHm: 0,1-0,5 vol-% ok.
CO2: 8-12 vol -%
N2: (reszta)
Moc znamionowa
Przy mocy
19 vol.-%
14 vol.-%
2,5 vol.-%
0,5 vol.-%
10,5 vol.-%
53,5 vol.-%
45 kWe + 110 kWterm
30 kWe + 70 kWterm
Rzut wymiarowe kogeneratora 45 kWe
Przykład możliwości rozmieszczenia instalacji zgazowania 45 kWe
Dorota Chwieduk
Instytut Techniki Cieplnej
Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa
Politechnika Warszawska
SŁONECZNE SYSTEMY GRZEWCZE.
KOLEKTORY SŁONECZNE
:SURZDG]HQLH
,QVWDODFMHJU]HZF]HHQHUJHW\NLVáRQHF]QHMQDU\QNXHQHUJHW\F]Q\PVąMXĪGRVWĊSQHRGSRQDG
ODWLVąREHFQLHUR]ZLą]DQLDPLGRMU]Dá\PLWHFKQRORJLF]QLH6SUDZQRĞüXU]ąG]HĔLLQVWDODFML
VáRQHF]Q\FK VWDOH Z]UDVWD L WR QLH ]DOHĪQLH RG ZDUXQNyZ QDVáRQHF]QLHQLD V]HURNRĞFL
JHRJUDILF]QHM1DWRPLDVWVWRSLHĔZ\NRU]\VWDQLDHQHUJLLVáRQHF]QHMGRFHOyZXĪ\WNRZ\FKMHVW
QDGDOQDQLHZ\VWDUF]DMąF\PSR]LRPLHZSRUyZQDQLX]MHMSRWHQFMDáHPWHFKQLF]Q\P
:DUXQNLQDVáRQHF]QLHQLDZ3ROVFH
: UyĪQ\FK UHJLRQDFK NUDMX ĞUHGQLH URF]QH QDSURPLHQLRZDQLH ZDKD VLĊ Z JUDQLFDFK N:KP5\VXQHN SU]HGVWDZLD ĞUHGQLH URF]QH QDSURPLHQLRZDQLH Z UyĪQ\FK NUDMDFK
HXURSHMVNLFK L QD SyáQRF\ $IU\NL 5yĪQLFH Z QDSURPLHQLRZDQLX SRPLĊG]\ SRV]F]HJyOQ\PL
UHJLRQDPL(XURS\VąZ\UDĨQH
5\V5RF]QHQDSURPLHQLRZDQLHQDSRZLHU]FKQLĊSR]LRPąXĞUHGQLRQHGODSRV]F]HJyOQ\FK
UHJLRQyZ>@>ZJ-5&KWWSVXQELUGMUFLWSYJOVSYVROUHVVROUHVXHURSH@
1DSRGVWDZLHU\VREUD]XMąFHJRĞUHGQLHURF]QHVXP\QDSURPLHQLRZDQLDZSRV]F]HJyOQ\FK
(XURS\ PRĪH VLĊ Z\GDZDü ĪH ZDUXQNL GR Z\NRU]\VWDQLD HQHUJLL SURPLHQLRZDQLD
VáRQHF]QHJRZNUDMXGRFHOyZXĪ\WNRZ\FKQLHVąNRU]\VWQH1DOHĪ\MHGQDNSDPLĊWDüĪHGDQH
XĞUHGQLRQHURF]QHQLHSU]HGVWDZLDMąU]HF]\ZLVWHJRREUD]XPRĪOLZRĞFLZ\NRU]\VWDQLDHQHUJLL
SURPLHQLRZDQLD VáRQHF]QHJR %DUG]LHM FHORZH MHVW VWRVRZDQLH XĞUHGQLRQ\FK GDQ\FK
PLHVLĊF]Q\FK OXE XĞUHGQLRQ\FK VXP GRERZ\FK Z GDQ\FK PLHVLąFDFK FR GOD ZDUXQNyZ
NUDMRZ\FKLOXVWUXMHU\V
5\V8ĞUHGQLRQHVXP\GRERZHSURPLHQLRZDQLDVáRQHF]QHJRZNROHMQ\FKPLHVLąFDFK
XĞUHGQLRQHJRURNXGODWU]HFKUyĪQ\FKORNDOL]DFMLZNUDMX
1D SRGVWDZLH U\V ZLGDü Z\UDĨQLH ĪH ODWHP ZDUXQNL QDVáRQHF]QLHQLD Vą EDUG]R GREUH L
G]LĊNL ]DVWRVRZDQLX RGSRZLHGQLFK WHFKQRORJLL L UR]ZLą]DĔ V\VWHPRZ\FK HQHUJLD
SURPLHQLRZDQLDVáRQHF]QHJRPRĪHE\üEDUG]RHIHNW\ZQLH=LPąQDSURPLHQLRZDQLHMHVWNLONX
OXE QDZHW NLONXQDVWX NURWQLH QLĪV]H FR ZVND]XMH QD NRQLHF]QRĞü VWRVRZDQLD LQVWDODFML
ZVSRPDJDMąF\FK G]LDáDQLH V\VWHPyZ VáRQHF]Q\FK Z W\P QD NRQLHF]QRĞü Z\NRU]\VWDQLD
LQQ\FKĨUyGHáHQHUJLL
*U]HZF]HV\VWHP\VáRQHF]QH
: NUDMX REHFQLH QDMEDUG]LHM SRSXODUQH Vą LQVWDODFMH VáRQHF]QH GR SRGJU]HZDQLD ZRG\
XĪ\WNRZHM : NUDMDFK R WDNLFK ZDUXQNDFK QDVáRQHF]QLHQLD UR]SRZV]HFKQLRQH Vą VáRQHF]QH
JU]HZF]HV\VWHP\DNW\ZQHF]\OLV\VWHP\Z\SRVDĪRQHZXU]ąG]HQLDZ\PXV]DMąFHSU]HSá\Z
F]\QQLND URERF]HJR Z ]DPNQLĊW\FK SĊWODFK NROHNWRURZ\FK 6\VWHP\ DNW\ZQH FLHF]RZH Vą
Z\SRVDĪRQH Z NROHNWRU\ SáDVNLH OXE SUyĪQLRZH UXURZH L Vą Z\NRU]\VW\ZDQH SU]HGH
ZV]\VWNLP GR SRGJU]HZDQLD ZRG\ XĪ\WNRZHM = NDĪG\P URNLHP URĞQLH OLF]ED V\VWHPyZ
VáRQHF]Q\FKZ\NRU]\VW\ZDQ\FKUyZQLHĪGRRJU]HZDQLDSRPLHV]F]HĔ
6\VWHP\DNW\ZQHPDáHMPRF\GRSRGJU]HZDQLDZRG\XĪ\WNRZHMZZDUXQNDFKNOLPDW\F]Q\FK
SDĔVWZ QDV]HM V]HURNRĞFL JHRJUDILF]QHM PDMą ZVNDĨQLNL Z\NRU]\VWDQLD HQHUJLL
SURPLHQLRZDQLD VáRQHF]QHJR QD SR]LRPLH L SR]\VNXMą ± N:K HQHUJLL Z
RGQLHVLHQLX GR PRF\ MHGQRVWNRZHM ]DLQVWDORZDQHM Z V\VWHPLH N:WK 1DWRPLDVW V\VWHP\
W\SX NRPEL GR SRGJU]HZDQLD ZRG\ L RJU]HZDQLD SRPLHV]F]HĔ PDáHM VNDOL PDMą ] UHJXá\
ZVNDĨQLNL Z\NRU]\VWDQLD HQHUJLL SURPLHQLRZDQLD VáRQHF]QHJR QD SR]LRPLH L
Z\WZDU]DMą±N:KHQHUJLL]N:WKPRF\]DLQVWDORZDQHM>@
: NUDMX Z\NRU]\VWXMH VLĊ SU]HGH ZV]\VWNLP NROHNWRU\ FLHF]RZH SáDVNLH ] VHOHNW\ZQą
SRZáRNą DEVRUEHUyZ L SUyĪQLRZH UXURZH Z W\P ] EH]SRĞUHGQLP SU]HSá\ZHP L ] UXUDPL
FLHSáD>@.ROHNWRUSUyĪQLRZ\LSáDVNLSRND]DQHVąQDU\V
5\V3U]\NáDGW\SRZHJRNROHNWRUDSUyĪQLRZHJRSROHZHMVWURQLHLSáDVNLHJRSRSUDZHM
6áRQHF]Q\ V\VWHP JU]HZF]\ GR FZX GREU]H ]DSURMHNWRZDQ\ L Z\NRQDQ\ Z VNDOL FDáHJR
URNX VSHáQLD Z QDV]\FK ZDUXQNDFK RNRáR Z\PDJDĔ JU]HZF]\FK XĪ\WNRZQLND Z
ZDUXQNDFKNUDMRZ\FK3U]\VH]RQRZ\POHWQLRZLRVHQQ\PG]LDáDQLXV\VWHPXVáRQHF]QHJR
ZVSRPQLDQ\ XG]LDá MHVW ]QDF]QLH Z\ĪV]\ L Z QDMFLHSOHMV]\FK PLHVLąFDFK OHWQLFK PRĪH
GRFKRG]Lü GR .ROHNWRU\ VáRQHF]QH G]LDáDMą Z QDV]\FK ZDUXQNDFK NOLPDW\F]Q\FK ]
UyĪQą HIHNW\ZQRĞFLą SU]HGH ZV]\VWNLP Z ]DOHĪQRĞFL RG UR]ZLą]DQLD NRQVWUXNF\MQR ±
PDWHULDáRZHJR NROHNWRUD L PLHMVFD RUD] VSRVREX MHJR ]DLQVWDORZDQLD 5RF]QD Z\GDMQRĞü
FLHSOQDNROHNWRUyZVáRQHF]Q\FKZDKDVLĊRGGRN:KPLFKSRZLHU]FKQL3U]\NáDG
W\SRZHM JU]HZF]HM LQVWDODFML VáRQHF]QHM VWRVRZDQHM Z EXGRZQLFWZLH MHGQRURG]LQQ\P
SRND]DQ\MHVWQDU\V3ROHZHMVWURQLHZLGDü]DVREQLNFLHSáDSRĞURGNXQDF]\QLHZ]ELRUF]H
XNáDGSRPSRZ\LRUXURZDQLHSRSUDZHMVWURQLH
5\V3U]\NáDGW\SRZHMVáRQHF]QHMÄNRWáRZQL´JU]HZF]HMLQVWDODFMLVáRQHF]QHMVWRVRZDQHM
ZEXGRZQLFWZLHMHGQRURG]LQQ\P
2EHFQLHZEXGRZQLFWZLHFRUD]EDUG]LHMSRZV]HFKQHVWDMHVLĊRJU]HZDQLHSRPLHV]F]HĔSU]\
Z\NRU]\VWDQLX QLVNRWHPSHUDWXURZ\FK V\VWHPyZ JU]HZF]\FK QS RJU]HZDQLD SRGáRJRZHJR
OXE ĞFLHQQHJR 6WZDU]D WR PRĪOLZRĞü VWRVRZDQLD V\VWHPyZ VáRQHF]Q\FK W\SX NRPEL GR
RJU]HZDQLDSRPLHV]F]HĔLSRGJU]HZDQLDZRG\XĪ\WNRZHM
.ROHNWRU\ VáRQHF]QH VWRVRZDQH Z NUDMX SáDVNLH L SUyĪQLRZH IXQNFMRQXMąFH Z F\NOX
FDáRURF]Q\P Vą ZVSRPDJDQH SU]H] SRPRFQLF]HJR ĨUyGáR FLHSáD LQQH RGQDZLDOQH OXE
NRQZHQFMRQDOQH 3R]LRP WHFKQRORJLF]Q\ ]DVWRVRZDQ\FK UR]ZLą]DĔ URG]DM V\VWHPX XNáDG
NRQWUROQRVWHUXMąF\G]LDáDQLHPLQVWDODFMLPXV]ąE\üGRSDVRZDQHGRW\SXRGELRUF\LZ\PDJDĔ
JU]HZF]\FK,PZ\PDJDQ\MHVWZ\ĪV]\SR]LRPWHPSHUDWXU\F]\QQLNDJU]HZF]HJRLZLĊNV]H
REFLąĪHQLD JU]HZF]H W\P V\VWHP MHVW EDUG]LHM VNRPSOLNRZDQ\ D Z NRQVHNZHQFML GURĪV]\
'ODWHJRWHĪGODQLHZLHONLFKREFLąĪHĔJU]HZF]\FKQLVNLFKZ\PDJDĔWHPSHUDWXURZ\FKQDOHĪ\
VWRVRZDü Z]JOĊGQLH SURVWH L WDQLH UR]ZLą]DQLD 6WRSLHĔ ]áRĪRQRĞFL V\VWHPX URĞQLH ZUD] ]
Z\PDJDQLDPLJU]HZF]\PLLNRQLHF]QRĞFLą]DSHZQLHQLDQLH]DZRGQRĞFLG]LDáDQLDV\VWHPXZH
ZV]\VWNLFKZDUXQNDFK
&RUD]F]ĊĞFLHMNROHNWRU\VáRQHF]QHVWDQRZLąHOHPHQW\REXGRZ\EXG\QNX6ąWRW]ZV\VWHP\
]LQWHJURZDQH ] REXGRZą ]DUyZQR Z SRVWDFL IDVDG\ EXG\QNX FR LOXVWUXMH U\V F]\ WHĪ
]LQWHJURZDQH]SRáDFLąGDFKXU\V
5\V.ROHNWRU\VáRQHF]QH]LQWHJURZDQH]IDVDGąEXG\QNX>@
5\V.ROHNWRU\VáRQHF]QH]LQWHJURZDQH]GDFKDPLEXG\QNyZ]GMĊFLD0&KZLHGXN
2EHFQLHĞUHGQLNRV]WLQVWDODFMLVáRQHF]QHM JU]HZF]HMZRGQLHVLHQLXGRPRF\]DLQVWDORZDQHM
Z\QRVL Z (XURSLH RNRáR (XURN: QDWRPLDVW Z URNX PD VSDĞü GR SR]LRPX (XURN:>@
3U]\NáDG\UHDOL]DFMLVáRQHF]Q\FKV\VWHPyZJU]HZF]\FKZNUDMX
:NUDMXLQVWDODFMH]NROHNWRUDPLVáRQHF]Q\PLVąWRSU]HGHZV]\VWNLPV\VWHP\DXWRQRPLF]QH
SUDFXMąFHQDVLHüZ\G]LHORQąORNDOQąLSRWU]HE\ZáDVQHZ\WZyUF\XĪ\WNRZQLND:LĊNV]RĞü
V\VWHPyZVąWRLQVWDODFMHPDáRJDEDU\WRZHLQVWDORZDQHXLQG\ZLGXDOQ\FKXĪ\WNRZQLNyZRG
ZLHOXODW
2VWDWQLR SRMDZLD VLĊ FRUD] ZLĊFHM V\VWHPyZ ĞUHGQLHM VNDOL ] NROHNWRUDPL VáRQHF]Q\PL R
SRZLHU]FKQLDFKU]ĊGXNLONXVHWOXEZLĊFHMPHWUyZNZDGUDWRZ\FKNROHNWRUyZVáRQHF]Q\FK'R
EDUG]LHM]QDQ\FKLQVWDODFMLQDOHĪąQDVWĊSXMąFHUHDOL]DFMH
x %XVNR ± =GUyM ĞZLĊWRNU]\VNLH VDQDWRULXP :áyNQLDU] P SRZLHU]FKQL
NROHNWRUyZVáRQHF]Q\FK
x 3RGGĊELFH RVLHGOH GRPyZ ZLHORURG]LQQ\FK P SRZLHU]FKQL NROHNWRUyZ
VáRQHF]Q\FK
x &]ĊVWRFKRZD 6]SLWDO :RMHZyG]NL Z &]ĊVWRFKRZLH P SRZLHU]FKQL
NROHNWRUyZVáRQHF]Q\FK
x àyGĨ RVLHGOH EXG\QNyZ ZLHORURG]LQQ\FK R SRQDG P SRZLHU]FKQL NROHNWRUyZ
VáRQHF]Q\FK QD RVLHGOX EXG\QNyZ 6SyáG]LHOQL 0LHV]NDQLRZHM 5DGRJRV]F]
=DFKyGZàRG]L
3RVXPRZDQLH
1DOHĪ\ VąG]Lü ĪH REHFQLH EĊGą VLĊ UR]ZLMDü QRZH WHFKQRORJLH HQHUJHW\NL VáRQHF]QHM
JU]HZF]H L ]QDMGXMąFH VLĊ REHFQLH Z ID]LH GHPRQVWUDF\MQHM V\VWHP\ VáRQHF]QH FKáRG]HQLD
W]Z V\VWHP\ NRPEL SOXV VWDQą VLĊ UR]ZLą]DQLDPL NRPHUF\MQ\PL L GRVWĊSQ\PL WDNĪH Z
3ROVFH : QDV\FHQLX U\QNX QRZ\PL WHFKQRORJLDPL GXĪą UROĊ EĊG]LH RGJU\ZDá U\QHN
EXGRZODQ\ D SU]HGH ZV]\VWNLP ZLHG]D L ]DLQWHUHVRZDQLH QRZ\PL WHFKQRORJLDPL ILUP
EXGRZODQ\FKGHZHORSHUVNLFKLLQVWDODF\MQ\FK
(QHUJLDVáRQHF]QDMHVWVSHF\ILF]QąIRUPąHQHUJLLRGQDZLDOQHMMHVWZV]ĊG]LHáDWZRGRVWĊSQD
DOHJĊVWRĞüVWUXPLHQLDHQHUJLLMHVWPDáDLVLOQLH]DOHĪQDRGPLHMVFDQD=LHPLSRU\GQLDLURNX
(QHUJLD SURPLHQLRZDQLD VáRQHF]QHJR E\áD ]DZV]H Z\NRU]\VW\ZDQD SU]H] OXG]L ]DUyZQR Z
VSRVyE SU]\SDGNRZ\ MDN L ]DSODQRZDQ\ -HGQDNĪH GRSLHUR ZVSyáF]HVQH QRZH WHFKQRORJLH
GRSDVRZDQH GR ZDUXQNyZ NOLPDW\F]Q\FK L W\SX REFLąĪHĔ HQHUJHW\F]Q\FK XPRĪOLZLá\
HIHNW\ZQHSR]\VNDQLHL SU]HWZDU]DQLHWHMHQHUJLLGRFHOyZXĪ\WNRZ\FK 5R]ZLą]DQLDNWyUH
Z\GDZDá\VLĊGRQLHGDZQDQLHPRĪOLZHGRVWRVRZDQLDZSHZQ\FKZDUXQNDFKGRVWDUF]DQLDL
RGELRUX HQHUJLL XOHJá\ ]DVDGQLF]HM PRGHUQL]DFML L VWDMą VLĊ FRUD] EDUG]LHM SRZV]HFKQH L
X]DVDGQLRQH HQHUJHW\F]QLH RUD] HNRQRPLF]QLH (QHUJHW\ND VáRQHF]QD WR REHFQLH ]DUyZQR
UR]ZLą]DQLDLQVWDODF\MQHMDNLNRQFHSFMDDUFKLWHNWRQLF]QDEXG\QNXMHJRXVWUyM]DVWRVRZDQH
PDWHULDá\EXGRZODQHORNDOL]DFMDLXV\WXRZDQLH EXG\QNXRUD]MHJRRWRF]HQLH3R]\VNLZDQLH
HQHUJLL SURPLHQLRZDQLD VáRQHF]QHJR PRĪH RGE\ZDü VLĊ Z VSRVyE ]DSODQRZDQ\ G]LĊNL
RGSRZLHGQLR]DSURMHNWRZDQHMEU\OHEXG\QNXLMHJRRWRF]HQLXLUR]ZLą]DQLRPLQVWDODF\MQ\P
-HGQDNĪHĪHE\E\áRWRPRĪOLZHNRQLHF]Q\MHVWZ]URVWZLHG]\ĞZLDGRPRĞFLVáRQHF]QHM
1D]DNRĔF]HQLHQDOHĪ\SRGNUHĞOLüĪHZRVWDWQLPRNUHVLHMHVWZLGRF]QDG\ZHUV\ILNDFMDU\QNX
HQHUJHW\NL VáRQHF]QHM ]DUyZQR FR GR URG]DMX SRWU]HE HQHUJHW\F]Q\FK MDN L LFK ZLHONRĞFL
F]\OL PRF\ ]DLQVWDORZDQHM 6\VWHP\ HQHUJHW\NL VáRQHF]QHM FRUD] VSUDZQLHM L EDUG]LHM
QLH]DZRGQLH VSHáQLDMą UyĪQRURGQH Z\PDJDQLD HQHUJHW\F]QH L ZVSyáG]LDáDMą ] LQQ\PL
ĨUyGáDPLFLHSáDLLQVWDODFMDPLJU]HZF]\PL
/LWHUDWXUD
KWWSVXQELUGMUFLWSYJOVSYVROUHVVROUHVXHURSH
::HLVV6RODUHQHUJ\SURVSHFWV3URFHHGLQJVRIWKH,6(6(XURSH6RODU(QHUJ\
&RQJUHVV*UD]$XVWULD2FWREHU
&KZLHGXN'(QHUJHW\ND6áRQHF]QD%XG\QNX$UNDG\
³5HQHZDEOHV IRU +HDWLQJ DQG &RROLQJ 8QWDSSHG 3RWHQWLDO´ 5(7' 5HQHZDEOH
(QHUJ\7HFKQRORJ\'HSOR\PHQW2(&',($
Marian Rubik
Zakład Klimatyzacji i Ogrzewnictwa
Wydział Inżynierii Środowiska
POMPY CIEPŁA W SYSTEMACH WYKORZYSTANIA
ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII OZE
NA POTRZEBY SEKTORA
BUDOWNICTWA ENERGOOSZCZĘDNEGO
Wspóáczesny budynek powinien byü przyjazny dla jego mieszkaĔców i Ğrodowiska. Powinien byü
on zaprojektowany i uĪytkowany w zgodzie z otoczeniem, przy czym w projekcie powinny byü
uwzglĊdnione aspekty ochrony Ğrodowiska, warunki mieszkaniowe i spoáeczne. Ponadto budynek
powinien charakteryzowaü siĊ moĪliwie maáym zuĪyciem energii.
Aspekt energooszczĊdnoĞci wynika nie tylko ze stale rosnących cen noĞników energii, lecz takĪe
z koniecznoĞci poszanowania nieodnawialnych noĞników energii i naturalnego Ğrodowiska.
EnergooszczĊdnoĞü jest obecnie standardem nowoczesnego budownictwa nie tylko mieszkaniowego,
lecz równieĪ uĪytecznoĞci publicznej.
OszczĊdnoĞü energii w budownictwie jest szczególnie istotna ze wzglĊdu na duĪe jej zuĪycie
i wynikający z tego duĪy potencjaá moĪliwych do uzyskania oszczĊdnoĞci. W Unii Europejskiej sektor
mieszkaniowy i usáugowy, a przede wszystkim budynki w tych sektorach zuĪywają ok.40% energii
finalnej. Tylko sektor mieszkalnictwa zuĪywa w UE 27% energii finalnej, a w Polsce 32%, zaĞ w obu
sektorach- mieszkalnictwa i usáug w Polsce zuĪywane jest 42,3% ogólnej iloĞci energii finalnej.
KoniecznoĞü oszczĊdzania energii wystąpiáa szczególnie drastycznie w po kryzysie paliwowym
w latach siedemdziesiątych ubiegáego stulecia. Kryzys ten wymusiá podjĊcie badaĔ i przedsiĊwziĊü
zarówno prawnych, jak i technicznych zmierzających do zmniejszenia zuĪycia energii w sektorze
budownictwa. W tym okresie pojawiáy siĊ nowe rozwiązania budynków, zwane budynkami
energooszczĊdnymi, w których zuĪycie energii byáo znacznie mniejsze niĪ w budynkach
standardowych (p. rys.1), a ponadto do zasilania tych budynków wykorzystano energiĊ ze Ĩródeá
odnawialnych.
1.Cechy i definicje budownictwa energooszczĊdnego
EnergooszczĊdnoĞü polega na stosowaniu najbardziej ekonomicznych rozwiązaĔ zarówno
w odniesieniu do konstrukcji budynku, jak i instalacji, przy czym przedsiĊwziĊcia te dotyczyáy przede
wszystkim zmniejszenia zuĪycia ciepáa na potrzeby ogrzewania. Niekiedy zapominano o tym, Īe
budynek powinien zapewniü uĪytkownikowi warunki komfortu cieplnego i odpowiednie warunki
higieniczne. NiewáaĞciwa wentylacja pomieszczeĔ wynikająca z uszczelnienia bryáy budynku, której
celem byáo zmniejszenie zuĪycia ciepáa do podgrzewania powietrza wentylacyjnego, byáa przyczyną
zawilgocenia pomieszczeĔ, rozwoju grzybów, pleĞni i innych mikroorganizmów, co z kolei
spowodowaáo pogorszenie warunków sanitarnych i staáo siĊ przyczyną wielu chorób.
W zakresie budynków energooszczĊdnych byáy projektowane i wznoszone obiekty o mniejszym
zuĪyciu energii niĪ to wynikaáo z obowiązujących przepisów i norm. Obiekty te zaliczano
w budynków energooszczĊdnych i niskoenergetycznych – rys.1[10].
Budynek pasywny zdefiniowali w r.1988: dr Wolfgang Feist oraz prof. Bo Adamson z Uniwersytetu
w Lund. Zgodnie z definicją budynek moĪe byü zaliczony do pasywnego pod wzglĊdem zuĪycia
energii, gdy speánione są nastĊpujące warunki [1]:
Ɣ sezonowe zapotrzebowanie ciepáa do ogrzewania budynku (bez uwzglĊdnienia sprawnoĞci
systemu grzewczego) nie powinno przekraczaü 15 kWh/(m2·a),
Ɣ obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną do ogrzewania nie powinno przekroczyü 10 W/m2;
jest to jedno z najwaĪniejszych kryteriów, które powinien speániü budynek pasywny.
Speánienie tego kryterium umoĪliwia zastąpienie tradycyjnego systemu wodnego ogrzewania
grzejnikowego przez system ogrzewania powietrznego.
kWh/(m2·a)
PolskaOrganizacjaRozwojuTechnologiiPompCiepųa
BudynekzeroͲenergetyczny
Rys.1. Polska terminologia w odniesieniu do budynków energooszczĊdnych [10]
Ɣ caákowite zuĪycie energii koĔcowej 42 kWh/(m2·a).
Ɣ caákowite zapotrzebowanie na energiĊ pierwotną nie powinno przekraczaü 120 kWh/(m2·a);
zapotrzebowanie to uwzglĊdnia ciepáo zuĪywane do ogrzewania budynku i przygotowania ciepáej
wody uĪytkowej oraz energiĊ elektryczną zuĪywaną przez urządzenia pomocnicze
instalacji, oĞwietlenie oraz sprzĊt AGD i RTV. Obecnie Ğrednie zapotrzebowanie na energiĊ pierwotną
w budynkach mieszkalnych w Polsce wynosi 430÷560 kWh/(m2·a).
Szczególne cechy powinna mieü wentylacja w budynkach pasywnych.
Ɣ Musi to byü zrównowaĪona wentylacja mechaniczna nawiewno- wywiewna; powinna ona zapewniü
warunki komfortu cieplnego i odpowiednią jakoĞü powietrza wewnĊtrznego,
Ɣ StrumieĔ objĊtoĞci powietrza ĞwieĪego:
- strumieĔ objĊtoĞci powietrza 30 m3/(h·osobĊ),
- krotnoĞü wymiany powietrza 0,3÷0,4 1/h,
Ɣ Odzyskiwanie ciepáa za pomocą wymiennika przeciwprądowego o sprawnoĞci Ș75%,
Ɣ Maksymalna temperatura nawiewu tn 52oC,
Ɣ SzczelnoĞü budynku n50 0,6 1/h.
Ponadto Ĩródáo ciepáa powinno speániaü nastĊpujące warunki:
Ɣ Pompa ciepáa zintegrowana z ukáadem odzyskiwania ciepáa z powietrza wywiewanego,
Ɣ Gruntowy wymiennik ciepáa (powietrzny lub cieczowy):
- umoĪliwiający wstĊpne podgrzanie powietrza wentylacyjnego t > - 4o (powietrze to moĪe stanowiü
dolne Ĩródáo pompy ciepáa),
- zapewniający obniĪenie temperatury powietrza nawiewanego w lecie tn < te.
Z powyĪszych cech budynku pasywnego wynika, Īe przewodnią ideą technologii pasywnej jest
przede wszystkim minimalizacja strat energii i ciepáa, a dopiero w drugiej kolejnoĞci naleĪy
optymalizowaü procesy wytwarzania ciepáa (optymalizacja instalacji).
Z kolei optymalizacja pracy instalacji technicznych budynku wymaga wspóádziaáania architekta,
konstruktora i instalatora; taki proces projektowania nosi nazwĊ zintegrowanego.
Oznacza to wiĊc w przypadku budownictwa pasywnego, i nie tylko, koniecznoĞü równolegáego
formuáowania zaáoĪeĔ w odniesieniu do struktury i ukáadu funkcjonalnego budynku, zaáoĪeĔ
architektoniczno- budowlanych oraz wymagaĔ instalacyjnych.
Prawdziwą rewolucjĊ w zakresie energooszczĊdnoĞci budynków stanowi nowelizacja Dyrektywy
2002/91/WE w sprawie charakterystyki energetycznej budynków (RECAST). Nowa Dyrektywa
Parlamentu Europejskiego w sprawie charakterystyki energetycznej budynków EPBD: 2010/31/WE
weszáa w Īycie 9 czerwca 2010 r. Zgodnie z ustaleniami tej dyrektywy kraje czáonkowskie powinny
do 9 czerwca 2012 r. opublikowaü odpowiednie przepisy prawne i regulacje administracyjne
niezbĊdne do wprowadzenia jej zapisów. Nowe przepisy stanowią, Īe do 31 grudnia 2020 roku
wszystkie nowo powstające budynki osiągną standard prawie niemal zero energetyczny, a po 31
grudnia 2018 r. wszystkie nowe budynki zajmowane przez wáadze publiczne i bĊdące ich wáasnoĞcią
powinny byü budynkami o niemal zerowym zuĪyciu energii.
Krajowe plany związane z wprowadzaniem budynków o niemal zerowym zuĪyciu energii
powinny byü opracowane we wszystkich paĔstwach czáonkowskich. KaĪde z nich ma opracowaü
strategiĊ zwiĊkszania liczby takich budynków. Krajowe plany powinny obejmowaü, miĊdzy innymi,
nastĊpujące zagadnienia:
Ɣ plany wdroĪenia do praktyki definicji budynków o niemal zerowym zuĪyciu energii uwzglĊdniającej
krajowe, regionalne lub lokalne warunki zawierającą wartoĞci wskaĨnika zuĪycia energii pierwotnej
wyraĪonego w kWh/(m2·a)- (krajowe wskaĨniki nakáadu energii pierwotnej mogą zostaü okreĞlone na
podstawie krajowych lub regionalnych Ğrednio rocznych wartoĞci wielkoĞci klimatycznych lub
wartoĞci charakteryzujących produkcjĊ energii w danym miejscu lub pobliĪu);
Ɣ cele poĞrednie poprawy standardu energetycznego nowych budynków do 2015 roku,
Ɣ informacje na temat polityki i finansowych lub innych Ğrodków przyjĊtych w celu promocji
budynków o niemal zerowym zuĪyciu energii.
Dyrektywa definiuje budynek o niemal zerowym zuĪyciu energii jako budynek o wysokiej
efektywnoĞci energetycznej i wymaga okreĞlenia jego wskaĨnika nakáadu energii pierwotnej.
Bardzo niskie lub niemal zerowe zapotrzebowanie na energiĊ budynku powinno byü pokryte,
w znacznym stopniu, z odnawialnych Ĩródeá energii lub przez energiĊ wytwarzaną ze Ĩródeá
odnawialnych na miejscu lub w pobliĪu.
Na podstawie definicji przedstawionej w dyrektywie, budynek o zerowym zuĪyciu energii
technicznie oznacza budynek netto zero energetyczny (nZEB), czyli zuĪywający 0 kWh/(m2·a) energii
pierwotnej. A zatem budynek netto zero energetyczny (nZEB) jest to budynek o bardzo wysokiej
efektywnoĞci energetycznej, zazwyczaj przyáączony do systemu elektroenergetycznego. W bilansie
energii pierwotnej budynku nZEB iloĞü energii pierwotnej dostarczanej z sieci zewnĊtrznych równa
jest iloĞci energii pierwotnej wyeksportowanej do sieci. Roczny bilans energii pierwotnej na poziomie
0 kWh/(m2·a) prowadzi do sytuacji, w której znaczna czĊĞü energii wyprodukowanej na miejscu
bĊdzie dostarczana do sieci elektroenergetycznej. Wynika to z charakterystyki budynku nZEB,
w którym energia produkowana jest w sprzyjających warunkach, a gdy one nie wystĊpują,
wykorzystywana jest energia dostarczana z sieci zewnĊtrznych.
Dyrektywa wymaga równieĪ wprowadzenia standardu budynku niemal zero energetycznego
(nnZEB); jest to budynek okreĞlony przy wykorzystaniu reguáy krajowego kosztu optymalnego
zuĪywający wiĊcej niĪ 0 kWh/(m2·a) energii pierwotnej. Jednak nie okreĞla ona minimalnych ani
maksymalnych zharmonizowanych wymagaĔ oraz szczegóáowych wytycznych ramowej procedury
obliczania charakterystyki energetycznej. Kraje czáonkowskie we wáasnym zakresie mają zdefiniowaü
co to dokáadnie dla nich oznacza. Wedáug EPBD poziom optymalny pod wzglĊdem kosztów to
optymalny poziom charakterystyki energetycznej charakteryzujący siĊ najlepszym wynikiem
ekonomicznym uzyskanym w trakcie szacunkowego ekonomicznego cyklu Īycia budynku lub jego
elementu.
JednoczeĞnie w dyrektywie zapisano, Īe:
- Komisja Europejska sporządzi do 30 czerwca 2011 r. wytyczne porównawczej ramowej metodologii
obliczania optymalnego poziomu kosztów.
- Nie wszystkie technologie wykorzystujące energiĊ odnawialną wykorzystane w budynkach
nnZEB muszą byü opáacalne, jeĞli nie zostaną zastosowane odpowiednie zachĊty finansowe.
2. Charakterystyka pomp ciepáa w aspekcie ich stosowania w budynkach energooszczĊdnych
System grzewczy (instalacja i Ĩródáo ciepáa) w budynku niskoenergetycznym i pasywnym
znacznie róĪni siĊ od tradycyjnych systemów grzewczych. RóĪnice te są spowodowane bilansem
energetycznym budynków. Znacząca redukcja zapotrzebowania na ciepáo i moc cieplną Ĩródáa
determinują rozwiązania tego systemu. Instalacja grzewcza moĪe byü znacznie prostsza, a przewaga
zapotrzebowania na ciepáo do przygotowania c. w. u. sprawia, Īe podstawowym problemem jest
pokrycie tego zapotrzebowania.
System grzewczy w budynku niskoenergetycznym lub pasywnym moĪe byü rozwiązany w róĪny
sposób. MoĪe to byü rozwiązanie tradycyjne záoĪone z trzech podstawowych elementów: kotáa
gazowego, olejowego lub opalanego biomasą, pojemnoĞciowego podgrzewacza wody oraz centrali
wentylacyjnej nawiewno- wywiewnej z odzyskiwaniem ciepáa. KaĪdy z tych elementów jest dostĊpny
na rynku, na ogóá w formie oddzielnego urządzenia, co wymaga dosyü záoĪonej instalacji. Istotną
wadą tego rozwiązania jest koniecznoĞü stosowania kotáów z zamkniĊtą komorą spalania, ze wzglĊdu
na wysoką szczelnoĞü budynków pasywnych. Ponadto rozwiązania te związane są z wykonaniem caáej
infrastruktury technicznej – przyáącza gazowe, zbiornik oleju itd. OszczĊdnoĞci wynikają jedynie
z rezygnacji z tradycyjnych grzejników i przewodów rozprowadzających. Istotną wadą tych rozwiązaĔ
jest brak moĪliwoĞci cháodzenia pomieszczeĔ w okresie letnim, co moĪe byü szczególnie uciąĪliwe
w budynkach pasywnych.
Szczególnie przydatnym rozwiązaniem instalacji grzewczych w budynkach niskoenergetycznych
i pasywnych są zintegrowane urządzenia z pompą ciepáa, jako Ĩródáem ciepáa – p.rys.8.
Pompa ciepáa stanowi obecnie dojrzaáy technicznie, oszczĊdny i przyszáoĞciowy system
ogrzewania, który jest jednoczeĞnie szczególnie przyjazny Ğrodowisku i zapewnia wysoki
komfort uĪytkowania. W wiĊkszoĞci krajów, szkoda Īe nie w Polsce, problem zastosowania
pomp ciepáa jest przedmiotem planowych dziaáaĔ wielu rządów i organizacji miĊdzynarodowych
zmierzających do racjonalizacji uĪytkowania paliw i energii oraz ochrony Ğrodowiska, zgodnie
z zasadami zrównowaĪonego rozwoju.
Pompy ciepáa stanowią Ĩródáo ciepáa nowej generacji, które jest szczególnie
predestynowane do zasilania niskotemperaturowych ogrzewaĔ i instalacji przygotowania ciepáej
wody uĪytkowej, szczególnie w budownictwie energooszczĊdnym i pasywnym. Dodatkową zaletą
tych urządzeĔ jest moĪliwoĞü ich wykorzystania do cháodzenia pomieszczeĔ w okresie letnim, co
jest szczególnie istotne w budownictwie pasywnym.
Rozwój technologii wytwarzania, inĪynierii materiaáowej i elektroniki sprawiá, Īe nie ma juĪ
bariery technicznej ograniczającej zastosowanie pomp ciepáa. Zostaáy juĪ opanowane początkowe
káopoty spowodowane niedostateczną trwaáoĞcią oraz niezawodnoĞcią urządzeĔ i teraz producenci
pomp ciepáa gwarantują kilkunastoletnią, bezawaryjną pracĊ tych urządzeĔ.
Obecnie jedynym ograniczeniem rozpowszechnienia pomp ciepáa jest bariera ekonomiczna.
BarierĊ tĊ stanowią wzglĊdnie wysokie koszty pomp ciepáa w stosunku do tradycyjnych Ĩródeá ciepáa
oraz wysokie koszty instalacji pozyskiwania ciepáa niskotemperaturowego; nie dotyczy to pomp ciepáa
systemu powietrze/ powietrze (A/A). Jednak pojĊcie bariery ekonomicznej jest wzglĊdne, gdyĪ
dotychczas nie oszacowano kosztów degradacji Ğrodowiska spowodowanej emisją szkodliwych
produktów spalania z tradycyjnych Ĩródeá ciepáa. Ponadto w wielu krajach stworzono mechanizmy
ekonomiczne zachĊcające do stosowania pomp ciepáa. Są to niskooprocentowane kredyty oraz ulgi
podatkowe na uruchomienie produkcji i instalowanie pomp ciepáa.
Instalacja pompy ciepáa stanowi áaĔcuch záoĪony z ogniw (elementów), których zadaniem jest
przekazywanie ciepáa z niĪszego na wyĪszy poziom temperatury – rys.2.
Ciepáo ze Ĩródáa o niskiej temperaturze, najczĊĞciej otoczenia, przekazywane jest do Ĩródáa
górnego (instalacji c.o. lub c.w.u.) za poĞrednictwem czynnika roboczego, który poddany jest ciągowi
przemian tworzących obieg wstecz, przy czym realizacja tego obiegu wymaga doprowadzenia energii
napĊdowej. Obecnie przewaĪającą liczbĊ eksploatowanych pomp ciepáa stanowią sprĊĪarkowe pompy
ciepáa wyposaĪone w silnik elektryczny, lecz w ostatnich latach roĞnie udziaá absorpcyjnych pomp
ciepáa, szczególnie w skojarzonych ukáadach cieplno - energetyczno - cháodniczych (trójgeneracja)
oraz rozproszonych ukáadach trójgeneracyjnych.
Pompy ciepáa mają bardzo szeroki zakres zastosowania, umoĪliwiający wykorzystanie róĪnych
rodzajów odnawialnych Ĩródeá energii, zdefiniowanych w Dyrektywie 2009/28/WE(Dyrektywa RES)
– rys.3:
- energii aerotermalnej, rozumianej, jako ciepáo magazynowane w powietrzu zewnĊtrznym,
- energii geotermalnej, rozumianej, jako ciepáo magazynowane pod powierzchnią ziemi,
- energii hydrotermalnej, rozumianej, jako ciepáo wód powierzchniowych.
Rys.2. Ideowy schemat sprĊĪarkowej pompy ciepáa:1- agregat sprĊĪarkowy, 2- skraplacz, 3- parowacz, 4zawór rozprĊĪny, 5- gruntowy wymiennik ciepáa, 6- instalacja odbiorcza (c.o. lub c.w.u.), 7- pompa obiegowa
w instalacji pozyskiwania ciepáa niskotemperaturowego, 8- pompa obiegowa w instalacji odbiorczej [6]
Rys.3. Instalacja grzewcza z pompą ciepáa: 1- pompa ciepáa, 2- ogrzewanie/cháodzenie podáogowe, 3ogrzewanie/cháodzenie sufitowe, 4- ogrzewanie/cháodzenie za pomocą klimakonwektorów, 5- ogrzewanie
urządzeĔ pomocniczych, np. suszarek, 6- przygotowanie ciepáej wody, 7- pokrywanie potrzeb zewnĊtrznych, np.
podgrzewanie basenu. ħródáa ciepáa niskotemperaturowego (energia odnawialna): A- powietrze (zewnĊtrzne,
wentylacyjne), B- woda powierzchniowa (wymiennik lub bezpoĞredni pobór z gáĊbokoĞci co najmniej 2 m), Csondy gruntowe pionowe (wiercone), D- woda studzienna (studnie: czerpalna i cháonna), E- kolektor gruntowy
poziomy [6]
W analizach porównawczych róĪnych Ĩródeá ciepáa podstawowe znaczenie ma wartoĞü udziaáu
energii odnawialnej w cieple przekazywanym przez pompĊ ciepáa do instalacji grzewczej.
Zgodnie z Dyrektywą 2009/28/WE udziaá energii odnawialnej przekazywanej przez sprĊĪarkowe
pompy ciepáa do instalacji grzewczej wynosi od 62 do ponad 80% (p. rys. 4). Zakáadając, Īe sezonowy
wspóáczynnik efektywnoĞci SPF wynosi 4,0 (np. dla pompy ciepáa systemu solanka/woda- B/W), do
napĊdu pompy ciepáa wymagane jest tylko 25% przekazywanego ciepáa. Reszta, czyli w tym wypadku
75% ciepáa, pobierana jest z otoczenia i jest to ciepáo pobierane z odnawialnych Ĩródeá (rys. 4).
W przypadku pomp ciepáa korzystających z dolnych Ĩródeá typu powietrze, woda
powierzchniowa, poziome gruntowe wymienniki ciepáa, mamy do czynienia z energią sáoneczną.
W przypadku pomp ciepáa z pionowym wymiennikiem ciepáa z „miksem” energii geotermalnej
i sáonecznej
(ze
zdecydowanym
udziaáem
tej
ostatniej).
Energia sáoneczna
SPF = 4
75%
Ciepųo
Energia elektryczna
Energia odnawialna
100%
25%
Rys. 4. Obecne rozwiązania zapewniają znaczący udziaá energii odnawialnej (np. 75% energii
odnawialnej z otoczenia dla SPF=4)[4]
Jeszcze korzystniej wygląda udziaá energii odnawialnej przy wspóápracy pomp ciepáa
z odnawialnymi Ĩródáami energii, sáuĪącymi jako energia napĊdowa pomp ciepáa. JeĪeli energia
elektryczna, pochodzi z odnawialnego Ĩródáa ciepáa (biomasa, fotowoltaika, energia wiatru), moĪe to
zapewniü nawet 100% udziaá energii odnawialnej przekazywanej przez pompĊ ciepáa do instalacji.
Dyrektywa 2009/28/WE, promująca stosowanie energii ze Ĩródeá odnawialnych, wskazuje, Īe
pompy ciepáa przekazują energiĊ odnawialną i są uznawane za odnawialne Ĩródáa energii pod
warunkiem speánienia przez pompĊ ciepáa minimalnej wartoĞci sezonowego wspóáczynnika
efektywnoĞci SPF:
SPF > SPFmin
przy czym:
SPFmin = 1/K · 1,15
gdzie:
K - Ğrednia sprawnoĞü konwersji energii pierwotnej w elektryczną wyliczana na podstawie
danych podawanych przez Eurostat,
- szacowany lub zmierzony sezonowy wspóáczynnik efektywnoĞci pompy ciepáa
(odniesiony do roku)
SPFmin - zgodnie z Dyrektywą 2009/28/WE wartoĞü ta wyznaczana jest na podstawie danych
statystycznych wspóáczynnika konwersji energii pierwotnej w elektrycną dla caáej
Europy. Wedáug danych Eurostatu (dane za 2007 r.) Ğrednia sprawnoĞü konwersji
energii pierwotnej w elektryczną w krajach Unii Europejskiej wynosi 0,438, co oznacza,
Īe zgodnie z Dyrektywą 2009/28/WE wartoĞü SPFmin wynosi 1,15 · 1/0,438 = 2,63
Warto pamiĊtaü, Īe w momencie powstawania Dyrektywy 2009/28/WE, minimalna wartoĞü
SPF wynosiáa jedynie 2,78 (wyliczona wartoĞü Ș wg Eurostat wynosiáa 0,40)[4].
ZwiĊkszająca siĊ ciągle sprawnoĞü konwersji energii elektrycznej w Europie powoduje, Īe
w 2020 roku wartoĞü SPFmin moĪe wynosiü tylko 2,3 lub poniĪej tej wartoĞci.
W Polsce nie ma dotychczas wiarygodnych informacji na temat ich rzeczywistej sprawnoĞci
energetycznej zdefiniowanej jako wskaĨnik SPF (rys.5).
SPF
Rys.5. Definicja wskaĨnika SPF [4]
Przyczyną tego jest brak programów badawczych badających efektywnoĞü pomp ciepáa, o co postuluje
PORTPC. Wydaje siĊ, Īe w tym celu naleĪy wykorzystaü doĞwiadczenia niemieckie (wytyczne VDI
i wyniki badaĔ Instytutu Fraunhofera).
Zgodnie Dyrektywą 2009/28/WE na podstawie wartoĞci SPF okreĞla siĊ wielkoĞü udziaáu energii
ze Ĩródeá energii odnawialnej przekazywanej do instalacji grzewczej (stan obecny rys. 6).
Istotne są zalety eksploatacyjne pomp ciepáa w stosunku do innych urządzeĔ wykorzystujących
odnawialne Ĩródáa energii; zalety te zestawiono w tab.1.
Uzupeániając informacje podane w tab.1 moĪna stwierdziü, Īe technologia pomp ciepáa to jedyna,
juĪ dziĞ dostĊpna, dojrzaáa technologia, dziĊki której energiĊ promieniowania sáonecznego
zgromadzoną w okresie lata moĪna wykorzystaü takĪe zimą. W przyszáoĞci, gdy coraz wiĊksza czĊĞü
energii elektrycznej bĊdzie pochodziü z odnawialnych Ĩródeá, stosowanie pomp ciepáa bĊdzie
w sposób naturalny zbliĪaü do celu idealnego – korzystania tylko z odnawialnych Ĩródeá energii [5].
JuĪ niebawem, istotną rolĊ zaczną odgrywaü ustalenia Dyrektywy ErP 2009/125/WE w sprawie
ogólnych zasad ustalania wymogów ekoprojektu w odniesieniu do produktów wykorzystujących
energiĊ (zastĊpująca DyrektywĊ EuP) oraz Dyrektywa 2010/30/EU dotycząca oznakowania klasami
energetycznymi urządzeĔ energetycznych.
Udziaá energii odnawialnej przekazywanej do instalacji grzewczej [%]
100%
Udziaá energii odnawialnej [%]
90%
77%
80%
70%
62%
60%
SPF <2,63
50%
40%
SPF =2,63
30%
Min SPF = 2,63
SPF >2,63
20%
10%
0%
2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3,0 3,1 3,2 3,3 3,4 3,5 3,6 3,7 3,8 3,9 4,0 4,1 4,2 4,3 4,4 4,5 4,6 4,7 4,8 4,9 5,0
Sezonowy wspóáczynnik efektywnoĞci SPF
Rys. 6. Minimalna wartoĞü wspóáczynnika SPF i udziaá energii odnawialnej przekazywany przez
pompy ciepáa (stan na podstawie danych Eurostat z 2007 r.)[4]
Tabela 1. Zestawienie zalet pompy ciepáa w stosunku do innych technologii wykorzystujących OZE
do ogrzewania budynków i przygotowania ciepáej wody uĪytkowej [5]
Technologia OZE
Termiczne
kolektory
sáoneczne
Biomasa
Pompy ciepáa
DyspozycyjnoĞü w instalacjach
ogrzewania i ciepáej wody uĪyt.
mocno ograniczony zakres
zastosowania dla c.o.: Solarny
wspóáczynnik pokrycia 10÷15% dla
c.o.., Solarny wspóáczynnik
pokrycia tylko dla c.w.u. ok.
50÷60% (maáe instalacje ) i ok.
25÷30% (duĪe instalacje)
moĪliwoĞü wykorzystania przez
caáy rok, moĪliwoĞü korzystania
tylko z lokalnych Ĩródeá biomasy
(duĪe koszty transportu biomasy)
moĪliwoĞü wykorzystania przez
caáy rok
Wpáyw na emisjĊ zanieczyszczeĔ
(szczególnie pyáów zawieszonych)
ograniczony wpáyw ze wzglĊdu na
maáą dyspozycyjnoĞü zimą.
W warunkach polskich najwyĪsza
emisja pyáów zawieszonych PM 2,5
i PM 10 wystĊpuje w miesiącach
zimowych
duĪa emisji pyáów zawieszonych PM
2,5 i PM 10) poza specjalną
technologią np. kotáy na pelety,
spalanie ze zgazowaniem drewna
likwidacja niskiej i lokalnej emisji
zanieczyszczeĔ. àatwiejsze
ograniczenie emisji zanieczyszczeĔ
w elektrowniach i elektrociepáowniach
Dyrektywy są gáównym narzĊdziem polityki UE w zakresie poprawy efektywnoĞci
energetycznej i ekologicznej jakoĞci produktów na rynku europejskim. Dyrektywa ErP, jest tzw.
dyrektywą ramową, oznacza to, Īe wiąĪące wymagania ustanawiane są w osobnych aktach
wykonawczych, dotyczących poszczególnych grup produktów. Istotnym krokiem w realizacji tej
dyrektywy ma byü wprowadzenie w najbliĪszym czasie oznakowania efektywnoĞci energetycznej
(klas energetycznych) urządzeĔ grzewczych (tzw. LOT1) - dotyczy to równieĪ pomp ciepáa.
W obecnym projekcie roboczym rozporządzenia komisji Europejskie, dotyczącym realizacji
dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/125/WE w odniesieniu do wymagaĔ dotyczących
ekoprojektu dla urządzeĔ grzewczych, tzw. LOT1, pompy ciepáa znajdują siĊ w najwyĪszych klasach
energetycznych A+++, A++, A+ - rys.7.
.
Rys.7. Propozycje oznakowania efektywnoĞci energetycznej urządzeĔ grzewczych (klas energetycznych)
wg Dyrektywy 2005/32/WE w sprawie ogólnych zasad ustalania wymogów ekoprojektu w odniesieniu do
produktów wykorzystujących energiĊ [7]
Analizując dobór Ĩródáa ciepáa na potrzeby budynków energooszczĊdnych i pasywnych naleĪy
uwzglĊdniü moĪliwoĞü poáączenie pomp ciepáa z innymi urządzeniami wykorzystującymi odnawialne
Ĩródáa energii i innymi technologiami wytwarzania ciepáa i energii.
Bardzo obiecujący wydaje siĊ efekt poáączenia pomp ciepáa z urządzeniami korzystającymi
z innych odnawialnych Ĩródeá energii (OZE), tzw. technologie hybrydowe. Dotyczy to praktycznie
wszystkich znanych technologii korzystających z OZE. Pompy ciepáa mogą peániü istotną funkcjĊ
zwornika róĪnych odnawialnych, ale i nieodnawialnych Ĩródeá energii. W wiĊkszoĞci przypadków
pojawia siĊ równieĪ dodatkowy efekt synergii (zwielokrotnienia efektu). W ramach wspieranej przez
UniĊ Europejską Europejskiej Platformy Technologicznej Renewable Heating and Cooling (RHCPlatform) powstaáy pomysáy wsparcia rozwoju technologii hybrydowych, czyli rozwiązaĔ, w których
wystĊpują urządzenia korzystające z odnawialnych Ĩródeá energii w poáączeniu z innymi
technologiami korzystającymi z OZE lub paliwami kopalnymi. Rozwiązania mają zapewniü
ogrzewanie, cháodzenie i ciepáą wodĊ uĪytkową na potrzeby budynków mieszkalnych i procesów
przemysáowych [4].
W okresie przejĞciowym aĪ do roku 2020 systemy hybrydowe mogáyby uĪywaü kopalne
(nieodnawialne) Ĩródáa ciepáa, jako awaryjne lub wspomagające. W zdecydowanej wiĊkszoĞci
proponowanych rozwiązaĔ zarówno w skali „mikro”, jak w skali „makro” pompy ciepáa wystĊpują,
jako najwaĪniejszy element áączący róĪne technologie korzystające z odnawialnych Ĩródeá energii [4].
Ɣ Energetyka wiatrowa. Pompy ciepáa mają mocnego sojusznika w postaci dynamicznie rozwijającej
siĊ energetyki wiatrowej. W energetyce wiatrowej, w czasie, gdy nie wystĊpuje wiatr, pompy ciepáa
mogą byü wyáączane. Jest to realizowane przez systemy inteligentnego sterowania energią
elektryczną, tzw. technologiĊ smart grid. Korzystając z akumulacyjnoĞci cieplnej budynku lub
buforów wody grzejnej pompa ciepáa moĪe byü wyáączana zdalnie na Īądanie.
Ɣ Biomasa. Interesujące jest zagadnienie wykorzystania biomasy, jako Ĩródáa energii napĊdowej
w pompach ciepáa, przy czym dotyczy to pomp sprĊĪarkowych, napĊdzanych silnikami elektrycznymi
i gazowymi. Rozwiązanie pozwoliáoby na uzyskanie zwielokrotnienia efektu ekologicznego
i ekonomicznego zastosowania kotáów na biomasĊ.
Ɣ Wspóápraca pomp ciepáa z termicznymi kolektorami sáonecznymi. W projektach badawczych
dziaáów rozwoju (R&D) czoáowych producentów pomp ciepáa, trwają prace nad poáączeniem
technologii pomp ciepáa z kolektorami sáonecznymi. Kolektory sáoneczne wykorzystywane są, jako
dolne Ĩródáa ciepáa lub sáuĪą do regeneracji dolnego Ĩródáa ciepáa. Poáączenie technologii gruntowych
pomp ciepáa (typu solanka/woda) z kolektorami sáonecznymi prowadzi do zwiĊkszenia sprawnoĞci
systemów z kolektorami sáonecznymi oraz wzrostu efektywnoĞci pomp ciepáa. W wiĊkszoĞci
stosowanych ukáadów solarnych do podgrzewania wody uĪytkowej sprawnoĞü systemu nie przekracza
wartoĞci 30-35%. W przypadku poáączenia kolektorów z dolnymi Ĩródáami ciepáa, sprawnoĞü systemu
solarnego moĪe przekroczyü 50÷60%. Jest to moĪliwe dziĊki stosunkowo niskiej temperaturze
dolnego Ĩródáa ciepáa (ok. 0÷10oC), o wiele niĪszej niĪ typowa temperatura panująca w zasobniku
solarnym lub buforze wody grzejnej.
Ɣ Fotowoltanika. Zastosowanie fotoogniw moĪe sáuĪyü do zasilania pomp obiegowych centralnego
ogrzewania i dolnego Ĩródáa, obniĪając zuĪycie energii pierwotnej przez pompy ciepáa i zwiĊkszając
udziaá energii odnawialnej przekazywanej przez pompĊ ciepáa do instalacji grzewczej. Znane są
równieĪ rozwiązania zapewniające, Īe zastosowanie pompy ciepáa i fotoogniw w nowych budynkach
zapewnia 100% procentowy udziaá energii zielonej. Interesujące wydaje siĊ zastosowanie kolektorów
sáonecznych hybrydowych fotowoltaicznych i termicznych jako dolne Ĩródáa dla pompy ciepáa.
Ɣ Energetyka atomowa. Oprócz ograniczenia liczby Ĩródeá niskiej emisji waĪnym aspektem
stosowania pomp ciepáa jest moĪliwoĞü ciągáego odbioru energii przez pompy ciepáa i dobre
wykorzystanie w technologii smart grid. Nieprzypadkowo, w krajach, w których postawiono na
energetykĊ atomową realizowane są programy wsparcia rynku pomp ciepáa. Dobrym przykáadem są
tu, np. Francja lub Czechy. JuĪ teraz warto postawiü na rozwój rynku pomp ciepáa, zanim pojawią siĊ
w Polsce elektrownie atomowe.
Ɣ Technologia smart grid – inteligentna sieü energetyczna z pompami ciepáa. Aby osiągnąü
najwyĪszą moĪliwą efektywnoĞü energetyczną sieci energetycznych zaczyna siĊ obecnie stosowaü
technologiĊ smart grid i smart metering (system inteligentnego sterowania i opomiarowania siecią
energetyczną). DziĊki zastosowaniu rozwiązaĔ smart grid moĪna zwiĊkszyü efektywnoĞü sieci
energetycznej, niezawodnoĞü i bezpieczeĔstwo poszczególnych ogniw áaĔcucha dostaw energii.
Technologia smart grid i smart metering umoĪliwi teĪ odbiorcom energii aktywne uczestniczenie
w rynku energii i tym samym pozwala na w peáni Ğwiadome przyczynianie siĊ do ochrony klimatu.
DoĞwiadczenia krajów UE wskazują na potencjaá w zakresie wzrostu efektywnoĞci energetycznej
wynikający z tej technologii na poziomie 6-10%. Unia Europejska w Dyrektywie Parlamentu
Europejskiego o efektywnoĞci koĔcowego wykorzystania energii i usáugach energetycznych
(2006/32/WE), naáoĪyáa obowiązek na wszystkie paĔstwa czáonkowskie speánienia w okreĞlonym
czasie wymagaĔ odnoĞnie do uzyskania odpowiednich wskaĨników w zakresie, m.in. wzrostu
konkurencyjnoĞci rynku elektroenergetycznego i poprawy efektywnoĞci energetycznej. Jednym
z celów dyrektywy w zakresie oszczĊdnoĞci energii jest obniĪenie o okoáo 9% Ğredniego rocznego
zuĪycia energii do 2016 r. PoniĪej podano kilka przykáadów rozwiązaĔ zintegrowanych Ĩródeá ciepáa,
które są stosowane w budownictwie niskoenergetycznym i pasywnym.
Na rysunku 8 pokazano zintegrowane urządzenie grzewcze z pompą ciepáa systemu powietrze/
powietrze, rekuperatorem do odzyskiwania ciepáa z powietrza wentylacyjnego oraz gruntowym
wymiennikiem ciepáa do podgrzewania/cháodzenia powietrza zewnĊtrznego.
Rys.8. Zintegrowane urządzenie grzewcze z pompą ciepáa [7]
Natomiast na rys.9 pokazano zintegrowane urządzenie grzewcze z pompą ciepáa systemu
powietrze/woda, rekuperatorem krzyĪowym, gruntowym wymiennikiem ciepáa, pojemnoĞciowym
podgrzewaczem c.w.u. oraz instalacją solarną.
Rys.9. Zintegrowane kompaktowe urządzenie grzewcze z pompą ciepáa i kolektorem sáonecznym [7]
4. Rozwój rynku pomp ciepáa w Polsce
Rynek pomp ciepáa w Polsce znacznie róĪni siĊ od rynku w innych krajach europejskich.
Obecnie pompy ciepáa róĪnych systemów stanowią gáówne Ĩródáo ciepáa na potrzeby ogrzewania
i przygotowania ciepáej wody w nowym budownictwie europejskim. Wedáug danych EHPA udziaá
pomp ciepáa w ogrzewaniu nowych budynków, wznoszonych zgodnie z obowiązującymi standardami
energetycznymi, stanowi:
• Szwecja - 90%,
• Szwajcaria - 80%,
• Austria - 70%,
• Niemcy - 25%,
• …………….
• …………….
• Polska - < 3% !!!.
Prognozy rozwoju rynku OZE w Polsce i pozostaáych krajach UE wskazują, Īe znaczącą rolĊ
w wypeánieniu wymagaĔ dyrektywy moĪe odegraü geotermia, w tym zwáaszcza geotermia
niskotemperaturowa, wykorzystująca pompy ciepáa. Na rysunku 10 pokazano przewidywany podziaá
sektora ciepáa i cháodu OZE na poszczególne technologie w 2020 r. wedáug Krajowego Planu
Dziaáania (KPD) opracowanego w Ministerstwie Gospodarki RP.
Rys.10. Krajowy Plan DziaáaĔ w zakresie OZE
Natomiast na rysunku 11 pokazano sytuacjĊ na polskim rynku pomp ciepáa oraz prognozĊ jego
rozwoju w latach 2012÷2020.
Rys.11. SprzedaĪ pomp ciepáa w Polsce i jej prognoza na lata 2012÷2020.
Na rysunku 12 scharakteryzowano polski rynek pomp ciepáa na tle innych krajów UE w r.2011.
Z rysunku tego wynika, Īe w Polsce sprzedano ok.
10000 sztuk pomp ciepáa, co nie jest liczbą imponującą.
Rys.12. Rynek pomp ciepáa w Polsce na tle innych krajów UE w r.2011
Jest to spowodowane róĪnymi barierami istniejącymi w naszym kraju, a gáównie:
Ŷ barierą prawną (brak przepisów i rozporządzeĔ dotyczących pomp ciepáa),
Ŷ brakiem wsparcia finansowego,
Ŷ bariery informacyjne i edukacyjne,
Ŷ negatywne doĞwiadczenia z instalacjami pomp ciepáa wykonywanymi przez nieprofesjonalnych
i nieprzygotowanych fachowo instalatorów.
4. Zamiast podsumowania
Ŷ „Ogrzewanie przez spalanie jest równie stare jak ludzkoĞü. W najbliĪszych latach prawdopodobnie
zacznie byü traktowane jak relikt przeszáoĞci. Paliwa pierwotne są zbyt cenne, Īeby uĪywaü ich do
spalania tylko po to, aby ogrzaü pomieszczenie do 20oC” – dr R. Jacobs, koordynator European
Heat Pumps Summit
Ŷ „Z godną uznania konsekwencją pompy ciepáa są wprowadzane do unijnych uregulowaĔ prawnych
dotyczących racjonalizacji uĪytkowania energii. Nie wiadomo natomiast, kiedy te uregulowania
zostaną wprowadzone do polskich aktów prawnych - mimo iĪ wyznaczone są terminy
implementowania wymienionych dyrektyw do prawa krajów czáonkowskich. Co gorsza,
niedotrzymanie wyznaczonych terminów moĪe spowodowaü utratĊ czĊĞci pomocowych Ğrodków
finansowych, choüby przez naáoĪenie kar. Trzeba wiĊc pilnie uczyü siĊ pomp ciepáa – inne kraje
europejskie juĪ wiedzą dlaczego …” – prof. dr hab. inĪ. Brunon Grochal, Polskie Stowarzyszenie
Pomp Ciepáa [13]
Ŷ W styczniu 2011 r. powstaáa Polska Organizacja Rozwoju Technologii Pomp Ciepáa, której
gáównymi celami są:
- podniesienie jakoĞci wykonywanych instalacji z pompami ciepáa,
- rozpowszechnianie wiedzy na temat pomp ciepáa i nowoczesnej technologii ogrzewania,
- tworzenie warunków do szybkiego i harmonijnego rozwoju rynku pomp ciepáa w Polsce,
PowyĪsze cele bĊdą realizowane we wspóápracy z Polskim (PSPC) i Europejskim (EHPA)
Stowarzyszeniem Pomp Ciepáa.
Ŷ Wprowadzenia w Polsce ustawy OZE, która implementuje DyrektywĊ 2009/28/WE, i zawartych
w niej zapowiedzi dofinansowania instalacji z pompami ciepáa na poziomie 25% kosztów
inwestycji (nie wiĊcej niĪ 10000 zá) powinno poprawiü sytuacjĊ w odniesieniu do pomp ciepáa.
Dofinansowanie ma byü realizowane poprzez programy wsparcia NFOS i GW na zasadach
zbliĪonych do istniejącego programu wsparcia termicznych kolektorów sáonecznych.
PiĞmiennictwo
[1] Feist W.: EinfȨhrung zur Passivhaus – Versorgungstechnik, Protokollband nr 20, Arbeitskreis
kostengȨnstige Passivhäuser Phase II. Passivhaus – Versorgungstechnik 1999
[2] Feist W., Schlagowski G., Schulze - Darub B.: Podstawy budownictwa pasywnego. Polski Instytut
Budownictwa Pasywnego, GdaĔsk 2006
[3] Grochal B.: Pompy ciepáa jako urządzenia wykorzystujące OZE. Polski Instalator 9/2010 [4]
Lachman P.: Potencjaá zastosowania pomp ciepáa w kontekĞcie rozwoju OZE i celów pakietu
energetyczno- klimatycznego. COW 11/2011
[5] Lachman P.: Zastosowanie OZE – wymóg przepisów, ekologii czy ekonomiczna koniecznoĞü?
Materiaáy I Kongresu Organizacji Rozwoju Technologii Pomp Ciepáa, Warszawa,18.10.2012
[6] Rubik M.: Pompy ciepáa w systemach geotermii niskotemperaturowej. MULTICO, Warszawa
2011
[7] Rubik M., OczoĞ A.: Pompy ciepáa jako standardowe rozwiązania w budynkach
energooszczĊdnych, pasywnych i okoáo zero- energetycznych. Materiaáy I Kongresu Organizacji
Rozwoju Technologii Pomp Ciepáa, Warszawa,18.10.2012
[8] SmuczyĔska M.: Rynek pomp ciepáa w Polsce – perspektywy wzrostu. Materiaáy I Kongresu
Organizacji Rozwoju Technologii Pomp Ciepáa, Warszawa,18.10.2012.
[9] Trząski A.: Pompa ciepáa a ekologia. Energia i Budynek 10/2010
[10] Wnuk R.: Budynki energooszczĊdne – trendy i wyzwania. Polski Instalator 3/2007
[11] ĩurawski J.: Budownictwo zero- lub niemal zero- energetyczne. Energia i Budynek 5/2012
Piotr Doerffer
IMP PAN Gdańsk
WINENERG Sopot
MAŁE WIATRAKI O PIONOWEJ OSI OBROTU
W ramach dużej energetyki wiatrowej na lądzie i na morzu obecnie stosowane są tylko
wiatraki o osi poziomej. Na podstawie doświadczeń z jedno-, dwu- i trzyłopatowymi
wirnikami nastąpiło jednoznaczne wskazanie na rozwiązanie trzyłopatowe. To wskazanie
zostało wypracowane na bazie doświadczeń technicznych i ekonomicznych. Łopaty wirnika
są zazwyczaj o stałym skręceniu i sterowanie odbywa się głównie poprzez kąt ustawienia
łopat, zarówno co do optymalizacji pracy wirnika jak i hamowania wiatraka przy silnych
wiatrach.
W małej energetyce wiatrowej (do około 5 kW) nie nastąpił wybór optymalnej konstrukcji tak
jak to ma miejsce w przypadku wielkich wiatraków. Występuje duża różnorodność
konstrukcji, które służą różnym założeniom koncepcyjnym. Wszystkie konstrukcje dostępne
na rynku są jednak zaprojektowane na duże wiatry 10,12 lub 14 m/s. Takie wiatry w Polsce
na lądzie są rzadko spotykane i dlatego krajowe wiatraki powinny być projektowane na wiatry
rzędu 6-8 m/s. Wykorzystanie małych wiatrów staje się więc kluczowe ze względu na moc
wygenerowaną w skali roku.
2. Komentarz dotyczący małych wiatraków o osi poziomej
W małych wiatrakach o osi poziomej występuje wiele odmian w zależności od zastosowań.
Wysoka efektywność łączy się raczej z układami trójłopatowymi.
Ampair
Skystream
Rys.1. Wiatraki o typowym układzie trójłopatowym
Wśród nich są wiatraki o mechanizmie ustawiania na wiatr przy pomocy płata ogonowego
(jak Ampair) jak i takie o pełnej mechanizacji (Skystream), podobnie jak na wielkich
wiatrakach. Posiadają one sterowany kąt ustawienia pióra, pozwalający również na
hamowanie. Taka automatyka jest jednak kosztowna i im mniejszy wiatrak tym mniej opłaca
się stosowanie skomplikowanych metod sterowania. Dla małych wiatraków raczej stosuje się
mechanizm mimośrodowy pozwalający na składanie koła wirnika i płata ogonowego do
jednej płaszczyzny pod wpływem sił aerodynamicznych. W takim jednak rozwiązaniu wiatrak
w ogóle nie produkuje energii elektrycznej przy silnych wiatrach, które spowodowały jego
złożenie.
Swift
Wiatrak wielołopatowy
Rys.2. Wiatraki o osi poziomej wielołopatowe
Jeżeli chcemy aby wiatrak ruszał przy jak najmniejszym wietrze i miał duży moment startowy
to koniecznym jest aby powierzchnia piór wiatraka była jak największa, jak widać to na
Rys.2. W takich konstrukcjach wielołopatowych ochrona wiatraka przed silnymi wiatrami jest
jeszcze bardziej krytycznym zadaniem.
Różne zastosowania wiatraków powodują, że w obszarze małej energetyki wiatrowej mamy
stale do czynienia z różnymi konstrukcjami. Taka różnorodność konstrukcji wiatraków o osi
poziomej przekłada się na olbrzymia różnicę w cenie, która może różnić się nawet o rząd
wielkości przy tej samej mocy.
Jakość wiatraków różni się zasadniczo. Teoretycznie wiatraki o osi poziomej powinny mieć
bardzo zbliżoną efektywność, ponieważ są podobnego typu. Ich efektywność zależy jednak
od konstrukcji wirnika i doboru generatora. Często sposób podawanych danych o wiatraku
nie pozwala na określenie jego efektywności, a tym samym trudno jest porównać wiatraki
pomiędzy sobą. Wiatraki projektowane są na silne wiatry i nominalne parametry określane są
przeważnie na 12 oraz 14 m/s, a rzadziej dla 10 m/s. Wielkie znaczenie w tym kontekście
mają badania, które prowadzone są w Zeeland [1], gdzie zakupiono kilkanaście wiatraków
i postawiono je na tym samym obszarze. Od 2008 roku rejestrowana jest energia elektryczna
produkowana przez te wiatraki.
Badania w Zeeland maja wielką wartość dla analiz wiatraków dla wykorzystania w Polsce,
ponieważ średnie wiatry roczne w tym miejscu są rzędu 4 m/s. Dla przykładu przedstawiono
porównanie kilku wiatraków w Tabeli 1. Porównane wiatraki pokazane są na Rys.1 oraz
Rys.2.
Wiatrak
Skystream
Ampair
Swift
Moc [kW]
przy wietrze 12
m/s
Cena
[Euro/kW]
3,30
0,76
1,10
3255
8113
8800
Efektywność
dla 12 m/s
[W/m2]
0,31
0,34
0,32
Produkcja
roczna
[kWh/m2]
603
399
130
Powyższe wiatraki poza konstrukcją różnią się również mocą. W tabeli podano ich wartość
przy wietrze 12 m/s. Cena wiatraka z montażem pokazuje, że im mniejsza moc wiatraka tym
cena za kilowat zainstalowanej mocy znacznie rośnie. Tak się dzieje pomimo że wiatrak
Skystream posiada pełną automatykę sterowania, tak jak wiatraki wielkogabarytowe, i dlatego
mógłby być droższy. Efektywność wiatraków przy wietrze 12 m/s jest podobna. Ciekawe jest
jednak to, że dla wiatraka Skystream jest na nieco mniejsza, a dla większego wymiaru
wiatraka można by spodziewać się wzrostu efektywności. Przedstawione przykładowe
wiatraki są dobrze zaprojektowane, mając efektywność powyżej 0,3. Warto tu jednak
podkreślić, że inne wiatraki o osi poziomej badane w Zeeland wykazują znacznie mniejszą
efektywność, a dla wiatraka "Passat" spada ona nawet do 0,16.
Najważniejsza informacja w Tabeli 1 znajduje się w ostatniej kolumnie podającej ile kWh
energii wyprodukował wiatrak w skali roku w badanej lokalizacji. Te wartości odniesione są
do jednego m2. Dwu i czterokrotne różnice w tej produkcji nie mają nic wspólnego z
efektywnością wiatraka przy nominalnych wiatrach. Te wyniki wskazują na kolosalne
różnice pomiędzy wiatrakami przy słabych wiatrach. To jest istotna wskazówka, że dla
warunków polskich koniecznym jest zaprojektowanie wiatraków specjalnie na warunki
małych wiatrów.
3.
Wiatraki o pionowej osi obrotu wykorzystujące siłę nośną- typu Darrieus'a
Omawiając wiatraki o osi pionowej wydaje się być uzasadnionym zacząć od wiatraka typu
Darrieus'a. Wynika to z powiązania tego typu wiatraka z wiatrakami o osi poziomej.
Działanie obu tych wiatraków opiera się na wykorzystaniu siły nośnej profilu. Podstawową
właściwością tych wiatraków jest fakt, że łopata porusza się względem powietrza znacznie
szybciej niż prędkość wiatru. W dużych wiatrakach o osi poziomej nie dopuszcza się do
prędkości końcówki większej od 100 m/s, co wielokrotnie przekracza prędkość użytkowego
wiatru. Tak duże prędkości łopaty pozwalają na małe cięciwy profilu przy uzyskiwaniu
dużych sił aerodynamicznych.
Rys.3. Różne warianty wiatraka typu Darrieus'a o osi pionowej
Wiatrak typu Darrieus'a charakteryzuje się dużymi prędkościami obrotowymi tak aby łopata
poruszała się jak najszybciej w stosunku do powietrza. Zasada działania wirnika typu
Darrieus'a nie jest oczywista i dlatego warto poświecić jej tutaj trochę uwagi. Przyjmijmy,
że mamy do czynienia z wirnikiem o czterech łopatach tak jak to pokazano na Rys.4.
Prędkość
wiatru
Prędkość
wirnika
180º
0º/360º
Prędkość
wypadkowa
Rys.4. Układ prędkości na profilu w różnych położeniach łopaty
Jak pokazano na Rys.4 prędkość łopaty wynikająca z obrotu wirnika jest w każdym położeniu
taka sama i zwrócona w kierunku od krawędzi natarcia do krawędzi spływowej. Wektor
prędkości od wiatru jest zawsze w tym samym kierunku (na rysunku od dołu do góry) i ma
taką samą wartość niezależnie od położenia łopaty. Wypadkowa prędkość powietrza
w stosunku do łopaty jest bardzo duża w ruchu łopaty pod wiatr a mała w ruchu z wiatrem.
W miejscu gdzie łopata porusza się w poprzek do wiatru, w obu położeniach, prędkość
opływu jest taka sama ale z innej strony łopaty.
Prędkość
wiatru
Prędkość
wirnika
Rys.5. Wektory prędkości relatywnie do łopaty
Patrząc od strony łopaty wypadkowy kierunek napływu powietrza uzyskuje się składając
prędkość wirnika, stałą niezależnie od położenia łopaty, z prędkością wiatru, której wektor
zatacza okręg w trakcie obrotu wirnika. Jak widać na Rys.5 wypadkowa prędkość wiatru
zmienia się w zakresie pewnego maksymalnego kąta, w jedną i drugą stronę profilu. Z tego
wynika, że profil w wiatraku Darrieus'a powinien być symetryczny.
Wynikający z obrotu wirnika kąt napływu na łopatę dla prędkości z Rys.5 przedstawiono na
Rys.6. Kąt natarcia na profil jest równy zeru w położeniu początkowym 0º/360 º (położenie
po prawej stronie na Rys.4) oraz w położeniu 180 º (po lewej stronie).
[stopnie]
60
40
kąt natarcia na profil
20
0
-20
-40
-60
0
30
60
90
120 150 180 210 240 270
300 330 360
położenie profilu - alfa
Rys.6. Kat natarcia na profil
Odpowiadający rozkład wartości prędkości napływu przedstawiony jest na Rys.7. Jak można
zaobserwować prędkość w położeniu 0º/360 º (położenie po prawej stronie na Rys.4) jest
mała i równa prędkości wynikającej z obrotu wirnika pomniejszoną o prędkość wiatru.
W położeniu 180º (po lewej stronie na rys.4) prędkość napływu na profil jest największa
i stanowi sumę prędkości wynikającej z obrotu wirnika i z prędkości wiatru.
predkość napływu na profil
25
20
15
10
5
0
0
30
60
90
120
150
180 210
240 270
300 330
360
położenie profilu - alfa
Fig.7. Rozkład prędkości napływu na profil
Najważniejsze jest jednak odpowiedzenie na pytanie dlaczego wiatrak typu Darrieus'a jest
napędzany przez wiatr. Mechanizm działania wirnika przedstawiony jest na Rys.8.
W położeniach łopaty z lewej i prawej strony wiatrak stawia jedynie opór, z jednej strony
przy minimalnej a z drugiej przy maksymalnej prędkości.
Siła nośna powstająca na profilu, powstająca w każdym innym położeniu łopaty, jest
prostopadła do wypadkowego kierunku napływu. W każdym więc położeniu łopaty możemy
wyznaczyć kierunek działania siły nośnej oraz jej zwrot. Dla dwóch skrajnych położeń (góra
i dół) kierunek działania siły nośnej profili pokazany jest na Rys.8. Okazuje się, że w tych
położeniach moment napędowy, wynikający z siły nośnej, działa w tym samym kierunku.
Dzięki temu wirnik doznaje impulsów napędowych w tym samym kierunku gdy łopata
przecina poprzecznie strumień wiatru.
Siła nośna
Siła nośna
Fig.8 Moment działający na łopaty w różnych położeniach
Na wykresie Rys.9 przedstawiono rozkład momentu działającego na wirnik w trakcie obrotu.
Działanie siły nośnej w położeniu dolnym (270º) oraz w położeniu górnym (90 º) przekłada
się, jak pokazano na Rys.8 na moment, który działa w tym samym kierunku. Widać to
wyraźnie na Rys.9.
400
siła na profil
300
moment
sila, moment
200
100
0
-100
-200
-300
-400
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
300
obwód
Rys.9. Siła działająca na profil oraz moment obrotowy na wirniku
330
360
Wiatrak typu Darrieus'a jest napędzany w sposób pulsacyjny. Jest to więc duża różnica
w stosunku do wiatraka o osi poziomej, w którym to moment napędowy jest stały i niezależny
od położenia łopaty.
Wspólną charakterystyczną własnością obu typów wiatraków jest to, że ze względu na małe
powierzchnie łopat trudno one ruszają przy małych prędkościach. Przy czym w przypadku
wiatraka o osi poziomej powstaje mała siła aerodynamiczna, która dostarcza mały ale ciągle
pozytywny moment i w końcu wirnik rusza. Natomiast w wiatraku typu Darrieus'a dla
wytworzenia pozytywnego momentu potrzebny jest obrót wirnika. Jeżeli wirnik stoi to słaby
wiatr nie powoduje ruchu wirnika. Aby powstał moment napędowy potrzebny jest ruch
wirnika. Z tego powodu najlepiej jest napędzać taki wiatrak, do uzyskania odpowiedniej
prędkości obrotowej i wtedy można przełączyć się na pobieranie mocy. Często stosuje się
elementy dające opór aerodynamiczny aby przy małych wiatrach wirnik ruszał samodzielnie.
Tą duża różnicę widać bardzo wyraźnie w wynikach z Zeeland, gdzie wiatrak Truby (typu
Darrieus'a) mając dobrą efektywność przy wierze 12 m/s wynoszącą 0,26 uzyskał najgorszy
wynik w rocznej produkcji, wynoszącej 91 kWh. Ta niska produkcja energii wynika z tego,
że średni roczny wiatr w Zeeland jest bardzo słaby i wynosi niecałe 4 m/s.
Kolejną istotną cechą, która jest wspólna dla wiatraków korzystających z siły nośnej jest fakt,
że wraz ze wzrostem prędkości wiatru siła nośna szybko rośnie (z jej kwadratem), co przy
stałym obciążeniu wiatraka prowadzi do zwiększenia prędkości obrotowej wirnika. Dlatego,
przy bardzo silnych wiatrach istnieje niebezpieczeństwo rozkręcenia wirnika aż do jego
zniszczenia. Koniecznym jest wiec stosowanie różnych metod hamowania lub "odstawienia"
wiatraka.
4. Wiatraki wykorzystujące siłę oporu
Szeroką grupą wiatraków o osi pionowej są wiatraki, które wykorzystują siłę oporu wiatru.
Różne ich warianty pokazane są na Rys.10.
Rys.10. Wiatraki o osi pionowej napędzane siłą oporu
Wiatrak wykorzystujący siłę oporu jest napędzany z jednej strony osi, tam gdzie łopata
porusza się zgodnie z kierunkiem wiatru a z drugiej daje opór ponieważ łopata porusza się
pod wiatr. Pozytywne działanie wirnika uzyskuje się wtedy gdy opór elementu napędzającego
jest większy od oporu elementu hamującego. Taki efekt zostaje uzyskany w typowym
układzie wirnika Savoniusa na Rys.11. W tym wirniku wykorzystuje się szczelinę przez którą
następuje przedmuch zmniejszający opór elementu hamującego, zwiększając w ten sposób
moc wirnika. Silny przyrost ciśnienia na łopacie poruszającej się pod wiatr jest wyraźnie
widoczny na Rys.11. Ponieważ część strumienia wiatru działa negatywnie na generowaną
moc to wydaje się oczywistym, że uzyskana moc musi być mniejsza niż w przypadku wirnika
o osi poziomej, w którym cały strumień wiatru przyczynia się do napędu wirnika. Należy
jednak podkreślić, że wiatrak wykorzystujący siłę oporu jest bardzo bezpieczny ponieważ nie
może się rozkręcić.
Rys.11. Wirnik Savoniusa
Konstrukcje wiatraków o osi pionowej typu Savoniusa maja swoją ustaloną pozycję na rynku
dzięki temu, że:
- posiadają duży moment rozruchowy
- startują przy małych wiatrach
- pracują bardzo cicho
- nie rozkręcają się przy dużych wiatrach
- są bezpieczne dla otoczenia ze względu na niskie obroty
Wiatrak Doerffer'a
Ze względu na nienajlepsze osiągi wirnika Savoniusa powstają różne koncepcje poprawy tej
konstrukcji. Najprostszą metodą jest osłonięcie części wirnika, która generuje opór, jak
pokazano na Rys.13. Ta metoda ma jednak tą wadę, że przesłona musi być ustawiana zgodnie
z kierunkiem wiatru. Tracimy wiec tą wielką zaletę wirnika Svoniusa niezależności od
kierunku wiatru.
Rys.13. Osłona wirnika
Rys.14. Układ podwójny (P 388704)
Można również tak uformować osłonę aby miała kształt zapewniający skierowanie
większości wiatru na aktywną stronę wirnika. Taki układ jednak jest asymetryczny. Aby
zapewnić symetrię oraz możliwość ustawiania w kierunku wiatru to zaproponowano układ
podwójny (tandem), pokazany na Rys.14 i zgłoszony w P 388704.
WIATR
Rys.15. Porównanie wiatraka Sawoniusa z wiatrakiem Doerffer'a
Układ zaproponowany na Rys.14 i Rys.15 (P 397052) zwany dalej wiatrakiem Doerffer'a ma
na celu zminimalizowanie kosztów budowy wiatraka przy głównym założeniu, że powinno
się dążyć do minimalizacji wielkości wirnika. Im mniejsza średnica wirnika tym niższe koszty
jego wykonania i wyważenia. Warto wiec zastąpić duży wirnik płytą, na końcu której jest
mały wirnik, przy tych samych gabarytach urządzenia.
Badania przeprowadzone w tunelu aerodynamicznym w CTO pokazały, że wirnik Savoniusa
dostarcza 285 W/m2 przy wietrze 12 m/s. Ta dosyć wysoka wartość wynika z tego, że jest to
moc wirnika, bez uwzględnienia strat na generatorze i układach elektrycznych, które mogą
pochłonąć nawet 40% mocy dostarczanej przez wirnik.
W przypadku wykorzystania płyty z wirnikiem na końcu, w zaproponowanym układzie jak na
Rys.15 przy kącie rozwarcia około 23º na stronę, uzyskuje się moc na jednostkę powierzchni
taką samą jak z wirnika Savoniusa. Uzyskany wynik oznacza, że zamiast jednego dużego
wirnika uzyskać można tą samą moc stosując dwa wirniki o średnicy ponad dwa razy
mniejszej dodając układ dwóch kierownic z obrotowym zamocowaniem na maszcie. Ilość
wykorzystanych materiałów i łatwość wykonania małych wirników prowadzą do dużo
mniejszych kosztów wytworzenia wiatraka Doerffer'a w stosunku do typowego Savonisa.
Przyjęcie konstrukcji wiatraka w układzie pokazanym na Rys.15 pozwala na proste
wprowadzenie nowej funkcji, sterowanej przez siły aerodynamiczne działające na kierownice.
Funkcja ta polega na rozkładaniu wiatraka. System napinający działający pomiędzy
kierownicami przy słabych wiatrach powoduje otwarcie wiatraka jak to pokazano na Rys.16.
Jest to wyjątkowa własność proponowanego nowego wiatraka, pozwalająca na wykorzystanie
większego strumienia powietrza przy małych wiatrach.
Ustawienie kierownicy pod zwiększonym kątem wpływa na efektywność układu kierownicawirnik. Biorąc pod uwagę szerokość strumienia wiatru obejmującego kierownicę i wirnik oraz
moc generowaną przez wirnik określono efektywność układ wirnik-kierownica i
przedstawiono ją na Rys.17. Zwiększanie kąta rozwarcia kierownicy (na stronę) powoduje
wyraźne zwiększenie efektywności układu. Dla porównania pokazano poziomą linię, która
przedstawia efektywność wiatraka Savoniusa. Należy tu podkreślić, że pomierzone
efektywności dotyczą samego wirnika, bez części elektrycznej generatora i sterownika.
Silny wzrost efektywności wiatraka wraz z otwieraniem wiatraka jest bardzo ciekawym
i stanowi bardzo korzystną właściwość wiatraka Doerffer'a. Należy też podkreślić, że wiatrak
w pozycji złożonej (około 20º) ma efektywność równą wiatrakowi Savoniusa. Złożenie
wiatraka następuje przy bardzo silnych wiatrach i niska efektywność sprzyja ochronie
wiatraka przed silnymi wiatrami.
WIATR
A
B
Rys.16. Otwieranie wiatraka przy słabych wiatrach
Rys.17. Efektywność układu wirnik-kierownica
Otwarcie wiatraka ograniczono w badaniach do 70º, ponieważ większe otwarcie może
powodować niestabilność ustawiania się wiatraka pod wiatr. Badania w tunelu
aerodynamicznym pokazały, że przy maksymalny otwarciu wiatrak zachowuje się zupełnie
stabilnie. Tak więc efektywność układu kierownica-wirnik może uzyskiwać wartości
dwukrotnie większe od wirnika Savoniusa. To oznacza, że wiatrak Doerffer'a przy
mniejszych wiatrach w pełnym rozłożeniu wiatraka może uzyskiwać efektywności równe
najlepszym wiatrakom o osi poziomej.
Ta wysoka efektywność nie jest jedynym atutem wiatraka Doerffer'a w stosunku do wirnika
Savoniusa. Jak pokazano na Rys.16 rozłożony wiatrak zwiększa aktywną powierzchnię
wiatraka. Zwiększa się ona B/A=2,3 razy. Biorąc więc pod uwagę:
- prawie dwukrotny wzrost efektywności produkcji energii
- 2,3 krotny przyrost powierzchni aktywnej
można się spodziewać czterokrotnego wzrostu produkcji energii w stosunku do wyjściowego
wirnika Savoniusa (Rys.16).
Prototyp wiatraka Doerffera (Rys.18) został przebadany w Instytucie Lotnictwa nie tylko pod
katem efektywności energetycznej ale również pod kątem stabilności ustawiania się pod wiatr
oraz stabilności procesu składania i rozkładania się. Te prototyp ma wysokość 1 m a wirniki
są średnicy D=0,25 m. Badania pokazały, że wiatrak zachowuje się w pełni stabilnie. Okazało
się, że przy odpowiednim doborze układu napinającego przy prędkości wiatru 14 m/s wiatrak
otwiera się i zamyka w zależności od obciążenia generatorów. Zmniejszeniu obciążenia
towarzyszy otwieranie się wiatraka a pod dużym obciążeniem wiatrak zamyka się. Dla
prędkości wiatru 12 m/s i niższych wiatrak jest już całkowicie rozłożony przy wszystkich
obciążeniach.
Rys.18. Prototyp wiatraka Doerffer'a
Bardzo wysokie efektywności wiatraka Doerffer'a pomierzone w tunelu aerodynamicznym
CTO (Rys.17) są uzyskane w warunkach zachowania "dwu wymiarowości" opływu układu
kierownica-wirnik. Oznacza to, że cały strumień powietrza jest skierowany na wirnik.
W rzeczywistych aplikacjach można uzyskać taki efekt pod warunkiem, że wiatrak jest
bardzo wydłużony po wysokości (wzdłuż osi wirników). Wtedy straty związane z opływem
końca wiatraka na górze i na dole konstrukcji są małe.
W przypadku prototypu (Rys.18) umieszczonego w dużym tunelu powyższy warunek nie jest
spełniony. Po rozłożeniu wiatraka jest on szerszy niż wyższy. Stąd mniej niż połowa
powietrza płynie na wirniki a reszta płynie górą i dołem wiatraka nie produkując energii. Przy
prędkości wiatru 12 m/s pomierzono około 45W mocy z każdego generatora. Biorąc pod
uwagę to, że zainstalowany generator jest na moc 350W, to przy tak niskiej produkcji prądu
jego sprawność wynosi nie więcej niż 50%. Można więc przyjąć, że rzeczywista moc
z wirnika jest rzędu 90W. Jeżeli również masa powietrza płynąca na wirnik jest dwa razy
mniejsza niż to będzie w ostatecznym rozwiązaniu technicznym, to można przyjąć, że
w wiatraku o odpowiedniej wysokości powinno się uzyskać 180W na wirnik. W sumie więc
powinniśmy uzyskać 360W z całego wiatraka. Wyjściowy wirnik Savoniusa (Rys.15), do
porównań z wiatrakiem Doerffer'a powinien dostarczyć około 125W, zgodnie z pomiarami
w CTO (Rys.17).
Zakończenie
Podstawowe założenie koncepcyjne stojące za ostatnio opatentowanym wiatrakiem Doerffera
można streścić w czterech punktach:
1) Bezpieczeństwo – stąd wybór wirnika padł na wirnik Savoniusa o osi pionowej,
którego działanie opiera się na wykorzystaniu siły oporu i dlatego nie może się
on rozkręcić, co jest podstawowym problemem wirników wykorzystujących
siłę nośną (typowe wirniki o osi poziomej i wirnik Darrieus'a o osi pionowej).
Wiatrak Doerffer'a przy dużych wiatrach składa się, redukując dwukrotnie
swoją powierzchnię.
2) Redukcja kosztów poprzez zastąpienie bardzo dużego wirnika Savonisa
poprzez kierownice (płaską płytę), na końcu której zamocowany jest mały
wirnik. Ten układ wymaga zastosowania układu tandem, który pozwoli na
ustawienie kierownic pod wiatr.
3) Maksymalizacja efektywności wiatraka. Poprzez zasłonięcie części oporowej
wirnika, poruszającej się pod wiatr, przez kierownice efektywność wirnika
znacznie rośnie. Pomiary w tunelu aerodynamicznym pokazują, że
efektywność proponowanego układu silnie rośnie zwiększając kąt ustawienia
kierownicy, od wartości równej wirnikowi Savoniusa (przy złożonym
wiatraku) do wartości dwa razy większej (przy wiatraku rozłożonym).
4) Maksymalne wykorzystanie małych wiatrów, które są typowe dla Polski na
lądzie. Wiatrak Doerffera przy małych wiatrach rozkłada się zwiększając 2,3
razy wymiar aktywnego strumienia powietrza. Rozłożony wiatrak
charakteryzuje się również dwukrotnie większą efektywnością w stosunku do
wirnika Savoniusa. Dzięki położeniu wirników na końcu kierownicy wirniki
ruszają wcześniej niż wirnik Savoniusa.
Odwołania:
[1]
http://www.wind-power-program.com/small_turbine_field_tests.htm
Dorota Chwieduk
Instytut Techniki Cieplnej
Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa
NOWOCZESNE PANELE FOTOWOLTAICZNE
Wprowadzenie
Rozważając technologie energetyki słonecznej można zauważyć, że w kraju przede
wszystkim dominują technologie słonecznych systemów grzewczych. Należy jednak
pamiętać, że fotowoltaika (bezpośrednie przetwarzanie energii promieniowania słonecznego
w energię elektryczną) jest technologią rozwijającą się obecnie najszybciej na świecie i budzi
coraz większe zainteresowanie także w kraju. Chociaż rozwiązania systemów
fotowoltaicznych są nadal traktowane jako bardzo droga technologia, to ich atrakcyjność stale
wzrasta, a koszty inwestycyjne stale maleją.
Współczesne ogniwa, panele i systemy fotowoltaiczne
W ogniwach fotowoltaicznych jest wykorzystywany tzw. wewnętrzny efekt fotowoltaiczny.
Efekt ten można wyjaśnić korzystając z modelu atomu Bohra w odniesieniu do
półprzewodnikowych. W półprzewodniku na ostatniej orbicie krążą elektrony walencyjne.
Efekt fotowoltaiczny wewnętrzny polega na podniesieniu swobodnego (walencyjnego)
elektronu z pasma walencyjnego do pasma przewodnictwa dzięki napromieniowania
półprzewodnika energią promieniowania widzialnego. W miejscu wybitego z węzła sieci
krystalicznej elektronu powstaje dziura. Materiał z przewagą dziur to półprzewodnik typu p,
natomiast materiał z przewagą elektronów to półprzewodnik typu n. W efekcie
fotowoltaicznym wewnętrznym na złączu p-n, w wyniku oświetlania go promieniowaniem
o odpowiedniej długości fali powstaje siła elektromotoryczna [1].
Ogniwa fotowoltaiczne budowane są z krzemu monokrystalicznego, polikrystalicznego,
amorficznego, a także cienkowarstwowe, w tym ogniwa z innych półprzewodników.
Pojedyncze ogniwa są grupowane w moduły zawierające od kilkunastu do kilkudziesięciu
pojedynczych ogniw, zaś zespół kilku modułów może tworzyć panel fotowoltaiczny. Moc
ogniw, modułów fotowoltaicznych dostępnych w handlu podaje się w watach mocy
szczytowej (ang. watt peak), Wp, zdefiniowanych jako moc osiągana w warunkach
standardowych (normowych) STC (Standard Test Condition) przy całkowitym natężeniu
równym 1000 W/m2 i temperaturze otoczenia równej 25°C.
Typowe moduły krzemowych ogniw monokrystalicznych, ciągle najczęściej spotykane, mają
powierzchnię 0,5÷0,7 m2, moc szczytową 50÷90 Wp i sprawność na poziomie 12÷15%
w warunkach eksploatacyjnych. Ich żywotność szacowana jest na 20 do 30 lat. W warunkach
eksploatacyjnych moc oddawana z panelu jest zawsze mniejsza od mocy uzyskiwanej
w warunkach laboratoryjnych, co wynika przede wszystkim ze zmienności warunków
eksploatacyjnych (zmienne i z reguły mniejsze niż normowe natężenie promieniowania,
zmienny kąt padania promieniowania, zmienna temperatura otoczenia), a także z braku
koherentności pomiędzy rzeczywistym obciążeniem zewnętrznym ogniwa a punktem pracy
odpowiadającym maksymalnej sprawności, a także z zanieczyszczenia (kurz) zewnętrznej
powierzchni modułu (paneli).
Z uwagi na wysoką cenę i skomplikowaną technologię otrzymywania jednorodnych, dużych
kryształów krzemu wymaganych przy produkcji ogniw monokrystalicznych, coraz częściej
stosuje się technologie tańsze, o niższej sprawności. Stosuje się ogniwa krzemowe
polikrystaliczne (uzyskuje się je z bloków krzemu składających się z wielu mniejszych
kryształów jednorodnych), ogniwa krzemowe amorficzne o strukturze nieuporządkowanej
(występuje niestabilność parametrów w czasie ich pracy, sprawność jest niższa).
Obecnie rynek fotowoltaiki w 90% stanowią podstawowe technologie krzemowe, do których
należy przede wszystkim krzem monokrystaliczny (Cz-Si) i krzem polikrystaliczny (mc-Si)
[2]. Natomiast około 10% stanowią technologie cienkowarstwowe, do których jako
podstawowe należą wspomniany wcześniej krzem amorficzny (a-Si), a także elurek kadmu
(CdTe) oraz selenek indowo-miedziawy (CIS – copper indium diselenide). Ogniwa
cienkowarstwowe są tworzone poprzez nakładanie niezmiernie cienkich warstw
z półprzewodników na podłoże wykonane ze szkła, lub stali, stali giętkiej i folii z tworzyw
sztucznych. Koszt podłoża, jak i samych materiałów półprzewodnikowych, jest niski
w porównaniu z typowymi ogniwami krzemowymi, ze względu na znacznie mniejsze zużycie
samego surowca. Zużycie energii w czasie produkcji ogniw cienkowarstwowych jest także
mniejsze, bowiem wymagane są znacznie niższe temperatury w czasie procesu
produkcyjnego.
Wysokie sprawności uzyskuje się w wyniku stosowania ogniw wielozłączowych. Przykład
struktury wysokosprawnego ogniwa (InGaP/InGaAs/Ge) pokazany jest na rys.1. Rysunek ten
przedstawia strukturę wysokosprawnego ogniwa trójzłączowego o sprawności 31,6%.
Przedni kontakt
n+ (In)GaAs
n+
AlInP [Si]
n
InGaP [Si]
p
InGaP [Zn]
p+
AlInP [Zn]
p++
AlGaAs [C]
n++
n+
InGaP [Si]
InGaP
Górne ogniwo
Złącze tunelowe
AlInP [Si]
n
(In)GaAs [Si]
p
(In)GaAs [Zn]
p+
InGaP [Zn]
p++
AlGaAs [C]
n++
InGaP [Si]
n+
(In)GaP [Si]
n+
GaAs:0,1 Pm
n
Ge
p
Ge - podłóże
InGaAs
Środkowe ogniwo
Złącze tunelowe
Warstwa buforowa
Ge
Dolne ogniwo
Tylni kontakt
Rys. 1. Struktura wysokosprawnego ogniwa (InGaP/InGaAs/Ge [3]
Zastosowania fotowoltaiki w kraju
W Polsce najczęściej są spotykane małe autonomiczne systemy stosowane w telekomunikacji,
oświetleniu znaków drogowych, podświetleniu znaków ostrzegawczych i informacyjnych,
w parkometrach, oraz innych urządzeniach, położonych z dala od sieci elektroenergetycznych
lub do których doprowadzanie zasilania z sieci jest droższe i trudniejsze niż produkcja energii
na miejscu w samych modułach, czy panelach fotowoltaicznych.
Panele fotowoltaiczne w małej i dużej skali mogą stanowić instalacje wolnostojące. Mogą być
posadowione na gruncie lub na dachu budynku, co ilustruje rys. 2.
Rys.2. Przykłady instalacji fotowoltaicznych wolnostojących posadowionych na dachu
budynku PW
Panele fotowoltaiczne mogą też być wkomponowane – wbudowane w fasadę budynku,
w przegrody pionowe - ściany i dach, i stanowią wtedy tzw. systemy fotowoltaiczne
zintegrowane z budynkiem (są to tzw. BIPV – Building Integrated PhotoVoltaics). Przykład
instalacji BIPV zintegrowanej z połacią dachu pokazany jest na rys. 3.
Rys.3. Instalacja fotowoltaiczna zintegrowana z budynkiem IŚ PW
Perspektywiczne technologie fotowoltaiki
Poza
standardowymi
rozwiązaniami
technologicznymi
energetyki
słonecznej
wykorzystywanymi w budownictwie, tj. technologiami BIPV, występuje coraz więcej
rozwiązań innowacyjnych, które integrują wykorzystanie konwersji fototermicznej
z konwersją fotowoltaiczną w jednym urządzeniu. Urządzeniem, w którym te dwie konwersje
zachodzą równocześnie jest zintegrowany moduł fotowoltaiczny (PV) z kolektorem
słonecznym (cieplnym – termicznym –T), tzw. PV/T. Kolektor słoneczny może być
powietrzny (tak jak na rys.4) lub cieczowy (tak jak na rys. 5).
Rys.4. Zintegrowany moduł fotowoltaiczny (PV) z kolektorem słonecznym (cieplnym
powietrznym), tzw. PV/T. Produkcja energii elektrycznej/ podgrzewanie powietrza do celów
wentylacyjnych. Turyn CRF, Włochy
W przypadku kolektora powietrznego pod modułem fotowoltaicznym mogą znajdować się
kanały przepływowe powietrzne skojarzone z układem wentylacyjnym, (rys.4) stanowiąc
urządzenie wstępnego podgrzewania powietrza wentylacyjnego. W przypadku kolektora
cieczowego pod modułem fotowoltaicznym znajdują się kanały przepływowe cieczowe
(z reguły wodne) skojarzone z instalacją podgrzewania wody użytkowej lub ogrzewania
pomieszczeń. W urządzeniach tego typu konwersja fotowoltaiczna ma priorytet w stosunku
do konwersji fototermicznej [4]. Moduły fotowoltaiczne w takich rozwiązaniach działają
z większą sprawnością (sprawność ogniwa jest definiowana jako stosunek mocy elektrycznej
odbieranej z jednostki powierzchni ogniwa do natężenia promieniowania słonecznego
docierającego do tej powierzchni, zależy ona od obciążenia ogniwa, czyli od natężenia
i napięcia prądu w obwodzie zewnętrznym), bowiem występuje stałe chłodzenie ogniw
(sprawność ogniw maleje ze wzrostem ich temperatury). Natomiast fotowoltaiczne kolektory
słoneczne mają niższą sprawność niż typowe kolektory, wykorzystują bowiem energię
promieniowania słonecznego nie w sposób bezpośredni, jako falę elektromagnetyczną, lecz
jej pochodną, będącą ciepłem odpadowym powstającym w czasie pracy ogniw
fotowoltaicznych. Jednakże, tego typu są uznawane za rozwiązania wskazane dla rozwoju
współczesnej energetyki małej i średniej skali [4].
Podsumowanie
Systemy słoneczne grzewcze i fotowoltaiczne będą coraz bardziej powszechne
w budownictwie europejskim w związku z wdrażaniem dyrektyw unijnych w zakresie
oszczędności energii i poszanowania energii, a w szczególności Dyrektywy w sprawie
charakterystyki energetycznej budynku [5].
Dzięki dynamicznemu rozwojowi produkcji systemów fotowoltaicznych w ciągu ostatnich 20
lat ich cena spadła aż o 20%. Koszt wytwarzania energii z ogniw fotowoltaicznych wahał się
w 1990 r. od 55 do 110 Eurocentów/kWh. Natomiast obecnie kształtuje się na poziomie 22 –
44 Eurocentów/kWh. Przewiduje się, że dzięki dalszej redukcji kosztów produkcji w 2020 r.
zostanie osiągnięty poziom 11 – 22 Eurocentów/kWh, a w 2030 r. poziom 7 – 13
Eurocentów/kWh. Przy czym niższy koszt odnosi się do państw o lepszych warunkach
nasłonecznienia (usłonecznienie 1800 godzin/rok), wyższy koszt odnosi się do państw
o gorszych warunkach (usłonecznienie 900 godzin/rok) [6].
Literatura
1. Duffie J. A., Beckman W. A. Solar Engineering of Thermal Processes. John Wiley &
Sons Inc., New York, 1991
2. Kazmierski L., Solar Photovoltaics Technology: No Longer an Outlier. Proceedings of
the 2010 World Renewable Energy Congress, Abu Dhabi, UAE, September, 2010
3. Yamaguchi M.: Status, Problems and Prospects of Multi-Bandgap, Multi-Junction
Solar Cells, Proceedings of the 18th European Photovoltaic Solar Energy Conference
and Exhibition on Science, Technology and Application, 7-11 October 2002, Rome,
Italy.
4. Chwieduk D. Energetyka słoneczna budynku. ARKADY 2011, Warszawa
5. Dyrektywa 2010/31/WE Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie charakterystyki
energetycznej budynków (recast).
6. Raportu EC Directoriat General, Joint Research Center, Status Report 2004, Energy
End USE Efficiency and Electricity from Biomass, Wind, Photovoltaics in the EU, Ed.
A. Jaeger- Waldau
Władysław Kruczek
Polski Bazalt S.A. Kraków, ul. Lublańska 34/319
WIODĄCA NA RYNKU TECHNOLOGIA
FOTOWOLTAICZNA I WIATROWA
Polski Bazalt oraz Inline Energy, wspólnie z jednostkami badawczymi, opracował kilka
unikalnych innowacji, które zostaną wprowadzone na rynek fotowoltaiczny i energetyki wiatrowej w Polsce. Celem firmy jest opracowywanie technologii, która znacząco obniży koszty
produkcji wysokowydajnych paneli słonecznych i turbin o pionowej osi obrotu. Zastosowanie
najnowszych osiągnięć z rynku nowoczesnych materiałów konstrukcyjnych oraz ponad 30 letnie
doświadczenie firmy Inline Fiberglass – partnera technologicznego – w produkcji unikalnych
w skali światowej produktów kompozytowych, pozwoliło uzyskać wyjątkowy panel fotowoltaiczny oraz turbinę wiatrową.
Właściwości paneli fotowoltaicznych irmy Polski Bazalt
• Wysoka moc wyjściowa
○ 279 W dla panelu z 60 ogniwami
○ 335 W dla panelu z 72 ogniwami
• Wysoka sprawność ogniw
• Sprawność całego modułu zbliżona do sprawności ogniw
• Niskie straty w procesie produkcji
• Wyjątkowo cienkie ogniwa zmniejszające zużycie krzemu w produkcji
• Eliminacja srebra i innych drogich i trudno dostępnych materiałów w procesie produkcji
Budowa Panelu fotowoltaicznego
Kluczowe innowacje
• Moduł PV ze szkłem o grubości 2,0 mm
○ Pierwsze na świecie 2,0 mm szkło solarne z nano-powłoką antyrefleksyjną
○ Szkło z niską zawartością żelaza pozwala na 98% transmisje światła (najwyższą
kiedykolwiek osiągniętą)
○ Niska zawartość żelaza – pozwala zredukować do minimum problem z PID (Potential Induced Degradation) i związane z tym straty prądowe
○ Zastosowanie szkła jako tylnej warstwy panelu
- Eliminacja ramy panelu oraz laminatu z Tedlarem
- Szczelność panelu i ochrona krawędzi szkła uzyskana przez zastosowanie kauczuku butylowego materiału znanego z przemysłu samochodowego
- Trwałość panelu to 40 lat – prawie dwa razy więcej niż tradycyjnego
• Innowacyjny Kopolimer EVA do ochrony ogniw w module
○ Wysoki współczynnik lepkości
○ Najwyższa na świecie transparentność
• Połączenia ogniw na tylnej powierzchni
○ Większa powierzchnia padania promieni słonecznych na ogniwo
○ Eliminacja tradycyjnego lutowania w procesie produkcji
○ Brak potrzeby używania wstążek srebra (ribbons) łączących ogniwa
○ Niższe straty elektryczne
○ Niższe straty w produkcji związane z uszkodzeniem płytek krzemowych
Tradycyjne ogniwo Ogniwo irmy Inline
• Zastosowanie nano miedzi zamiast srebra w połączeniach ogniw i w metalizacji płytek krzemu
○ Nano miedź ma lepszą przewodność niż srebro
○ Zastosowanie nano foli miedzianej
○ Znacząco mniejsza oporność elektryczna w stosunku do tradycyjnych rozwiązaniach
- Większa produkcja prądu każdego ogniwa
○ Eliminacja drogiego srebra w produkcji
?*&$=
Łączenie ogniw w module
Inne produkty
• Kompozytowe (niemetaliczne) obramowanie panelu PV
○ Pierwsza na świecie kompozytowa rama
○ Eliminacja potrzeby uziemienia modułu PV
- brak widocznych części metalowych
- Eliminacja potrzeby stosowania zacisków uziemiających, ciężkich kabli miedzianych i związanych z tym prac instalacyjnych
- Około 5 % mniejsze koszty instalacyjne w porównaniu z tradycyjnymi modułami
- Brak ryzyka kradzieży kabli miedzianych
○ 100% odporność na korozje
- Brak korozji wywołaną słoną wodą morską
- Możliwość stosowania w klimacie tropikalnym
○ 25 mm grubości modułu zamiast 40 mm w powszechnie stosowanych obecnie modułach
- Redukcja kosztów wysyłki i magazynowania o 50%
» 30 paneli może być wysyłane w opakowaniu mieszczącym obecnie 20 tradycyjnych paneli
» Magazyn mieszczący obecnie 5 MW tradycyjnych paneli pomieści 7,5 MW
nowych paneli
» Znacząca redukcja kosztów magazynowania
○ Kompozytowa rama może występować w różnych kolorach
- Aluminiowe ramy są dostępne w kolorze srebrnym oraz czarnym
- Architekt może dopasować kolorystycznie ramy modułów do projektu
• Turbina wiatrowa o pionowej osi obrotu
○ Turbina wiatrowa o pionowej osi obrotu
(VAWT) o unikalnym i opatentowanym
kształcie wirnika z kompozytu
○ Cicha praca nawet przy maksymalnej
prędkości obrotowej
○ Estetyczny wygląd harmonijnie łączący
się z otoczeniem
○ Małe wymagania co do prędkości wiatru
○ Jednakowa praca niezależnie od kierunku wiatru
○ Niska waga i wymiary umożliwia łatwy
i szybki montaż
○ Możliwość montażu bez masztu na niskich wysokościach na halach i płaskich dachach
○ Niska cena dzięki wykorzystaniu procesu pultruzji i automatyzacji przy produkcji
wirnika turbiny
• System Hybrydowy
○ o Połączenie energii słonecznej z wiatrową (tzw. system hybrydowy) daje wiele
korzyści.
○ o Energia produkowana przez panel PV ma inne wahania dobowe oraz roczne niż
energia produkowana przez turbinę wiatrową. Systemy te mogą się świetnie uzupełniać zarówno przy małych przydomowych instalacjach jak i przy dużych farmach
zwiększając niezależność od zmiennych warunków pogodowych.
○ o Małe turbiny wiatrowe o pionowej osi obrotu oferowane przez Polski Bazalt
dzięki małym wymaganiom wiatrowym, prostej konstrukcji, łatwemu montażowi
oraz atrakcyjnej cenie mogą świetnie uzupełniać instalacje fotowoltaiczną znacznie
podnosząc jej zyskowność.
○ o Montaż obu systemów wspólnie jest znacznie tańszy niż oddzielne instalowanie
paneli słonecznych i turbin słonecznych. Rozwiązanie to bardzo dobrze sprawdza
się w wielu krajach. Łącząc te dwie technologie uzyskujemy stabilniejszy strumień
energii wytwarzanej na farmie.
Wyłączna licencja
• Inline posiada licencje na produkcje w Polsce unikalnych elastycznych cienkowarstwowych paneli
• Najwyższa na świecie wydajność na poziomie 13%
○ Możliwość 16% wydajności w 2013 roku
• Instalacja w miejscach gdzie konwencjonalne
sztywne panele nie mogą być używane lub względy
estetyczne uniemożliwiają zastosowanie zwykłych
paneli
• Panele te są samoprzylepne
○ Mogą być używane na dachach spadzistych gdzie montaż penetracyjny dachu jest
nie możliwy
• Panele mają wysoką produktywność przez cały dzień od wschodu do zachodu słońca
Zakład produkcyjny
Zakład produkcyjny w Polsce będzie posiadał najnowocześniejsze linie do produkcji ogniw,
modułów fotowoltaicznych oraz wirników turbin wiatrowych
Prace badawcze
• Holografia
○ Wykorzystując zjawisko holografii można zwiększyć ilość światła docierającego do ogniwa słonecznego (koncentracja), zmniejszyć wpływ kąta
padania promieni słonecznych na wydajność panelu
oraz zwiększyć spektrum słoneczne wykorzystywane do produkcji energii
○ Inline Fiberglass, partner technologiczny firmy
Polski Bazalt od wielu lat prowadzi badania w tej
dziedzinie i posiada nowoczesne jedyne w świecie
laboratorium do badań holografii w fotowoltaice
• Grafen
○ Grafen dzięki swoim niezwykłym właściwością
fizycznym i chemicznym może znaleźć szerokie
zastosowanie w energetyce. Prowadzone są badania mające na celu wykorzystania
grafenu w fotowoltaice oraz przy magazynowaniu energii. Najważniejsze tematy
badań to:
- wykorzystanie wysokiej przejrzystości, przewodnictwa, wytrzymałości i elastyczności do
wytwarzania elektrod dla ogniw słonecznych,
- wykorzystanie właściwości grafenu jako materiału fotoaktywnego,
- wykorzystanie zdolności grafenu do magazynowanie dużych ilości energii, budowa wysokowydajnych baterii lub superkondensatorów
o dużej pojemności i krótkim czasie ładowania.
○ Inline Fiberglass, partner technologiczny firmy Polski Bazalt, wykorzystując swoje
30-letnie doświadczenie w branży materiałów kompozytowych, współpracując z wieloma renomowanymi instytutami naukowymi na świecie prowadzi zaawansowane
badania nad wykorzystaniem grafenu w energetyce.
Aleksander A. Stachel
Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie
Wydział Inżynierii Mechanicznej i Mechatroniki, Katedra Techniki Cieplnej
ENERGIA GEOTERMALNA I GEOTERMICZNA
Zgodnie z definicją podaną w ustawie Prawo geologiczne i górnicze [27], woda termalna
to woda podziemna, która na wypływie z ujęcia ma temperaturę nie mniejszą niż 20oC. Polska
należy do krajów o bogatych zasobach wód termalnych o niskiej i średniej entalpii. Wody te
występują w przestrzeniach porowatych lub szczelinowych skał osadowych wchodzących
w skład skorupy ziemskiej. Geologiczne uwarunkowania i obszary ich występowania są
omówione w licznych publikacjach [11,12,20,29,30].
Szacuje się, że całkowite zasoby wód termalnych w Polsce wynoszą około 6600 km3
[29], a zgromadzona w nich woda ma temperaturą od 25°C do 150°C, co predysponuje ją do
wykorzystania do celów ogrzewczych, technologicznych i leczniczych. Zasoby te są dość
równomiernie rozmieszczone na znacznej części obszaru Polski, w wydzielonych basenach
i subbasenach zaliczanych do określonych okręgów geotermalnych, przy czym ponad 90%
wód wgłębnych znajduje się na obszarze Niżu Polskiego. W sumie na terenie kraju istnieje
19 udokumentowanych złóż wód termalnych i 11 złóż wód leczniczych, których temperatura
przekracza definicyjną wartość 20oC [10].
Ocenia się, że najkorzystniejsze warunki eksploatacyjne występują na Niżu Polskim,
Podhalu i w Sudetach, gdzie zbiorniki geotermalne są tworzone przez [16]:
- osadowe skały mezozoiczne, głównie piaskowce (Niż Polski),
- wapienie i dolomity triasu, węglany eocenu środkowego (Karpaty wewnętrzne),
- zapadlisko przedkarpackie (Karpaty zewnętrzne, niektóre rejony),
- skały krystaliczne i metamorficzne - strefy szczelinowe (Sudety, niektóre miejsca).
Eksploatowane na tych obszarach złoża wód termalnych są położone na głębokościach od
1000 do 3500 m i charakteryzują się temperaturami do 90ºC oraz mineralizacją do 300 g/dm3,
przy wydajności eksploatacyjnej otworów wydobywczych dochodzącej do 550 m3/h.
Lokalnie, ma większych głębokościach, stwierdzono obecność wód o temperaturach
dochodzących nawet do stu kilkudziesięciu stopni Celsjusza.
Uwzględniając, że zasoby geotermalne występują w wodach położonych na różnych
poziomach stratygraficznych, uzasadnienie ekonomiczne wskazuje na korzystne warunki
gospodarczego wykorzystania dwóch formacji wodonośnych, tj. utworów kredy dolnej i jury
dolnej (liasu) [22]. W praktyce skutkuje to tym, że większość z działających w kraju instalacji
geotermalnych (ciepłowni), a także planowanych do budowy, bazuje na wodach
zgromadzonych w tych formacjach.
W Polsce wody termalne są stosowane w ciepłownictwie, balneologii i rekreacji.
W sumie działalność związana w pozyskaniem i wykorzystaniem wód termalnych jest
prowadzona w pięciu komercyjnych ciepłowniach geotermalnych, ośmiu uzdrowiskach oraz
ośmiu ośrodkach rekreacyjnych i kąpieliskach.
1.
POZYSKIWANIE ENERGII GEOTERMALNEJ
Wykorzystanie wód geotermalnych jest związane z ich wydobyciem na powierzchnię
ziemi i odebraniem zawartego w nich ciepła. W tym celu stosuje się specjalistyczne instalacje
do pozyskiwania wód termalnych, przy czym pod tym pojęciem rozumiany jest układ,
w skład którego wchodzi [22]:
- złoże geotermalne z płynnym nośnikiem ciepła (najczęściej woda),
- kanały dostępu łączące poziom roboczy złoża z powierzchnią ziemi,
- oprzyrządowanie specjalne (filtry, pompy głębinowe, itp.).
Wykorzystanie energii wód termalnych jest uwarunkowane wieloma czynnikami, wśród
których najważniejsze to fizykochemiczne parametry nośnika ciepła, w tym jego temperatura
i mineralizacja. Ponadto czynnikami decydującymi o eksploatacji wód na skalę przemysłową
i w sposób uzasadniony ekonomicznie są parametry ośrodka skalnego (gęstość strumienia
cieplnego, gradient temperatury wgłębnej) zapewniające wymaganą wydajność i wielkość
zasobów w założonym okresie eksploatacji.
Płyny geotermalne będące nośnikami ciepła to najczęściej wody zasolone, o temperaturze
i stopniu mineralizacji zależnym od gradientu geotermalnego i głębokości posadowienia
zbiornika wgłębnego.
W Polsce, na głębokościach eksploatacyjnych od 1000 do 3500 m, struktury wodonośne
i zalegająca w nich woda charakteryzują się temperaturą od 20ºC do 90ºC. Lokalnie, na
większych głębokościach, stwierdzono zasoby wód o temperaturach odpowiednio wyższych.
Skład chemiczny wody i towarzyszące jej często gazy są czynnikami determinującymi
procesy korozji i wytrącania związków chemicznych w układzie dubletu wydobywczozatłaczającego i w instalacji odbioru ciepła. Dlatego też są bardzo ważnymi elementami oceny
możliwości wykorzystania wód geotermalnych. W warunkach polskich mineralizacja wód
wgłębnych zawiera się w granicach od ~0,5 g/dm3 do 300 g/dm3. Generalnie, polskie zasoby
charakteryzują się niską i średnią entalpią oraz zróżnicowaną mineralizacją, w związku
z czym mogą znaleźć zastosowanie przede wszystkim do celów grzewczych i niekiedy
technologicznych.
Wody termalne są wydobywane na powierzchnię ziemi przy użyciu dwóch powszechnie
stosowanych technik eksploatacyjnych, to jest systemem jedno- lub dwuotworowym.
System jednootworowy, którego schemat w odniesieniu do złoża subartezyjskiego jest
pokazany na rysunku 1a, składa się tylko z otworu wydobywczego (produkcyjnego). Pompa
głębinowa dostarcza wodę geotermalną do wymiennika ciepła, gdzie następuje przekazanie
zawartego w niej ciepła do wody sieciowej. Schłodzona woda geotermalna opuszczająca
wymiennik może być uzyta np. do nawadniania upraw, hodowli ryb, a w wyjątkowych
przypadkach - do celów konsumpcyjnych. Część niewykorzystanej wody może być zrzucana
do naturalnych zbiorników wodnych. Zaletą systemu jednootworowego jest uniezależnienie
wydobycie wody termalnej od ponownego jej zatłoczenia do złoża, co często jest limitowane
chłonnością struktury skalnej. Natomiast wadą - ograniczenie intensywności eksploatacji
złoża, ze względu na jego stopniowe wyczerpywanie i słabe uzupełnianie przez infiltrację
wód powierzchniowych do warstwy wodonośnej.
W przypadku wód o wysokiej mineralizacji powszechnie stosowany jest dwuotworowy
system eksploatacyjno-zatłaczający (rysunek 1b). W systemie tym woda geotermalna jest
pobierana ze złoża wodonośnego za pomocą pompy usytuowanej w otworze eksploatacyjnym
i następnie kierowana do wymiennika ciepła, gdzie przekazuje zawarte w niej ciepło do wody
sieciowej. Schłodzona woda opuszczająca wymiennik jest zatłaczana otworem chłonnym
(iniekcyjnym) do tej samej warstwy wodonośnej, z której została pobrana.
a)
b)
Rys. 1. Jedno- i dwuotworowe systemy pozyskiwania wody geotermalnej [22]:
GWC - geotermalny wymiennik ciepła, OC - odbiornik ciepła, P – pompa sieciowa, PG - pompa głębinowa,
WW - warstwa wodonośna, ZR - zbiornik retencyjny
Niezależnie od przedstawionych systemów eksploatacyjnych (jedno- i dwuotworowych),
możliwe są inne rozwiązania, których omówienie można znaleźć w literaturze [18,22,28].
2.
ENERGETYCZNE WYKORZYSTANIE WÓD TERMALNYCH
Najprostszym sposobem zagospodarowania wód termalnych do celów energetycznych
jest ich użycie do ogrzewania w różnych obszarach techniki, np. w gospodarce komunalnej
(ogrzewanie pomieszczeń), rolnictwie, hodowli, procesach technologicznych i wielu innych.
Wielorakość zastosowań i związana z tym różnorodność rozwiązań wiążą się z potrzebą
dostosowania rodzaju i wielkości ujęcia geotermalnego do parametrów pracy instalacji
odbioru ciepła, przy jednoczesnym uwzględnieniu lokalnych warunków technicznych oraz
wyników analiz ekonomicznych [15,18,22,25,28]. Wynika to stąd, że zapotrzebowanie ciepła
przez odbiorców może być zmienne i zróżnicowane w czasie. Dotyczy to w szczególności
zapotrzebowania na ciepło do ogrzewania pomieszczeń, którego ilość jest funkcją
temperatury zewnętrznej.
Podstawą określenia ilości ciepła grzejnego jest tzw. wykres uporządkowany, pomocny
zwłaszcza przy wyborze systemu odbioru energii z wód geotermalnych, przy czym możliwe
są tutaj trzy podstawowe układy, a mianowicie:
x układ monowalentny, w którym ciepło grzejne jest pobierane tylko z instalacji
geotermalnej,
x układ biwalentny, w którym źródło geotermalne jest wspomagane dodatkowym
źródłem ciepła (np. kocioł szczytowy),
x układ kombinowany, w którym część potrzeb odbiorców jest zaspokajana przez
instalację geotermalną (ciepło niskotemperaturowe), a pozostała część przez źródło
konwencjonalne (ogrzewanie tradycyjne).
Szczegółowe rozwiązania zależą od warunków i możliwości wykorzystania pozyskanego
ciepła geotermalnego, zwłaszcza poza sezonem grzejnym [15].
W warunkach polskich pozyskiwanie energii w ciepłowniach geotermalnych odbywa się
w układzie: geotermalny system wydobywczy (dwu- lub jednootworowy) - wymiennik ciepła
- konwencjonalne źródło ciepła (kocioł szczytowy). Kocioł szczytowy jest używany
wówczas, gdy ciepło odebrane przez wodę sieciową od wody geotermalnej nie pokrywa
zapotrzebowania odbiorców, lub gdy temperatura wody sieciowej za wymiennikiem jest
mniejsza od wymaganej temperatury wody sieciowej na zasilaniu. W niektórych przypadkach
praca instalacji jest wspomagana przez pompę ciepła.
Rys. 2. Schemat instalacji geotermalnej z wymiennikiem ciepła i kotłem szczytowym
Ilość energii możliwej do pozyskania w wymienniku geotermalnym jest uwarunkowana
przez dwie charakterystyki, to jest charakterystykę złoża geotermalnego i charakterystykę
odbiorcy ciepła (sieci cieplnej). Wielkość pozyskanej energii zależy od strumienia oraz
temperatury wydobytej wody geotermalnej a także stopnia jej schłodzenia w wymienniku.
Pokazane na wykresie (rys. 3) teoretyczne możliwości pozyskania energii geotermalnej nie są
równoznaczne z rzeczywistym jej wykorzystaniem w geotermalnym wymienniku ciepła, co
wiąże się z możliwościami zagospodarowania ciepła geotermalnego przez odbiorcę.
Na stopień wykorzystania energii wody o określonej temperaturze i danym strumieniu,
w sposób istotny wpływa temperatura wody zatłaczanej do złoża. Jest ona limitowana
temperaturą wody sieciowej powracającej z odbiorników ciepła, przy czym ta powinna być
jak najniższa. Konwencjonalne systemy grzejne pracują w skrajnych warunkach przy
temperaturze wody sieciowej 95/70 oC. Wysoka temperatura wody sieciowej powrotnej
ogranicza lub wręcz eliminuje wykorzystanie ciepła geotermalnego zawartego w wodach
o zbliżonej lub niższej temperaturze. W przypadku gdy temperatura wody geotermalnej jest
odpowiednio wysoka, parametry wody sieciowej dopływającej do wymiennika nie mają
większego wpływu na ilość przekazanego i wykorzystanego ciepła. Gdy różnica temperatury
jest niewielka, wykorzystanie energii geotermalnej może być znacznie ograniczone.
11,0
Vg = 50 [m3/h]
9,0
Vg = 75 [m3/h]
8,0
Vg = 100 [m3/h]
7,0
Vg = 125 [m3/h]
6,0
87600
70080
52560
Vg = 150 [m3/h]
5,0
4,0
35040
3,0
2,0
Ilość ciepła [MWh]
Strumień ciepła [MW]
10,0
17520
1,0
0,0
0
0
20
40
60
Różnica temperatur [°C]
Rys. 3. Możliwości pozyskiwania energii geotermalnej ze złoża geotermalnego
W instalacjach grzewczych wykorzystujących wody geotermalnej o niskiej i średniej
entalpii, korzystnym rozwiązaniem byłoby stosowanie niskotemperaturowych instalacji
odbioru ciepła. Ponieważ z różnych powodów nie zawsze jest to możliwe do zastosowania,
rozwiązaniem może być łączenie istniejących instalacji wysokotemperaturowych z niskotemperaturowymi, np. w układach kaskadowego odbioru ciepła, z zasilaniem kolejnych
odbiorców czynnikiem o coraz niższej temperaturze [23,25,26].
3.
INSTALACJE GEOTERMALNE W POLSCE
W Polsce wykorzystanie wód termalnych do celów ciepłowniczych rozpoczęło się
w 1993 roku, na Podhalu. Do tego czasu wody termalne były używane głównie w balneologii,
czego przykładem są liczne uzdrowiska. Od tego czasu uruchomiono kilka instalacji
bazujących na energii wód podziemnych, a budowa kolejnych jest w stadium realizacji lub na
etapie planowania (tabela 1, rys. 4).
Tabela 1. Ciepłownie geotermalne w Polsce – podstawowe parametry, wg [17]
Geotermia
Podhale
Pyrzyce
Mszczonów
Uniejów
Stargard Sz.
Razem:
Maksymalna
wydajność
temperatura
3
o
m /h
C
670
86
340
61
60
41
120
68
ok. 100
86
Moc zainstalowana
całkowita
geotermia
MWt
MWt
80,8
40,7
48
14,8
10,2
2,7
5,0
3,2
10
10
154
71,4
Wykorzystanie ciepła
całkowite
geotermia
TJ/rok
TJ/rok
376
286,5
100
60
56,9
15,1
17,8
8,9
550,7
370,5
Obecnie w kraju funkcjonuje pięć komercyjnych instalacji geotermalnych
dostarczających ciepło na potrzeby centralnego ogrzewania i przygotowania ciepłej wody
użytkowej. Są to Geotermie: Podhalańska, Pyrzyce, Uniejów, Mazowiecka (Mszczonów)
i Stargardzka. Ponadto wody geotermalne są wykorzystywane - poza basenami kąpielowymi do ogrzewania obiektów w trzech kompleksach rekreacyjnych (termy: Bukowina Tatrzańska
i Uniejów oraz kąpielisko geotermalne Szymoszkowa w Zakopanem). Krótka charakterystyka
istniejących ciepłowni geotermalnych jest podana poniżej.
Rys. 4. Istniejące i planowane instalacje ciepłownicze i balneologiczne wykorzystujące
wody termalne [26]
3.1. Geotermia Podhalańska
W 1994 r. w Bańskiej koło Zakopanego została oddana do eksploatacji eksperymentalna
ciepłownia mająca potwierdzić możliwości praktycznego wykorzystania wód geotermalnych
do celów grzewczych [7]. Do budowy wykorzystano odwiert Bańska IG-1 o wydajności
120 m3/h wody o temperaturze 86oC i ciśnieniu na głowicy 2,6 MPa, pobieranej ze złóż
wapieni i piaskowców jurajskich tworzących zbiornik artezyjski na głębokości 2000–3000 m.
Wydobytą ze złoża wodę doprowadzano do wymiennika geotermalnego, w którym
następowało przekazanie ciepła do wody sieciowej krążącej w instalacji grzejnej, a następnie
zatłaczano do tej samej warstwy wodonośnej poprzez otwór iniekcyjny Biały Dunajec
PAN-1. Moc cieplna instalacji wynosiła 9 MWt.
Wodę sieciową doprowadzano do budynków mieszkalnych i użyteczności publicznej
w miejscowości Bańska Niżna, dostarczając ciepło na potrzeby ogrzewania i przygotowania
ciepłej wody sanitarnej. Ponadto ciepło ze źródła geotermalnego wykorzystywano do
zasilania Laboratorium Geotermalnego PAN, w skład którego wchodziła suszarnia drewna,
szklarnia, budynek hodowli ryb, tunele foliowe do upraw roślinnych i basen kąpielowy. Ta
część instalacji umożliwiała prowadzenie badań nad efektywnością i opłacalnością
wykorzystania energii geotermalnej. Obecnie instalacja stanowi część geotermalnego systemu
ciepłowniczego Podhala (PEC Geotermia Podhalańska).
W drugiej połowie lat 90. ubiegłego wieku rozpoczęto budowę na Podhalu dużego
systemu ciepłowniczego, zasilanego z nowej ciepłowni geotermalnej, którego zadaniem jest
dostarczanie ciepła do Zakopanego i okolicznych miejscowości [7,22,25]. Uproszczony
schemat instalacji pokazany jest na rysunku 5. Ciepłownia współpracuje z otworem
wydobywczym Bańska PGP-1 o wydajności 550 m3/h i otworem zatłaczającym Biały
Dunajec PGP-2. Temperatura wody geotermalnej na głowicy wynosi ~86°C, przy ciśnieniu
artezyjskim ~2,7 MPa i mineralizacji na poziomie 3g/dm3. Ciepłownia może współpracować
z dubletem Bańska IG-1/Biały Dunajec PAN-1.
Rys. 5. Uproszczony schemat systemu ciepłowniczego Bańska/Biały Dunajec – Zakopane, wg [31]
Integralną część instalacji stanowi kotłownia szczytowa o mocy 42 MWt usytuowana
w centrum Zakopanego i wyposażona w dwa średniotemperaturowe gazowe kotły wodne
o mocy 10 MWt każdy, jeden kocioł z dwufunkcyjnym palnikiem gazowo-olejowym o mocy
16 MWt oraz trzy agregaty cieplno-prądowe o łącznej mocy 1,65 MWe i 2,1 MWt. Kotły
gazowe wyposażono w ekonomizery o mocy 1 MWt. Układ kotłowni pracuje przy ciśnieniu
0,6 MPa i jest hydraulicznie oddzielony trzema wymiennikami płytowymi (o mocy 17 MWt
każdy) od układu sieciowego pracującego przy ciśnieniu nominalnym 1,6 MPa.
Ciepłownia geotermalna w Bańskiej jest połączona z kotłownią szczytową w Zakopanem
za pomocą rurociągów magistralnych o długości 15 km, wykonanych z rur preizolowanych,
co gwarantuje, że spadek temperatury wody sieciowej nie powinien przekroczyć 2K,
a temperatura na zasilaniu głównych odbiorców nie powinna być mniejsza od 80oC.
Przesyłowa sieć ciepłownicza stanowi interesujące przedsięwzięcie ze względu na to, że
skrajna różnica poziomów pomiędzy geotermalnym źródłem ciepła, a położonymi wyżej
odbiorcami wynosi około 260 m. Dla zapewnienia w sieci ciśnienia poniżej 1,6 MPa przyjęto
rozwiązanie polegające na separacji ciśnień. Rurociąg magistralny został podzielony na strefy
ciśnieniowe, z których każda ma własną stację pomp usytuowaną na zasilaniu i stację redukcji
ciśnienia usytuowaną na powrocie. W efekcie, różne strefy systemu przesyłowego są
połączone hydraulicznie, co znaczy, że używają tej samej wody (bez spadku temperatury), ale
pracują na różnych poziomach ciśnień.
Budowa systemu ciepłowniczego Podhala objęła również wykonanie i modernizację sieci
ciepłowniczych w Zakopanem i w Białym Dunajcu wraz z podłączeniem odbiorców ciepła.
W dalszej perspektywie zakładane jest wykonanie kolejnych odwiertów oraz rozbudowa sieci
przesyłowej.
3.2. Geotermia Pyrzyce
Druga w kolejności ciepłownia geotermalna została uruchomiona w 1996 r. w Pyrzycach,
będąc jednocześnie pierwszą dużą instalacją geotermalną w Polsce [8,19]. Jedną z przyczyn
jej powstania była potrzeba przekształcenia kilkudziesięciu istniejących małych kotłowni
lokalnych w system przyjazny środowisku.
Pod Pyrzycami, na głębokości 1500 – 1650 m występują znaczne zasoby wód termalnych
o średniej temperaturze zbiornika 60 – 65°C, usytuowane w formacjach skalnych z okresu
jury dolnej. Wody te mają mineralizacją rzędu 120 g/l. Na podstawie prowadzonych analiz
podjęto decyzję o budowie ciepłowni bazującej na energii geotermalnej i gazie ziemnym.
Ponieważ miasto nie miało sieci ciepłowniczej, zdecydowano także o budowie magistrali
przesyłowej łączącej centralną ciepłownię z węzłami cieplnymi ulokowanymi
w pomieszczeniach zajmowanych wcześniej przez lokalne kotłownie. Pozwoliło to
wykorzystać instalacje grzejne budynków, które docelowo powinny być zmodernizowane
i dostosowane do parametrów pracy ciepłowni. Inwestycja została zrealizowana w latach
1993 - 1996 i objęła budowę ciepłowni, sieci przesyłowej o długości 14,6 km wraz z węzłami
cieplnymi oraz gazociągu doprowadzającego do miasta gaz ziemny.
Sercem systemu jest ciepłownia o mocy znamionowej 50 MWt wykorzystująca do
produkcji ciepła ujęcie geotermalne (14,8 MWt) i gazowe kotły szczytowe. Odbiór ciepła
z wody geotermalnej odbywa się w dwóch wymiennikach, z czego pierwszy, tzw. wymiennik
bezpośredni, ma moc 8,5 MWt, zaś drugi, wymiennik absorpcyjnych pomp ciepła, moc 6,3
MWt. W celu bardziej efektywnego wykorzystania energii geotermalnej, w układzie
zastosowano dwie absorpcyjne pompy ciepła o mocy 8,0 MWt każda. Pompy są zasilane
gorącą wodą wytwarzaną w kotłach wysokotemperaturowych (16,0 MWt) wyposażonych
w ekonomizery (2,0 MWt). Ponadto ciepłownia jest wyposażona w dwa niskotemperaturowe
gazowe kotły wodne o mocy łącznej 20 MWt z ekonomizerami o mocy 2,4 MWt.
Uproszczony schemat instalacji pokazany jest na rysunku 6.
Ciepłownia współpracuje z dwoma dubletami geotermalnymi, na które składają się
otwory wydobywcze GT-1 i GT-3 i otwory zatłaczające GT-2 i GT-4, przy czym odległość
pomiędzy otworami dubletu wynosi ~1700 m. Woda o temperaturze 61°C wydobywana jest
za pomocą pomp głębinowych umieszczonych w otworach eksploatacyjnych na głębokości
160 m p.p.t. Maksymalna wydajność produkcyjna otworu wynosi 170 m3/h.
Doprowadzona z otworu wydobywczego woda geotermalna przepływa przez zespół
filtrów, skąd trafia do wymienników ciepła, które ze względu na silnie korozyjne właściwości
wody są wykonane z płyt tytanowych. W pierwszym wymienniku ciepło wody geotermalnej
jest przekazywane powracającej z miasta wodzie sieciowej o temperaturze 40°C (zimą) lub
45°C (latem). Woda sieciowa ogrzewa się do temperatury 60°C. Z kolei woda geotermalna
schłodzona wstępnie do temperatury 44°C trafia do drugiego wymiennika, gdzie ulega
dalszemu schłodzeniu do 26°C, po czym po przejściu przez filtry jest kierowana do otworów
zatłaczających, którymi wprowadzana jest do tej samej warstwy wodonośnej. W drugim
wymienniku podgrzewana jest część wody powrotnej z sieci miejskiej, która wcześniej oddała
ciepło w parowaczach absorpcyjnych pomp grzejnych i została schłodzona od temperatury
40°C (latem 45°C) do temperatury 25°C. W wymienniku tym woda sieciowa ogrzewa się do
temperatury 41°C.
Rys. 6. Uproszczony schemat ciepłowni geotermalnej w Pyrzycach, wg [31]
Ze strumieniem wody ogrzanej w wymienniku geotermalnym łączą się strumienie
gorącej wody ogrzanej w absorberach i skraplaczach pomp ciepła oraz w ekonomizerach
kotłów szczytowych i wysokotemperaturowych. Strumień wody opuszczający wymiennik
geotermalny trafia albo bezpośrednio do wymiennika wysokotemperaturowego, albo poprzez
kotły szczytowe, w których ogrzewa się do wymaganej temperatury, do magistrali głównej.
Ważnym elementem instalacji jest układ doprowadzający gorącą wodę wytwarzaną
w wysokotemperaturowych gazowych kotłach wodnych do desorberów absorpcyjnych pomp
ciepła, a w razie zaistnienia takiej potrzeby – również do pomocniczego wymiennika ciepła
(wysokotemperaturowego).
Gorąca woda sieciowa opuszczająca ciepłownię rozprowadzana jest do odbiorców za
pomocą rurociągów przesyłowych tworzących niskotemperaturową miejską sieć grzewczą.
Rurociągi są wykonane z rur preizolowanych i wyposażone w system detekcji nieszczelności.
Temperatura wody obiegowej waha się od 60°C (latem) do 95°C (zimą), osiągając
krótkotrwałą wartość szczytową 100°C. Przepływ wody jest wymuszony za pomocą
magistralnych pomp obiegowych sterowanych elektronicznie.
Odbiorcy ciepła mają węzły cieplne współpracujące z siecią grzewczą, usytuowane
w miejscach wcześniej istniejących kotłowni. Węzły bazują na płytowych wymiennikach
ciepła, które pracują dla potrzeb centralnego ogrzewania i przygotowania ciepłej wody
użytkowej. Każdy węzeł ma regulację temperatury zasilania c.o. i c.w.u., a wszystkie węzły
o mocy powyżej 100 kW są wyposażone w automatykę pogodową. Parametry cieplne pracy
węzłów średniej i dużej mocy (>100 kW) są przesyłane siecią sterowniczą do centralnego
systemu nadzoru pracy źródła ciepła.
3.3. Geotermia Mazowiecka
Ciepłownia geotermalna w Mszczonowie (rysunek 7), wchodząca w skład Geotermii
Mazowieckiej, została oddana do użytku w 2000 roku [6].
Rys. 7. Uproszczony schemat ciepłowni geotermalnej w Mszczonowie, wg [6,31]
Woda geotermalna o temperaturze około 42°C jest pobierana otworem produkcyjnym
Mszczonów IG-1 ze złoża znajdującego się na poziomie dolnej kredy (~1600 - 1700 m)
z wydajnością 60 m3/h. Woda cechuje się niską mineralizacją wynoszącą 0,5 g/l, co pozwala
na docelowe jej wykorzystanie jako wody pitnej i w efekcie, na rezygnację z zatłaczania do
złoża. Woda z ujęcia geotermalnego jest przetłaczana rurociągiem o długości 1650 m do
ciepłowni usytuowanej w centrum miasta. W ciepłowni woda przepływa przez ekonomizer
kotła wysokotemperaturowego, gdzie ogrzewa się do temperatury około 44°C, a następnie
przez parownik absorpcyjnej pompy grzejnej, gdzie ulega schłodzeniu do temperatury 20 –
30°C. Moc ekonomizera wynosi 0,5 MWt, a schładzane w nim spaliny osiągają temperaturę
poniżej 58oC. Źródłem energii napędowej dla absorpcyjnej bromowo-litowej pompy ciepła
o mocy 2,7 MWt jest wysokotemperaturowy kocioł wodny o mocy 1,9 MWt. Woda termalna
opuszczająca pompę ciepła jest kierowana do chłodnicy wentylatorowej, skąd trafia do stacji
uzdatniania, gdzie po zmieszaniu z wodą pitną pobraną ze złoża czwartorzędowego zasila
miejską sieć wodociągową. Wykorzystywana w ciepłowni woda termalna jest wodą słodką,
co jest ewenementem w skali światowej. W Europie podobna instalacja działa tylko w Erding
koło Monachium.
W celu pokrycia szczytowego zapotrzebowania na moc cieplną w okresie niskich
temperatur zewnętrznych, w ciepłowni zastosowano dwa szczytowe kotły wodne o mocy
2,4 MWt każdy, opalane gazem. Moc znamionowa całej instalacji wynosi 10 MWt.
Ciepło pozyskiwane z wody termalnej jest w stanie ogrzać Mszczonów przy temperaturze
zewnętrznej minimum -5oC. Przy temperaturach niższych musi być uruchomione grzanie
wody sieciowej przez kotły gazowe [6].
W 2011 roku w ciepłowni zainstalowano sprężarkową pompę ciepła o mocy 1,0 MWt,
włączoną w układ grzewczy, co ma na celu poprawienie efektywności pracy całej instalacji.
3.4. Geotermia Uniejów
Kolejna z ciepłowni geotermalnych, której schemat jest pokazany na rysunku 8, została
uruchomiona w 2001 roku w Uniejowie [9,25].
Ciepłownia o mocy znamionowej 5,6 MWt stanowi typowy układ biwalenty, w którym
wymienniki geotermalne wspomagane są przez dwa kotły olejowe o mocy 1,2 MWt każdy.
Pozyskiwanie energii wód geotermalnych odbywa się w układzie dubletu geotermalnego.
W instalacji wykorzystywane są dwa otwory (z trzech istniejących), każdy o głębokości
ponad 2000 m. Otwory geotermalne charakteryzują się samowypływem wody o temperaturze
68°C, ciśnieniu na głowicy 0,26 MPa i niskiej mineralizacji (8 g/dm3). Woda pozyskiwana
otworem eksploatacyjnym (PIG/AGH-2) dopływa do zespołu pomp, a następnie do
geotermalnych wymienników ciepła. Ciepłownia jest wyposażona w dwa wymienniki o mocy
łącznej 2,8 MWt współpracujące z instalacją centralnego ogrzewania i dwa wymienniki
o mocy 0,2 MWt każdy, pracujące na potrzeby instalacji ciepłej wody użytkowej. Schłodzona
woda geotermalna kierowana jest do otworu zatłaczającego (PIG/AGH-1).
Rys. 8. Uproszczony schemat ciepłowni geotermalnej w Uniejowie, wg [31]
Instalacja dostarcza ciepło dla potrzeb ogrzewania i przygotowania ciepłej wody
użytkowej dla zespołu budynków mieszkalnych i użyteczności publicznej. System dystrybucji
składa się z sieci rurociągów wykonanych z rur preizolowanych, których praca jest
monitorowana przez komputerowy system nadzoru.
W 2006 roku ciepłownię wyposażono w dwa kotły biomasowe o mocy cieplnej 0,9 MW
każdy, opalane zrębkami drewna, które zastępują nieekologiczne i kosztowne w eksploatacji
kotły olejowe.
Należy zaznaczyć, że Geotermia Uniejów wykorzystuje wody termalne o interesujących
właściwościach leczniczych. Z wód tych korzysta ośrodek balneologii oraz rekreacyjne
Termy Uniejów. Ponadto energia geotermalna jest wykorzystywana do ogrzewania murawy
boiska sportowego.
3.5. Geotermia Stargard
Instalacja w Stargardzie Szczecińskim, której schemat jest pokazany na rysunku 9,
została uruchomiona w 2005 roku. Ze względu na temperaturę wydobywanej wody (86,9oC),
ciepłownia składa się tz dubletu geotermalnego, w skład którego wchodzi otwór produkcyjny
i zatłaczający, zespołu filtrów oraz z geotermalnego wymiennika ciepła o mocy 14 MWt.
Woda termalna o mineralizacji zbliżonej do mineralizacji wody w Pyrzycach pobierana jest
ze złoża na głębokości ~2670 m.
Zasada działania ciepłowni zakłada jej współpracę z istniejącą konwencjonalną kotłownią
węglową o mocy zainstalowanej 116 MW, zasilającą scentralizowany system grzejny miasta,
i dostarczającą ciepło do około 75% mieszkańców. Ciepło do odbiorców jest doprowadzane
siecią przesyłową o długości 37 km, współpracującą z 252 węzłami cieplnymi. Zgodnie
z założeniami projektowymi, energia pozyskiwana z wody geotermalnej powinna pokrywać
całoroczne zapotrzebowanie niezbędne do przygotowania ciepłej wody użytkowej.
Rys. 9. Uproszczony schemat instalacji geotermalnej w Stargardzie Szczecińskim
(po zmianach otworów), wg [31]
Woda termalna wydobyta na powierzchnię za pomocą pompy głębinowej umieszczonej
w otworze produkcyjnym, jest kierowana do wymiennika ciepła, gdzie przekazuje zawarte
w niej ciepło do wody sieciowej, a następnie dopływała do otworu iniekcyjnego celem
zatłoczenia do warstwy wodonośnej.
Należy zaznaczyć, że pomimo wysokiej jak na polskie warunki temperatury
wydobywanej wody, eksploatacja instalacji napotkała na liczne problemy, związane przede
wszystkim z zatłaczaniem wody do złoża. W 2010 roku ciepłownia, będąca drugą pod
względem sprzedaży ciepła geotermalnego w Polsce, przestała funkcjonować. Obecnie, po
zmianach własnościowych, instalacja wznowiła pracę, a jej właściciel, firma G-Term Energy,
podjął działania mające doprowadzić do osiągnięcia pełnej zdolności produkcyjnej.
3.6. Planowane i projektowane instalacje geotermalne
Obserwowany wzrost zainteresowania wykorzystaniem energii geotermalnej skutkuje
licznymi pracami dotyczącymi możliwości budowy nowych instalacji. W ostatnim czasie
powstało szereg opracowań mających na celu określenia zasobów wód i energii geotermalnej,
sposobów jej wykorzystania, a także wykonalności projektów opracowanych dla różnych
miejscowości. Z analizy tych prac wynika, że budową instalacji geotermalnych
zainteresowanych jest wiele miejscowości, między innymi: Gostynin, Kleszczów, Lidzbark
Warmiński, Piaseczno, Poddębice, Poznań, Skierniewice, Ślesin, Toruń i wiele innych [2,17].
Wg stanu na dzień 01.09.2012 r. ważnych jest 25 koncesji dotyczących poszukiwania
i rozpoznania wód termalnych oraz 12 koncesji na ich wydobycie [10]. Przykładowo w roku
bieżącym, uzyskano koncesję na eksploatację wód termalnych w Poddębicach, gdzie
z głębokości 2100 m jest pozyskiwany strumień wody (116 m3/h) o temperaturze 71oC
i mineralizacji ~0,45 g/dm3. Walorem wody jest nie tylko temperatura, ale też wysoka jakość,
która powinna umożliwić jej wykorzystanie także do celów pitnych. Plany zakładają użycie
wydobytej wody w rekreacji, ciepłownictwie i balneologii.
4.
WODY GEOTERMALNE W BALNEOLOGII
Od wielu lat wody termalne są używane do celów leczniczych. Wody, z których korzysta
szereg uzdrowisk (tabela 2) są pozyskiwane z naturalnych źródeł i otworów wydobywczych,
przy czym zatwierdzone zasoby eksploatacyjne wynoszą od 2 do 200 m3/h, przy maksymalnej
temperaturze na wypływie w zakresie 20° - 60°C.
Tabela 2. Uzdrowiska wykorzystujące wody termalne do celów leczniczych, wg [16]
Uzdrowisko
Ciechocinek
Cieplice Śl. Zdrój
Duszniki Zdrój
Iwonicz Zdrój
Lubatówka
Konstancin
Lądek Zdrój
Rabka Zdrój
Ustroń
Razem:
Maksymalna
wydajność
m3/h
204,5
27
20
2,5
11
9
50
4,5
2,2
Maksymalna
temperatura
o
C
27-29
36-39
19-21
24,5
24,5
21
20-44
28
28-11
Moc
zainstalowana
MWt
1,9
0,3
0,05
0,01
0,01
0,7
0,06
3,03
Wykorzystanie
ciepła
TJ/rok
2,8
10,0
0,7
0,4
0,2
12,0
0,6
26,7
W niektórych przypadkach wydobywane wody termalne służą do produkcji kąpielowych
soli jodowo-bromowych, a także kosmetyków Ciechocinek, Iwonicz Zdrój) [17].
5.
WODY GEOTERMALNE W REKREACJI
W ostatnim okresie duże zainteresowanie budzi wykorzystanie ciepłych wód termalnych
do celów rekreacyjnych. Od 2005 roku zbudowano w Polsce siedem ośrodków rekreacyjnych,
z czego pięć znajduje się na Podhalu (Aqua Park Zakopane, Termy Podhalańskie w Bańskiej
Niżnej, Kąpielisko Geotermalne Szymoszkowa w Zakopanem, Terma Bukowina Tatrzańska,
Terma Bania w Białce Tatrzańskiej). Dwa kolejne obiekty powstały w Polsce centralnej,
a mianowicie w Uniejowie i Mszczonowie. Ponadto basen termalny został uruchomiony
w Poddębicach. Niektóre z tych ośrodków są efektem rozbudowy istniejących instalacji
wcześniej wykorzystujących wody termalne do celów ciepłowniczych.
Tabela 3. Obiekty rekreacyjne wykorzystujące wody i energię geotermalną, wg [17]
Wydajność
maksymalna
m3/h
Temperatura
maksymalna
o
C
Moc
zainstalowana
MWt
Wykorzystanie
ciepła
TJ/rok
Bukowina Tatrz.
40
64,5
0,35
11
Mszczonów
15
32
0,07
2,2
Podhalańskie
25
38
0,14
5,0
Szymoszkowa
80
27
0,3
3,0
Uniejów
30
42
0,5
7,7
Uniejów - boisko
20
28
0,28
4,4
Aqua Park Zakopane
130
36-28
0,23
1,8
1,87
35,1
Termy
Łącznie:
Interesującym praktycznym przykładem wykorzystania wód geotermalnych do celów
rekreacyjnych może być „Aqua Park Zakopane”, składający się z zespołu odkrytych
i zamkniętych basenów kąpielowych [26]. Temperatura wody na wypływie z odwiertów
geotermalnych (28oC, 36oC) pozwala na funkcjonowanie otwartego kąpieliska zewnętrznego
także w okresie zimowym. Również ogrzewanie obiektu jest realizowane z użyciem ciepła
pozyskiwanego z wody geotermalnej.
Z innych obiektów rekreacyjnych, Termy Podhalańskie są zasilane wodą geotermalną
z odwiertu na poziomie 3040 m. Powierzchnia basenów wynosi łącznie 970 m2, a temperatura
wody w basenach jest na poziomie 30-38oC. Termy w Bukowinie Tatrzańskiej dysponują
basenami o łącznej powierzchni 1885 m2, przy czym temperatura wody w 6 zewnętrznych
i 6 wewnętrznych basenach jest utrzymana w granicach 27-36 oC. Z kolei duży kompleks
rekreacyjno-balneologiczny Geotermia Marusza (2006 r.) bazuje na wodzie termalnej
o zasoleniu 8% i temperaturze 44oC, wydobywanej z głębokości około 1630 m p.p.t.
6.
WYKORZYSTANIE ENERGII GEOTERMALNEJ DO PRODUKCJI ENERGII
ELEKTRYCZNEJ
Od kilku latach w Polsce prowadzone są prace mające na celu wykazanie możliwości
i celowości budowy instalacji wykorzystującej energię wody geotermalnej nie tylko dla
potrzeb grzewczych, ale także do wytwarzania energii elektrycznej.
Kilka lat temu powstał interesujący projekt użycia energii wód geotermalnych do
wspomagania pracy dwóch konwencjonalnych elektrociepłowni istniejących w Szczecinie
[22]. Projekt powstał w związku z występowaniem pod miastem, na dużych głębokościach,
znacznych zasobów wód termalnych o temperaturze 80 - 86oC. Jednym ze sposobów
wykorzystania wód była koncepcja budowa ujęć geotermalnych w sąsiedztwie istniejących
elektrociepłowni i użycie pozyskanej tym sposobem ciepłej wody do wspomagania produkcji
ciepła sieciowego. Co prawda, parametry wody geotermalnej uniemożliwiają jej bezpośrednie
użycie w głównym cyklu technologicznym, możliwe jest jednak wykorzystanie zawartej
w niej energii do podgrzewania mediów technologicznych, takich jak woda uzupełniająca
i woda sieciowa. Pomysł jest interesujący ze względu na duże strumienie wody, a co za tym
idzie znaczne ilości ciepła zużywanego do jej podgrzania. Rozwiązanie nie dotyczy jednak
bezpośredniego wykorzystania energii geotermalnej do produkcji energii elektrycznej.
W 2010 roku moc zainstalowana elektrowni geotermalnych na świecie wynosiła około
10700 MWe, przy czym w Europie kształtowała się na poziomie 1550 MWe, a ilość
wytworzonej w nich energii była równa 12370 GWh [17].
Większość z istniejących elektrowni wykorzystuje wody geotermalne o wysokiej entalpii,
tj. o temperaturze ponad 130°C. Tymczasem wody geotermalne w Polsce tylko w niektórych
głębokich odwiertach mają temperaturę większą od 100°C, a w pracujących ciepłowniach
temperatura wydobywanej wody nie przekracza 86°C. Stwarza to ograniczone możliwości
wykorzystania energii tych wód do produkcji energii elektrycznej.
Budowa części naziemnej elektrowni geotermalnej nie zależy od systemu pozyskiwania
energii geotermalnej, ale przede wszystkim od temperatury i właściwości wydobywanego
płynu (woda, para) [13,26]. Wśród spotykanych systemów elektrowni geotermalnych,
możliwych do zastosowania w Polsce, można wyodrębnić dwa podstawowe rozwiązania:
Rys. 10. Schemat elektrowni geotermalnej typu single-flash z odparowaniem wody
w rozprężaczu - separatorze
- elektrownie z bezpośrednim odparowaniem wydobytej wody geotermalnej (o wysokim
ciśnieniu i temperaturze) w rozprężaczu-separatorze (rys. 10). Uzyskana w ten sposób para
sucha jest kierowana do turbiny, gdzie ulega ekspansji. Skroplona para wodna wraz z wodą
wydzieloną w separatorze jest zatłaczana do złoża geotermalnego. Rozwiązanie to może być
stosowane wtedy, gdy temperatura wody geotermalnej wynosi co najmniej 110-120°C.
- elektrownie dwuczynnikowe, w których ciepło wody geotermalnej jest użyte do
odparowania (czasami także przegrzania) niskowrzącego czynnika roboczego krążącego
w obiegu siłowni i doprowadzanego do turbiny parowej (rysunek 11). W tym przypadku
możliwe jest wykorzystanie wody geotermalnej o odpowiednio niższej temperaturze.
Rys. 11. Schemat elektrowni geotermalnej dwuczynnikowej z przegrzewaniem pary
Interesująca koncepcja wytwarzania ciepła i energii elektrycznej z wód geotermalnych
o temperaturach powyżej 120°C, pozyskiwanych głębokim otworem wydobywczym, została
przedstawiona w pracy [4]. Schemat jednego z rozpatrywanych w niej układów elektrociepłowni jest pokazany na rysunku 12.
Rys. 12. Uproszczony schemat elektrociepłowni geotermalnej [4]
Płyn geotermalny o odpowiednio wysokiej temperaturze (>120oC) doprowadzany
z otworu eksploatacyjnego do wymiennika ciepła, przekazuje zawarte w nim ciepło do
właściwego czynnika roboczego siłowni, jakim jest woda. Podgrzana i przegrzana w nim
woda dopływa do wytwornicy pary, gdzie w wyniku procesu dławienia powstaje para wodna
nasycona. Oddzielona para dopływa do turbiny, w której ulega ekspansji wykonując pracę,
a następnie kondensuje w skraplaczu. Skropliny wraz z wodą z rozprężacza-separatora
kierowane są ponownie do wymiennika ciepła. Ponieważ płyn geotermalny opuszczający
wymiennik ma nadal wysoką entalpię, zawarte w nim ciepło może być wykorzystane do
celów grzewczych za pomocą dodatkowego wymiennika wody sieciowej (WWS), a pozostałe
ciepło niskotemperaturowe może służyć do ogrzewania innych obiektów.
Jak wspomniano, w Polsce temperatura wody geotermalnej tylko w nielicznych
przypadkach i przy bardzo głębokich odwiertach przekracza 120°C, a istniejące ciepłownie
geotermalne wykorzystują wody o temperaturach mniejszych od 86°C [22,25]. W związku
z tym mało realna jest budowa elektrowni geotermalnych z bezpośrednim odparowaniem
wody. Przy założeniu, że dyspozycyjne zasoby wody geotermalnej charakteryzują się
temperaturą poniżej 80 - 100°C, pod uwagę mogą być brane jedynie elektrownie pracujące
wg niskotemperaturowego obiegu Clausiusa-Rankinea (obieg ORC) lub obiegu Kalina.
W siłowniach tych zamiast wody (pary wodnej) jako czynnik roboczy są wykorzystywane
substancje o niskiej temperaturze wrzenia, najczęściej związki organiczne. Pierwsza
elektrownia geotermalna, bazująca na tym procesie, została zbudowana w latach 1965 – 1967
na Kamczatce (Paratunka Power Plant). [26].
Potwierdzeniem możliwości budowy tego typu instalacji, może być uruchomiona w 2003
roku geotermalna elektrownia ORC w Neustadt Glewe (Niemcy). Elektrownia o mocy
210 kWe jest zasilana wodą o temperaturze zbliżonej do temperatur wody w niektórych
złożach geotermalnych w Polsce (np. Stargard Szczeciński).
W pracy siłowni niskotemperaturowej istotnym jest dobór czynnika roboczego, jakim są
płyny niskowrzące. Ich zastosowanie i przydatność zależą od szeregu parametrów, takich jak:
temperatura wrzenia, temperatura i ciśnienie krytyczne, entalpia parowania, ciepło właściwe
(w stanie ciekłym i parowym) oraz kształt krzywej nasycenia [1].
Ze względu na krzywą nasycenia czynniki niskowrzące można podzielić na dwie grupy.
Do grupy pierwszej są zaliczane substancje, dla których ekspansja izentropowa zaczynająca
się na linii pary nasyconej suchej, odbywa się w obszarze pary przegrzanej. Do grupy drugiej
zalicza się te substancje, dla których proces ekspansji rozpoczęty na linii nasycenia, przebiega
w obszarze pary wilgotnej. W praktyce, w obiegach siłowni ORC są najczęściej stosowane
czynniki robocze grupy pierwszej. Szczegółowe informacje na temat budowy i zasad
funkcjonowania siłowni z czynnikami niskowrzącymi podane są w literaturze [21,24,26].
Przykładową ocenę pracy niskotemperaturowej elektrowni geotermalnej przedstawiono
na przykładzie instalacji (rys. 11) zasilanej wodą geotermalną o strumieniu 100 m3/h i
temperaturze 80 - 100 oC. W obliczeniach wykonanych na bazie metodyki podanej w pracy
[24] założono temperaturę skraplania w przedziale 10 - 30 oC. Obliczenia wykonano dla
trzech przykładowych czynników roboczych grupy pierwszej. Przy ich wyborze kierowano
się wartościami ciśnień oraz wskaźnikami oceny ekologicznej (niski potencjał niszczenia
warstwy ozonowej i tworzenia efektu cieplarnianego [1].
K [%]
Wyniki obliczeń przedstawiono graficznie na kolejnych rysunkach. Na rysunku 13
pokazano sprawność termiczną obiegu siłowni, a na rysunku 14 moc wewnętrzną turbiny,
wyznaczone dla trzech różnych czynników obiegowych i uzyskane dla wody geotermalnej
o temperaturze 100°C i strumieniu 100 m3/h, przy różnych temperaturach skraplania. Dla
porównania, na rysunku 10 pokazano wartości teoretycznej sprawność obiegu Carnota [24].
Tgeo=100°C
21
20
19
18
17
16
15
14
13
12
R600A
R124
R227
Carnot
30
25
20
15
10
T3 [°C]
Rys. 13. Sprawność obiegu C-R dla różnych czynników roboczych w funkcji temperatury wody
geotermalnej Tgeo i temperatury skraplania T3 [24]
Tgeo=100°C
Vgeo=100m3/h
465
NCR [kW]
415
R600A
365
R124
315
R227
265
215
30
25
20
15
10
T3 [°C]
Rys. 14. Moc wewnętrzna turbiny w funkcji temperatury skraplania czynnika T3, dla strumienia wody
geotermalnej Vgeo=100 m3/h o temperaturze tgeo=100oC [24]
Z porównania wykresów (rys. 10, rys. 11) wynika, że większa sprawność obiegu nie
odpowiada możliwości uzyskania większej mocy. Najwyższą sprawność uzyskano dla
czynnika R124, natomiast moc uzyskana dla tego czynnika jest nawet do 30% mniejsza niż
dla czynnika R227 (w zależności od zakresu temperatury, przy jakiej jest realizowany obieg).
Wynika to z ilości substancji roboczej krążącej w obiegu, która zależy od wielkości ciepła
parowanie (przy założeniu, że do dyspozycji jest określony strumień ciepła geotermalnego).
Niskie ciepło parowania czynnika roboczego sprawia, że w parowaczu może być odparowana
większa jego ilość, co przekłada się na odpowiednio większą moc obiegu (turbiny).
Jednocześnie na podstawie prowadzonych analiz można stwierdzić, że określenie
sprawności obiegu pracującego z niskowrzącym czynnikiem roboczym nie jest wystarczające
do jego oceny energetycznej, ponieważ przy zbliżonej sprawności dla różnych czynników
uzyskiwane są różne wielkości mocy. Największą mocy obiegu uzyskano dla czynników, dla
których temperatura górnego źródła ciepła była najbardziej zbliżona do temperatury
krytycznej czynnika.
Z analiz dotyczących wytwarzania energii elektrycznej w siłowni ORC wykorzystującej
do tego celu wodę geotermalną o temperaturze 86°C, czyli taką jaką dysponuje ujęcie
geotermalne w Stargardzie Szczecińskim, wynika, że przy strumieniu wody 100 m3/h,
w siłowni można uzyskać moc teoretyczną rzędu 240 kW.
Potwierdzeniem praktycznych możliwości wytwarzania energii elektrycznej z energii
średniotemperaturowych wód geotermalnych jest eksperymentalna elektrownia zbudowana
w Katedrze Techniki Cieplnej ZUT w Szczecinie [21]. Prowadzone z jej użyciem prace
wykazały, że w warunkach polskich jest możliwe wykorzystanie energii geotermalnej do
wytwarzania energii elektrycznej w układach niskotemperaturowych siłowni ORC, co między
innymi pozwoliłoby na pełną eksploatację niektórych istniejących źródeł termalnych, także
poza sezonem ogrzewczym.
7.
TECHNOLOGIA HDR
Ocenia się, że w strukturach gorących skałach usytuowanych na dużych głębokościach
i tworzących płaszcz Ziemi jest zakumulowany znaczny potencjał energetyczny. Energia ta
zwana energią petrogeotermalną (czasami geotermiczną), jest możliwa do pozyskania za
pomocą specjalnych technologii, odmiennych od omówionych powyżej technologii hydrogeotermalnych. Technologie te umożliwiają eksploatację energii zgromadzonej w suchych
gorących skałach (technologia HDR) lub skałach słabo przepuszczalnych, sztucznie
szczelinowanych (technologia HFR, Hot Fracktured Rock) [3,13].
Pojęcie suchych gorących skał odnosi się do warstw skalnych, w których nie występują
naturalne zasoby wody i pary, i które stanowią znaczny rezerwuar ciepła, charakteryzujący się
dużym potencjałem energetycznym. Należą tutaj przede wszystkim lite skały krystaliczne, np.
granity, o temperaturze powyżej 150oC. Koncepcja wykorzystania zgromadzonej w nich
energii została opracowana w latach 70. XX wieku i bazuje na sztucznym szczelinowaniu
fragmentu górotworu, np. metodą stymulacji hydraulicznej. Do otrzymanej w ten sposób
rozległej sieci szczelin (mikrokanałów), tworzących w kompleksie skalnym swego rodzaju
wymiennik ciepła, wprowadza się otworem zatłaczającym wodę pod wysokim ciśnieniem,
która odbiera ciepło od gorących skał i po uzyskaniu odpowiedniej temperatury wypływa na
powierzchnię otworem eksploatacyjnym [3,5,22].
Technologia szczelinowania może być użyta także do skał wodonośnych o odpowiednio
wysokiej temperaturze (>150oC), ale o niskiej lub niewystarczającej przepuszczalności, którą
można poprawić metodami stymulacji hydraulicznej. Ma to na celu zwiększenie przepływu
nośnika energii i zwiększenie powierzchni wymiany ciepła pomiędzy skałą i wodą.
W obu przypadkach, wypływająca na powierzchnię ziemi gorąca przegrzana woda może
być wykorzystana do celów ciepłowniczych i energetycznych, w tym do konwersji na energię
elektryczną z użyciem układu siłowni parowej lub siłowni binarnej. Schłodzona woda jest
ponownie zatłaczana do zbiornika skalnego w celu ponownego odebrania ciepła, a jej obieg
ulega zamknięciu.
Pionierskie prace w zakresie pozyskania i wykorzystania ciepła gorących suchych skał
były realizowane w latach 1973 - 1996 w Nowym Meksyku (Stany Zjednoczone) i stanowił
próbą wykonania w pełnej skali wymiennika HDR. Z kolei pierwsza w Europie instalacja
HDR został zrealizowana w miejscowości Soultz-sous-Forets we Francji. Prace rozpoczęły
się w roku 1987, a w 2008 r. została uruchomiona elektrownia HDR o mocy 1,5 MWe.
Planowana , docelowa moc instalacji powinna osiągnąć 6MWe.
W Polsce badania nad możliwościami zastosowania technologii HDR są prowadzone
w Sudetach (skały szczelinowane) [2].
W odróżnieniu od geotermii hydrotermalnej instalacje HDR (także HFR) pozwalają
wykorzystać ogromne zasoby energii, będące do dyspozycji w dowolnym czasie i praktycznie
w dowolnym miejscu, uwzględniając ekonomikę wierceń. Dobrą lokalizacją są tutaj głębokie
formacje granitowe pokryte warstwą izolujących cieplnie skał osadowych. Natomiast
pewnym problem technicznym jest hydrauliczne szczelinowanie skał, które niesie zagrożenia
natury sejsmicznej, czego przykładem może być realizacja projektu instalacji HDR w Bazylei
(Szwajcaria) [14].
8.
PODSUMOWANIE
Najstarszym sposobem praktycznego wykorzystania wód termalnych w Polsce było i jest
zastosowanie do celów leczniczych. Natomiast w ostatnich dwóch dekadach zaobserwowano
wzrost zainteresowania wykorzystaniem energii geotermalnej dla celów energetycznych,
w wyniku czego powstało pięć ciepłowni geotermalnych, w których wytwarzane jest ciepło
dla potrzeb ogrzewania. Ciepłownie te różnią się między sobą stosowanymi rozwiązaniami
technicznymi, a różnice wynikają przede wszystkim z parametrów wód geotermalnych,
wielkości mocy cieplnej oraz wielkości i rodzaju odbiorców ciepła.
Wg danych za rok 2011/12, sumaryczna moc cieplna zainstalowana i oszacowana we
wszystkich instalacjach geotermalnych w Polsce wynosiła około 160 MWt, w tym 76 MWt
było pozyskiwane z wód termalnych. Natomiast całkowita moc cieplna zainstalowana
w ciepłowniach geotermalnych wyniosła około 154 MWt, z czego na ujęcia geotermalne
przypada 71 MWt. Pozostała część mocy grzejnej jest zainstalowana w konwencjonalnych
źródłach ciepła, opalanych paliwami tradycyjnymi [16].
Całkowita ilość ciepła wytworzonego we wszystkich instalacjach geotermalnych jest
szacowana na około 612 TJ, przy czym udział energii geotermalnej stanowi około 432 TJ.
Natomiast całkowita ilość ciepła wyprodukowana w ciepłowniach geotermalnych wyniosła
około 551 TJ, z czego 370 TJ przypadło na ciepło geotermalne, a pozostała część pochodziła
ze źródeł szczytowych opalanych paliwami konwencjonalnymi (gaz ziemny, olej opałowy,
biomasa) [16].
Stosunkowo niewielkie moce zainstalowane oraz wytwarzane w nich (i zużywane)
ciepło geotermalne przypadają na uzdrowiska i obiekty rekreacyjne (4,9 MWt, 62 TJ).
W odniesieniu do całkowitej zainstalowanej mocy grzewczej oraz całkowitego zużycia
energii na potrzeby ciepłownicze w Polsce, podane powyżej wielkości stanowią zaledwie
ułamek procenta, co świadczy o niewielkim udziale ciepła pozyskiwanego z wód
geotermalnych w ogólnym zużyciu energii wytwarzanej w źródłach konwencjonalnych.
Należy jednak sądzić, że doświadczenia zdobyte w trakcie projektowania, budowy
i eksploatacji istniejących instalacji umożliwią przygotowanie projektów kolejnych instalacji
oraz budowę i uruchomienie następnych inwestycji, uwzględniając lokalne uwarunkowania
oraz aktualne i przyszłe zapotrzebowanie na ciepło. Jednym z ważnym wniosków
wynikających z dotychczas prowadzonych analiz pracujących ciepłowni jest to, że w celu
poprawy opłacalności ich funkcjonowania wskazane jest kompleksowe zagospodarowanie
energii geotermalnej, najlepiej w systemach kaskadowego odbioru ciepła. Nieodzowną
czynnością jest także modernizacja istniejących sieci ciepłowniczych, węzłów cieplnych
i sieci wewnętrznych, którą należy prowadzić równolegle z budową ciepłowni geotermalnej.
Biorąc pod uwagę duże zasoby wód geotermalnych oraz istniejące opracowania studialne
dotyczące możliwości ich wykorzystania w wielu miejscowościach w Polsce, można wyrazić
pogląd, że w najbliższych latach ilość ciepłowni geotermalnych powinna stopniowo wzrastać.
Jednocześnie w licznych pracach [15,22,25] podane zostały warunki sprzyjające wdrażaniu
projektów ciepłowni geotermalnych. Budowa takich obiektów jest uzasadniona przede
wszystkim w miejscowościach o dużej liczbie mieszkańców i rozbudowanym przemyśle,
którzy to odbiorcy gwarantują możliwie stały i duży odbiór ciepła z ujęć geotermalnych.
Tym samym należy spodziewać się, że w pobliżu ciepłowni geotermalnych będą
budowane także inne obiekty wykorzystujące energię geotermalną, co jest częściowo już
obserwowane. Mogą to być obiekty typowo rekreacyjne, takie jak baseny i parki wodne, ale
również obiekty o przeznaczeniu rolniczym i przemysłowym – szklarnie, suszarnie, baseny
do hodowli ryb itp. Tworzenie instalacji o zróżnicowanych temperaturowo odbiorcach ciepła
sprzyja większej efektywności i lepszemu wykorzystaniu energii geotermalnej.
Ponadto prowadzone liczne prace wskazują, że w warunkach polskich jest możliwe
wykorzystanie energii geotermalnej do wytwarzania energii elektrycznej z zastosowaniem
niskotemperaturowych siłowni ORC, co między innymi pozwoliłoby na pełną eksploatację
istniejących źródeł termalnych, zwłaszcza poza sezonem grzewczym.
9.
LITERATURA
1.
Bonca Z., Butrymowicz D. i inni.: Handbook: Refrigeration fluids and heat carriers, IPPU
Masta, 1998.
Bujakowski W., Tomaszewska B.: Badania i geotermalne projekty inwestycyjne w Polsce –
przegląd. Konferencja dot. współpracy Polsko-Islandzkiej w zakresie geotermii . Ministerstwo
Gospodarki. Warszawa, 19.09.2012.
Boyle G.: Renewable energy. Power for a sustainable future, Oxford University Press 2004.
Chodkiewicz R., Hanausek P., Porochnicki J.: Pozyskiwanie energii elektrycznej ze źródła
geotermalnego (na przykładzie możliwości wykorzystania otworu wiertniczego na terenie
Politechniki Łódzkiej). Cieplne Maszyny Przepływowe, 120(2001), s. 19-37.
Djadkin J. D., Parijskij J. M.: Izvlečenie i ispolzovanie tepla zemli, Izd. LGI, Leningrad 1977
Geotermia Mazowiecka. Materiały informacyjne, Mszczonów, 2012.
Geotermia na Podhalu. Materiały informacyjne, Zakopane, 2012.
Geotermia na Pyrzyce. Materiały informacyjne, Pyrzyce, 2012.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
31.
Geotermia Uniejów. Materiały informacyjne, Mszczonów, 2012.
Geotermia w Polsce – działania Ministerstwa Środowiska w celu promowania geotermii.
Polsko-Islandzka konferencja nt. współpracy w zakresie geotermii, 19.09.2012 r., Warszawa.
Górecki W.: Atlas zasobów geotermalnych na Niżu Polskim. Formacji Paleozoiku / Formacja
Mezozoiku. AGH/Ministerstwo Środowiska. Kraków 2006
Górecki W., Kuźniak T., Kozdra T.: Zasoby wód i energii geotermalnej na Niżu Polskim oraz
możliwości ich przemysłowego wykorzystania, Odnawialne Źródła Energii, Warszawa, 1011.12.2001.
Harsh Gupta, Sukanta Roy; Geothermal energy: an alternative resource for the 21st century.
Elsevier, 2007.
Haering, M. O.: Developing deep heat mining in Basel: a status report. Materiały konferencyjne
CD. European Geothermal Congress, 30.05-01.06.2007, Unterhaching 2007.
Kabat M., Nowak W., Sobański R.: Zasady wykorzystania energii wód geotermalnych do celów
ogrzewczych budynków. Projekt KBN Nr 7TO7G-010-10 (Materiały nie publikowane),
Szczecin 1999.
Kępińska B.: Obecny stan oraz perspektywy rozwoju wykorzystania energii geotermalnej
w Polsce. Konferencja dot. współpracy Polsko-Islandzkiej w zakresie geotermii. Ministerstwo
Gospodarki. Warszawa, 19.09.2012.
Kępińska B.: Energia Geotermalna w Polsce – stan wykorzystania, perspektywy rozwoju.
Technika Poszukiwań Geologicznych. Geotermia, Zrównoważony Rozwój. 1-2/2011, s.7-17.
Lound J.W.: Sposoby bezpośredniego wykorzystania energii geotermalnej. Technika
Poszukiwań Geologicznych, Geosynoptyka i Geotermia, 4(2000).
Miejski System ciepłowniczy w Pyrzycach – praktyczne wykorzystanie energii geotermalnej
w Polsce. Międzynarodowe Seminarium Naukowo-Techniczne. Szczecin, 10.02.1996.
Ney R., Sokołowski J.: Wody geotermalne Polski i możliwości ich wykorzystania, Nauka
Polska, Nr 6, 1987
Nowak W. i inni: Wstępne wyniki badań prototypowego układu minisiłowni z ORC zasilanej
wodą o temperaturze 100°C. Przegląd Geologiczny, vol. 58, nr 7, 2010, str. 622-625.
Nowak W., Sobański R., Kabat M., Kujawa T.: Systemy pozyskiwania i wykorzystania energii
geotermicznej, Wyd. Uczelniane Politechniki Szczecińskiej, Szczecin 2000.
Nowak W, Stachel A.: Analysis of the floor-heating influence on the degree of geothermalenergy use in the central heat source, Acta Mechanica Slovaka, 3(2000), 417-422.
Nowak W., Stachel A.A.: Elektrownie binarne jako sposób wykorzystania energii geotermalnej
do produkcji energii elektrycznej w Polsce. Sesja KPE PAN: Nowoczesne Technologie
Energetyczne, 21-22.10.2004, Gdańsk. Materiały, str. 131-135.
Nowak W, Stachel A.: Stan i perspektywy wykorzystania niektórych odnawialnych źródeł
energii w Polsce, Wyd. Uczelniane Politechniki Szczecińskiej, Szczecin 2004.
Nowak W, Stachel A., Borsukiewicz A: Zastosowania odnawialnych źródeł energii, Wyd.
Uczelniane Politechniki Szczecińskiej, Szczecin 2008.
Prawo geologiczne i górnicze. Ustawa z dnia 9.06.2011. Dz.U. 2011 nr 163 poz. 981.
Sobański R., Kabat M., Nowak W.: Jak pozyskać ciepło z Ziemi, COIB, Warszawa 2000.
Sokołowski J.: Metodyka oceny zasobów geotermalnych I warunki ich występowania w Polsce,
Mat. Polskiej Szkoły Geotermalnej, III Kurs, Wyd. PGA i CPPGSMiE PAN, KrakówStręszecin 1997.
Sokołowski J.: Zarys programu działań w zakresie energii geotermalnej, Instal 10(2001), 54-57.
Wiśniewski S.: Wpływ parametrów pozyskiwania i wykorzystania energii geotermalnej
na efektywność pracy ciepłowni geotermalnej z regulacją ilościową. Praca doktorska,
Szczecin 2009.
Piotr Banaszuk, Andrzej Kamocki
Politechnika Białostocka
Katedra Ochrony i Kształtowania Środowiska
WPŁYW WYKORZYSTANIA
ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII
NA ŚRODOWISKO
1. ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII W KRAJACH UNII EUROPEJSKIEJ
Kraje Unii Europejskiej, dążąc do przeciwdziałania zmianom klimatycznym, zobowiązały się do
realizowania pakietu klimatyczno-energetycznego "3x20", który nakłada obowiązek ograniczenia do
2020 roku o 20% emisji CO2, zmniejszenia o 20% zapotrzebowania na energię oraz zwiększenia do
20% zużycia energii ze źródeł odnawialnych. Udział energii odnawialnej w pozyskiwaniu energii
pierwotnej w UE-25 już wcześniej systematycznie zwiększał się i w latach 2003 – 2008 wzrósł z 11%
do niemal 18%. Tak dynamiczne zmiany są wynikiem zmniejszania się pozyskiwania energii
pierwotnej i wzrostu ilości energii pozyskiwanej ze źródeł odnawialnych (tab. 1).
Tab. 1 Pozyskanie energii pierwotnej, w tym ze źródeł odnawialnych, w UE–25 i w Polsce w latach 2001 – 2008 (BERENT–KOWALSKA
i in., 2010).
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Pozyskanie energii pierwotnej
893,8
892,6
886,9
882,8
850,0
831,3
811,5
803,6
ogółem w UE [Mtoe]
W Polsce [Mtoe]
80,2
80,0
79,9
78,7
78,4
77,7
72,6
71,3
W
tym
ze
źródeł
97,0
95,0
102,7
110,2
113,9
121,5
134,7
141,7
odnawialnych w UE [Mtoe]
W Polsce [Mtoe]
4,1
4,1
4,1
4,3
4,5
4,8
4,9
5,4
Udział energii ze źródeł
10,9
10,6
11,6
12,5
13,4
14,6
16,6
17,6
odnawialnych
w energii
pierwotnej ogółem [%]
W Polsce [%]
5,1
5,2
5,2
5,5
5,8
6,1
6,7
7,6
*) w pozycji energia pierwotna ogółem nie uwzględnia się energii węgla odzyskiwanego z hałd kopalnianych
i energii paliw odpadowych pochodzenia nieorganicznego.
W krajach wspólnoty energia odnawialna jest pozyskiwana z różnych źródeł, dominuje jednak
biomasa stała, której udział waha się od 35% w Niemczech do niemal 98% w Estonii. Udział energii
wody, kolejnego pod względem pozyskania OZE, wahał się od 0,3% w Estonii do 39% w Austrii.
W 2008r. wykorzystanie energii słonecznej było znikome. Korzystnie na tle innych krajów wyróżniały
się Niemcy i Austria, w których energia słoneczna stanowiła odpowiednio 1,4 i 2,5 % pozyskanej EO
(BERENT–KOWALSKA i in., 2010).
Tab. 2 Udział źródeł energii odnawialnej w wybranych krajach Unii Europejskiej w 2008 r. (BERENT–KOWALSKA i in., 2010)
Biomasa stała
Energia
sloneczna
Energia wody
UE
25
46,0
Austria
Czechy
Estonia
Finlandia
Litwa
Łotwa
Niemcy
Polska
Słowacja
Szwecja
47,8
79,8
97,9
80,8
86,6
83,4
35,0
87,7
47,5
51,7
1,2
1,4
0,2
0,0
0,0
0,0
0,0
2,5
0,0
0,0
0,1
18,6
39,4
7,1
0,3
16,0
4,0
15,0
6,1
3,4
32,9
37,0
Energia wiatru
Biogaz
Biopaliwa
Energia
geotermalna
Odpady
komunalne
7,2
5,4
7,1
2,1
3,0
3,4
0,9
3,7
4,3
1,5
0,4
0,0
0,2
0,5
0,1
1,2
0,3
7,7
0,3
0,5
1,9
11,7
12,4
15,0
1,3
1,8
5,5
O,1
0,9
13,2
1,1
0,6
2,9
4,0
0,5
0,0
0,0
0,0
0,1
0,0
0,8
0,2
1,0
0,0
10,5
2,5
4,1
0,0
2,3
0,0
0,0
16,5
0,0
4,4
6,6
Odnawialne źródła energii, jeśli są racjonalnie wykorzystywane, mogą bez wątpienia przyczynić się
do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Często jednak dynamiczny rozwój OZE niesie ze sobą
wiele niekorzystnych, nieprzewidzianych wcześniej zmian środowiskowych, które w opinii różnych
grup społecznych podważają zasadność ich wprowadzania.
2. OZE – WYBRANE ASPEKTY ŚRODOWISKOWE
Energetyczne wykorzystanie biomasy
Biomasa z upraw rolniczych i leśnych oraz odpady organiczne z produkcji zwierzęcej i roślinnej
mogą być użytkowane, jako surowiec przemysłowy albo energetyczny do wytwarzania energii
elektrycznej, cieplnej lub biopaliw płynnych. Biomasa ma duży potencjał energetyczny, a jego
racjonalne wykorzystanie jest szansą dla ochrony klimatu. Zasoby biomasy są jednak ograniczone
i w perspektywie kilku dziesięcioleci jej energetyczne znaczenie zmaleje na rzecz energii wiatru
i słońca. Rosnące zapotrzebowanie na żywność i powiększający się niedobór powierzchni uprawnych
wraz z rosnącą ceną paliw kopalnych wpłyną na zwiększenie się kosztów produkcji rolnej, w tym
i kosztów wytwarzania biomasy energetycznej, w przeciwieństwie do taniejących technologii
fotowoltaicznych i wiatrowych. Obecnie jednak biomasa jest najtańszym i najprostszym
w wykorzystaniu, a przez to powszechnie stosowanym, nośnikiem energii (KLIMASCHUTZ…,
2007).
Ocena oddziaływania na środowisko biopaliw z upraw roślin energetycznych (Analiza Cyklu
Życiowego, LCA) jest trudna. Podstawowym elementem LCA jest ocena wielkości emisji gazów
cieplarnianych podczas uprawy i pozyskiwania biomasy. Pozytywny bilans ma zazwyczaj etap
pozyskiwania surowca roślinnego (REINHARDT I in.,2006; KLIMASCHUTZ…, 2007), jego
przetwarzanie w biopaliwa może mieć już wątpliwy efekt środowiskowy. Niektóre źródła podają, że
produkcja i stosowanie biodiesla z oleju rzepakowego znacząco zmniejsza emisję gazów
cieplarnianych, według innych zaś, emisja podtlenku azotu z upraw rzepaku równoważy wszystkie
korzyści związane z zastąpieniem paliw kopalnych przez biopaliwo (FEEHAN i PETERSEN, 2004).
Szczególnie źle na klimat oddziałuje zmiana użytkowania terenu i przekształcanie trwałych
użytków zielonych lub powierzchni leśnych, przyjaznych środowisku i przyczyniających się do
sekwestracji CO2, w intensywne uprawy takich roślin jak kukurydza, rzepak, czy wierzba
energetyczna (BERGSMA i in., 2010). Użytki zielone w Europie Środkowej mogą przeciętnie wiązać
60 g C /m2 (JANSSENS i in., 2005), podczas gdy z gruntów ornych uwalnia się przeciętnie 70 g C/m2
rocznie. Zmiana sposobu użytkowania wiąże się zatem z uwalnianiem netto około 130 g C/m2/rok.
Polska już dzisiaj ma zły bilans CO2, ponieważ z upraw, użytków zielonych, lasów i mokradeł uwalnia
się netto około 22 g C/m2, na co składa się między innymi emisja 37 g C/m2 z pól ornych i 26 g C/m2
z torfowisk. Wiązanie CO2 w biomasie leśnej nie równoważy strat z terenów uprawnych
i przesuszonych mokradeł (JANSSENS i in., 2005).
Uprawa i pozyskiwanie biomasy energetycznej nie są „z definicji” przyjazne dla środowiska.
Wynoszenie z (agro)ekosystemu „nadwyżek” słomy, czy drewna odpadowego z produkcji leśnej
zawsze wiąże się z naruszeniem cyklu biogeochemicznego, głównie ze zubażaniem siedlisk
w pierwiastki biogeniczne i materię organiczną. Wraz ze zwiększaniem obszarów przeznaczonych na
uprawę biomasy należy się liczyć z rosnącym i złożonym oddziaływaniem na środowisko
przyrodnicze, zanieczyszczanie gleb oraz wód podziemnych i powierzchniowych przez składniki
nawozowe i środki ochrony roślin. Pola przeznaczone pod wielkopowierzchniową uprawę monokultur
energetycznych, np. kukurydzy lub rzepaku są narażone na wzmożoną erozję wietrzną i wodną.
W wyniku stosowania ciężkiego sprzętu dochodzi w nich do niekorzystnych przemian właściwości
fizycznych gleb. Ryzyko degradacji środowiska jest szczególnie duże w przypadku upraw na lekkich
i przepuszczalnych glebach wykształconych z piasków (RODE i in., 2005).
Zwiększenie areału intensywnych upraw roślin energetycznych (podobnie zresztą jak
i konwencjonalnych upraw rolniczych) ma znacząco negatywny wpływ na krajobraz i różnorodność
biologiczną, co wyraźnie zmniejsza wartość przyrodniczą i estetyczną terenów wiejskich (RODE i in.,
2005; FAHRING i in., 2011; KLEIJN i in., 2011). Obszary upraw energetycznych odznaczają się
wyjątkową monotonią i ubóstwem gatunków, co wskazuje, że dotychczasowe metody produkcji
biomasy mogą stać w sprzeczności z potrzebami ochrony przyrody. Drastycznym przykładem
konfliktu może być wprowadzane upraw polowych na dotychczasowe użytki zielone, mokradła
w dolinach rzek i obniżeniach lub rezygnacja z ekstensyfikacji w ramach programów rolno–
środowiskowych na rzecz intensywnej uprawy towarowej. Dużym problemem jest również
wprowadzanie nowych, inwazyjnych gatunków roślin energetycznych.
Energetyczne wykorzystywanie biomasy wiąże się też z wytwarzaniem tlenków siarki i azotu,
zakwaszających i eutrofizujących środowisko. Emisja składników eutroficznych jest największa przy
produkcji biogazu, w uprawie rzepaku i na plantacjach krzewów i drzew. W przypadku fermentacji
metanowej biomasy szczególnie duże uwalnianie tlenków azotu i amoniaku wiąże się ze stosowaniem
osadu pofermentacyjnego do nawożenia pól (NITSCH i in. 2004). Spalanie biomasy (zwłaszcza
słomy) w małych instalacjach grzewczych powoduje zanieczyszczanie atmosfery lotnymi związkami
organicznymi (LZO), wielopierścieniowymi węglowodorami aromatycznymi (WWA), tlenkami siarki,
związkami chloru, aldehydami, alkoholami, fenolami i najbardziej toksycznymi dioksynami oraz
wolnymi rodnikami. Większość tych związków ma charakter drażniący i rakotwórczy. Poza tym
emitowany jest pył o bardzo małej średnicy cząsteczek PM 10 (< 10 mikronów) i PM 2,5 (< 2,5
mikrona), który absorbuje większość z wyżej wymienionych substancji. Udział pyłów PM 10
w całkowitej ilości pyłów powstających podczas spalania drewna może osiągać 90%. W Niemczech
szacuje się, że w latach 2002 i 2003 ilość mikrocząsteczek pyłów emitowanych z palenisk domowych
wzrosła do 24,0 tys. t. Jest to ilość przekraczająca emisję z transportu drogowego (Klimaschutz…,
2007). Nawet nowoczesne wysokosprawne kotły na biomasę emitują kilka gramów pyłu na kilogram
spalanego drewna. Dlatego też w dużych źródłach ciepła, w których paliwem jest biomasa należy
koniecznie stosować instalację oczyszczania spalin. Wpływa to jednak na zwiększenie kosztów
wytwarzania ciepła.
Podsumowując, pozyskiwanie biomasy energetycznej oprócz powszechnie znanych zalet ma także
bardzo niekorzystne strony. Szczególnie krytycznie należy ocenić:
Powstanie monokultur uprawowych z dużym udziałem rzepaku (dla produkcji oleju) oraz
kukurydzy (komponent do produkcji biogazu rolniczego), co prowadzi do zanieczyszczenia
środowiska, zubożenia krajobrazu i różnorodności biologicznej i zaniku tradycyjnego,
efektywnego, oszczędzającego energię i surowce sposobu gospodarowania rolniczą
przestrzenią produkcyjną,
Nadmierne eksploatowanie lasów i zadrzewień dla pozyskiwania biomasy
Wypieranie regionalnych surowców energetycznych przez tanią importowaną biomasę (np.
olej palmowy, etanol) i przenoszenie problemów środowiskowych związanych z deforestacją
i zanieczyszczeniem gleb i wód na producentów biomasy i biopaliw z Ameryki Łacińskiej,
Afryki sub-Saharyjskiej i Azji południowo-wschodniej.
Energetyka wiatrowa
2.1.1 Oddziaływanie na krajobraz
Utrzymanie dobrego stanu krajobrazu, postrzeganego jako kompleks wartości wizualnych
i estetycznych wykształconych w wyniku przeplatającego się oddziaływania czynników
przyrodniczych i działalności człowieka, jest jednym z fundamentalnych działań na rzecz szeroko
pojmowanego ładu przestrzennego. W ostatnich latach przestrzeń wiejska, której niegdyś
przypisywano jedynie funkcję produkcyjną, zyskała nową wartość związaną z ochroną przyrody
i turystyką (KUPIDURA i in., 2011). Wieże siłowni wiatrowych, osiągające wysokość znacznie ponad
sto metrów wraz z liniami energetycznymi oraz maszty sieci komórkowych są uznawane za elementy
przestrzenne w największym stopniu pogarszające walory krajobrazowe. Są też zazwyczaj najgorzej
ocenianym antropogenicznym elementem krajobrazu kulturowego. W przeciwieństwie do
powszechnie akceptowanych dominant krajobrazowych, takich jak np. wieże kościołów we wsiach,
wysokie budowle warowne lub rezydencjonalne, widoczne ze znacznych odległości linie
energetyczne, są zazwyczaj odbierane źle. Należy zdawać sobie jednak sprawę, że indywidualizm
i subiektywność odczuć powoduje, że pewne grupy ludzi nie zauważają wież wiatrowych
i związanych z nimi linii przesyłowych lub nie przywiązują do ich obecności wagi związanej
z estetyką. Czasami obecność infrastruktury energetycznej budzi nawet wrażenia pozytywne, wiążące
się z ochroną środowiska, postępem technicznym i rozwojem gospodarczym regionu
(ENVIRONMENTAL…). Nie wiadomo jednak na ile te postawy i odczucia są obecne w dzisiejszym
społeczeństwie. Psychologiczny odbiór infrastruktury elektroenergetycznej zmienia się w czasie
i niektóre wyniki badań szybko tracą na aktualności, co uniemożliwia ich uogólnianie i po pewnym
czasie czyni je zupełnie nieużytecznymi z naukowego punktu widzenia (FURBY i in., 1988).
Oddziaływanie elektrowni wiatrowych na krajobraz należy rozpatrywać nie tylko w aspekcie jego
percepcji. Nie bez znaczenia jest przecież zmniejszanie wartości nieruchomości zlokalizowanych
w sąsiedztwie lub z których są widoczne zespolone elektrownie wiatrowe (ZEW). Problem ten nie
został jeszcze potwierdzony rzetelnymi badaniami na terenie naszego kraju, niemniej analizy
przeprowadzonych transakcji sprzedaży nieruchomości w Kornwalii wskazują na mniejsze prawie
o połowę ceny nieruchomości zlokalizowanych w odległości mniejszej niż 1,6 km od farmy wiatrowej
(RICS, 2004). Ważne jest także potencjalne pogorszenie atrakcyjności turystycznej terenów
o ponadprzeciętnych walorach krajobrazowych i kulturowych. Turystyka stanowi przecież dodatkowe,
ale niezwykle istotne źródło utrzymania gospodarstw, a niefrasobliwa lokalizacja ZEW może zaburzyć
to świadczenie ekosytemowe.
Elektrownie wiatrowe, jak prawie każdy element infrastruktury technicznej, są emitorami hałasu
infradźwiękowego oraz pola elektromagnetycznego, co może mieć negatywny wpływ na zdrowie
i jakość życia mieszkańców. Raport „Wind Turbine Sound and Health Effects. An Expert Panel
Review” (COLBY i in., 2009) wyklucza negatywny wpływ ZEW na zdrowie lub samopoczucie
człowieka, o ile turbiny są zlokalizowane zgodnie z obowiązującymi normami oraz są w dobrym
stanie technicznym. Oczywiście konkluzje nie są ostateczne. Kwestią nierozwiązaną w raporcie,
a mogącą oddziaływać na zdrowie człowieka, jest „efekt migotania cieni”.
Ocena społecznej percepcji przemian krajobrazu jest niezwykle złożona. W wielu wypadkach
realizacja inwestycji prowadzi do konfliktów społecznych: za inwestycją jest stosunkowo nieliczna
grupa ludzi czerpiących trwałe i wymierne korzyści z działania elektrowni wiatrowych, przeciwko jest
zdecydowanie liczniejsza grupa, która widzi wyłącznie negatywne strony istnienia ZEW. Konsultacje
społeczne na temat planów zadań ochronnych obszarów Natura 2000 prowadzone w północnej części
woj. podlaskiego zostały zdominowane przez planowaną budowę elektrowni wiatrowych i linii
przesyłowych. Przeważały reakcje negatywne wywołane przez doświadczenia z siłowniami
istniejącymi już w powiatach sejneńskim i suwalskim. Z kolei na spotkaniach prowadzonych
w południowej części Podlasia informacje o planowanych do realizacji farmach wiatrowych
przyjmowano obojętnie.
2.1.2 Oddziaływanie na faunę
Największe kontrowersje budzą elektrownie wiatrowe w aspekcie oddziaływania na ornitoi chiropterofaunę. Te dwie grupy zwierząt są narażone na bezpośrednie i pośrednie oddziaływania
pojedynczych siłowni oraz wymaganej do ich funkcjonowania towarzyszącej infrastruktury liniowej.
Stryjecki i Mielniczuk (2011) wskazują na następujące negatywne oddziaływania farm wiatrowych na
awifaunę:
• możliwość śmiertelnych zderzeń z elementami wiatraków,
• bezpośrednią utratę siedlisk oraz ich fragmentację i przekształcenia,
• zmianę wzorców wykorzystania terenu,
• tworzenie efektu bariery.
W rzeczywistości wielkość negatywnych oddziaływań farm wiatrowych na populacje ptaków jest
ściśle związana z lokalizacją inwestycji. Wykluczenie na etapie oceny wstępnej terenów o wysokim
ryzyku kolizji pozwala na zachowanie obszarów kluczowych w celu zachowania lokalnych populacji.
W następstwie realizacji inwestycji w miejscu dużej koncentracji gatunków ptaków migrujących
i lęgowych należy spodziewać się wzrostu liczebności ofiar bezpośrednich kolizji z siłowniami
wiatrowymi. Najczęstsze przypadki śmiertelności w następstwie zderzeń bezpośrednich notowane są
wśród trzech gatunków ptaków drapieżnych: bielika, myszołowa zwyczajnego i kani rudej. Częstymi
ofiarami kolizji są także mewy, rybitwy, kaczki, łabędzie, bociany, skowronki i gołębie. Liczba
ptaków ginących w następstwie zderzenia, przeliczona na pojedynczą turbinę i rok obserwacji,
zawiera się w przedziale od 0 do 64 ofiar. Wartość średnia wyliczona na podstawie badań
prowadzonych na 100 farmach wiatrowych zlokalizowanych w Europie i Ameryce Północnej wynosi
6,76 osobnika/turbinę /rok (CHYLARECKI, 2011). Wydłużenie trasy do żerowisk lub zwiększony
wydatek energetyczny na jej pokonanie w następstwie omijania barier także przekłada się na
produktywność populacji.
Główne negatywne oddziaływanie na nietoperze dotyczy śmiertelności w następstwie kolizji oraz
pogorszenia jakości refugiów z wyraźnym wskazaniem na utratę oraz zmiany wzorców wykorzystania
przestrzeni w następstwie efektu barierowego. W aspekcie śmiertelności na uwagę zasługuję duża
ilości padnięć na skutek wewnętrznych krwotoków spowodowanych gwałtownymi zmianami ciśnienia
w bezpośrednim sąsiedztwie obracającego się rotora turbiny wiatrowej. Podobnie jak w przypadku
ptaków omijanie nowych przeszkód może wydłużyć drogę na żerowiska i wpłynąć na sukces
rozrodczy populacji nietoperzy.
Energetyka wodna
Praktycznie wszystkie dokumenty strategiczne na poziomie krajowym i regionalnym wskazują na
konieczność rozwoju energetyki wodnej. Argumentami za jej rozwojem jest konieczność zwiększenia
wykorzystania OZE w produkcji energii, oraz brak wykazywanego negatywnego wpływu energetyki
wodnej na środowisko.
Niewątpliwymi zaletami energetyki wodnej są ugruntowana wiedza i doświadczenie dotyczące
technologii produkcji, długi okres użytkowania obiektów technicznych, duża efektywność i bardzo
korzystny stosunek energii wyprodukowanej do zużytej w procesie produkcyjnym. Niestety, coraz
częściej zauważa się, że wytwarzanie energii w siłowniach wodnych niesie ze sobą szereg
negatywnych skutków dla środowiska. Początkowo łączono je wyłącznie z realizacją dużych budowli
piętrzących i funkcjonowaniem sztucznych zbiorników wodnych. Wyniki nowych badań wskazują
także na niekorzystne zmiany ekosystemów rzecznych, powstałe w następstwie budowy i eksploatacji
małych elektrowni wodnych, które wykorzystują niewielki spad wody. Elektrownie o niewielkiej
mocy i małej produkcji rocznej w niewielkim stopniu przyczyniają się do ograniczania emisji CO2, za
to ich obecność przerywa ciągłości ekologiczną rzek, zaburza reżim hydrologiczny, przerywa transport
rumoszu i prowadzi w konsekwencji do zmian morfologii koryta rzecznego. Zaburzenia reżimu
hydrologicznego i morfologii koryt powodują przemiany adaptacyjne biocenoz środowisk wodnych
i występujących w ich bezpośrednim sąsiedztwie . Najbardziej widoczne są zazwyczaj zmiany
w wodnych zbiorowiskach roślinnych - najszybciej reagują zbiorowiska związane z korytem, np.
zbiorowiska włosienicznika ze związku Ranunculion fluitantis, zarośla wrześni i wierzby siwej na
kamieńcach i żwirowiskach potoków górskich. Zdecydowanie później następuje reakcja asocjacji
roślinnych występujących na tarasie zalewowym. Degradacja łęgów Alno – Ulmion może być
widoczna dopiero po kilkudziesięciu latach od wystąpienia zaburzeń spowodowanych przez budowę
stopnia wodnego. Zmiany siedlisk wodnych mają negatywny wpływ na strukturę bezkręgowców
dennych, ichtiofaunę, a także ptaki. Znacznym problemem jest także śmiertelność ryb w turbinach
w następstwie braku ich zabezpieczeń. Przyczyny uszkodzeń ryb mogą być różne: wzrost ciśnienia lub
jego gwałtowny spadek, kawitacja, bezpośrednie uderzenia, ścieranie, ścinanie, czy też turbulencja
(AMARAL i in., 2003).
Podsumowanie
Punkt 44 Preambuły Dyrektywy w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych
(2009) jednoznacznie wskazuje na konieczność zapewnienia spójności między rozwojem OZE
i prawodawstwem wspólnotowym dotyczącym ochrony środowiska. Budowa instalacji do
wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych powinna być poprzedzone sumiennym rachunkiem
zysków i strat. Produkcja energii z biomasy, słońca i wiatru powinna przyczyniać się do ochrony
środowiska i zrównoważonego rozwoju, a nie być celem samym w sobie. W pozyskiwaniu energii
z OZ należy zwracać uwagę nie tylko na oddziaływania bezpośrednie i pośrednie, ale także na
kumulację oddziaływań powstających w następstwie ich nakładania się i wzmacniania. Składowymi
rachunku powinny być traktowane równoważne: bilans energetyczny, bilans CO2, oddziaływanie na
różnorodność biologiczna i krajobraz, a także efekty społeczne i gospodarcze.
Literatura:
1. AMARAL S., ALLEN G., AND HECKER G. Effects Of Hydrokinetic Turbines On Aquatic
Life: Turbine Passage And Fish Beahvior. 1st Annual MREC Technical Conference.
2. BERENT – KOWALSKA, G., KACPROWSKA, J., KACPERCZYK, G., JURGAŚ, A., 2010.
Energia ze źródeł odnawialnych w 2009 r. GUS Warszawa.
3. CHYLARECKI P., Zasady lokalizacji farm wiatrowych na obszarze Zielone Płuca Polski –
uwarunkowania ornitologiczne. W: Zasady lokalizacji farm wiatrowych na obszarze Zielone
Płuca Polski, Fundacja Zielone Płuca Polski, Białystok, 2011.
4. COLBY, D. W., DOBIE, R., LEVENTHALL, G., LIPSCOMB D.M., MCCUNNEY, R.
J.,SEILO, M. T., SONDERGAARD, B, Wind Turbine Sound and Health Effects. An Expert
Panel Review, 2009.
5. DYREKTYWA Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r.
w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca
i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE.
6. Environmental impacts of transmission lines. Public Service Commission of Wisconsin.
Electric10 (08/10), http://psc.wi.gov/thelibrary /publications/ electric/electric10.pdf; dostęp 17
czerwca 2011
7. FEEHAN, J., PETERSEN, J.–E., 2004. A framework for evaluating the environmental impact
of biofuel use. w: Biomass and agriculture. Sustainability, markets and policies. OECD, Paris
151–168.
8. FURBY, L., SLOVIC, P., FISCHHOFF, B., GREGORY, R. 1988. Public perceptions of
electric power transmission lines. J. Environmental Psychology, 8, 1, 19–43.
9. HERRMANN, A., TAUBE, F., 2006. Die energetische Nutzung von Mais in Biogasanlagen –
Hinkt die Forschung der Praxis hinterher? Berichte über Landwirtschaft 84, S. 165–197.
10. JANSSENS, I. A. , FREIBAUER, A., SCHLAMADINGER, B., CEULEMANS, R., CIAIS,
P., DOLMAN, A. J., HEIMANN, M., NABUURS, G.–J. SMITH, P., VALENTINI, R.,
SCHULZE, E.–D., 2005.The carbon budget of terrestrial ecosystems at country–scale –
a European case study. Biogeosciences, 2, 15–26.
11. Klimaschutz durch Biomasse. Sondergutachten. Sachverständigenrat für Umweltfragen
(SRU), Erich Schmidt Verlag, 2007.
12. KUPIDURA, A., ŁUCZEWSKI M., KUPIDURA P., 2011. Wartość krajobrazu. Rozwój
przestrzeni obszarów wiejskich. PWN, Warszawa.
13. NITSCH, J., KREWITT, W., NAST, M., VIEBAHN, P., GÄRTNER, S., PEHNT, M.,
REINHARDT, G., SCHMIDT, R., UIHLEIN, A., SCHEURLEN, K., BARTHEL, C.,
FISCHEDICK, M., MERTEN, F., 2004. Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung
erneuerbarer Energien in Deutschland. Forschungsvorhaben im Auftrag des
Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, FKZ 901 41 803.
Stuttgart, Heidelberg, Wuppertal: DLR, IFEU, Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und
Energie.
14. RICS, 2004. Impact of wind farms on the value of residential property and agricultural land,
Royal Institute of Chartered Surveyors, 2004. [www.rics.org].
15. REINHARDT, G., GÄRTNER, S., PATYK, A., RETTENMAIER, N. ,2006. Ökobilanzen zu
BTL: Eine ökologische Einschätzung. IFEU, Heidelberg.
16. RODE, M., SCHNEIDER, C., KETELHAKE, G., REIßHAUER, D., 2005.
Naturschutzverträgliche Erzeugung und Nutzung von Biomasse zur Wärme– und
Stromgewinnung. Bonn, BfN–Skripten, 136.
17. RYDELL J., BACH L., DUBOURG-SAVAGE M., GREEN M., RODRIGUES L.,
HEDENSTROM A., Mortality of bats at wind turbines links to nocturnal insect migration?,
EUROPEAN JOURNAL OF WILDLIFE RESEARCH, Volume 56, Number 6 (2010), 823827.
18. STRYJECKI M., MIELNICZUK K., Wytyczne w zakresie prognozowania oddziaływań na
środowisko farm wiatrowych, Generalna Dyrekcja Ochrony Środowiska, Warszawa 2011.
Tadeusz Niezgoda, Danuta Miedzińska, Grzegorz Sławiński
Wojskowa Akademia Techniczna – Wydział Mechaniczny
INNOWACYJNA METODA
WYDOBYCIA GAZU ŁUPKOWEGO
OPRACOWANA PRZEZ PRACOWNIKÓW
WYDZIAŁU MECHANICZNEGO WAT
1. Wprowadzenie
Zespół badawczy z Katedry Mechaniki i Informatyki Stosowanej Wydziału
Mechanicznego WAT pod kierownictwem prof. dr hab. inż. Tadeusza Niezgody
opracował innowacyjną polską metodę wydobycia gazu łupkowego z podziemnym
magazynowaniem dwutlenku węgla. Opisana metoda została zgłoszona do Urzędu
Patentowego przez Wojskową Akademię Techniczną (nr zgłoszenia P.398228).
Gaz łupkowy jest gazem ziemnym, który jest uzyskiwany z łupków osadowych. Biorąc pod
uwagę charakter skał, w których występują nagromadzenia węglowodorów, złoża dzieli się na
konwencjonalne i niekonwencjonalne. Do tych ostatnich złóż zalicza się min. gaz w łupkach,
gaz uwięziony w izolowanych porach skalnych, gaz z pokładów węgla oraz hydraty gazowe.
W obecnym świecie coraz większe znaczenie mają kraje, które posiadają zasoby źródeł
energii wykorzystywanych w gospodarce. Do najważniejszych z nich możemy zaliczyć złoża
ropy i gazu ziemnego. Kraje te wykorzystują swoją pozycję nie tylko do dyktatu cenowego
ale także gospodarczego i politycznego. Z tego powodu coraz ważniejsze jest bezpieczeństwo
energetyczne kraju rozumiane jako możliwość uniezależnienia się lub minimalizacji tego
zjawiska od innych krajów.
Istotne więc są prace nad rozwojem technologii krajowej do eksploatacji złóż gazu
łupkowego oraz metod, które będą bezpieczne z punktu widzenia ekologii oraz opłacalne
ekonomicznie.
W ramach proponowanej przez naukowców z WAT technologii planuje się wykorzystać
dwutlenek węgla jako medium wypierające gaz ze struktur skalnych, a także powodujące
spękanie skały złożowej (zgłoszenie patentowe członków zespołu WAT nr P.398228
i P.398274). Pozwoliłoby to na uniknięcie zastrzeżeń ekologów dotyczących procesu
hydraulicznego szczelinowania skał. Dodatkowo umieszczenie gazu cieplarnianego
głęboko pod ziemią może ograniczyć emisji CO2 do atmosfery a tym samym wspomóc
spełnienie wymagań Unii Europejskiej dotyczących zjawisk związanych z efektem
cieplarnianym.
2. Opis metody
Przedmiotem proponowanego przez WAT wynalazku jest sposób sprzężonego wydobycia
węglowodorów gazowych i magazynowania CO2 z poziomych odwiertów małośrednicowych
wykonanych w pojedynczym odwiercie poziomym. Za sposób sprzężonego wydobycia
węglowodorów gazowych (np. gazu łupkowego) i magazynowania CO2 lub innego gazu
cięższego od CH4 z poziomych odwiertów małośrednicowych wykonanych w pojedynczym
odwiercie pionowym będzie uważany odzysk węglowodoru gazowego (np. gazu łupkowego)
poprzez wpompowanie w te odwierty ciekłego sprężonego i schłodzonego CO2, co powoduje
wniknięcie CO2 w skałę i jego przemianę fazową pod wpływem panującej w złożu
temperatury i intensywne spękanie skały (np. łupka lub skały o strukturze porowatej),
absorpcję CO2 i jednoczesną desorpcję węglowodoru gazowego (np. gazu łupkowego).
Rys. 1. Schemat metody: tłoczenie CO2
Rys. 2. Schemat metody: odzysk CH4
Pierwszym krokiem jest odpowiednie przygotowanie odwiertu pionowego w złożu łupka
gazowego znajdującego się pomiędzy pokładami litej skały . Z odwiertu pionowego
wprowadzane są promieniowo w obwodzie odwiertu głównego, poziome odwierty
małośrednicowe na kilku poziomach. Łupek w odwiertach umieszczonych na jednym
z poziomów może być wstępnie perforowany (rozkruszony) przy użyciu różnych technik
niszczenia skał.
Następnie odwierty boczne zostają zamknięte przy użyciu czopów lub mini zaworów
sterowanych z powierzchni. Z powierzchni poprzez odwiert główny wprowadza się rury
o małej średnicy, które są izolowane lub wykonane z materiału wysoko izolacyjnego, bądź też
wymagają wstępnego schłodzenia. Przez rury zostaje wprowadzony do złoża łupka
gazonośnego za pomocą pompy kriogenicznej ciekły sprężony i schłodzony CO2 (Rys. 1).
Cały proces podawania CO2 wymaga stałej kontroli temperatury i ciśnienia w odwiertach, co
powoduje konieczność umieszczenia w nich zestawów odpowiednich czujników. Po
zakończeniu tego etapu odwierty również zostają zamknięte zaworem sterowanym
z powierzchni w rurze pionowej i w złożu łupka rozpoczyna się proces rozprężania CO2 oraz
jego przemiany fazowej pod wpływem panującej w złożu temperatury, co powoduje
intensywne spękanie łupka, absorpcję CO2 i jednoczesną desorpcję gazu łupkowego. Proces
ten trwa zwykle około 2 tygodni. W tym czasie procesy w złożu są kontrolowane. Istnieje tez
możliwość regulacji poziomu CO2 w złożu za pomocą zaworów. Powstałe w złożu łupka
gazonośnego pęknięcia umożliwiają uwolnienie gazu łupkowego wypchniętego przez cięższy
CO2 . Odwierty boczne zostają otwarte i uwolniony gaz, będący pod wysokim ciśnieniem
wydobywa się na powierzchnie poprzez odwiert pionowy (Rys. 2). Proces odzysku gazu
z odwiertu może zachodzić samoistnie lub być prowadzony podciśnieniowo.
3. Wstępna weryfikacja eksperymantalna
Jednym z zasadniczych problemów proponowanej metody jest zachowanie się ciekłego CO2
w stanie nadkrytycznym . W Katedrze Mechaniki i Informatyki Stosowanej taką analizą zajęli
się mgr inż. Piotr Kędzierski (obliczenia numeryczne) i dr inż. Roman Gieleta (eksperyment).
Przeprowadzono doświadczenie, które polegało na podgrzaniu CO2 w postaci suchego lodu
w zamkniętym zbiorniku wysokociśnieniowym [1]. Wyniki badań numerycznych
przedstawiono na Rys. 3, natomiast wyniki weryfikacji eksperymentalnej na Rys. 4. Średni
błąd względny wyniósł 5,69%.
Przeprowadzony eksperyment potwierdził poprawność modelu teoretycznego i tym samym
uwiarygodnić tezę o możliwości uzyskania wysokich ciśnień rzędu 2000 atmosfer dla
wybranych parametrów gazu (t = -40°C, p = 2 MPa). Przeprowadzona analiza literatury
naukowej i fachowej pozwala mieć nadzieję, że na bazie zaproponowanej metody możliwe
będzie opracowanie wydobycia metanu nie tylko z łupków, ale także z pokładów węgla.
Rys. 3. Przemiana izochoryczna dla CO2 o gęstości: 1120 i 809kg/m3
Rys. 4. Porównanie wyników przeprowadzonego eksperymentu i obliczeń teoretycznych
4. Aspekt ekologiczny proponowanej metody
W tabeli 1 przedstawiono porównanie aspektów ekologicznych szczelinowania
hydraulicznego i proponowanej metody wydobycia gazu łupkowego sprzężonej
z magazynowaniem CO2 w złożu.
Tabela 1. Porównanie aspektów ekologicznych szczelinowania hydraulicznego
i proponowanej metody
Szczelinowanie hydrauliczne
zastrzeżenia UE dotyczące dużego
prawdopodobieństwa zanieczyszczenia
wód gruntowych, prawdopodobieństwo
wprowadzenia
ograniczeń
dotyczących
stosowania metody
stosuje
się
duże
ilości
wody
z domieszkami chemicznymi, której
migracja może zanieczyścić wody gruntowe
Polska metoda wydobycia gazu łupkowego
sprzężonej z magazynowaniem CO2 w
złożu
nie koliduje z zastrzeżeniami Unii
Europejskiej dotyczącej szczelinowania
hydraulicznego, gdyż w tym procesie do
szczelinowania stosuje się ciekły CO2 bez
związków chemicznych szkodliwych dla
środowiska, co najwyżej
z dodatkiem
piasku, co nie powoduje zanieczyszczenia
wód gruntowych [2]
stosuje się ciekły CO2, często
z dodatkiem piasku, nie ma ryzyka
zanieczyszczenia wód gruntowych
obserwacja efektów globalnie dla całego
obserwacja pękania na poziomie
obszaru szczelinowania, lokalnie mogą
dolnym jest monitorowana na poziomie
wystąpić anomalie w rozwoju pęknięć następnym (wyższym) – monitorowanie
w trakcie
procesu
–
proces
jest kontroluje
procesy
pękania
na
niekontrolowany,
poszczególnych poziomach niższych od
monitorowanego i umożliwia sterowanie
procesem
woda
pod
ciśnieniem
600 atm
czynnikiem szczelinującym jest gaz
i temperaturze od 0 do 250oC jest
w stanie ciekłym lub gazowym, który ze
cieczą, ale przy rozprężaniu w temperaturze względu na swe właściwości nie może być
górotworu może przejść w migrującą parę nośnikiem „chemii”, a pozostaje w złożu bo
(gaz) i jest cały czas nośnikiem chemii jest mniejszy i cięższy. Możliwe jest
(piasku niekoniecznie)
przemieszczanie
się
gazu
wraz
z wydobywanym metanem (CH4), ale nie
powinien to być proces dominujący
i można go (CO2) oddzielać i zawracać do
dwutlenku węgla płynącego do złoża
wydajność odwiertu jest na poziomie
15%, zasięg szczelinowania około
100 m
wokół
odwiertu
pionowego.
Konieczność wykonywania dużej liczby
odwiertów dla osiągnięcia opłacalnego
wydobycia – dewastacja środowiska
naturalnego
wydajność odwiertu wzrasta do 6080%, zasięg szczelinowania do 600 m
wokół odwiertu. Wykonanie jednego lub
kilku
odwiertów
dla
osiągnięcia
ekonomicznego wydobycia – mniejsze
zniszczenia środowiska naturalnego oraz
mniejsza
szkodliwość
i uciążliwość wydobycia dla mieszkańców
brak
w wyniku procesu jeden
w złożu zastępujemy
naturalnym
wprowadzenie CO2 do
magazynów umożliwia
jego emisji do atmosfery
brak
brak
gaz naturalny
innym, też
podziemnych
ograniczanie
możliwe jest otrzymywanie czystej
energii, gdyż wydobywany metan może
być wykorzystywany do produkcji energii
elektrycznej (elektrownie mobilne przy
złożu, w kontenerach), a po spaleniu można
powstały w tym procesie, głównie CO2
ponownie umieścić go w złożu.
5. Zalety proponowanej metody
Autorzy uważają, że do zalet proponowanej metody można zaliczyć:
x
x
x
x
x
x
x
proponowana metoda pozwala na osiągnięcie wysokich wartości ciśnienia w złożu
i tym samym wzrost wydobycia gazu z łupka,
metodami szczelinowania hydraulicznego uzyskuje się wydajność odwiertu na
poziomie 15%, proponowana metoda może dać wydajność na poziomie 60% [3,4]
węgiel lub łupek mogą zaabsorbować objętościowo dwa razy więcej dwutlenku węgla
niż metan [5]. W związku z tym właściwość ta może doprowadzić do otrzymywania
tzw. czystej energii, poprzez spalanie gazu w bliskiej odległości od złoża celem
otrzymania np. energii elektrycznej i ponownego wtłaczania uzyskanego w tym
procesie CO2 do pokładu złoża łupków,
Sposób nie wymaga stosowania dużych ilości wody, domieszek chemicznych i piasku
do uzupełniania eksploatowanego złoża
proponowana metoda pozwala na prowadzenie procesu wydobycia w sposób w pełni
kontrolowany (przy pomocy zaworów i czujników), co niweluje zagrożenie związane
z tąpnięciami i ruchami górotworu.
proponowany sposób wydobycia gazu łupkowego z poziomych odwiertów
małośrednicowych (tańszych i łatwiejszych do wykonania) przy użyciu CO2 jest
korzystny z punktu widzenia ekonomii oraz ochrony środowiska,
istnieje możliwość wykorzystania metody do magazynowania gazu cieplarnianego
CO2 po wyeksploatowaniu złoża gazu łupkowego poprzez zamknięcie złoża gazu na
stałe.
6. Wyzwania badawcze
Opracowanie opisanej technologii stawia wiele wyzwań przed naukowcami w obszarach
takich, jak:
x
x
x
x
x
x
pozyskiwanie, transport i zaplecze logistyczne dla CO2
szczelinowanie CO2 i piaskiem (czy jest konieczne, metody mieszania, zatłaczania,
wpływ mieszaniny na złoże i wydobycie)
badania i kontrola procesów termodynamicznych CO2 w złożu (czujniki,
dopompowywanie CO2, system zaworów)
rugowanie CH4 ze złoża (procesy desorpcji CH4 i adsorpcji CO2 w polskich łupkach,
prędkość procesu)
czysta energia (możliwości, urządzenia przyodwiertowe, koszty)
analiza ekonomiczna technologii (limity CO2, koszty wychwytywania, ceny gazu)
Literatura:
[1] T. Niezgoda, D. Miedzińska, P. Kędzierski; New Method of Carbon Dioxide Storage
Coupled with Shale Gas Recovery, Journal of Kones, Vol. 10, No 3, 2012, pp. 327-334
[2] http://www.eko-unia.org.pl/ekounia/index.php/pl/strona-glowna/lupki/1099-stanowiskow-sprawie-gazu-upkowego-ropy-upkowej-metanu-z-pokadow-wgla-oraz-szczelinowaniahydraulicznego
[3] http://m.onet.pl/biznes,hj2lr
[4] CO2-Sand Fracturing, DRILLING AND COMPLETION, Canada, 2011
[5] A. Kalantari-Dahaghi; Numerical Simulations and Modeling of Enhanced Gas Recovery
and CO2 Sequestration In Shale Gas Reservoirs, SPE, Wes Virginia University, 2010
FUNDACJA INNOWACYJNEJ GOSPODARKI
15-587 Białystok-Kuriany 105
tel. 85 741 94 31, 606 281 009
e-mail: [email protected]
ISBN 978-83-62668-55-7

propozycje wdrożeń odnawialnych źródeł energii na obszarze

Transkrypt

Podobne dokumenty

Wykład

Wyjątkowa zasada działania