Wstęp
W Polsce nie ma aktualnie ani jednej elektrowni geotermalnej (2015). Wszystkie instalacje wykorzystujące energię wnętrza ziemi są typu bezpośredniego lub służą tylko do produkcji ciepła na potrzeby przygotowania c.w.u. lub systemu grzewczego (ciepłownie getermalne). Sytuacja taka spowodowana jest zbyt niską temperaturą złożową w wykonanych odwiertach, nie przekraczająca z reguły 85ºC, gdzie na potrzeby turbin parowych wymagana jest temperatura co najmniej 120ºC. Teoretycznie do produkcji energii elektrycznej można wykorzystywać też niższe temperatury solanek, pod warunkiem zastosowania do napędu turbiny cieczy niskowrzących pracujących w obiegu Clausiusa-Rankina. O tym i innych rozwiązaniach w artykule poniżej. Tekst na podstawie materiałów (Władysław NOWAK, Aleksander A. STACHEL – Wykorzystanie energii geotermalnej do produkcji ciepła i energii elektrycznej w Polsce, a także Radomir Kaczmarek, Aleksander A. Stachel „Kryteria doboru substancji niskowrzących…).
6.2 Ciepłownie geotermalne w Polsce
W Polsce do lat 90. ciepłe wody termalne wykorzystywane były tylko w balneologii i rekreacji. Od 1993 r. uruchomiono w kraju sześć geotermalnych instalacji ciepłowniczych, których podstawowe dane omówione zostaną poniżej.
Rys. Stan geotermii w Polsce do roku 2002.
Rys. Stan geotermii w Polsce w roku 2012. (na podstawie opracowania Ministerstwa Ochrony Środowiska)
1. pracujące ciepłownie geotermalne,
2. geotermalne systemy grzewcze w realizacji (w ośrodkach rekreacyjnych),
3. uzdrowiska stosujące wody geotermalne,
4.geotermalne ośrodki rekreacyjne (2006-2013),
5. geotermalne ośrodki rekreacyjne w realizacji
(Kępińska 2013).
Jak widać z mapki ilość ciepłowni się nie zmieniła, ale dużo projektów jest w trakcie realizacji. Poniżej w tabeli dodatkowa informacja odnośnie zainstalowanej mocy i kierunku wykorzystania energii w poszczególnych lokalizacjach.
Bańska Pierwszą polską ciepłownię geotermalną oddano do eksploatacji w roku 1994 w Bańskiej koło Zakopanego. Woda o temperaturze 860C, pobierana jest z głębokości 2000 – 3000 m, z maksymalną wydajnością 120 m3/h i doprowadzana do wymiennika geotermalnego, a następnie po oddaniu w nim ciepła zatłaczana do tej samej warstwy wodonośnej. Podgrzana w wymienniku woda sieciowa dostarcza ciepło do celów grzewczych i przygotowania ciepłej wody dla około 200 budynków, kościoła i szkoły. W ciepło zasilany jest również doświadczalny system kaskadowy Laboratorium Geotermalnego PAN, złożony z: suszarni drewna, szklarni, budynku hodowli ryb, tuneli foliowych do upraw roślinnych i basenu kąpielowego
Fot. Ujęcie wody geotermalnej i wymienniki ciepła w Bańskiej
Pyrzyce Uruchomiona w 1996 roku w Pyrzycach gazowo-geotermalna ciepłownia o mocy 50 MW, była pierwszą dużą instalacją w Polsce, wykorzystującą do produkcji ciepła ujęcie geotermalne o mocy maksymalnej 13 MW oraz szczytowe kotły gazowe. W układzie ciepłowni zastosowano absorpcyjne pompy grzejne, napędzane energią cieplną wytworzoną w kotłach wysokotemperaturowych. Woda wydobywana z głębokości 1650 m, za pomocą dwóch dubletów o wydajność pojedynczego otworu 170 m3/h, przepływa
przez zespół filtrów trafiając do geotermalnych wymienników ciepła.
Rys. Schemat ciepłowni geotermalnej w Pyrzycach.
W wymienniku głównym ciepło wody geotermalnej przekazywane jest do wody sieciowej, podgrzewając ją do temperatury 60°C. Schłodzona woda geotermalna kierowana jest do drugiego wymiennika, gdzie ulega dalszemu ochłodzeniu do temperatury 26°C, po czym zatłaczana jest do ziemi. W drugim wymienniku geotermalnym podgrzewa się tylko część wody powrotnej z sieci miejskiej, która najpierw ulega schłodzeniu do temperatury 25°C w parowaczach absorpcyjnych pomp grzejnych, a następnie zostaje podgrzana w drugim wymienniku do temperatury 41°C. Do wody sieciowej opuszczającej wymienniki
dopływają strumienie wody ogrzanej: w absorberach i skraplaczach pomp ciepła oraz w chłodnicach spalin kotłów szczytowych i wysokotemperaturowych. Całkowity strumień ogrzanej wody sieciowej dopływa do kotłów szczytowych, w których jest dogrzewany do wymaganej temperatury
Mszczonów
Kolejną ciepłownię geotermalną oddano do użytku w 2000 roku w Mszczonowie. Woda o temperaturze 42°C, pobierana z wydajnością 60 m3/h ze złoża znajdującego się na głębokości 1600 -1700 m, cechuje się niskim stopniem mineralizacji (0,5 g/l), co umożliwia jej docelowe wykorzystanie jako wody pitnej i w efekcie, pozwala na rezygnację z zatłaczania. Woda przepływa przez ekonomizer kotła wysokotemperaturowego, gdzie ogrzewa się do temperatury około 44°C, a następnie przez absorpcyjną pompę grzejną, gdzie ulega schłodzeniu do temperatury około 20–30°C, skąd kierowana jest do chłodnicy wentylatorowej, a następnie do stacji uzdatniania. W ciepłowni zastosowano dwa niskotemperaturowe wodne kotły gazowe o mocy 2,4 MW każdy, pełniące rolę kotłów szczytowych. Źródłem energii napędowej dla pompy ciepła o mocy 2,7 MW jest kocioł wysokotemperaturowy o mocy 1,9 MW. Moc szczytowa instalacji wynosi 12 MW.
Uniejów
W 2001 r. została uruchomiona w Uniejowie ciepłownia wykorzystująca wodę o temperaturze 67-70°C, wypływającą z głębokości ponad 2000 m pod ciśnieniem 0,4 MPa. Woda o mineralizacji 6,8 – 8,8 g/m3 posiada właściwości lecznicze, co w przyszłości powinno pozwolić na jej wykorzystanie do celów balneologicznych i rekreacyjnych
Podhale (obejmuje Bańską Niżną i Bańską)
W drugiej połowie lat 90. na Podhalu rozpoczęto budowę systemu ciepłowniczego, którego zadaniem ma być zaspokojenie potrzeb cieplnych Zakopanego i Nowego Targu oraz okolicznych miejscowości. W systemie tym, podstawowym źródłem energii jest ciepłownia geotermalna wykorzystująca wody o temperaturze około 86°C, wydajności maksymalnej 550 m3/h i ciśnieniu statycznym ~2,7 MPa. Integralną część instalacji stanowi nowoczesna kotłownia szczytowa usytuowana w Zakopanem, wyposażona w dwa gazowe średniotemperaturowe kotły wodne oraz agregaty cieplno-prądowe. Docelowo planowana jest
rozbudowa sieci przesyłowej w kierunku Nowego Targu. Po ukończeniu inwestycji będzie to największa w Polsce instalacja geotermalna, o mocy łącznej 125 MW.
Rys. Schemat systemu ciepłowniczego Podhala.
Słomniki
Jesienią 2002 roku, w Słomnikach koło Krakowa została uruchomiona kolejna ciepłownia wykorzystująca energię zawartą w wodzie geotermalnej o temperaturze +17ºC, wydobywanej z głębokości 300 m, która stanowi dolne źródło ciepła dla sprężarkowej pompy ciepła umieszczonej w budynku kotłowni szczytowej, wyposażonej w niskotemperaturowe kotły wodne
Stargard Szczeciński
Ostatnią inwestycją jest ciepłownia w Stargardzie Szczecińskim, która ze względu na temperaturę wody (86,9ºC) wydobywanej z głębokości 2672 m, składa się z dubletu geotermalnego oraz geotermalnego wymiennika ciepła o mocy 14 MW. Wydobyta woda geotermalna jest kierowana do wymiennika ciepła, a następnie zatłaczana do tej samej warstwy wodonośnej. Ciepło zawarte w wodzie geotermalnej przekazywane jest do wody sieciowej krążącej w instalacji grzejnej miasta.
6.3 Elektrownie geotermalne
Pod pojęciem elektrownia geotermalna należy rozumieć zakład produkujący energię elektryczną z wykorzystaniem energii wnętrza Ziemi. Rozwiązanie takie jest dosyć rzadkie z uwagi na:
– stosunkowo niską temperaturę dostępną z geotermii
– niską sprawność w stosunku do systemów łączonych (elektrociepłowni)
– rzadkość występowania dogodnych warunków dla przedsięwzięcia
W Polsce aktualnie nie ma ani jednej elektrowni geotermalnej, dlatego wszystkie rozwiązania omówione poniżej będą dotyczyć instalacji zagranicznych.
Z uwagi na budowę instalacji naziemnej elektrowni geotermalnej można wyodrębnić dwa zasadnicze, rozwiązania
– elektrownie z bezpośrednim odparowaniem wody geotermalnej o wysokim ciśnieniu i temperaturze w rozprężaczu-separatorze. Uzyskana para, po usunięciu kropelek wody i ewentualnym przegrzaniu, kierowana jest do turbiny parowej, gdzie ulega ekspansji. Skroplona para wodna wraz z wodą wydzieloną w separatorze zatłaczana jest z powrotem do złoża geotermalnego. Tego typu rozwiązanie może być stosowane, gdy temperatura wody geotermalnej wynosi co najmniej 120°C.
– elektrownie binarne (dwuczynnikowe), w których woda geotermalna jest używana do odparowania i ewentualnie przegrzania właściwego niskowrzącego czynnika roboczego krążącego w obiegu wtórnym instalacji i doprowadzanego do turbiny parowej. W tym przypadku możliwe jest wykorzystanie wody geotermalnej o niższej temperaturze <100C.
Ogólny podział elektrowni pokazuje schemat poniżej.
Na schemacie systemy pośrednie to systemy binarne pracujące na niskotemperaturowych obiegach według Clausiusa-Rankina (Obieg C-R) lub Kaliny. Obieg Clausiusa-Rankine’a składa się z procesów izentropowego rozprężania pary w turbinie parowej, izobarycznego skraplania rozprężonej pary w skraplaczu, izentropowego pompowania kondensatu w pompie oraz przegrzania w kotle parowym lub wytwornicy pary. Czynnik organiczny o niższej niż woda temperaturze wrzenia przy ciśnieniu wyższym od otoczenia pracuje według obiegu C-R w układzie zamkniętym. Pozwala to na pracę przy niższych temperaturach górnego źródła. Czynniki robocze w obiegu C-R powinny mieć wyższą lub równą temperaturę krytyczną niż górne źródło ciepła. Natomiast temperatura punktu potrójnego powinna być niższa od temperatury dolnego źródła ciepła.
W obiegu Kaliny woda geotermalna przekazuje ciepło czynnikowi roboczemu w parowaczu. Jako czynnik roboczy cykl Kaliny wykorzystuje mieszaninę amoniak-woda, stosunek zawartości amoniaku do wody jest indywidualny dla każdej elektrowni binarnej. Szacuje się, że takie rozwiązanie może być sprawniejsze od obiegu C-R nawet o 25%. Cykl Kaliny może zawierać wewnętrzny system odzysku ciepła.
Rys. Schematy elektrowni geotermalnych. Po lewej systemu bezpośredniego z przegrzewaczem pary, po prawej binarna z przegrzewaczem pary.
Obieg C-R z czynnikiem niskowrzącym
Własności termofizyczne czynników niskowrzących wpływają na kształt krzywych nasycenia przedstawionych na wykresie ciśnienie-entalpia (p-h) i charakteryzowanych za pomocą tzw. współczynnika entropowego (I). Biorąc pod uwagę kształt krzywych, a tym samym wartości współczynnika entropowego, czynniki można podzielić na dwie grupy:
– Do grupy pierwszej zaliczane są substancje, dla których współczynnik entropowy I < 1, zwane czynnikami suchymi. Charakteryzują się one tym, że w przypadku gdy początek izentropowej ekspansji usytuowany jest na linii pary nasyconej suchej, to jej koniec znajduje się w obszarze pary przegrzanej. Tym samym obieg Clausiusa-Rankine’a realizowany z użyciem czynników grupy pierwszej, składa się z następujących przemian termodynamicznych (rys.a):
· izobarycznego doprowadzania ciepła, które obejmuje proces podgrzewania płynu (4-5) i odparowania cieczy (5-1),
· izentropowej ekspansji pary czynnika w turbinie (1-2s),
· izobarycznego odprowadzania ciepła w procesie schładzania pary (2s-2) i skraplania czynnika (2-3),
· izentropowego przetłaczania kondensatu (3-4).
– Do grupy drugiej zaliczane są czynniki, dla których współczynnik entropowy I > 1. Czynniki te zwane są czynnikami mokrymi. W przypadku tej grupy, ekspansja zaczynająca się na linii pary nasyconej suchej kończy się w obszarze pary mokrej. Z tego względu dla czynników mokrych stosuje się przegrzewanie pary, dzięki czemu ekspansja może być realizowana w obszarze pary przegrzanej z końcem procesu na linii pary nasyconej suchej (rys.b). Cykl przemian składających się na obieg Clausiusa-Rankine’a z użyciem czynników mokrych, tworzą:
· izentropowa ekspansja pary czynnika w turbinie (1-2s),
· izobaryczne odprowadzenie ciepła w procesie skraplania (2s-3),
· izentalpowe przetłaczanie kondensatu (3-4),
· izobaryczne podgrzewanie (4-5) i odparowanie cieczy (5-6) oraz przegrzanie pary (6-1).
Rys. Wykresy przemian termodynamicznych czynnika obiegowego w obiegu C-R realizowanym w obszarze pary przegrzanej dla czynników: a) grupy I, b) grupy II
Przykłady czynników niskowrzących suchych podaje tabela.
Wykres. Zależność entalpii parowania od temperatury parowania dla wybranych czynników
Wykres. Kształt krzywych nasycenia na wykresie p-h dla wybranych czynników (oba powyższe wykresy wg. REFPROP 7.0, National Institute of Standards and Technology, Standard Reference Database
23, Reference Fluid Thermodynamic and Transport Properties, US, 2002)
Przy wyborze czynnika niskowrzącego dla danej elektrowni geotermalnej należy się kierować następującymi kryteriami:
· krzywe nasycenia na wykresie p-h są usytuowane jak najbliżej siebie (zapewniają tym samym niską wartość entalpii parowania),
· krzywe nasycenia na wykresie p-h są położone jak najbardziej w prawo (zapewniają tym samym wysoką wartość entalpii właściwej pary na dolocie do turbiny),
· temperatura punktu krytycznego jest nieznacznie wyższa od temperatury, w której następuje
odparowanie (zmniejszając tym samym entalpię parowania).
Ponadto przy doborze czynnika należy uwzględnić jego wpływ na środowisko. Należy pamiętać, że szczególnie negatywny wpływ na otoczenie mają czynniki zawierające w swej strukturze chlor. Z drugiej strony należy zaznaczyć, że obieg niskotemperaturowej siłowni parowej jest układem zamkniętym i kontakt czynnika obiegowego ze środowiskiem jest możliwy tylko w przypadku awarii.
Przegląd rozwiązań elektrowni i elektrociepłowni geotermalnych
1. Altheim Austria
Elektrownia binarna wydobywająca geotermię z głębokości 2300m, o temp. wody 106ºC i wydajności otworu 85-100m3/h. Początkowo eksploatacja tylko na potrzeby c.o. moc cieplna 9MWt, po roku 2000 także do produkcji energii elektrycznej (obieg R-C). Czynnikiem niskowrzącym jest dichlorofluorometan (zwany też R21, lub freon 21 o wzorze CHCl2F) o temperaturze parowania 28-30ºC. Moc elektryczna wyniosła 500kWe przy czym do zasilania pompy głębinowej wykorzystywane jest 350 kWe.
Rys. Schemat elektrociepłowni w Altheim.
2. Husavik Islandia
Niespełna trzytysięczna miejscowość na wybrzeżu w której w 2001 roku uruchomiono elektrociepłownię binarną pracująca według projektu Aleksandra Kali
ny. Czynnikiem roboczym jest mieszanina amoniak-woda która osiąga w parowniku temp. 121C. Po odparowaniu w 75% i o
ddzieleniu części płynnej para kierowana jest na turbinę. Wielkość produkowanej mocy to 1600 kWe. Produkcja prądu wspomagana jest przez ciepło z procesu pracy silnika napędzającego generator zasilanego biogazem z fermentacji. Schłodzona woda do około 80C wykorzystywana jest następnie do ogrzewania budynków (moc cieplna 44.000 kWt pokrywając 80% zapotrzebowania miejscowości na ciepło.
Rys. Schemat instalacji elektrociepłowni w Husavik.
Do chłodzenia instalacji binarnej wykorzystywana jest woda pobliskiego potoku górskiego kierowana do chłodni kominowej.
3. USA, Chena Hot Springs
Miejscowość w stanie Alaska, w rejonie w którym nie występuje sieć energetyczna, stad pomysł wykorzystania do produkcji energii ciepła z wnętrza ziemi. Na głębokości 1000m znajdują sie gorące wody 
o temp. 74C. Elektrownia pracuje w obiegu (RC) na czynniku R-134a. Początkowa moc wyniosła 200 kWe, obecnie 400kWe po podłączeniu drugiego generatora. Docelowo ma produkować 1000kWe. Ciekawostką jest fakt, że jest to pierwsza na świecie siłownia geotermalna pracująca na tak niskiej temp. solanki. Siłownia nie produkuje energii cieplnej, koszt wytwarzania energii elektrycznej jest bardzo niski i wyniósł (2007) tyko 0,07$/kWh przy około 0,3$kWh przy produkcji konwencjonalnej w tym rejonie.
Zasada działania siłowni
Rys. Schemat pracy siłowni w Chena Hot Springs
etap1 – gorąca woda o temperaturze 165F (około 74C) wpływa do parownika (na schemacie evaporator) gdzie oddaje ciepło w wymienniku czynnikowi niskowrzącemu R-134a, ochładza się i wypływa o temperaturze niższej o kilkanaście stopni. Pierwotnie cała woda była kierowana przez pompę zatłaczającą do ziemi. Obecnie planuje sie wykorzystać pozostałe ciepło w niej zawarte do ogrzewania budynków w mieście.
etap2 – czynnik R-134a zaczyna wrzeć i intensywnie parować
etap3– para kierowana jest do turbiny, jeśli jej parametry są nieodpowiednie otwiera się zawór by-passu i para kierowana jest od razu do skraplacza
etap4 – para ulega rozprężeniu w turbinie , wzrasta prędkość obrotowa turbiny do 13500 obr/min, turbina napędza poprzez przekładnię generator i wytwarzany jest prąd
etap5,6– rozprężony czynnik R134a ulega kondensacji do postaci ciekłej, dodatkowe chłodzenie niezbędne do kondensacji pochodzi ze strumienia wody przepływającego przez chłodnicę. W instalacji jest to strumień górski o temp. 5C i wydajności 333m3/h.
etap7 – czynnik w postaci cieczy przepompowywany jest ponownie do parownika
Poniżej omówiono tylko wybrane rozwiązania istniejących instalacji. W tabeli poniżej porównanie z podobnymi instalacjami w Niemczech i Austrii pokazuje, że korzystniejszym z p. widzenia sprawności w wytwarzaniu energii elektrycznej w systemie skojarzonym jest obieg Kaliny. Moc elektryczna w tego typu obiegach stanowi do 10% całkowitej mocy siłowni geotermalnej. W instalacja pracujących na obiegach RC stosunek ten nie przekracza 5%. Kolejną ciekawostką jest fakt bardzo niskiej temp. geotermii na Alasce pozwalający stosować podobne rozwiązania w Polsce.
