Tania i czysta – energia wód geotermalnych

W Polsce są ogromne zasoby wód geotermalnych zalegających pod powierzchnią naszego kraju. Jak je wykorzystać?

* Polityka energetyczna UE a sprawa polska

Najbardziej zasobne w wody geotermalne są regiony grudziądzko-warszawski oraz szczecińsko-łódzki. Ilość zawartych w nich wód wynosi ok. 90% wszystkich zasobów geotermalnych w Polsce. Całkowita objętość wód geotermalnych w Polsce wynosi ok. 6,7·103 km3 (ok. trzech objętości Bałtyku).

Zasoby cieplne wód geotermalnych na terenie Polski oszacowane zostały na ok. 34 mld t paliwa umownego (tou). Wody zawarte są w poziomach wodonośnych występujących na głębokościach ok. 3000 m. W Polsce wody geotermalne mają na ogół temperatury niższe niż 100ºC.

O możliwości wykorzystania energii wód geotermalnych decydują: temperatura, mineralizacja, wydajność cieplna, czas eksploatacji, temperatura wody sieciowej zasilającej i powrotnej, zapotrzebowanie ciepła u odbiorców.

Wody geotermalne wydobywa się otworami wiertniczymi (otwory eksploatacyjne). Po odebraniu ciepła woda zatłaczana jest otworem chłonnym z powrotem do złoża (system dwuotworowy) – gdy woda jest wysoko zmineralizowana, ok. 100 g/l, np. Pyrzyce – lub odprowadzana do cieków powierzchniowych (system jednootworowy) – gdy woda jest zmineralizowana do ok. 8 g/l (woda pitna), np. w Uniejowie.

Zastosowanie wód

Najbardziej efektywnym i najprostszym sposobem zagospodarowania wód geotermalnych jest ich zastosowanie m.in. do celów grzejnych, w rolnictwie, w procesach technologicznych, do celów leczniczych i rekreacyjnych. Szczegółowe rozwiązania techniczne ciepłowni uzależnione są od lokalnych warunków geotermalnych oraz możliwości zagospodarowania okresowych nadwyżek ciepła.

Instalacje geotermalne mogą pracować w układach:
• monowalentnym, w którym całe ciepło grzewcze jest pobierane z instalacji geotermalnej, a moc źródła jest dostosowana do mocy cieplnej odbiorcy
• biwalentnym, w którym źródło geotermalne wspomagane jest kotłami konwencjonalnymi.

Gdy woda geotermalna ma niski stopień mineralizacji i nie jest chemicznie agresywna, może być wprowadzana bezpośrednio do instalacji ciepłowniczej odbiorców ciepła lub wykorzystana do celów konsumpcyjnych. Ciepło na potrzeby grzewcze lub do procesów technologicznych wytwarzane jest w centralnym źródle ciepła i rozprowadzane do odbiorców za pomocą magistrali przesyłowej.

Woda geotermalna w polskich ciepłowniach wypływa z otworu wydobywczego samoistnie (pod ciśnieniem nawet 25 atmosfer).

Przykład: parametry techniczne ciepłowni w Bańskiej Niżnej:
• temperatura 86ºC • ciśnienie 2,5 MPa • 2 otwory eksploatacyjne o sumarycznych zasobach eksploatacyjnych 670 m3/h • 2 otwory chłonne o chłonności 400 m3/h • maksymalna moc cieplna systemu (przy odbiorze ciepła do 20ºC) jest rzędu 33 MW. Ciepłownia dostarcza ciepłą wodę do celów grzewczych do Zakopanego i okolicznych miejscowości.

1MW zainstalowanej mocy w tej ciepłowni kosztował ok. 2 mln zł. Koszt 1 kWh energii cieplnej wytworzonej wynosi ok. 0,04 zł brutto. Roczny koszt eksploatacji ciepłowni o podobnej mocy zasilanej gazem byłby sześciokrotnie wyższy, węglem czterokrotnie. Stopa zwrotu z inwestycji wyniosła ok. pięć lat. Należy zaznaczyć, że energia geotermalna wykorzystywana w ciepłowniach jest wielkością stałą w czasie przez dziesiątki lat. Jest to jedyne źródło OZE, które cechuje stałość pozyskiwanej energii w czasie.

Uruchomienie ciepłowni geotermalnej wymaga dużych nakładów finansowych. Największą częścią inwestycji są koszty wykonania odwiertów, które szacuje się na ok. 30 mln zł (tzw. dublet – odwiert eksploatacyjny i odwiert do zatłaczania wód schłodzonych). Pozostałe koszty: informacja geologiczna, koncesja, koszt budowy ciepłowni i odprowadzania wody oraz koszt opłat eksploatacyjnych. Podatki wynoszą ok. 30 mln zł. Koszt budowy ciepłowni w Bańskiej Niżnej o mocy 40 MW wyniósł ok. 60 mln zł.

Energia cieplna pozyskana z wód geotermalnych może również zostać wykorzystana w elektrociepłowniach do produkcji prądu i ciepła. Zasada działania elektrociepłowni jest stosunkowo prosta. Para napędzająca turbinę musi posiadać odpowiednie: ciśnienie, temperaturę, prędkość. Może to być para wodna lub para innego czynnika grzewczego o niskiej temperaturze wrzenia, np. amoniaku. Elektrownie geotermalne w Polsce, ze względu na niską temperaturę (ok. 80ºC) wody termalnej, będą pracowały jako dwuczynnikowe (system binarny). W przypadku tego typu elektrowni woda geotermalna z otworu wydobywczego kierowana jest do wymiennika ciepła, gdzie oddaje ciepło czynnikowi termodynamicznemu właściwego obiegu (np. amoniak), dla którego wymiennik ten spełnia rolę kotła. Woda geotermalna służy wówczas do wytwarzania pary amoniaku – czynnika roboczego kierowanego następnie do turbiny parowej i skraplacza. Ochłodzona w wymienniku woda geotermalna otworem zatłaczającym kierowana jest ponownie do złoża.

W listopadzie 2007 r. przekazano do wykorzystania przemysłowego binarną elektrociepłownię geotermiczną w Landau (Nadrenia-Palatynat). Elektrociepłownia ma zdolność produkcyjną 2,6 MW mocy elektrycznej oraz 5 MW mocy cieplnej. Ta dwustopniowa siłownia uzyskuje sprawność ok. ņ = 52%. U zachodnich sąsiadów pracują również większe instalacje.

Zalety geotermii

Cechą charakterystyczną elektrociepłowni geotermalnych jest m.in. niski koszt eksploatacji, niski koszt obsługi (pełna automatyzacja) i niewielka opłata za zanieczyszczenie środowiska. Doświadczenia zagraniczne oraz obliczenia wykonane dla warunków polskich wykazują, że jednostkowy koszt pozyskania ciepła geotermalnego jest niższy niż w elektrociepłowniach konwencjonalnych. Według danych światowych średni nakład inwestycyjny na budowę elektrociepłowni geotermalnej wynosi ok. milion euro za 1 MW mocy zainstalowanej. Koszt produkcji 1 kWh z tego typu elektrowni szacuje się na ok. 0,06 zł. Stopa zwrotu z takiej inwestycji wynosi cztery, pięć lat. Należy zaznaczyć, że instalacja taka pracuje w układzie skojarzonym, produkując również ciepło.

W Polsce do 2020 r. planuje się wybudowanie kilku elektrociepłowni geotermalnych, co jest zgodne z założeniami opracowanymi przez Ministerstwo Gospodarki dotyczącymi rozwoju energetyki do roku 2030.

Czynniki decydujące o opłacalności wykorzystania ciepła wód geotermalnych
• ze względu na znaczną kapitałochłonność inwestycji geotermalnych lokalny rynek ciepłowniczy powinien być duży (miasto, zakłady produkcyjne)
• budowa instalacji geotermalnych w naturalny sposób ograniczona jest do obszarów, gdzie występują wody geotermalne o optymalnych własnościach
• wydajność i temperatura eksploatacyjna wód podziemnych (moc cieplna ujęcia)
• głębokość zalegania warstwy wodonośnej (koszt wykonania otworów)
• skład chemiczny wody – mineralizacja (koszty eksploatacji)
• roczny współczynnik obciążenia instalacji – czas wykorzystania pełnej mocy cieplnej ujęcia (jednostkowe koszty produkcji ciepła)
• stopień schłodzenia wody geotermalnej (moc cieplna ujęcia)
• odległość geotermalnych otworów wiertniczych od odbiorcy ciepła (nakłady na rurociąg przesyłowy)
• koncentracja zapotrzebowania na ciepło na obszarze jego odbioru (nakłady na sieć dystrybucji ciepła)
• koszty produkcji ciepła metodami konwencjonalnymi – ceny paliw (konkurencyjność)
• nominalna moc instalacji geotermalnej.

Warunki temperaturowe i hydrogeologiczne złoża mają jednak decydujący wpływ na ekonomiczną zasadność wykorzystania energii geotermalnej. Mankamentem wód geotermalnych jest ich lokalne wykorzystanie, bo przesył ciepłej wody na znaczne odległości jest technicznie i ekonomicznie nieuzasadniony. Istnieje również ryzyko inwestycyjne związane z faktem, że efekt wiercenia może okazać się daremny, ponieważ odkryte złoże geotermalne będzie miało niską wydajność.

Na podstawie danych producentów energii cieplnej i elektrycznej wykorzystujących gorącą wodę geotermalną można wysnuć wniosek, że w ciągu kilku lat energia geotermalna w Polsce będzie stanowić znaczącą pozycję w krajowym bilansie energetycznym i cieplnym.

Więcej informacji na temat energii geotermalnej przedstawiłem w książce „Odnawialne źródła energii” wydanej przez OWG.

RYSZARD TYTKO

Źródło: www.eurogospodarka.pl