RENER

Dwa i pół roku trwała budowa piątej biogazowni rolniczej firmy Poldanor w miejscowości Nacław, pierwszej zaś w województwie zachodniopomorskim. Uroczyste jej otwarcie nastąpiło 7 czerwca 2010 roku.

Biogazownia w Nacławiu powstała przy fermie trzody chlewnej z ok. 12 000 tucznikami. Firma Poldanor ma również własną plantację kukurydzy, choć nie wykluczono dostaw od miejscowych rolników. Biogaz powstaje więc z własnej gnojowicy w ilości ok. 20 000 ton/rocznie, kiszonki kukurydzianej (13 800 ton/rocznie), gliceryny (4 700 ton/rocznie; opcjonalnie) oraz odpadów produkcji rocznej.

Produkcja biogazu oparta jest na fermentacji mezofilnej, przeprowadzanej w temperaturze 30–37°C i trwającej ok. 20 dni w zamkniętych komorach fermentacyjnych, których konieczne jest podgrzewanie. Fermentacja mezofilna posiada dodatni bilans energii. Z procesów fermentacyjnych połączonych substancji wsadowych rocznie ma powstawać 2 300 000 m³ biogazu, a dzięki niemu 5,3 GWh energii elektrycznej i 5,9 GWh energii cieplnej.

Firma Poldanor, aby wykorzystać nadwyżki energii cieplnej, planuje zaopatrywanie w ciepło osiedle mieszkaniowe, szkołę podstawową i świetlicę w Nacławiu. Energia elektryczna spożytkowana będzie natomiast na potrzeby technologiczne biogazowni (5–10%), na potrzeby fermy trzody chlewnej (10–15%), a reszta sprzedawana przedsiębiorstwu energetycznemu (75–85%).

Biogazownia w Nacławiu; fot. T. Żmijewski – APRA.

W skład biogazowni rolniczej w Nacławiu wchodzą następujące obiekty, m.in.:

• dwa zbiorniki na komponenty o pojemności 32 m³;
• zbiornik wstępny o pojemności 1000 m³;
• zbiornik fermentacyjny o pojemności 1250 m³;
• zbiornik pofermentacyjny o pojemności 2000 m³;
• moduł kogeneracyjny o mocy 625 kWe i 680 kWt;
• kocioł grzewczy o mocy 690 kW;
• dwukomorowy zbiornik na gnojowicę przefermentowaną 2 × 10 000 m³.

Koszt całkowity inwestycji w Nacławiu wyniósł 6,5 mln zł. Zwrot 40% poniesionych kosztów nastąpi dzięki dofinansowaniu unijnemu.

Za: K. Perkowska, Poldanor spisał się na piątkę, „Agroenergetyka” 3(33), 2010, s. 41–42; http://www.poldanor.com.pl; materiał ilustracyjny ze strony http://www.rolnikdzierzawca.pl.

Każdy hydrotechnik, na dodatek dbający o poprawność językową, wzdraga się na określanie „tama we Włocławku”. Stosują ją nie tylko laicy, ale niestety również dziennikarze czy redaktorzy, od których powinno się wymagać znajomości podstaw zagadnienia, o którym piszą lub wypowiadają się. Dlatego poniższy artykuł za pomocą przedstawionych ogólnych danych dotyczących budowli występujących na ciekach odpowie na pytanie: czy tama to zapora?

Tama jest to jedna z budowli regulacyjnych, których zadaniem jest m.in. stabilizacja koryta rzecznego, zmieniającego swój kształt zarówno w planie, jak i w profilu podłużnym. Wyróżnia się tamę:

• podłużną (równoległą),
• poprzeczną, czyli ostrogę.

Ostrogi budowane są w celu zwężenia koryta, skoncentrowania przepływu czy zabezpieczenia brzegu przed erozją. Mają one początek przy brzegu rzeki, a końcami, czyli główkami (głowicami), dochodzą do linii trasy regulacyjnej. Ostrogi wymagają częstego remontu, a nawet odbudowy główek, które mogą ulegać podmyciu i zniszczeniu podczas wezbrań lub pochodu lodu.

Ostrogi; fot. JDS2

Tamy równoległe koncentrują rzekę w granicach trasy regulacyjnej, utrwalając nowe jej brzegi. Są one odsunięte od brzegu. Przestrzeń pomiędzy tamą a brzegiem zamula się jedynie w trakcie stanów wyższych, aczkolwiek mogą występować tamy przerywane, umożliwiające częstszą wymianę wody i szybsze nanoszenie aluwiów. Tamy podłużne mogą być również połączone z brzegiem za pomocą poprzeczek, które wzmacniają budowlę, a przepływająca woda zmniejsza na nich prędkość i osadza rumowisko.

Budowa tamy faszynowo-kamiennej; fot. L. Żuraw

Oba rodzaje tam budowane są z następujących materiałów, np. kamienia naturalnego, betonu, żwiru, faszyny (wiązki wikliny), drewna czy darni. Projektowane są dla niskich i średnich stanów wody w rzece.

Mogą występować w systemie samych ostróg lub tam, natomiast najczęściej wykonywanym systemem regulacji rzeki jest system mieszany, tj. na brzegu wklęsłym budowane są tamy podłużne, a na wypukłym – ostrogi.

Zapora wodna jest to budowla rzeczna, która poprzez przegrodzenie doliny rzecznej, tworzy zbiornik wodny, często o pojemności w mln m³, magazynujący wodę potrzebną do zaopatrzenia np. rolnictwa czy elektrowni wodnych. Zbiorniki wykorzystuje się także dla ochrony przed powodzią. Mogą one pełnić też funkcję rekreacyjną.

Zapory ze względu na położenie w stosunku do zbiornika dzieli się na:

• czołowe, przegradzające koryto i dolinę rzeki mniej więcej prostopadle do ich kierunku,
• boczne, usytuowane w przybliżeniu równolegle do cieku, chroniące doliny przyległe do zbiornika.

Zapory budowane są z gruntu, kamienia i betonu.

Zaporę betonową wznosi się w podłożu, gdzie zalegają niezwietrzałe i wytrzymałe skały o korzystnym układzie warstw. Zapory betonowe dzieli się na ciężkie i lekkie (np. zapora łukowa).

Zapora łukowa; fot. Saimon

Zaporę ziemną lub narzutową buduje się natomiast w miejscach, gdzie grunt ma słabą wytrzymałość, a podkłady skalne są na dużych głębokościach. Głównym elementem tego typu zapory jest nasyp gruntowy w kształcie zbliżonym do trapezu, zwany korpusem zapory. Na górze znajduje się korona zapory, po bokach – skarpy, u dołu – podłoże.

Nachylenie skarp zapory ziemnej zależy od jej wysokości i od rodzaju gruntu, z jakiego jest wykonana. Nachylenie skarpy odwodnej jest łagodniejsze (1:2–3,5) niż skarpy odpowietrznej (1:1,5–2,5). Skarpy odwodne są umocnione za pomocą np. narzutu kamiennego lub płyt betonowych. W korpusie zapory może znajdować się także rdzeń uszczelniający, np. gliniasty. Poniżej skarpy odpowietrznej znajduje się drenaż, odprowadzający wody przesiąkające przez zaporę oraz obniżający krzywą depresji (filtracji).

Przelanie się wody przez koronę zapory ziemnej jest niedopuszczalne (w przeciwieństwie do systemu tam regulacyjnych), bowiem grozi to katastrofą budowli, dlatego zapory są wyposażone w urządzenia do przepuszczania wód wielkich ze stanowiska górnego do dolnego. Są nimi przelewy i upusty.

Zapora ziemna z rdzeniem z gliny w Czorsztynie wraz z fragmentem przelewu stokowego zakończonego rozpraszaczami energii.

Na postawione na początku pytanie można zatem odpowiedzieć negatywnie. Tama różni się od zapory nie tylko pełnioną funkcją, lecz także gabarytami i materiałem, z jakiego jest wykonana. Dlatego zamienne stosowanie obu wyrażeń jest z merytorycznego punktu niewłaściwe, nawet mimo podanej w Wikipedii etymologii słowa: „Polskie słowo tama, używane powszechnie na określenie zapory wodnej (sic!), pochodzi od średnioangielskiego słowa dam, które z kolei wywodzi się z języka średnioniderlandzkiego”.

Za: Z. Rytel, B. Serafin, J. Skibiński, Budownictwo i melioracje, wyd. III, Wydawnictwa Szkolne i Pedagogiczne, 1976; A. Gondowicz, T. Kiciński, A. Żbikowski, Budownictwo wodne, cz. I i II, Wydawnictwa Szkolne i Pedagogiczne, 1973, 1975; http://pl.wikipedia.org/wiki/Zapora_wodna; zdjęcia JDS2 ze strony http://www.icpdr.org/jds oraz Saimon – http://picasaweb.google.com/saimonxl600v.

Biogazownia rolnicza w Pawłówku była pierwszym tego typu obiektem w Polsce. Uruchomiono ją 9 czerwca 2005 roku. Powstała jako kolejny obiekt rolniczy znaczącego producenta trzody chlewnej, tj. przedsiębiorstwa Poldanor, które zajmuje się m.in. produkcją roślinną na gruntach o powierzchni 19 400 ha, pasz w ilości 115 tys. ton/rocznie czy chowem trzody w 28 fermach w systemie trójfazowym.

Lokalizacja czterech biogazowni przedsiębiorstwa Poldanor z zaznaczonymi mocami elektryczną i cieplną w MW: Pawłówko 2005 (rok uruchomienia), Płaszczyca 2008, Kujanki 2008, Koczała 2009.

Inwestycja biogazowni w Pawłówku, której koszt budowy wyniósł 4,3 mln zł (łącznie szacowany jest na min. 7 mln zł), powstała w celu wytwarzania gnojowicy o wyższej wartości nawozowej, a także zmniejszenia uciążliwych zapachów towarzyszących nawożeniu pól gnojowicą, które w przypadku tej biogazowni jednak nadal występują.

Biogazownia w Pawłówku została wybudowana wg technologii duńskiej. Na obiekt składają się: stacja przyjęć surowców, zbiornik wstępny ze stacją pomp o pojemności 180 m³, dwa zbiorniki fermentacyjne o łącznej pojemności 1500 m³, budynek techniczny z higienizatorem, zbiornik pofermentacyjny oraz laguny o pojemności 20 tys. m³. W biogazowni znajdują się moduły prądowo-cieplne o mocy elektrycznej 940 kW, a także kocioł gazowy o mocy cieplnej 980 kW.

Na pierwszym planie komora fermentacyjna.

W ciągu roku w zbiornikach fermentacyjnych jest wytwarzane 3,4 mln m³ biogazu, dzięki któremu produkowana jest energia elektryczna oraz ciepło na poziomie ok. 8 GWh. Prąd wykorzystywany jest do uruchamiania mieszadła, oświetlenia fermy i biura, a jego nadwyżka trafia do sieci energetycznej. Energia cieplna jest natomiast wykorzystywana do chłodzenia silnika, fermentacji oraz ogrzewania biur i fermy, a jej nadmiar jest wypuszczany do powietrza.

Biogaz w Pawłówku powstaje z gnojowicy (29 000 ton/rocznie), kiszonki z kukurydzy (5500 ton/rocznie), odpadów poubojnych (3000 ton/rocznie) oraz gliceryny (1000 ton/rocznie).

Wnętrze komory fermentacyjnej; fot. Poldanor.

Za: http://www.poldanor.com.pl; K. Granoszewski, M. Grabias, Potencjał rozwoju instalacji biogazowych w Polsce, materiały konferencyjne „RegioSustain – biomass to energy”, Lipsk 2007; B. Laursen, Biogazownie rolnicze, Przechlewo 2009; https://www.ewgt.com.pl.

Projekt farmy wiatrowej Karcino został opracowany przez firmę WKN Vindkraft Nord AG, a prace przygotowawcze przez WKN Polska Sp. z o.o. Pierwszy raport oddziaływania na środowisko powstał w 2003 roku, a pozwolenie na budowę zostało wydane w 2004. Budowę infrastruktury drogowej, kablowej i energetycznej farmy rozpoczęto w 2007 roku, a instalację turbin wiatrowych w 2009. Łącznie inwestycja została zrealizowana w przeciągu 15 miesięcy.

Farma wiatrowa Karcino

Pierwotnie, w 2006 roku, prawa do projektu zakupiła firma Eurotrust A/S. Natomiast obecnie jedynym właścicielem farmy wiatrowej Karcino jest DONG Energy, która zakupiła do niego prawa w 2009 roku za równowartość 23 mln zł. 8 maja 2010 roku nastąpiło uroczyste otwarcie obiektu.

Lokalizacja farmy wiatrowej Karcino oznaczona w kształcie pętli

Farma wiatrowa Karcino znajduje się w województwie zachodniopomorskim, w powiecie kołobrzeskim, pomiędzy miejscowościami Karcino i Sarbia. Na obszarze o powierzchni 6 km² posadowionych zostało 17 turbin Vestas typu V90-3, o łącznej mocy 51 MW.

Wirnik, którego średnica wynosi 90 m, jest zamontowany na wysokości 105 m. Na tej wysokości średnia prędkość wiatru wynosi 7 m/s. Minimalna prędkość wiatru potrzebna do wprawienia w ruch wirnika wynosi 4 m/s, natomiast optymalna prędkość, przy której elektrownia wiatrowa uzyskuje swoją pełną moc, wynosi 15 m/s.

Przy prędkościach wiatru o wartości powyżej 25 m/s, ze względów bezpieczeństwa, wirnik zostaje unieruchomiony. Regulację mocy zapewnia system OptiSpeed oraz system regulacji skoku łopat, do którego należą trzy niezależne cylindry hydrauliczne.

Ciężar wirnika wynosi 38 ton, gondoli – 66, natomiast ciężar wieży – 275.

Izolacja na styku wieży z gruntem

Produkowany prąd przesyłany jest podziemnymi liniami przewodów o napięciu 30 kV do podstacji transformatora 30/110 kV znajdującej się w Karcino, a następnie do napowietrznego systemu elektroenergetycznego, tj. linii 110 kV.

Farma wiatrowa Karcino ma docelowo wytwarzać energię elektryczną na poziomie 120 GWh rocznie, zaopatrując 60 000 gospodarstw domowych. Dzięki niej nie zostanie wyemitowane 105 000 ton CO₂ rocznie.

Za: ulotka informacyjna firmy DONG Energy; http://www.kolobrzeg24.pl/Wiadomosci/Aktualnosci/farma-wiatrowa-karcino.html; http://sgpeo.pl; http://wind.energy-business-review.com/news/vestas.

Elektrownia szczytowo-pompowa Żydowo powstała w latach 1966–1971, mimo że pierwsza koncepcja została opracowana już w 1932 roku, a w 1941 powstał projekt elektrowni o mocy 45 MW. W latach 50. podjęto ponownie prace projektowe (przez Energoprojekt), dzięki którym powstała elektrownia o zainstalowanej mocy turbinowej równej 156 MW oraz mocy pompowej 2 × 68 MW.

Elektrownia szczytowo-pompowa Żydowo; widok na budynek elektrowni

Górnym zbiornikiem jest jezioro Kamienne o pojemności użytkowej 3,3 mln m³ wykorzystywanej energetycznie, natomiast zbiornikiem dolnym jest jezioro Kwiecko. Różnica rzędnych pomiędzy zbiornikiem górnym a dolnym wynosi ok. 80 m. Spad maksymalny jest natomiast oceniany na 82,70 m. Przy pracy elektrowni pełną mocą poziom wody w zbiorniku górnym obniża się w tempie ok. 0,9 m/h, natomiast przy pompowaniu wody do zbiornika wzrasta on o ok. 0,5 m/h.

Widok w kierunku jeziora Kwiecko na stalowe rurociągi, które składają się z czterech sekcji, umocowanych na podporach stałych i przesuwnych oraz wyposażonych w kompensatory rozszerzalności termicznej.

Kanał doprowadzający wodę ze zbiornika górnego do stalowych rurociągów

Betonowy kanał, doprowadzający wodę z jeziora Kamienne do rurociągów, ma długość 1316 m, głębokość 9 m, szerokość jego dna wynosi zaś 12 m, a w koronie ma 50 m. Przed komorą wlotową do rurociągów kanał się rozszerza, tworząc zbiornik wyrównujący wahania poziomu wody.

Trzy stalowe rurociągi, o długości ok. 467 m i łącznym ciężarze 4140 ton, mają średnicę zmienną 4,5–5,6 m. Przepływ wody w kanale doprowadzającym i stalowych rurociągach, łączących oba zbiorniki, wynosi 240 m³/s, a jej prędkość 2,2 m/s.

W budynku elektrowni znajdują się trzy turbiny Francisa. Urządzenia zostały dostarczone przez Skodę Pilzno. Jedna z turbin (F-30) jest typu klasycznego, natomiast dwie pozostałe są odwracalne (FR-25), dzięki którym w okresie nadwyżek energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym następuje pompowanie 3 mln m³ wody ze zbiornika dolnego do górnego.

Do obiektu elektrowni należy również zapora filtracyjna na rzece Radew o długości 50 m i wysokości równej 6,3 m.

Rozdzielnia napięcia

Właścicielem elektrowni szczytowo-pompowej Żydowo jest spółka wchodząca w skład grupy kapitałowej ENERGA S.A.

Za: tablica informacyjna sprzed bramy budynku elektrowni szczytowo-pompowej w Żydowie; http://www.elektrowniewodne.com.pl/Zydowo.htm; zdjęcia z budowy oraz szerszy opis elektrowni szczytowo-pompowej Żydowo znajduje się na stronie: http://www.zydowo.polanow.pl.

Turbina wiatrowa Siemens SWT-2.3-93

Farma wiatrowa Karnice I położona jest w powiecie gryfickim, pomiędzy miejscowościami Skrobotowo, Kusin i Drozdowo. W skład farmy wiatrowej wchodzi 13 turbin Siemens SWT-2.3-93 o łącznej mocy 29,9 MW.

Wysokość wieży pojedynczej turbiny wynosi 80 m, a średnica wirnika 93 m. Na wysokości zamontowania piasty średnia prędkość wiatru wynosi 7 m/s. 13 turbin zajmuje powierzchnię ok. 4 km².

Raport oddziaływania na środowisko został przygotowany w 2007 roku. Rok później otrzymano pozwolenie na budowę farmy wiatrowej Karnice I. Projekt został opracowany przez EPA Sp. z o.o. i DONG Energy A/S, prace budowlane prowadził Polimex-Mostostal S.A. i PBE ELBUD Gdańsk. Farmę przekazano do eksploatacji już w 2009 roku, natomiast 7 maja 2010 roku w Cerkwicy nastąpiło jej uroczyste otwarcie.

Farma wiatrowa Karnice I ma wytwarzać energię elektryczną na poziomie 90 GWh rocznie, co pozwoli zaspokoić zapotrzebowanie na prąd 45 000 gospodarstw domowych. Energia elektryczna ma być przesyłana podziemnymi liniami przewodów o napięciu 20 kV do podstacji transformatora 20/110 kV, znajdującej się w miejscowości Drozdowo, a następnie do elektrycznej linii napowietrznej Niechorze–Trzebiatów.

DONG Energy jest wyłącznym właścicielem farmy wiatrowej Karnice I.

Farma wiatrowa Karnice I

Orientacyjna lokalizacja farmy wiatrowej Karnice I.

Za: ulotka informacyjna firmy DONG Energy; http://energetyka.wnp.pl/7-maja-otwarcie-farmy-wiatrowej-karnice-i,108649_1_0_0.html.

Andasol to trzy farmy słoneczne z koncentratorami parabolicznymi, zlokalizowane w pobliżu miasta Guadix na południu Hiszpanii, w prowincji Grenada. Andasol położona jest w miejscu o doskonałych warunkach słonecznych. Pustynny klimat i lokalizacja ok. 1100 m n.p.m. dają nasłonecznie równe 2136 kWh/m² rocznie.

Farma słoneczna Andasol 1 rozpoczęła komercyjną produkcję prądu elektrycznego w marcu 2009 roku. Andasol 2 jest w fazie rozruchu, natomiast Andasol 3 jest aktualnie w fazie realizacji. Ma zostać podłączona do 400 kV sieci w 2011 roku.

Moc zainstalowana obu farm słonecznych, tj. Andasol 1 i Andasol 2, wynosi 2 × 50 MW. Andasol 3 ma mieć identyczną moc zainstalowaną i być podobnej konstrukcji. Andasol 1 produkuje energię elektryczną na poziomie 180 GWh rocznie, zaspokajając tym samym zapotrzebowanie na prąd dla 200 000 osób oraz redukując emisję dwutlenku węgla o 150 000 ton rocznie.

Farma słoneczna Andasol zużywa 870 000 m³ wody rocznie, która jest wykorzystywana głównie do chłodzenia. Ta ilość wody nie jest duża, ponieważ takim zapotrzebowaniem cechuje się pole żyta, zajmujące powierzchnię podobną do tej, którą zajmuje omawiana farma słoneczna.

Farma słoneczna Andasol; od frontu zbiornik na płynną sól; zdjęcie German Aerospace Center

Farma słoneczna Andasol (1, 2 i 3) zajmuje powierzchnię ok. 1,5 km², na co składa się powierzchnia koncentratorów równa 510 120 m² dla pojedynczej farmy. Koncentratorów jest łącznie 7488. Ustawione są one w rzędach, których jest 312 na poszczególnej farmie. Koncentratory poruszają się za promieniami słonecznymi ze wschodu na zachód, dzięki napędom hydraulicznym.

Pojedynczy koncentrator ma 28 luster o grubości 4 mm, pokrytych warstwą srebra i 3 rury o długości 4 m, przewodzące podgrzewane medium. Na każdym polu słonecznym znajduje się więc 209 664 luster i 22 464 rur, a także 624 czujników słonecznych. Wydajność koncentratorów sięga maksymalnie 70%, średnio wynosi ona natomiast ok. 50%. Pracują one przy wietrze nawet o prędkości 13,6 m/s. Przy większej prędkości wiatru część z nich przechodzi jednak do pozycji uśpienia, natomiast przy prędkości 20 m/s cała instalacja zostaje wyłączona.

Na farmie słonecznej Andasol znajduje się system z opcją magazynowania ciepła w płynnej soli, która jest mieszanką azotanu sodu NaNO₃, tzw. saletry sodowej (60%), i azotanu potasu KNO₃, czyli saletry potasowej (40%). Oba związki są zazwyczaj wykorzystywane jako nawóz lub w branży spożywczej jako konserwanty.

Sól w ilości 28 500 ton znajduje się na danej farmie w dwóch zbiornikach o wysokości 14 m i średnicy równej 36 m. Podczas pompowania z jednego zbiornika („zimnego”) do drugiego („ciepłego”) rozpuszczona mieszanka absorbuje dodatkowe ciepło, dzięki któremu temperatura wzrasta z 290°C na 390°C.

Rysunek poglądowy farmy słonecznej Andasol wg Solar Millennium; 1 – koncentratory paraboliczne, 2 – zbiorniki na płynną sól, 3 – wymiennik ciepła, 4 – turbozespół, 5 – skraplacz

Dzięki systemowi magazynowania ciepła turbiny produkują energię elektryczną wieczorem/nocą lub kiedy występuje duże zachmurzenie, przez co liczba godzin pracy farmy słonecznej Andasol jest prawie dwukrotnie większa w stosunku do standardowej helioelektrowni. System może zmagazynować ciepło na poziomie 1,01 GWh, co pozwala na 7,5-godzinną pracę turbiny. Takie rozwiązanie daje 180 GWh energii elektrycznej rocznie w porównaniu do 117 MWh w standardowej helioelektrowni oraz 24 mln euro rocznie więcej (wg danych z 2008 roku).

Magazynowanie wytwarza jednak dodatkowe koszty na poziomie 50 dolarów za każdą kWh, co stanowi ok. 5% kosztów helioelektrowni, przy czym wydłużony czas pracy elektrowni dzięki magazynowaniu ciepła powoduje jednocześnie spadek kosztów wytwarzania energii elektrycznej [W 2008 roku podawano, że spadek jest 11%, z 303 euro za MWh na 271.]. Ponadto w Hiszpanii obowiązuje korzystna taryfa dla energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii.

Koszt budowy farmy słonecznej Andasol 1 wyniósł ok. 380 mln dolarów. Wydajność całej instalacji wynosi maksymalnie ok. 28%, średnio natomiast ok. 15%. Przewidywany okres pracy tej farmy słonecznej to 40 lat.

Za: http://www.solarmillennium.de; http://en.wikipedia.org/wiki/Andasol_Solar_Power_Station; http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2008/11/andasol; http://social.csptoday.com; zdjęcie: German Aerospace Center.

W „Polityce Energetycznej Polski do 2030 roku” wyznaczono następujące cele związane z odnawialnymi źródłami energii:

• wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w finalnym zużyciu energii co najmniej do poziomu 15% w 2020 roku oraz dalszy wzrost tego wskaźnika w latach następnych;
• osiągnięcie w 2020 roku 10% udziału biopaliw w rynku paliw transportowych oraz zwiększenie wykorzystania biopaliw II generacji;
• ochronę lasów przed nadmiernym eksploatowaniem, w celu pozyskiwania biomasy oraz zrównoważone wykorzystanie obszarów rolniczych na cele OZE, w tym biopaliw, tak aby nie doprowadzić do konkurencji pomiędzy energetyką odnawialną i rolnictwem oraz zachować różnorodność biologiczną;
• wykorzystanie do produkcji energii elektrycznej istniejących urządzeń piętrzących stanowiących własność Skarbu Państwa;
• zwiększenie stopnia dywersyfikacji źródeł dostaw oraz stworzenie optymalnych warunków do rozwoju energetyki rozproszonej opartej na lokalnie dostępnych surowcach.

Aby spełnić pierwsze założenie o 15% udziale odnawialnych źródeł w finalnym zużyciu energii musiałoby do 2020 roku powstać tyle instalacji, aby zaspokoić zapotrzebowanie na energię w ilości 120,8 TWh brutto, w tym 31,25 TWh energii elektrycznej, 72,76 TWh ciepła oraz 16,79 TWh biopaliw transportowych. 10 lat później udział OZE ma zwiększyć się do 16% ze 150 TWh energii finalnej brutto.

Zapotrzebowanie na finalną energię elektryczną brutto z OZE w TWh

Największe oczekiwania w związku z zapotrzebowaniem na energię elektryczną wiązane są z energetyką wiatrową, ale także w mniejszym stopniu z biomasą i biogazem. W porównaniu do 2010 w 2020 roku z wiatru ma być prawie 7 razy więcej prądu, a z biomasy – 3. Po 2020 najbardziej znaczący wzrost widoczny jest również w energetyce wiatrowej.

Procentowy rozkład zapotrzebowania na energię elektryczną brutto z poszczególnych źródeł odnawialnych w 2006 i 2030 roku

W 2006 roku energia wody była wykorzystywana prawie w 50% w stosunku do innych rodzajów źródeł odnawialnych, natomiast w 2030 roku jej miejsce ma zająć energia wiatru, również z prawie 50% udziałem w zapotrzebowaniu na energię elektryczną finalną brutto spośród innych źródeł odnawialnych.

Zapotrzebowanie na finalną energię cieplną brutto z OZE w TWh

W przypadku ciepła zarówno w roku 2006, jak i w 2030 roku najwięcej pochodzić ma z biomasy stałej. Udział pozostałych źródeł będzie dużo mniejszy, stąd rozkład procentowy w ciągu lat obliczeniowych 2006–2030 niewiele się zmieni i w 2030 roku będzie kształtować się następująco: 83,1% biomasa (w porównaniu do 98,5% w 2006 roku), 10,5% biogaz, 4,6% geotermia oraz 1,8% energia słoneczna.

Zapotrzebowanie na finalną energię z biopaliw transportowych z OZE w TWh

Na rynku paliw transportowych związanych z źródłami odnawialnymi dominować będzie bioetanol i biodiesel I generacji. Wykorzystanie biopaliw II generacji planowane jest dopiero po 2015 roku, których udział w energii finalnej z biopaliw transportowych w 2030 roku wraz z biowodorem będzie na poziomie ok. 40%.

Analiza została wykonana na podstawie danych zawartych w „Polityce Energetycznej Polski do 2030 roku”, dostępnej wraz z załącznikami na stronie Ministerstwa Gospodarki.

Australijska elektrownia Liddell położona jest niedaleko miejscowości Muswellbrook, w pobliżu sztucznie wytworzonego Jeziora Liddell, którego wody wykorzystywane są do chłodzenia. Energia w elektrowni wytwarzana jest z węgla za pomocą czterech 500 MW turbogeneratorów. Dodatkowo elektrownia wykorzystuje 25 MW turbinę gazową oraz 0,85 MW generator hydroelektryczny. Produkuje ona ok. 10 000 GWh energii elektrycznej rocznie, która jest wystarczająca dla pokrycia zapotrzebowania na prąd dla ponad 1 mln australijskich domów jednorodzinnych.

Jako że w Australii podejmuje się próby redukcji emisji dwutlenku węgla m.in. za pomocą źródeł odnawialnych, elektrownia Liddell jest przystosowana do produkcji energii z biomasy w postaci odpadów z przemysłu tartacznego. W praktyce produkcja prądu z biomasy jest jednak na dość niskim poziomie, a energia ze źródeł odnawialnych jest pozyskiwana w zupełnie inny sposób – ze słońca. W 2004 roku firma Ausra w pierwszym etapie na powierzchni 1300 m² zainstalowała system kolektorów słonecznych z liniowymi reflektorami Fresnela o mocy 1 MW.

Pozyskiwanie energii słonecznej za pomocą kolektorów Fresnela; rys. Ausra

Soczewki Fresnela, zbudowane z płaskiego, długiego szkła, koncentrują w jednej linii promienie słoneczne z współczynnikiem 30, skupiając je na rurze zamieszczonej w kierunku północ–południe kilka metrów nad powierzchnią terenu oraz wypełnionej wodą, która pod wpływem zwiększonej temperatury zaczyna parować. Para jest w stanie osiągnąć temperaturę 285°C i ciśnienie równe 70 atm (ok. 7 MPa), idealną do odpowiedniego współgrania z elektrownią opalaną węglem.

Lustra śledzą słońce w jednym kierunku, tj. ze wschodu na zachód. Są lekkie, wytrzymałe oraz łatwe w utrzymaniu. Ulokowane są bliżej powierzchni gruntu, aby zminimalizować wpływ wiatru oraz zużycie stali do konstrukcji. W czasie niekorzystnej pogody lustra zostają obrócone do takiej pozycji, aby być jak najmniej narażone na czynniki atmosferyczne.

W 2005 roku Ausra rozpoczęła drugi etap budowy instalacji solarnej. Zainstalowano ok. 500 luster o wymiarach 12 × 2 m, zajmujących powierzchnię 18 000 m², z zainstalowaną mocą 3 MW (9 MWth). Energia słoneczna ma ogrzewać wodę w kotle w elektrowni węglowej, zastępując tym sposobem parę pochodzącą z turbiny napędzanej energią z węgla. Produkcja energii elektrycznej pochodzącej z energii słonecznej jest szacowana na poziomie 4,4 GWh rocznie.

Elektrownia węglowa i instalacja słoneczna Liddell; fot. Ausra

Do 2008 roku inwestycja solarna przy elektrowni Liddell kosztowała 5,5 mln dolarów.

W lutym 2010 roku amerykańską firmę Ausra wykupiła francuska Areva.

Za: http://en.wikipedia.org/wiki/Liddell_Power_Station; http://ecogeneration.com.au; http://www.power-technology.com; http://www.theherald.com.au; www.ausra.com.

The Prises Amaliawindpark to projekt pierwotnie zwany Offshore Windpark Q7. Morska farma wiatrowa jest ulokowana na Morzu Północnym na Holenderskim Szelfie Kontynentalnym w bloku Q7, w odległości 23 km od wybrzeża, na głębokości 19–24 m. Był to pierwszy projekt wybudowany na takiej głębokości i w dużej odległości od brzegu. Lokalizacja została wybrana w celu ograniczenia widoczności farmy wiatrowej z linii brzegowej (jest ona widoczna tylko przy doskonałych warunkach atmosferycznych), a także z dala od dróg migracji ptaków.

Farma wiatrowa Q7 została sfinalizowana przez spółkę utworzoną przez trzy firmy Econcern, Energy Investment Holding i Eneco Energie. Pierwsze dokumenty dotyczące pozwolenia na jej budowę powstały w grudniu 1999 roku, pozwolenie na budowę otrzymano zaś 18 lutego 2002 roku, jednakże pierwsze fundamenty zostały położone dopiero 10 października 2006 roku. Energia elektryczna z turbin wiatrowych popłynęła na początku 2008 roku. Całkowity koszt projektu wyniósł 383 mln euro.

Farmę wiatrową Q7 tworzy 60 turbin wiatrowych V80 firmy Vestas o łącznej mocy zainstalowanej 120 MW, średnicy wirnika 80 m, wysokości do gondoli 59 m. Zamontowane są one na stalowych palach o długości 54 m, średnicy 4 m i ciężarze 320 ton, zagłębionych ok. 25 m w dno morza. Turbiny rozpoczynają pracę przy wietrze o prędkości 3 m/s, natomiast wyłączane są przy prędkości 25 m/s.

Wbijanie pala w dno morskie

Odległość pomiędzy poszczególnymi turbinami wynosi ok. 550 m. Każda z nich jest połączona ze sobą za pomocą kabla 22 kV, który prowadzi prąd poprzez podstację do kabla 150 kV. Kable pod napięciem 22 kV mają łączną długość ok. 45 km, natomiast te o napięciu 150 kV mają średnicę 195 mm, ciężar 69 kg/m oraz łączną długość równą 27,3 km w części wodnej i 7,2 km w części lądowej. Kabel w części plażowej i pod wydmami jest poprowadzony w specjalnej plastikowej rurze o średnicy 270 m.

Farma wiatrowa Q7 zajmuję powierzchnię równą 14 km². Obszar farmy i 500-metrowy pas dookoła jest ograniczony dla żeglugi morskiej. Mimo oznaczeń na morzu i na mapach morskich czasem zdarzają się sytuacje, że statki naruszają przepisy, przepływając przez teren farmy wiatrowej, co jest monitorowane za pomocą systemu radarowego.

Farma produkuje 435 GWh energii elektrycznej rocznie, tym samym ograniczając emisję dwutlenku węgla o 225 000 ton rocznie oraz zaspokajać zapotrzebowanie na prąd elektryczny 125 000 gospodarstw domowych.

Za: http://www.q7wind.nl/en/index.htm; ulotka informacyjna firmy PMSS; E. de Vries, North Sea construction, „Renewable Energy World”, maj–czerwiec 2007, s. 104.