Gorące skały w Polsce

Czy zaczniemy pozyskiwać energię z gorących suchych skał?

Polscy geolodzy znaleźli na terenie naszego kraju tzw. suche gorące skały. Pierwsze badania wskazują, że będzie można je wykorzystać do produkcji czystej energii.

Państwowy Instytut Geologiczny (PIG) poinformował, że geolodzy odkryli na terenie Polski kilka obszarów występowania tzw. gorących suchych skał. Będzie je można wykorzystać do produkcji energii metodami zwanymi z angielska Hot Dry Rocks lub Enhanced Geothermal Systems. - Hot Dry Rocks (HDR) to technologia pozyskiwania energii cieplnej wnętrza Ziemi z suchych gorących skał, w naturalnych warunkach praktycznie niezawierających wody i nieprzepuszczających jej. Enhanced Geothermal Systems (EGS) zaś to technologia pozyskiwania energii z podobnych systemów geotermicznych, wspomaganych jednak niewielkim dopływem wód (występujących w skałach w nieznacznych ilościach) – wyjaśnia PIG. W przypadku obu tych technologi aby pozyskać ciepło gorących skał będzie trzeba wykonać zabieg szczelinowania i zatłoczyć do gorących skał wodę. Woda zaabsorbuje ciepło ze skał, a po jej wypompowaniu będzie można wykorzystać ją do produkcji prądu lub ciepła.

Badania prowadzili naukowcy i inżynierowie z PIG oraz Akademii Górniczo-Hutniczej, Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN oraz Przedsiębiorstwa Badań Geofizycznych. Prace zleciło Ministerstwo Środowiska. - Na podstawie danych archiwalnych wykonano modele geologiczno-strukturalne wytypowanych struktur i przeprowadzono modelowanie rozkładu gęstości i właściwości magnetycznych oraz modelowania pojemności cieplnej i możliwości produkcji energii elektrycznej i cieplnej. Finalnym etapem analiz były modelowania numeryczne efektów wymiany ciepła skał z zatłaczanymi płynami, których wynikiem są scenariusze eksploatacji instalacji geotermalnych – objaśnia Instytut.

Gorące suche skały w najkorzystniejszych warunkach występują w okolicach Szklarskiej Poręby, Gorzowa Wielkopolskiego oraz w rejonie Krośniewic. Poniżej prezentujemy charakterystykę wskazanych obszarów badań.

1. Skały krystaliczne Sudetów
Za najlepsze uznano parametry geotermiczne w podatnym na procesy szczelinowania granitowym plutonie Karkonoszy – szczególnie w rejonie na południe od Szklarskiej Poręby oraz w pasie na południowy wschód od Jeleniej Góry – w okolicy Kowar i Karpacza. Gradient geotermiczny w tych strefach wynosi ok. 4°C/100 m. Na głębokości 3500 m temperatura skał sięga 145°C, a na głębokości 4000 m ok. 165°C. Jednostkowa moc elektryczna brutto, możliwa do wygenerowania w tych warunkach termicznych, wynosi odpowiednio 9,5–10 kW/(m3/h) i 12–13 kW/(m3/h). Moc elektryczna brutto przykładowej elektrowni binarnej w warunkach stałej eksploatacji wód z głębokości ok. 4,5 km z wydajnością 100 m3/h, o stabilnej temperaturze około 165°C i przy zatłaczaniu wody powrotnej o temperaturze 70°C może wynieść 1,2–1,3 MW brutto (cieplna może być ośmiokrotnie większa).

2. Skały wulkaniczne bloku Gorzowa Wielkopolskiego
Do lokalizacji systemu geotermalnego wytypowano rejon Dębna. Gradient geotermiczny, wynoszący w tym rejonie ok. 40°C/km, implikuje wysokie temperatury skał na relatywnie małej głębokości, umożliwiające produkcję energii elektrycznej w systemach binarnych.
Niewielki strumień wody (50 m3/h) oraz niewielka przepuszczalność skał skutkowałyby powolną migracją płynu. Pozwoliłoby to uzyskać stabilność źródła mocy przez minimum 25 lat, nawet przy niewielkiej kubaturze strefy szczelinowanej, a w przypadku większej objętości nawet do 40 lat. W górotworze o temperaturze początkowej równej 153°C (głębokość 4,3 km) modelowana moc elektryczna brutto jednego obiektu wahałaby się od ok. 555 kW w początkowych latach do ok. 520 kW po upływie 50 lat (moc cieplna byłaby ośmiokrotnie większa). Przy strumieniu wody o przepływie 100 m3/h moc brutto wynosiłaby w okresie początkowym ok. 1110 kW, a po upływie 50 lat w optymistycznym scenariuszu ok. 950 kW, a w pesymistycznym - ok. 660 kW.

3. Skały osadowe w rejonie Krośniewic
W modelu wykonanym dla rejonu Krośniewic założono możliwość wykorzystania istniejącego otworu Krośniewice IG-1 (głębokość 5,4 km, temperatura 179°C) i zainstalowania systemu EGS. Po 50 latach pracy moc elektryczna systemu brutto spadłaby z początkowej wartości 1,8 MW do 1,7 MW. Moc cieplna systemu po roku pracy wynosiłaby 12,9 MW, po 50 latach – 12,2 MW. Całkowitą produkcję energii elektrycznej netto w ciągu 50 lat szacuje się na 764,5 GWh. Oprócz rejonu Krośniewic wskazano również dwie inne strefy o korzystnych parametrach dla EGS - rejon Konina oraz Pleszewa.

Więcej informacji na temat projektu Hot Dry Rocks w Polsce można znaleźć na stronie internetowej: http://www.pgi.gov.pl/pl/wstep-hdr-mw.html.

(Bar)