Przykład 1. Energia z pioruna.
Czy elektrownia, która przechwytywałaby energię pioruna – to mrzonki? Gdyby udało się „złapać” piorun, byłby to przełom w energetyce, ponieważ darmowa energia stałaby się faktem. Ocenia się, że jeden złapany piorun mógłby rozświetlać przeciętną 60 watową żarówkę przez około dwa miesiące. Naukowcy nie pozostawiają jednak złudzeń, co do faktycznej realizacji takiego pomysłu. 99 proc. energii pioruna rozprasza się w powietrzu.
Specjaliści od elektroenergetyki z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie twierdzą, że pomysł by budować elektrownie, które przechwytywałyby energię pioruna, to mrzonki. Ponad 99% energii pioruna rozpraszana jest po drodze, do ziemi dociera niespełna 1% energii pioruna. Nie mówiąc już o tym, że czas pojawienia się burzy i lokalizacje piorunów – jako potencjalnych źródeł prądu – są nieprzewidywalne. Niewielka część energii pioruna dociera do powierzchni ziemi, ponieważ większość jest rozpraszana po drodze, w tzw. kanale pioruna. Jest to zjawisko jeszcze niezbyt dobrze poznane. Nie wiadomo nawet, czy należy je badać metodami fizyki, jako byt realny, czy raczej traktować je jako złudzenie, produkt ludzkiej wyobraźni.
Piorun jest to wyładowanie elektryczne, które łączy chmurę z ziemią. Oprócz tego istnieją jeszcze inne gwałtowne wyładowania atmosferyczne – wewnątrzchmurowe i między chmurami, jednak nie można ich nazywać „piorunami”. Wyładowania takie można obserwować, kiedy powstaje napięcie elektryczne, czyli różnica potencjałów, przekraczające wytrzymałość elektryczną powietrza. Natura nie lubi zbyt dużych różnic potencjałów i dąży do ich wyrównywania. Różnica potencjałów występuje podczas gwałtownych zderzeń kropel, czy krup lodowych, do których dochodzi przy spotkaniu mas powietrza o różnych temperaturach. Zjawiska elektryzacji w chmurach nie są jeszcze do końca poznane, jest kilka konkurencyjnych, a częściowo uzupełniających się teorii na ten temat.
Samo uderzenie pioruna w ziemię czy w jakiś obiekt nie jest donośne, chyba że coś wtedy ulegnie zniszczeniu. Grzmot, który często towarzyszy wyładowaniom elektrycznym, tworzy się w powietrzu, przez które płynie prąd wyładowania. Następuje wtedy gwałtowny wzrost temperatury i ciśnienia, gazy się rozprężają i następuje wybuch w otwartej przestrzeni. Są jeszcze inne wyładowania atmosferyczne, np. tzw. ognie św. Elma (małe błyskawice o długości do kilkudziesięciu centymetrów pojawiające się w warunkach burzowych, kiedy przekroczone zostanie wytrzymałość elektryczna powietrza, na ostro zakończonych przedmiotach czy nierównościach pokrycia ziemi) albo pioruny kuliste. Źródło: pap.naukawpolsce
Przykład 2.
Energia z wulkanu Czy energia z wulkanu Newberry zasili elektrownię o mocy kilkuset megawatów? Pierwsze próby wykorzystanie energii geotermalnej, która sama nie potrafi wydostać się spod ziemi, podjęto w latach 70. XX w. Naukowcy wiercili kilkukilometrowe odwierty Zdjęcie: Wnętrze kaldery wulkanu Newberry i wprowadzali do nich pod znacznym ciśnieniem wodę, która po ogrzaniu się od skał powracała na powierzchnię drugim otworem. Pomysł nazwano Enhanced Geothermal System (EGS), czyli zaawansowaną geotermią.
Niezwykły eksperyment ma miejsce na zboczach wulkanu Newberry w malowniczych Górach Kaskadowych amerykańskim w stanie Oregon. Naukowcy pompują zimną wodę pod wulkan, aby ją ogrzać, a następnie wykorzystać do produkcji prądu. Zespołem geofizyków i hydrogeologów kieruje Susan Petty, wcześniej badaczka z Uniwersytetu Kalifornijskiego w Los Angeles, a obecnie szefowa firmy innowacyjnej AltaRock Energy.
Zajmuje on jedną z największych powierzchni. Jego średnica przekracza 30 km. Partie szczytowe zajmuje rozległa kaldera – owalne zagłębienie o długości 8 km, szerokości 6 km i głębokości pół kilometra – dziś częściowo zajęta przez dwa jeziora. Obecność kaldery świadczy o tym, że wulkan Newberry był kiedyś bardzo aktywny. Z wierzchu jest więc chłodny, ale pod spodem – wciąż gorący, co sprawiło, że geolodzy wybrali właśnie jego.
Pomysł nie jest nowy: wykorzystać ciepło płynące z wnętrza globu. Niektóre kraje wulkaniczne, takie jak Islandia, Filipiny, Nowa Zelandia, czy Salwador, chętnie korzystają z zasobów energii geotermalnej, jeśli jest ona łatwo dostępna. Ciepło wygenerowane we wnętrzu Ziemi bez problemu przenika ku powierzchni gruntu za pośrednictwem gazów i wód krążących w skałach.
Doświadczenie prowadzonego w Oregonie trochę różni się od pozostałych, ponieważ wykorzystuje energię uwięzioną na głębokości ponad 3 km. W wybranym przez badaczy miejscu temperatury na tym poziomie przekraczają 300°C. Nie może jednak ono samodzielnie przedostać się do góry, bo znajduje się w warstwach skał pozbawionych większych szczelin, a tym samym nieprzepuszczalnych dla wód i gazów geotermalnych.
Naukowcy postanowili pokonać tę przeszkodę. Pierwsza faza eksperymentu (trwająca kilkadziesiąt tygodni) polegała na wykonaniu głębokiego odwiertu i wpompowaniu w niego zimnej wody, która ma stać się nośnikiem ciepła, który rozszerzając się wypełni mikroszczeliny w skałach. W ten sposób się od nich ogrzeje. Na końcu stworzy rozległy podziemny zbiornik energii geotermalnej. Druga faza doświadczenia, to wiercenie odwiertów, którymi ciepło popłynie na powierzchnię, aby poruszać niewielką na początek turbiną parową wytwarzającą prąd elektryczny.
Przeciwnicy eksperymentu zwracają uwagę, że wtłaczanie wody do wnętrza wulkanu jest podobne do szczelinowania hydraulicznego stosowanego do pozyskiwania gazu i ropy z łupków. Zastosowanie takiej agresywnej technologii polegającej na rozłupywaniu skał wodą, może mieć nieprzewidywalne skutki w przypadku wulkany.
Badacze uspakajają, że ich ingerencja nie powinna obudzić drzemiącej góry lub wywołać drżeń, które mogłyby taką pobudkę sprowokować. Podczas wydobycia gazu łupkowego wykorzystuje się dużo różnych chemikaliów, natomiast w przypadku Newberry, tylko jeden środek. To neutralny dla środowiska, biodegradowalny żel, który ma tymczasowo wypełnić świeżo poszerzone szczeliny. Dzięki temu pod wulkanem będą mogły powstać aż trzy poziomy geotermalne ulokowane jeden pod drugim. Twierdzą, że ciśnienie pompowanej wody jest kilka razy mniejsze, niż w przypadku typowego szczelinowania, a ingerencja w skały – znikoma. Wulkan monitorowany jest przy pomocy aparatury sejsmicznej. Newberry mógłby zasilać elektrownię o mocy nawet kilkuset megawatów. Na razie jednak taka wielka instalacja to odległa przyszłość. Naukowcy chcą natomiast udowodnić, że dzięki ich nowatorskiej technologii cena zaawansowanej geotermii będzie znacząco mniejsza i bardziej opłacalna. Jesienią 2013 roku, gdy ciepło spod wulkanu w Oregonie po raz pierwszy popłynie na powierzchnię, okaże się, czy te teoretyczne wyliczenia będą zgodne z rzeczywistością.
Przykład 3. Energia
z dwutlenku węgla Holenderscy naukowcy opracowali technologię pozwalającą produkować energię elektryczną z dwutlenku węgla. Nie powoduje ona przy tym emisji CO2 do atmosfery Holenderscy inżynierowie z Uniwersytetu Wageningen opracowali technologię, która dzięki wykorzystaniu dwutlenku węgla, wody i powietrza pozwala na generowanie prądu. Nie jest przy tym emitowany CO2. Naukowcy wyszli z założenia, że skoro już produkujemy tak dużo dwutlenku węgla, powinniśmy się nauczyć jakoś go wykorzystać. Dzięki wykorzystaniu elektrochemicznych komórek przypominających baterie Holendrzy zaprzęgli CO2 do produkcji prądu. Taka „komórka’ posiada dwie porowate elektrody. Jedna (anoda) przyciąga jony wodoru. Druga zaś (katoda) przyciąga jony wodorowęglanów. Inżynierowie wykorzystali dwuetapowy proces przepływu przez te elektrody wody. W pierwszym etapie woda nagazowana dwutlenkiem węgla przepływa przez elektrody. Poszczególne elektrody przyciągają odpowiednie jony. Następnie przez komórkę z elektrodami znów przepompowywana jest woda, ale tym razem napowietrzona.
Ta woda z kolei „wypłukuje” jony z naładowanych nimi elektrod. Powtarzanie na przemian tych przepływów pozwala na wytworzenie prądu.
Ta technika wykorzystuje zjawisko „mieszania energii płynów”. Zjawisko to polega na tym, że dwa różne płyny (np: o różnej gęstości) podczas mieszania mogą wyzwalać energię. Tego typu zjawisko zachodzi również przy mieszaniu gazów. Do tej pory nie istniała jednak efektywna technologia pozwalająca na wykorzystanie tego typu źródła energii.
Kiedy wodny elektrolit, z zawartością powietrza bądź CO2, naprzemiennie przepływa przez porowate elektrody, to tym samym wytwarza energię elektryczną. Przy wykorzystaniu wodnego elektrolity naukowcy osiągnęli efektywność na poziomie 24% Zbadano również wykorzystanie jako elektrolitu monoetanoloaminy. Wtedy efektywność osiągnęła poziom 32%. Holendrzy już obliczają potencjał tej technologi na produkcję 1570 Twh energii rocznie w skali świata.
Przykład 4. Energia z metanu
Instalacje umożliwiają wykorzystanie tego odpadu z górniczej eksploatacji. Używanie paliwa czystszego od węgla znacznie zmniejsza ilość szkodliwych pyłów i gazów w powietrzu.
Metan to bezwonny, bezbarwny gaz towarzyszący złożom węgla. Jest dwukrotnie lżejszy od powietrza. Jego ilość wzrasta wraz z głębokością eksploatacji. W 2012 roku ilość wydzielonego w trakcie prac gazu oszacowano na około 830 mln m sześciennych. Jedynie jedna trzecia trafia do instalacji odmetanowania, a stamtąd – w większej części – do produkcji prądu, ciepła i chłodu do klimatyzacji kopalń. Jastrzębska Spółka Węglowa może pochwalić się największą ilością wykorzystywanego metanu w taki właśnie sposób.
W kopalni Krupiński należącej do Jastrzębskiej Spółki Węglowej (JSW), której złoża znajdują się w okolicach Suszca, Żor i Orzesza, pracują od 2 lat układy kogeneracji wykorzystujące metan do produkcji energii elektrycznej i ciepła. W skład układu wchodzą dwa agregaty prądotwórcze. Wytwarzane w układzie skojarzonym ciepło w ilości 45.000 gigadżuli (GJ) i energia elektryczna w ilości około 25.000 megawatogodzin (MWh) w całości wykorzystuje kopalnia, która zaoszczędza w ten sposób około 7 milionów zł rocznie, bo nie musi kupować energii na zewnatrz. Nie bez znaczenia są również efekty ekologiczne, a więc ograniczenie emisji metanu do atmosfery o 6,5 mln metrów sześciennych rocznie! Produkcja w skojarzeniu energii elektrycznej i ciepła pozwala uzyskać sprawność całkowitą układu na poziomie 87%. Kopalnia potrzebuje około 24 milionów watów mocy. Z tego aż 10,9 MW uzyskuje z metanu pochodzącego z odmetanowania!
Układ kogeneracyjny zabudowano w wolnostojącym budynku lekkiej konstrukcji, obok stacji odmetanowania. Gaz jest dostarczany bezpośrednio rurociągiem do agregatów prądotwórczych na bazie silników gazowych, które napędzają generatory. Energia kablami jest wprowadzana do rozdzielni głównej zasilającej kopalnię Krupiński. Ciepło, poprzez odpowiednie wymienniki, jest ujmowane i dostarczane do sieci ciepłowniczej zakładu, a następnie wykorzystywane w łaźni i do ogrzewania pomieszczeń. Warto dodać, że kopalnia Krupiński należy do najbardziej metanowych w Polsce. Rocznie stacja odmetanowania ujmuje około 41 mln metrów sześciennych czystego metanu, a ujmowanej mieszance jest go od 50 do 60%.
W kopalni Wieczorek, w Katowicach należącej do Katowickiego Holdingu Węglowego (KHW) pracują dwa silniki zasilane metanem z pobliskiej kopalni Staszic. Zakłady Energetyki Cieplnej z grupy KHW dostarczyły instalację umożliwiającą produkcję prądu i ciepła za pomocą tego gazu.
Nie jest to pierwsza taka inicjatywa w grupie holdingu. W kopalni Mysłowice- Wesoła już parę lat temu zainstalowano dwa silniki używające metan, aby produkować energię. Trwa także realizacja nowoczesnej stacji odmetanowania w kopalni Wujek-Śląsk.
Metan z kopalni Staszic jest dostarczany do kopalni Wieczorek nowym gazociągiem ze stacji odmetanowania. Zasila dwa znajdujące się na terenie Wieczorka silniki gazowe o mocy cieplnej i elektrycznej po około 1,5 megawata każdy. Elementem aparatury jest również kocioł gazowy o mocy 6 megawatów a także niezbędna infrastruktura. Inwestycja warta jest ponad 13 mln zł. Nowe rozwiązanie ma mieć korzystny wpływ na środowisko. Pozwala zmniejszyć emisję metanu (ten gaz 21-krotnie bardziej od dwutlenku węgla wpływa na efekt cieplarniany) oraz CO2, a także zredukować ilość węgla niezbędnego do produkcji energii.
Rocznie w wyrobiskach kopalni Staszic ze złóż węgla wydziela się około 5-6 mln m3 metanu. Ponad 70% gazu ulatnia się do atmosfery drogą wentylacyjną. Pozostała część jest kierowana do instalacji odmetanowania. Następnie rurociągiem będzie przesyłana do kopalni Wieczorek, gdzie gaz zostanie wykorzystany do zasilania silników.
Przykład 5.
Energia ze ścieków
W Hong Kongu powstaje największa na świecie spalarnia osadu ściekowego. W tym roku zaplanowano zakończenie prac przy budowie największej na świecie spalarni osadu ściekowego, która powstaje w Hong Kongu. Będzie ona w stanie przetworzyć 2.000 ton osadu dziennie, a koszt jej budowy szacowany jest na 660 mln dolarów.
Inicjatywa budowy tego typu obiektu została podjęta przez rządowy departament ds. ochrony środowiska, który musiał wymyślić sposób na poradzenie sobie ze wzrastająca liczbą osadu produkowanego przez ponad 7 mln mieszkańców wyspy. Budowa obiektu znajdującego się nad samym morzem rozpoczęła się w 2010 roku. Instalacja będzie spalać osad ściekowy, z którego wcześniej zostanie wyparowana cała woda. W efekcie spalania powstanie duża ilość energii elektrycznej, nawet do 20 MW na dobę. Taka ilość znacznie przekracza zapotrzebowanie samej instalacji, więc nadwyżka będzie sprzedawana. Szacuje się, że z tego tytułu spalarnia będzie zarabiać około 25 mln dolarów rocznie.
Obok spalarni powstanie instalacja do odsalania wody morskiej o przepustowości 600 m3 dziennie, a także oczyszczalnia ścieków, która ma zapobiec przedostawaniu się nieczystości do morza. Planowana jest również budowa centrum edukacyjnego, poruszającego tematy związane ze środowiskiem. Całość będzie mieścić się w budynku nawiązującym swoim kształtem do fali.
Przykład 6. Energia z wody
Gigantyczna elektrownia wodna w Afryce. Kolejnych 4800 MW energii. Wart 20 mld dolarów projekt rozbudowy tamy i elektrowni wodnej na rzece Kongo otrzymał zielone światło od przedstawicieli instytucji finansowych oraz rządu Republiki Południowej Afryki, który wyraził gotowość zakupu wytwarzanej tam energii.
Obecnie na rzece Kongo funkcjonują dwie zapory wodne Inga 1 i 2, które zostały wybudowane w 1972 i 1982 r. Mogą one genergować 1400 MW energii, jednak faktycznie te moce są wykorzystywane jedynie w połowie.
Podpisana w Paryżu umowa między inwestorami, którzy mogliby sfinansować projekt, a rządem Demokratycznej Republiki Kongo i RPA zakłada, że realizacja infrastruktury rozpocznie się w październiku 2015 roku. Nowa inwestycja pozwoli na generację kolejnych 4800 MW energii. Założenia techniczne przewidują realizację kolejnych pięciu etapów projektu, które w sumie mają pozwolić na stworzenie hydroelektrowni o mocy około 40.000 MW. Byłby to największy tego typu obiekt na świecie, ponad dwukrotnie większy od największej obecnie hydroelektrowni działającej w Chinach. Taka elektrownia mogłaby w teorii zaspokoić około 40% zapotrzebowania na energię całego kontynentu. Budowa tak wielkiej hydroelektrowni prawdopodobnie spowoduje jedynie minimalne konsekwencje dla środowiska i ludności. Plany zakładają produkcję 4800 MW mocy wytwórczych. Chęć pokrycia części kosztów zadeklarowały, m.in. Bank Światowy, Afrykański Bank Rozwoju, Francuska Agencja Rozwoju, Europejski Bank Inwestycyjny oraz Południowoafrykański Bank Rozwoju. Mimo tego, że tą inwestycję planowano od dawna, to dopiero deklaracja deklaracja rządu południowoafrykańskiego przesądziła o jej realizacji. Rząd podjął decyzję o odbiorze 2500 MW wytwarzanej tam energii. Pozostałe energia trafiłaby do zagłębia górniczego w Katandze. W tej chwili także trafia tam większość energii generowanej przez hydroelektrownię Inga.
Niezależne międzynarodowe organizacje zwracają uwagę, że istnieje wiele potencjalnych problemów, które mogą wynikać ze zdolności.
Przykład 7. Energia z różnicyciśnień w głębinach
W Norwegii powstaną podwodne magazyny energii elektrycznej. Współcześnie jedynymi działającymi magazynami energii elektrycznej o dużych rozmiarach są hydroelektrownie pompowo-szczytowe. Kiedy energia jest najtańsza lub jest małe zapotrzebowanie na nią specjalne pompy „gromadzą” wodę w zbiorniku. Natomiast podczas dużego zapotrzebowania woda jest spuszczana dzięki czemu napędza turbiny generując prąd.
Norweska firma Subhydro pracuje natomiast nad podwodnym magazynem energii elektrycznej, który korzysta z różnic ciśnienia w głębinach. Ich pomysł opiera się na takich samych zasadach, jak koncepcja hydroelektrowni, jednak że cała instalacja ma być wykonana pod wodą. Norwegowie zamierzają użyć ciśnienie słupa wody na dnie głębokiego zbiornika. Na powierzchni wody mamy do czynienia ze zwykłym ciśnieniem atmosferycznym (w przybliżeniu 1 atm, czyli 1000 hPa). Jednak już na głębokości 400 metrów ciśnienie jest równe 40 atmosferom. Pod powierzchnią woda dostaje się zatem do zbiorników z wielką siłą. Właśnie na takich głębokościach (400-800 metrów) norweska firma chce zainstalować sporych rozmiarów betonowe zbiorniki wraz z dochodzącą do ściany wody rurą. Kiedy otworzy się wlot rury, woda napełni zbiorniki. Tym samym będzie napędzać turbinę podłączoną do generatora wytwarzającego elektryczność. Następnie z pełnych zbiorników woda będzie odpompowana. Cały ten proces będzie można powtarzać zupełnie jak w elektrowniach szczytowo-pompowych.
Sprawność podwodnej instalacji wyniesie około 80%. Będzie wiec praktycznie taka sama jak poziom sprawności lądowych elektrowni szczytowo-pompowych, a koszty działania powinny być porównywalne. Znaczenie nowego rozwiązania, podkreśla również fakt, iż coraz trudniej znaleźć jest odpowiednie lokalizacje na lądzie. Zmniejsza się liczba potencjalnych miejsc na hydroelektrownie pompowo-szczytowe, i pojawia się wiele problemów związanych z ochroną środowiska.
Projekt „Falistej” spalarni osadu w Hong Kongu rządu DR Kongo do zapewnienia ekonomicznego funkcjonowania obiektu oraz wszechobecnej w Afryce korupcji, która może doprowadzić do nadużyć w funkcjonowaniu hydroelektrowni. Gigantyczne projekty tego typu mają małe szanse, aby poprawić sytuację lokalnej ludności, głównie ze względu na brak sieci przesyłowej. W tej sytuacji znacznie lepszym i tańszym rozwiązaniem mogłyby okazać się niewielkie lokalne projekty w energetyce solarnej, wiatrowej czy wodne.
W tej chwili firma razem z zespołem badaczy obmyśla optymalną konstrukcją żelbetonowych zbiorników. Muszą być one z jednej strony wytrzymałe, a z drugiej ich koszt nie może być zbyt wysoki, aby mogły konkurować ze stosowanymi już rozwiązaniami.
Przykład 8. Energia z oceanu
Projekt „Czysta energia z oceanu” według technologii OTEC, realizowany jest przez Amerykanów i Chińczyków. Od wielu lat prowadzono badania nad pozyskiwaniem energii z różnicy temperatur wód oceanu. Lockheed Martin przystąpił właśnie do budowy pierwszej elektrowni cieplnej, która wykorzysta potencjał drzemiący w oceanie. Obiekt powstaje u wybrzeży Chin.
U wybrzeży Chin amerykański koncern Lockheed Martin rozpoczął budowę innowacyjnej elektrowni cieplnej. Będzie ona wykorzystywała do produkcji energii różnicę temperaturę wody oceanu na różnych jego głębokościach.
Lockheed Martin prowadził badania nad odpowiednią technologią już od lat siedemdziesiątych XX wieku. Dopiero teraz jednak osiągnięto na tyle dobre wyniki, że zdecydowano się na budowę elektrowni opartej o technologię OTEC (ang. Ocean Thermal Energy Conversion). Elektrownia powstaje nieopodal wybrzeży chińskiej wyspy Hainan. Będzie ona posiadała moc 10 MW. Ma ona zostać ukończona do 2017 roku.
Technologia OTEC może zostać wykorzystana tylko tam gdzie wody na powierzchni oceanu lub morza są ciepła, a głębiej (na głębokości ok. 1000 m) zimne. Dodatkowo różnica między temperaturą wody na powierzchni a tej na odpowiedniej głębokości powinna wynosić min. 20°C.
Technologię opracowano już pod koniec XIX wieku. Do tej pory nie rozwijano jej jednak na skalę przemysłową. Projekt realizowany przez Amerykanów i Chińczyków wykorzystuje specjalne absorbery do pozyskiwania ciepła z podgrzanej przez Słońce wody z powierzchni morza. Dzięki tej energii produkowana jest para napędzająca turbinę parową. Następnie para trafia rurami w głębiny oceanu gdzie się schładza i skrapla. Ta woda następnie znów może zostać podgrzana, aż zamieni się w parę, która napędzać będzie turbiny. Produktem ubocznym całego procesu będzie między innymi czysta słodka woda. Dodatkowo elektrownia nie będzie produkować żadnych zanieczyszczeń.
Badania rozwojowe nad technologią OTEC Lockheed Martin prowadzi wspólnie z U.S. Navy (Marynarka Wojenna USA). U wybrzeży Hawajów Amerykanie chcą stworzyć elektrownię OTEC o mocy 100 MW. Do tej pory posiadali jedynie małą jednostkę badawczą (50 kW) niedaleko brzegów Kalifornii. Badania nad wykorzystaniem tego rodzaju energii drzemiącej w oceanach prowadzi również Japonia oraz Indie.
Przykład 9. Energia z oceanu
Specjaliści od łodzi podwodnych z Florydy (USA) pracują nad wykorzystaniem głęboko położonych prądów oceanicznych do wytwarzania energii. Obecnie zbierane są fundusze na ustawienie pierwszej próbnej instalacji o mocy 1 MW. Florydzka firma Triton, specjalizująca się w budowie łodzi podwodnych, dostarczy turbinę, a Eaton Corporation, która ma doświadczenie w łączeniu w jeden system różnych urządzeń do produkcji energii ze źródeł odnawialnych, będzie odpowiedzialna za podłączenie turbiny do sieci energetycznej i jej oprogramowanie.
Płynące na dużych głębokościach prądy oceaniczne są napędzane różnicą w zasoleniu i temperaturze wody. Poruszają się one ze stałą prędkością wynoszącą zwykle około 5,5-9 kilometrów na godzinę, a właśnie ta stałość przepływu jest niezwykle interesująca z punktu widzenia systemów wytwarzania energii.
Na razie nie wybrano jeszcze miejsca testowej instalacji. Wspomina się o wybrzeżach Florydy. W odległości zaledwie kilku mil na głębokości 30-150 metrów znajdują się silne prądy. Niewykluczone też, że pierwsze farmy turbin będą korzystały z prądów znajdujących się na głębokościach 300-500 metrów. Zainteresowanie pozyskiwaniem energii z oceanów jest coraz większe. Tworzone są próbne instalacje korzystające z fal czy pływów.
Przykład 10. Energia z oceanu
SOLO TREC, podwodny pojazd NASA zasilany energią cieplną oceanu Podwodny pojazd zasilany wyłącznie oceaniczną energią termalną zademonstrowała Agencja Kosmiczna NASA wspólnie z amerykańską marynarką i naukowcami uniwersyteckimi.
Sounding Oceanographic Lagrangrian Observer Thermal Loading jest autonomicznym podwodnym pojazdem, zwanym w skrócie SOLO- -TREC. Pojazd-robot wyposażony jest w silnik zasilany energią pozyskiwaną dzięki naturalnym różnicom termicznym na różnych głębokościach oceanu i wykorzystuje to do cyklu w górę i w dół. Układ przenoszenia energii składa się ze sprytnie rozwiązanych systemów: przenoszenia ciśnień i naczyń połączonych. Według NASA, ta przełomowa technologia napędu robotów podwodnych jest prekursorem pojazdów nowej generacji, które będą w stanie monitorować wpływ zmian klimatycznych, czy życie zwierząt morskich.
Nad prototypem pracowali naukowcy z Laboratorium Napędu Odrzutowego NASA (Jet Propulsion Laboratory) w Pasadenie, Instytutu Nauk Badawczych o Oceanie „Scripps Institution of Oceanography” w San Diego i Uniwersytetu Kalifornijskiego w San Diego.
Badania i rozwój technologii dla SOLO-TREC rozpoczęły się w 2004 r. z funduszy przekazanych przez JPL Research & Technlogy (2005-2007) oraz Biura Badań Marynarki Wojennej (2008-2010). W dniu 30 listopada 2009 r., ważący 84 kg prototyp SOLO-TREC został przewieziony na odległość 161 km na południowy zachód od Honolulu i zanurzony w Oceanie Spokojnym.
Prototypowy system zaprezentowany przez Laboratorium Napędu Odrzutowego i partnerów może nieustannie monitorować ocean bez limitu uzależnionego od zapotrzebowania na energię. SOLO-TREC funkcjonuje dzięki energii termicznej, na którą naprzemiennie napotyka w ciepłych wodach powierzchniowych i chłodniejszych w głębinach. Kluczową rolę odgrywają woskowe substancje, które wypełniają 10 tub znajdujących się na zewnątrz pojazdu. Kiedy pojazd dociera do ciepłych wód materiał topnieje i rozszerza swoją objętość.
Kiedy zanurza się głębiej gdzie napotyka na zimną wodę, materiał przyjmuje postać ciała stałego i kurczy się. Rozszerzanie woskowego materiału wywiera ciśnienie na olej znajdujący się wewnątrz pływaków. Olej ten okresowo wprawia w ruch napęd hydrauliczny, który wytwarza energię elektryczną i ładuje baterie pojazdu. Energia z tych baterii zasila system hydrauliczny, który zmienia objętość pływaków (a więc wyporu), umożliwiając pionowy ruch pojazdu. Trzy razy w ciągu dnia, u wybrzeży Hawajów, niestrudzenie w głębiny morskie zanurza się i wynurza SOLO-TREC. Do tej pory odbył on ponad 300 zanurzeń na głębokość 500 metrów. Jego termiczny silnik wytwarza około 1.7 Wh przy każdym zanurzeniu. Jest to wystarczająca ilość energii aby mogły funkcjonować instrumenty GPS umieszczone na pokładzie pojazdu.
Pozyskiwanie energii ze źródeł naturalnych otwiera olbrzymie możliwości ekspansji autonomicznych systemów wykorzystywanych zarówno przez marynarkę wojenną jak i do zastosowań cywilnych.
Przykład 11. Energia z atomu
Elektrownia jądrowa na statku. Gotowa do użytku już w 2016 roku Już za trzy lata Rosja uruchomi pierwszą na świecie pływającą elektrownię atomową. Budowa trwa już blisko 10 lat i wymagała rozwiązania wielu problemów. Akademik Łomonosow jest unikalnym na skale światową rozwiązaniem. Będzie dostarczać energię i ciepło oraz wodę pitną nawet w najbardziej niedostępne miejsca Rosji.
Jest to na tyle interesujące rozwiązanie, że już teraz zainteresowanie pływającą elektrownią atomową wyraziły kraje takie, jak: Chiny, Indonezja, Malezja, Algieria, Namibia czy Argentyna. Atomowy „Akademik Łomonosow” Jednostka jest długa na 144 metry i szeroka na 30 metrów. Będzie rozszczepiać atom w dwóch reaktorach PWR typu KLT-40S – które razem będą generować 300 MW ciepła lub alternatywnie 70 MW prądu. Niedawno w czasie International Naval Show w Sankt Petersburgu przedstawiciele Stoczni Bałtyckiej zadeklarowali rozpoczęcie pracy jednostki w 2016 roku.
Problemy z budową wzięły się stąd, że najpierw stocznia Siewmasz, która w 2007 roku rozpoczęła konstrukcję nie mogła poradzić sobie z dotrzymaniem terminów ze względu na problemy z innymi zamówieniami dla marynarki wojennej wobec czego główny inwestor – Rosenergoatom – przekazał projekt Stoczni Bałtyckiej. Ta z kolei dwa lata temu wpadła w finansowe tarapaty wobec czego decyzją sądu nieukończony Akademik Łomonosow został zajęty częściowo przez inwestora, a prace zaczęły się znowu przeciągać. Jednostka nie posiada jeszcze własnego napędu. Wiadomo już jednak, że będzie ona prototypem dla całej serii takich okrętów. W przyszłości będą one zaopatrywać miasta i zakłady przemysłowe Arktyki w energię, ciepło czy wodę. Znajdują się tam bogate złoża surowców takich jak ropa naftowa jednak właśnie ze względu na problemy z energią i ciepłem do tej pory przedsięwzięcia tego typu były wręcz nieopłacalne.
Przykład 12. Energia z wiatru
Farma wiatrowa Greater Gabbard już pracuje. Brytyjczycy oddali do użytku trzecią już w tym roku wielką morską farmę wiatrową. Po London Array oraz Whitelee zakończono budowę elektrowni Greater Gabbard koło Ipswich. U Wybrzeży Wielkiej Brytanii oficjalnie uruchomiono kolejną wielką morską farmę wiatrową – Greater Gabbard. Jest to projekt, który w 2008 r. rozpoczęły Airtricity i Fluor International. Inwestycję odkupiła następnie od nich spółka Scottish and Southern Energy. Połowę udziałów od Szkotów z kolei kupili Niemcy z RWE Innogy. Greater Gabard dysponuje obecnie mocą 504 MW. Taką moc daje 140 turbin Siemensa o mocy 3,6 MW każda. Inwestycja pochłonęła zaś ponad 1,3 mld funtów szterlingów (ok. 6,3 mld zł). Właściciele farmy wiatrowej już postanowili o podwojeniu jej mocy. Do końca 2017 r. Greater Gabbard ma się powiększyć o kolejne 140 turbin o łącznej mocy 504 MW. London Array dysponuje zainstalowaną mocą 630 MW. Składa się na nią 175 turbin wiatrowych Siemens o mocy 3,6 MW każda. Łącznie zajmują one powierzchnię 100 km kwadratowych. Długość okablowania instalacji mierzy zaś 450 km. Wiatraki będą produkowały energię wystarczającą do zasilenia 500 tys. domów. Według wstępnych szacunków pozwoli ona na zredukowanie emisji CO2 o 925 tys. ton rocznie. W tym samym regionie co London Array znajduje się również elektrownia Thanet ze 100 turbinami o łącznej mocy 300 MW. Natomiast Whitelee u wybrzeży Szkocji ma moc 549 MW. Wszystko dzięki 69 turbinom wiatrowych ECO100 o mocy 3 MW każda, 6 turbinom ECO74 o mocy 1,67 MW każda oraz 140 turbinom Siemensa o mocy 2,3 MW każda.Wietrzne wybrzeża wysp brytyjskich stwarzają dogodne warunki dla rozwoju morskich farm wiatrowych.
Wielka Brytania już niemal 2 proc. energii elektrycznej pozyskuje z tego typu jednostek. Do 2020 r. Brytyjczycy chcą zrealizować ambitny plan posiadania w morskich farmach wiatrowych 18 000 MW zainstalowanych mocy.
Przykład 13. Energia z wiatru
Polska farma wiatrowa Taczalin też już pracuje. Pracują tam 22 turbiny wiatrowe o łącznej mocy 45,1 MW. W Taczalinie koło Legnicy rozpoczęła pracę nowa farma wiatrowa. Na razie uruchomiono dwie pierwsze turbiny. Wszystkie wiatraki mają zostać uruchomione do jesieni. Elektrownia w Taczalinie składa się z 22 turbin wiatrowych typu REpower MM92 o mocy 2,01 MW i wysokości 146 m każda. Łącznie dają one elektrowni moc elektryczną na poziomie 45,1 MW.
Budowa farmy ruszyła w październiku zeszłego roku. Montaż turbin rozpoczęto natomiast w kwietniu tego roku. Inwestycję zrealizowało EWG Elektrownie Wiatrowe, które z kolei należy do WSB Neue Energien GmbH. Jest to największy jak do tej pory projekt spółki EWG w Polsce. Innymi jej projektami są elektrownia wiatrowa w Łebczu w gminie Puck (4 turbiny typu VESTAS V 80 o mocy 2 MW każda) oraz farma w Gnieżdżewie, również zlokalizowana koło Pucka (4 turbiny typu Nordex N 80 o mocy 2,5 MW każda). Budowa farmy wiatrowej w Taczalinie pochłonęła około 400 mln zł. Inwestor pozyskał na budowę elektrowni dofinansowanie ze środków Unii Europejskiej, które pokryło 10 proc. kosztów. Gmina Legnickie Pole, na terenie której powstała farma liczy na pozyskiwanie dzięki elektrowni wiatrowej 1,6 mln zł – 1,8 mln zł rocznie. Stanowi to ponad 10% rocznego budżetu gminy.
Na Dolnym Śląsku pracują już dwie farmy wiatrowe podobne do taczalińskiej. Są to obiekty w Łukaszowie (moc 34 MW i 17 turbin typu Vestas V 90 o mocy 2 MW każda) oraz w Modlikowicach (24 MW i 12 turbin typu Vestas V 90). Obie te farmy należą do Polish Energy Partners S.A.
Przykład 14. Energia z wiatru
IKEA ma własne farmy wiatrowe. Znana sieć handlowa IKEA inwestuje we własne odnawialne źródła energii. Niedawno Szwedzi z IKEA otworzyli wspólnie z portugalskim Martifer farmę wiatrową w Rymanowie na Podkarpaciu. Dysponuje ona mocą 26 MW.
Szwedzka sieć handlowa IKEA uruchomiła w Rymanowie w województwie podkarpackim swoją trzecią w Polsce farmę wiatrową. Projekt zrealizowano wspólnie z portugalskim Martifer Renewables. Elektrownia w Rymanowie składa się z 13 turbin o mocy 2 MW każda. Ma ona produkować ok. 61 GWh energii rocznie. Taka ilość wystarczyłaby do zasilenia około 30.000 polskich jednorodzinnych gospodarstw
domowych. Oprócz farmy w Rymanowie IKEA posiada jeszcze elektrownie wiatrowe w miejscowościach Bukowsko i Łęki Dukielskie. Farma wiatrowa w Bukowsku dysponuje mocą 18 MW, a elektrownia w Łękach mocą 10 MW. Łącznie IKEA posiada w Polsce farmy wiatrowe o mocy 54 MW. Mogą one produkować blisko 135 GWh energii rocznie. Stanowi to 30% energii zużywanej rocznie przez tą sieć handlową w Polsce włączając w to sklepy i zakłady produkcyjne. Ta ilość energii odpowiada również 7% energii zużytej przez IKEA w 2012 roku na całym świecie.Dodatkowo sklepy IKEA w naszym kraju korzystają z kolektorów słonecznych, gruntowych wymienników ciepła oraz pomp ciepła.
Szwedzka sieć IKEA znana jest ze swojego zaangażowania na rzecz promowania odnawialnych źródeł energii. Ponad połowa energii wykorzystywanej przez sklepy IKEA na całym świecie pochodzi z OZE. Szwedzi postawili przed sobą ambitny cel i chcą zainwestować na całym świecie 1,5 mld euro w OZE. IKEA już posiada ponad 300.000 kolektorów słonecznych, a chce jeszcze mieć 130 własnych turbin wiatrowych rozsianych po całym świecie. Szwedzi zgodnie z realizowaną strategią chcą uzyskać pełną samowystarczalność energetyczną w oparciu o OZE. Do 2015 roku IKEA ma zmniejszyć zużycie energii o 20% w stosunku do roku 2010.
Przykład 15.Energia ze słońca
Stadiony mundialu 2014 staną się elektrowniami słonecznymi. Brazylia przygotowuje się do organizacji mistrzostw świata w piłce nożnej w 2014 r. Przy okazji modernizacji piłkarskich stadionów przekształca je jednocześnie w małe elektrownie solarne.
Gdy wiadomość o wyborze Brazylii na gospodarza mistrzostw świata w piłce nożnej 2014 dotarła do tego kraju, kraj ogarnął szał radości. Brazylia natychmiast zabrała się za przygotowania.
Jednym z najważniejszych wyzwań jest odpowiednie przygotowanie stadionów piłkarskich. Brazylijczycy postanowili, że przy okazji modernizacji tych obiektów można wykorzystać ich dachy na poczet elektrowni słonecznych. Dlatego na dachach aren mistrzostw świata 2014 zaczęto montować kolektory i panele słoneczne. Pierwszą taką instalację oddano niedawno do użytku na stadionie Mineirão w Belo Horizonte. Na dachu stadionu zainstalowano ogniwa słoneczne o łącznej mocy 1,4 MW. Inwestycja kosztowała 16,1 mln dolarów amerykańskich. Energia z nich nie będzie jednak zasilać bezpośrednio tej piłkarskiej areny. Prąd trafi od razu do sieci dystrybucyjnej.
Nie jest to jedyna tego typu inwestycja w Brazylii. Na dachu stadionu Mané Garrincha w stolicy kraju powstaje instalacja fotowoltaiczna o mocy 2,5 MW. Będzie ona dostarczała połowę potrzebnej obiektowi energii. W okresach gdy stadion nie będzie wykorzystywany, energia będzie trafiała do sieci. Z kolei stadion w Recife będzie wykorzystywał energię słoneczną do zasilenia stadionowych kuchni, toalet i szatni. Solarna inwestycja realizowana jest również na sławnej arenie piłkarskiej Maracanã w Rio de Janerio. Na dachu tego stadionu zamontowanych zostanie 1500 paneli słonecznych o mocy 245 W każdy.
Brazylia w 2010 r. pozyskiwała ze źródeł odnawialnych 9 GW energii. Do 2020 r. chce one zwiększyć ten wskaźnik do 27 GW. Od niedawna każdy mieszkaniec kraju może zbudować sobie na swojej posesji instalację solarną o mocy do 1 MW i swobodnie sprzedawać wyprodukowaną dzięki niej energię lokalnemu dystrybutorowi.
Przykład 16. Energia ze słońca
Pierwsza farma solarna na Lubelszczyźnie. Na Lubelszczyźnie powstanie pierwsza w regionie farma solarna. Elektrownia powstanie w miejscowości Curyn i będzie miała moc 1,4 MW. Spółka Energia Doliny Zielawy uzyskała najwyższą ocenę wśród projektów, które starały się o dofinansowanie z Regionalnego Programu Operacyjnego na inwestycje wykorzystujące energię odnawialną w województwie lubelskim. Przedsiębiorstwo zostało założone przez samorządy skupione w stowarzyszeniu „Dolina Zielawy”. Założyło ją pięć samorządów (Wisznice, Rossosz, Podedwórze, Sosnówka i Jabłoń) należących do porozumienia Dolina Zielawy. Spółka z pomocą środków europejskich chce uruchomić pierwszą w tym województwie farmę fotowoltaiczną o mocy 1,4 MW. Farma powstanie w miejscowości Curyn (gmina Wisznice, powiat bialski). Będzie produkowała energię elektryczną, pozyskiwaną z promieni słonecznych, którą samorządy planują później sprzedawać. Zarobione w ten sposób pieniądze zasilą ich budżety.
W konkursie w ramach RPO do wzięcia było 147,5 mln zł. O dofinansowanie ubiegało się 117 projektów, ale tylko 27 je otrzymało, a wśród nich projekt Doliny Zielawy. Inwestycja w Curynie ma kosztować około 8 mln zł. Dofinansowanie z Unii Europejskiej wyniesie natomiast 3,9 mln zł. Wyprodukowaną przez farmę słoneczną energię będzie kupowało PGE Dystrybucja. Samorządowcy liczą na to, że dzięki temu zarabiać będą około 500.000 zł rocznie. Jednocześnie szacują, że koszty inwestycji zwrócą się po około 20 latach.
Porozumienie Dolina Zielawy powstało w kwietniu 2008 roku. Wspomnianych już pięć gmin postanowiło współpracować na rzecz rozwoju i pozyskiwania wsparcia z funduszy europejskich. Wcześnie gminy wzięły się wspólnie za realizację programu „Czysta energia w Dolinie Zielawy”. Inicjatywa polega na wspieraniu instalowania kolektorów słonecznych na dachach mieszkańców gmin. Na ten cel Dolina Zielawy pozyskała 8,5 mln dofinansowania ze środków Unii Europejskiej. Dzięki pozyskanym środkom z Unii Europejskiej prawie 1000 instalacji solarnych (z czego niemal 400 w gminie Wisznice) zostanie zainstalowanych na domach mieszkańców gmin wchodzących w skład partnerstwa.
Przykład 17. Energia ze słońca
Autobusy z panelami fotowoltaicznymi w Lublinie. Na ulice Lublina wyjadą autobusy z zamontowanymi panelami fotowoltaicznymi. Projekt realizują W Lublinie wdrożony zostanie innowacyjny projekt wykorzystania paneli fotowoltaicznych w komunikacji miejskiej.
Naukowcy z Politechniki Lubelskiej chcą zamontować panele fotowoltaiczne na części autobusów Miejskiego Przedsiębiorstwa Komunikacyjnego. Dzięki temu urządzenia elektryczne w autobusie będą czerpać energię ze Słońca. System przetwarzania energii słonecznej na energię elektryczną zmniejszy obciążenie alternatorów autobusu prowadząc do zmniejszenia zarówno zużycia paliwa, jak i zagrożeń ekologicznych. Co ważne, koszt systemu fotowoltaicznego ma szansę zwrócić się po 2-3 latach licząc tylko oszczędność paliwa. W następnych latach pojawią się zyski ekonomiczne i ekologiczne. Energia pozyskiwana z paneli pozwoli także zasilić układ klimatyzacji, ogrzewanie, tablice informacyjne oraz automaty biletowe i kasowniki w pojazdach MPK. Dzięki temu znacząco zwiększy się czas użytkowania akumulatorów w autobusie.
Na autobusach montowane będą odporne na wstrząsy, cienkowarstwowe panele fotowoltaiczne posiadające możliwość absorpcji również światłą rozproszonego. Pierwsze szacunki mówią o 8.000 zł oszczędności, dzięki zamontowaniu takiej instalacji w jednym tylko autobusie. Pierwsze takie pojazdy MPK wyjadą na ulice Lublinaw listopadzie 2013 roku. Pomysł wcielany w życie w Lublinie uzyskał dofinansowanie z z Programu Badań Stosowanych Narodowego Centrum Badań i Rozwoju.
Projekt ma być realizowany dwa lata. Jego koszt oszacowano natomiast na 4,8 mln zł. Projekt PL i MPK znalazł się na liście 5 najlepszych wniosków (wśród 101 wniosków) w dziedzinie Mechanika i Transport złożonych na konkurs ogłoszony przez Narodowego Centrum Badań i Rozwoju.
