Hydroenergetyka nowe kierunki i moŝliwości

Transkrypt

1 Hydroenergetyka nowe kierunki i moŝliwości ( Czysta Energia październik 2006) Autor: dr Krzysztof Piotrowski Według The World Hydropower Atlas 2000, publikowanego przez International Journal of Hydropower and Dams, światowy, technicznie dostępny na świecie potencjał energii wodnej, pozostający do wykorzystania, wynosi 14,37 tys. TWh/rok, co jest równowaŝne 100% światowego zapotrzebowania na energię elektryczną. Ekonomicznie opłacalny potencjał szacowany jest na ok TWh/rok, zaś wykorzystywany w 1999 r. wyniósł 2650 TWh/rok, zaspokajając ok. 18,5% światowego zapotrzebowania na elektryczność. Z analizy danych ekonomicznych wynika, Ŝe Ameryka Północna i Europa optymalnie zuŝytkowały juŝ własne zasoby, niemniej stosunkowo wysoki potencjał pozostaje wciąŝ niewykorzystany, szczególnie w Azji, Afryce i Ameryce Pd. Obecnie energetyka wodna, zarówno duŝa, jak i mała, wnosi największy udział w produkcję energii odnawialnej. Początki wykorzystania energii wodnej związane są z budową prostych konstrukcji młynów napędzanych drewnianymi kołami wodnymi 1. Koła te prototypy późniejszych turbin wodnych uŝywane były w Europie oraz Azji przez ponad 2000 lat. Konstrukcje te, jako najbardziej rozpowszechnione instalacje przemysłowe tamtych czasów, były stopniowo coraz bardziej udoskonalane, osiągając efektywność dochodzącą nawet do 70%. Gwałtowny rozwój dziewiętnastowiecznej techniki, wpływ rewolucji przemysłowej oraz potrzeba stworzenia mniejszych, ale za to sprawniejszych konstrukcji, zdolnych wykorzystywać strumienie wody o duŝej szybkości dla celów generowania elektryczności doprowadziły do powstania dzisiejszego kształtu nowoczesnej turbiny wodnej. Prawdopodobnie pierwszą hydroturbinę skonstruował Benoit Fourneyron w 1820 r. we Francji, nazywając swój wynalazek motorem hydraulicznym. Wobec widocznych korzyści oferowanych przez nową konstrukcję do końca XIX stulecia wiele młynów wodnych zastąpiło swe drewniane koła bardziej efektywnymi i niezawodnymi turbinami stalowymi. Złotym wiekiem hydroenergetyki była pierwsza połowa XX w. Finansowano wtedy ogromne przedsięwzięcia hydroenergetyczne, mające dostarczyć duŝe ilości energii elektrycznej. Gwałtownie rosła liczba tam, zapór, hydroelektrowni (Europa, Ameryka Pn). Niemal 50% dostępnego potencjału energetycznego zostało w tym czasie zagospodarowane. Jedną z większych inwestycji tamtego okresu jest zapora Hoovera, która powstała na rzece Kolorado dla zapewnienia dostaw elektryczności dla południowej części Zachodniego WybrzeŜa USA. Mając 232 m wysokości jest jedną z najwyŝszych zapór wodnych na świecie. Do jej wybudowania zuŝyto tyle betonu, ile wystarczyłoby dla dwupasmowej drogi łączącej zachodnie i wschodnie wybrzeŝe USA. Od 70 lat zapora pomaga zapewniać ochronę przeciwpowodziową w południowo-zachodnich stanach (Arizona, Kalifornia, Nevada) oraz części Meksyku, umoŝliwiając planowe zuŝytkowanie zgromadzonych zasobów wodnych dla celów irygacji ponad 1 mln akrów w USA i prawie 500 tys. akrów w Meksyku. Zgromadzone zasoby wodne są uŝytkowane na potrzeby komunalne 23 mln ludzi (zamieszkujących m.in. Las Vegas, Los Angeles, San Diego, Phoenix i Tucson). Z zainstalowaną łączną mocą hydroturbin 2,08 mln kw produkuje ona ok. 4 mld kwh/rok, wystarczające do zaspokojenia potrzeb energetycznych 1,3 mln ludzi. Przegląd światowych zasobów Obecnie małe i duŝe elektrownie wodne dostarczają ok. 19% światowej elektryczności, zarówno w państwach rozwiniętych, poszukujących tanich i ekologicznych źródeł energii, jak i w państwach rozwijających się, gdzie pod uwagę bierze się przede wszystkim prostotę i niezawodność konstrukcji oraz dopasowanie do lokalnych warunków klimatycznych i hydrologicznych. Nawet w pozornie

2 niesprzyjających warunkach klimatycznych dla tej formy energii (Afryka) umiejętne wykorzystanie posiadanych zasobów moŝe przynieść wymierne efekty ekonomiczno-energetyczne. Państwa afrykańskie Etiopia 2, która leŝy na terenach źródeł Nilu, poszukuje wody zarówno dla celów irygacyjnych, jak i dla produkcji energii elektrycznej. PołoŜenie geograficzne pozostawia do dyspozycji jedynie niewielki odcinek rzeki (górny bieg). Odnawialne zasoby wody Etiopii wynoszą ok. 123 km 3 /rok, jednak państwo zdolne jest obecnie zuŝytkować tylko ok. 5% zasobów wód powierzchniowych. Opady roczne są zmienne przestrzennie i sezonowo, co prowadzi do periodycznego zaniku powierzchniowych cieków wodnych, a tym samym czyni mniej opłacalną kaŝdą nową inwestycję hydroenergetyczną. Tylko 1094 GWh/rok hydroenergii jest tu uŝytkowanych. Planuje się wybudowanie kaskady 14 tam na rzece Abbay, co pozwoli na stopniowe zwiększenie całkowitej mocy o 4230 MW rocznie. Dodatkowo 112 tys. ha moŝe być irygowane za pomocą instalacji hydrotechnicznych małej skali 1,5 mld m 3 wody moŝe być zatrzymywane poprzez skoordynowany system 1,5 tys. małych tam o prostej konstrukcji. Dodatkowy potencjał energetyczny wnoszą rzeki Tekeze (potencjalnie 5910 GWh/rok) i Baro-Akoho (potencjalnie GWh/rok). Planuje się utworzenie sieci hydroenergetycznej obejmującej sąsiednie państwa i wymianę sezonową energii z Sudanem i Egiptem, a takŝe sieci dystrybucyjnej energii o długości całkowitej 691 km kosztem 75 mln dolarów. W Zairze przewaŝająca większość instalacji to mikroelektrownie (typowo ok. 370 kw mocy jednostkowej), lokalizowane szczególnie w rejonach wiejskich. W kraju tym bardzo wysokie są koszty wytwarzania energii elektrycznej w jednym scentralizowanym miejscu i następnie jej dystrybucji, tańszą więc alternatywą staje się energetyka rozproszona. Typowe są tutaj niskie róŝnice wysokości spadku wody w terenie i małe natęŝenia objętościowe cieków wodnych. Koła wodne (ok. 4,6 m średnicy), wykonane z drewna, przeznaczone konstrukcyjnie jako urządzenia do mielenia zboŝa lub oddzielania łupin od ziarenek kawy, uŝywane są i częściowo adaptowane dla celów wytwarzania energii elektrycznej. Zwrócić naleŝy tu uwagę na waŝny fakt, iŝ większe projekty hydroenergetyczne wymagają dogłębnych studiów, szczegółowej informacji hydrologicznej, analizy zakładanego obciąŝenia energetycznego, właściwie dobranego układu turbina-generator oraz rozmiaru i typu turbiny dla zapewnienie najwyŝszej moŝliwej efektywności ekonomicznej w danych warunkach procesowych. Dla urządzeń w skali mikro te dane hydrologiczne nie są konieczne. Niewielkie gabaryty instalacji energetycznej wywierają znikomy wpływ na otaczające środowisko, a prostota budowy gwarantuje niezawodność pracy i obsługi. Znaczna redukcja kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych stanowi w tych przypadkach zasadniczy czynnik ekonomiczny. Drugorzędne stają się więc czynniki techniczne, np. zapewnienie nieprzerwanych dostaw energii elektrycznej lub uzyskanie maksymalnie moŝliwej wydajności urządzenia energetycznego (a tym samym jego coraz bardziej skomplikowana budowa). Akceptowalna ekonomicznie długość przesyłu energii (straty przesyłowe) to zwykle 5-10 km. Kraje nad Dunajem RównieŜ główna rzeka środkowoeuropejska Dunaj posiada odpowiednią infrastrukturę hydroenergetyczną 3. Przykładowo całkowicie dostępny (uŝywany i planowany) potencjał hydroenergetyczny w Rumunii wynosi 40 tys. GWh/rok, co odpowiada wydajności instalacji energetycznej ok. 14,8 tys. MW. Na pograniczu Rumunii, krajów byłej Jugosławii i Bułgarii wybudowano dwie hydroelektrownie: o mocy 2,1 tys. MW (Iron Gate I) i 540 MW (Iron Gate II). Planuje się wzrost inwestycji w sektorze hydroenergetyki, połączony ze stopniowym ograniczeniem uŝywania w energetyce paliw kopalnych i niezmienionym, ograniczonym ze względów ekologicznych udziałem sektora energetyki jądrowej. Dodatkowym, równie istotnym czynnikiem jest moŝliwość uzyskania niezaleŝności od eksportowanych paliw kopalnych (węgiel, ropa). Przepływający Dunaj stwarza korzystne warunki ekonomiczne dla rozwoju tej formy energetyki. Ponadto w uŝyciu pozostają systemy hydroenergetyczne zbudowane na rzekach: Bistrita (13 elektrowni wodnych o zróŝnicowanej mocy MW i wydajności 1142 GWh/rok), Arges, Olt (31 elektrowni o łącznej mocy 1158 MW), Somes i Prut (16 MW). Na innych rzekach kraju, takich jak Barzava, Cerna, Lotru, Mures, Dambovita i Siret,

3 zbudowanych było duŝo mniejszych hydroelektrowni o mocach jednostkowych ponad 1200 kw. Zastosowano w nich przykładowo generator z turbiną Kaplan o pionowym wale i mocy 178 MW, róŝnica poziomów wody 27 m (Iron Gate I), oraz generator z turbiną typu Kaplan z poziomym wałem o mocy 28 MW, róŝnica poziomów wody 7,45 m (Iron Gate II). Istotnym segmentem rynku hydroenergetycznego Rumunii są równieŝ mikroelektrownie, wykorzystujące cieki wodne w zakresie objętościowych natęŝeń przepływu 0,1-9 m 3 /s, generujących maksymalną moc 1,2 tys. kw. Francja PołoŜenie geograficzne Francji umoŝliwia wykorzystanie górnego biegu systemu rzek alpejskich, mających szacunkową energię przekraczającą 100 W/m 2, powodującą intensywną erozję dna koryta naturalnego 4. Wykorzystanie tejŝe energii, oprócz produkcji elektryczności, pozwolić moŝe na znaczne zahamowanie hydrogeologicznych procesów erozyjnych, związanych z sezonowymi powodziami (topniejący śnieg) oraz obfitymi opadami w pobliskiej strefie klimatu śródziemnomorskiego. Po ogromnej powodzi w 1856 r. rząd francuski podjął stanowcze kroki w celu zabezpieczenia przeciwpowodziowego systemu rzek francuskich. Efekty przeprowadzonych wówczas inwestycji wciąŝ przynoszą korzyści. Potencjał hydroenergetyczny tego obszaru geograficznego przybliŝy poniŝsze zestawienie dla kilku rzek regionu: Drome W/m 2 (natęŝenie przepływu 19 m 3 /s, pokonywana róŝnica wysokości m), Ain W/m 2 (125 m 3 /s, m), Drac W/m 2 (70 m 3 /s, m), Rodan (uregulowany) W/m 2 (420 m 3 /s, róŝnica wysokości m). Norwegia i Finlandia W Norwegii 55% zuŝytkowanej energii elektrycznej (110 TWh/rok) pochodzi z hydroenergetyki. Umiejętnie wykorzystując potencjał źródeł odnawialnych, kraj ten moŝe dodatkowo eksportować 80 TWh/rok (efekt wykorzystywania równolegle energii wodnej i wiatrowej, której szczyty sezonowe uzupełniają się w cyklach rocznych). Pozostały niewykorzystany potencjał wynosi 66 TWh/rok, z czego 1/3 jest chroniona ze względów ekologicznych, pozostawiając 44 TWh/rok do wykorzystania w przyszłości z uŝyciem bardziej efektywnych i ekonomiczniejszych metod. W sąsiadującej Finlandii hydroenergetyka dostarcza 2320 MW, czyli 24% z uŝytkowanych 62,9 TWh/rok (dla porównania źródła nuklearne dostarczają 2310 MW). Szacuje się, Ŝe zaoszczędzona w przypadku uŝycia konwencjonalnych źródeł energii emisja CO 2 wynosi 12,2 mln ton CO 2 /rok (1991). Łotwa Na Łotwie hydroenergetyka moŝe dostarczyć ok GWh/rok, z czego 3600 GWh/rok pochodzi z instalacji hydroenergetycznej na rzece Daugava. Aktualnie wykorzystywane zasoby hydroenergetyczne to 72% (3000 GWh/rok). Trzy główne hydroelektrownie dostarczają mocy 1487 MW, czyli ok % zapotrzebowania kraju na elektryczność. Chiny Chiny, pomimo posiadania blisko ton rezerw węgla kamiennego (pierwsze miejsce w świecie), kładą bardzo duŝy nacisk na rozwój sektora hydroenergetycznego 5. RównieŜ w tej dziedzinie posiadają największy w świecie potencjał, z czego tylko 12% było do tej pory wykorzystanych. Energetyka wodna wymaga na początku stosunkowo duŝych nakładów inwestycyjnych, które w większości pokrywane są przez państwo, Bank Światowy lub Bank Rozwoju Azji. Niemniej równolegle do duŝych hydroinwestycji na rzece Huang-Ho i Rzece śółtej w odludnych, wiejskich obszarach w południowej części kraju (prowincje Yunnan, Guangxia, Guizhou, Sezhuan, Tybet) powstaje rozproszona sieć lokalnych minihydroelektrowni, nie mających większego wpływu na krajową sieć energetyczną.

4 Nowa Zelandia Nowa Zelandia aspiruje do miana pierwszego kraju na świecie, który jest całkowicie zaleŝny od odnawialnych źródeł energii 6. Hydroenergetyka zaspokaja tu ok. 70% zapotrzebowania na energię elektryczną (całkowite zapotrzebowanie wynosi 30 tys. GWh/rok). Niewykorzystana energia wody dostarczyć moŝe dodatkowo ponad 44 tys. GWh/rok. W najbliŝszej przyszłości planuje się rozwój hydroenergetyki, jednak o jednostkowych mocach nie przekraczających 20 MW. Szacuje się, iŝ Nowa Zelandia jest w stanie obyć się bez paliw kopalnych i energetyki jądrowej przez następne 50 lat. Podobnie w Malezji planuje się ze względów ekologicznych wzrost sektora hydroenergetycznego z 10 do 30%. Tajwan Na Tajwanie wdraŝane są szczegółowe algorytmy optymalnego, najbardziej efektywnego wykorzystania hydroenergii dostępnej w określonych uwarunkowaniach geograficznych, uwzględniającej nałoŝone ograniczenia ekologiczne. Na szczególną uwagę zasługują prace prof. Deng Julonga z Huazhong University of Science and Technology. Heurystyczne algorytmy tworzą zaawansowane systemy ekspertowe. Opracowane programy komputerowe posłuŝyły m.in. do modelowania zachowania dynamicznego systemu połączonych, kaskadowych hydroelektrowni na rzekach Ta-Chia i Cho-Shui oraz do przewidywania profili czasowych periodycznego obciąŝenia energetycznego systemów. Japonia i Indie W Japonii, gdzie pierwsza elektrownia wodna została załoŝona juŝ w 1892 r., jest to jedno z podstawowych źródeł energii (tania energia elektryczna). W 2010 r. planuje się osiągnąć poziom 26,5 tys. MW (przy juŝ uzyskanych 21,2 tys. MW w 1995 r., przyrost rzędu 300 MW/rok). W Indiach 7 hydroenergetyka jest ściśle uzaleŝniona od wielkości opadów i ich czasoprzestrzennej lokalizacji, a tym samym zmienności sezonowej. Przykładowo Muregar z przepływem ok. 0,26 m 3 /s w lecie generuje moc rzędu kw, jednak w czasie pory monsunowej osiągnięte moŝe być nawet ok kw. Pośredni wpływ ma charakterystyka geomorfologiczna litosfery, udział spływu powierzchniowego, gatunki upraw, które pobierają zróŝnicowaną ilość wody w róŝnych stadiach wegetacji, parowanie powierzchniowe itp. DuŜego znaczenia nabiera zintegrowanie małych systemów energetycznych, wspomagających pracę jednostek o większej mocy. UŜycie lokalnych zasobów energii odnawialnej powoduje korzystną decentralizację energetyczną a to daje większą niezawodność. WaŜna jest równieŝ bliskość do odbiorców energii, eliminująca niepotrzebne straty na przesyle na dłuŝsze odległości. Dla zabezpieczenia szacowanych potrzeb energetycznych w trakcie budowy jest kilka systemów hydroenergetycznych o przewidywanej mocy całkowitej 15,4 tys. MW. W większości rozwijających się krajów bogactwo hydroenergii jest jednak nie do końca rozpoznane i wykorzystane. Nepal, który zaraz po Brazylii jest drugim na świecie krajem pod względem zasobów wody (2,27%), pod względem produkcji i zuŝycia energii jest jednak jednym z pięciu ostatnich państw świata. Teoretyczny potencjał hydroenergetyczny kraju wynosi 83 tys. MW 300 razy większy niŝ wytwarzany dotychczas 8. Wyjątkowo sprzyjające warunki hydrologiczne tworzy system 6 tys. małych i duŝych rzek spływających z wysokości ponad 8 tys. m (Himalaje) do 150 m (południowa część kraju), o całkowitej długości ok. 45 tys. km. Pojawia się więc moŝliwość nadzwyczaj efektywnego wykorzystania tej formy energii w sprzyjających warunkach geograficznych. W planach jest budowa do 2016 r. systemów hydroenergetycznych o mocy przekraczającej 3 tys. MW.

5 Źródła 1. Paish O.: Small hydro power: technology and current status. Renevable & Sustainable Energy Reviews 6/ Arsano Y., Tamrat I.: Ethiopia and the Eastern Nile Basin. Aquatic Sciences 67/2005. Cardu M., Bara T.: Romanian achievement in hydro-power plants. Energy Convers. Mgmt. vol. 39, no. 11, Bravard J.-P., Landon N., Peiry J.-L., Piegay H.: Principles of engineering geomorphology for managing channel erosion and bedload transport, examples from French rivers. Geomorphology 31/ Li F.: Hydropower in China. Energy Policy 30/ Ralph E., Sims H.: A sustainable energy future for New Zealand. WREC Ramachandra T.V., Subramanian D.K., Joshi N.V.: Hydroelectric resource assessment in Uttara Kannada District, Karnataka State, India. Journal of Cleaner Production 7/ Shrestha J.N., Kojima T.: Non CO 2 emitting renewable energy sources in Nepal: problems and prospects. Energy Convers. Mgmt. 38(S)/1997. dr Krzysztof Piotrowski, Department of Chemical & Process Engineering, Silesian University of Technology, Gliwice; prof. Tomasz Wiltowski, Southern Illinois University Carbondale, Coal Research Center, IL, USA; dr Kanchan Mondal, Southern Illinois University Carbondale, Department of Mechanical Engineering & Energy Processes, IL, USA; Fot. 1. Zapora Hoovera produkuje energię elektryczną wystarczającą do zaspokojenia potrzeb 1,3 mln ludzi. (Fot. K. Piotrowski) Fot. 2. Zapora Hoovera jedna z najwyŝszych zapór wodnych na świecie (232 m) (Fot. K. Piotrowski)

6 Hydroenergetyka nowe kierunki i moŝliwości Cz. II Podstawy konstrukcji turbin hydroenergetycznych Podstawą działania hydroturbiny jest konwersja ciśnienia statycznego wody na mechaniczną moc obrotową wału, mogącego np. napędzać generator elektryczny lub inne urządzenia. Uzyskiwana moc jest proporcjonalna do efektywnej wysokości spadku wody i objętościowego natęŝenia jej przepływu. Ogólny wzór na moc wyjściową turbiny wykorzystującej energię wodną moŝe być przedstawiony w postaci: P = η ρ g Q H gdzie: P moc mechaniczna uzyskiwana na wale turbiny [W], η sprawność hydrauliczna turbiny, ρ - gęstość wody [kg/m 3 ], g przyspieszenie ziemskie [m/s 2 ], Q objętościowe natęŝenie wody przepływającej przez turbinę [m 3 /s], H efektywna wysokość spadku wody przepływającej przez turbinę [m]. Sprawność najlepszych konstrukcji hydroturbin wynosi obecnie 0,8-0,9 i jest zaleŝna m.in. od wielkości urządzenia. Małe elektrownie wodne osiągają zwykle sprawność w przedziale 0,6-0,8. Zasadniczym elementem oceny przydatności ekonomicznej i technicznej hydroturbiny są jej charakterystyki techniczne, a w szczególności: wytwarzana moc prędkość obrotowa i sprawność hydrauliczna prędkość obrotowa. Pamiętać naleŝy, iŝ kaŝda hydroturbina pracuje najbardziej efektywnie przy określonej prędkości konstrukcyjnej, efektywnej wysokości spadku i objętościowym natęŝeniu przepływu wody napędzającej 1. Podział hydroturbin Biorąc pod uwagę zasadę działania, hydroturbiny moŝna zasadniczo podzielić na akcyjne i reakcyjne. Wirnik hydroturbiny reakcyjnej jest całkowicie zanurzony w wodzie (stosowana jest obudowa ciśnieniowa, gdyŝ ciśnienie wody na wlocie jest wyŝsze od atmosferycznego). Łopatki wirnika, dzięki odpowiedniemu wyprofilowaniu, wykorzystują róŝnicę ciśnień po obu stronach ich powierzchni do generowania siły nośnej, powodującej ruch rotacyjny wirnika. Wirnik turbiny akcyjnej znajduje się natomiast częściowo w powietrzu, wykonując ruch obrotowy na skutek dynamicznego oddziaływania strumienia wody, która pozostaje pod ciśnieniem atmosferycznym. Innym, równie waŝnym kryterium zastosowania określonego typu hydroturbiny jest praktyczna wysokość spadku wody H. Dla wysokich wartości tego parametru hydraulicznego (H > 50 m) zaleca się konstrukcje: Pelton, Turgo lub Multi jet Pelton. W przypadku wartości średnich (H = m) rekomendowane są typy: Crossflow, Turgo, Multi jet Pelton lub Francis (spiralna), a dla wysokości niskich (H < 10 m): Crossflow, Francis (otwarta) lub Kaplan. Zasadniczym powodem stosowania róŝnych typów hydroturbin dla róŝnych zakresów efektywnych wysokości spadku wody są względy techniczne. Wymagane jest, aby wał hydroturbiny obracał się z częstotliwością jak najbardziej zbliŝoną do wartości 1500 obr./min, wymaganą z kolei przez generator prądu elektrycznego. Dla danego typu hydroturbiny częstotliwość ta zmienia się proporcjonalnie do efektywnej wysokości spadku, stąd teŝ niskie spadki dla uzyskania zamierzonego efektu energetycznego muszą być kompensowane proporcjonalnie wyŝszą częstotliwością obrotów wału (a jest to cecha konstrukcyjna określonego typu hydroturbiny). Z tych względów optymalne stosowanie hydroturbiny Peltona zalecane jest zwykle w zakresie parametrów konstrukcyjnych: efektywna wysokość spadku wody H = m, zdolność przepustowa Q = 0-0,5 m 3 /s, osiągając moc rzędu kw 1, a pozostałych odpowiednio Francisa: H = m, Q = 0,4-3 m 3 /s, otrzymując P = kw, Crossflow: H = 3-80 m, Q = 0-6 m 3 /s, P = kw, Kaplan: H = 3-8 m, Q = 0-20 m 3 /s, P = kw. Zasadniczym parametrem stosowanym dla celów porównawczych róŝnych konstrukcji hydroturbin jest teŝ tzw. względna efektywność, określana dla zaprojektowanego

7 nominalnego punktu pracy urządzenia. Istotne jest równieŝ jej zachowanie w przedziale niŝszych (od konstrukcyjnej) natęŝeń przepływu strugi zasilającej. Turbiny typu Pelton i Crossflow zachowują bardzo wysoką efektywność, nawet gdy pracują przy przepływach wody poniŝej optymalnej wartości konstrukcyjnej. Efektywność hydroturbiny Francisa obniŝa się natomiast gwałtownie, gdy natęŝenie przepływu strugi roboczej spada poniŝej 50% wartości projektowej, a hydroturbina Kaplan wykazuje juŝ znacznie zmniejszoną sprawność w zakresie poniŝej 80% tej wartości. Główne rodzaje hydroturbin Istnieją trzy główne typy hydroturbin akcyjnych: Peltona, Turgo i Crossflow 1. Hydroturbina Peltona składa się z koła z systemem rozdwojonych łopatek, na które jest kierowana stycznie struga zasilająca. Obliczenia teoretyczne sugerują, iŝ moc przekazywana łopatce wklęsłej jest prawie dwukrotnie większa niŝ w przypadku łopatki płaskiej. KaŜdy strumień uderzający na łopatki jest obracany i odbijany z powrotem o prawie 180, wskutek czego zuŝytkowana zostaje niemal cała energia wody. Hydroturbina Turgo konstrukcyjnie podobna jest do hydroturbiny Peltona zasadniczą róŝnicę stanowi natomiast system doprowadzenia strumienia wody, która uderza płaszczyznę wirnika pod pewnym kątem (zwykle ok. 20 ). Dopływ i odpływ strumienia wody zlokalizowane są po przeciwnych stronach hydroturbiny, co eliminuje niekorzystne oddziaływania wtórne (niepotrzebne straty energii) podczas zetknięcia się dwu strumieni o przeciwnych kierunkach (zuŝytego o niskiej energii i świeŝego o wysokiej energii). Hydroturbina typu Turgo moŝe posiadać mniejszą średnicę wirnika niŝ hydroturbina Peltona dla wytwarzania równowaŝnej mocy na wale. Jeszcze doskonalszą konstrukcję posiada hydroturbina typu Crossflow, w której konstrukcja geometryczna wirnika jest ukształtowana w sposób zapewniający optymalne wykorzystanie i maksymalny przechwyt energii kinetycznej strugi. Strumień wody zasilającej doprowadzany jest do zewnętrznej części bębnowego wirnika hydroturbiny poprzez system wyprofilowanych kierownic, przechodzi poprzez jego wnętrze i kontaktując się powtórnie (ze zmniejszoną juŝ energią) z systemem jego odpowiednio wyprofilowanych łopatek wewnętrznych opuszcza urządzenie. Hydroturbiny reakcyjne wykorzystują z kolei przepływ strumienia wody do wytworzenia hydrodynamicznej siły nośnej unoszącej i napędzającej łopatki wirnika. Tym samym wymagają one całkowitego zalania przestrzeni pracy łopatek. Dwie najczęściej stosowane w praktyce konstrukcje hydroturbin reakcyjnych to hydroturbina śmigłowa typu Kaplan i hydroturbina śmigłowa Francisa. Zasadniczym warunkiem zapewniającym wysoką efektywność systemów hydrodynamicznych turbin typu Kaplan jest aby strumień wody przed jej doprowadzeniem do elementów wirnika posiadał juŝ nadany wstępnie ruch wirowy (wykorzystując odpowiednie konstrukcje prowadnic w przewodach doprowadzających), przejmowany bez zakłóceń przez ruchome elementy hydroturbiny. Łopatki hydroturbiny mogą być juŝ odpowiednio dopasowane geometrycznie do wirującej strugi wody zasilającej (cecha charakterystyczna hydroturbiny typu Kaplan). Turbina śmigłowa Francisa jest zasadniczo zmodyfikowanym wariantem turbiny Kaplan, w której woda wpływając promieniowo w stosunku do łopatek wirnika, jest następnie odprowadzana hydrodynamicznie w kierunku osiowym. Wirnik jest zwykle mocowany w spiralnej obudowie z wbudowanym systemem kierownic. Warto wspomnieć, Ŝe dla złoŝonych konstrukcji hydroturbin reakcyjnych, wymagających ścisłego, wzajemnego dopasowania hydrodynamicznego i geometrycznego łopatek turbiny i urządzeń wprawiających strugę w ruch wirowy, niezbędne są kosztowne badania testowe i symulacyjne (m.in. obliczenia numeryczne metodą elementów skończonych). Wysiłek włoŝony w ich właściwe zaprojektowanie, wykonanie i zastosowanie jest jednak szczególnie uzasadniony w przypadku większych konstrukcji hydroenergetycznych, gdzie przynoszą one widoczne efekty ekonomiczne związane ze zwiększoną sprawnością w szerokim zakresie natęŝeń przepływu wody i zmniejszeniem strat energii.

8 Czynniki ekonomiczne Elektrownie wykorzystujące duŝe wysokości spadku wody są ogólnie uwaŝane za konstrukcje najbardziej efektywne ekonomicznie. Im wyŝsza efektywna wysokość spadku wody, H, tym mniejsze natęŝenie strumienia Q (za to o wyŝszej energii) wymagane jest w hydroturbinie dla wytworzenie danej mocy, P, a tym samym konieczna jest równieŝ mniejsza infrastruktura hydroenergetyczna (budynki, zapory, itp.). W związku z tym w rejonach górskich nawet zupełnie małe strumienie, kiedy tylko zostanie odpowiednio wykorzystana róŝnica wysokości spadku, mogą stanowić akceptowalne ekonomicznie i technicznie rozwiązanie konstrukcyjne. Z drugiej jednak strony najbardziej dogodne dla lokalizacji hydroturbin rejony górskie są zarazem terenami o stosunkowo niskiej gęstości zaludnienia, co wymusza konieczność instalowania odpowiedniej infrastruktury przesyłowej (straty przesyłu) lub magazynowania (np. w postaci wodoru otrzymywanego na drodze elektrolizy), co moŝe ekonomicznie równowaŝyć zalety topograficzne potencjalnego usytuowania. W Europie jest relatywnie mało miejsc o duŝej wysokości spadku, poza tym większość z nich jest juŝ energetycznie zagospodarowana. Tym samym moŝliwości szerszego wprowadzania do eksploatacji małych elektrowni wodnych powinny bardziej koncentrować się na optymalnym wykorzystaniu miejsc o średniej lub małej wysokości spadku wody, a tym samym na odpowiednim rozwoju konstrukcji średnio- i niskowysokościowych. Jednak przy aktualnych uwarunkowaniach techniczno-ekonomicznych potencjał energetyczny lokalizacji o niskiej wysokości spadku jest niekonkurencyjny rynkowo z konwencjonalnymi elektrowniami opartymi na paliwach kopalnych. Tym samym wiele miejsc do ewentualnego wykorzystania wciąŝ jest niezagospodarowanych. Przykładowo w Wielkiej Brytanii do wykorzystania pozostaje szacunkowo ok. 20 tys. potencjalnie dogodnych lokalizacji pozostałości po dawnych młynach wodnych, dotąd nie zaadaptowanych dla celów małej hydroenergetyki. W wielu krajach istnieje podobna sytuacja. Długi okres bezawaryjnej eksploatacji małych hydroelektrowni, połączony z niskimi kosztami eksploatacyjnymi, to zasadnicze zalety tego sektora energetycznego. Biorąc pod uwagę dane międzynarodowe, koszty jednostkowe budowy małych hydroelektrowni zasadniczo obniŝają się wraz ze zwiększaniem skali inwestycji. Wynoszą one 1 średnio ok dol./kw w zakresie projektowanych mocy rzędu kw, ok dol./kw w zakresie mocy kw, ok dol./kw w zakresie mocy kw, a juŝ tylko ok dol./kw w zakresie mocy kw. ZauwaŜyć naleŝy, Ŝe trend ten nieco zmienia się w przypadku krajów rozwiniętych, gdzie dostrzega się wymierne zalety ekologiczne małych systemów hydroelektrowni o zasięgu lokalnym. Szczególnie dla projektowanych małych mocy konstrukcyjnych koszty te są zasadniczo niŝsze od średniej światowej (dodatkowo liniowy spadek wraz ze wzrostem projektowanej mocy nominalnej), malejąc od ok do 2000 dol./kw w zakresie mocy kw. Małe systemy hydroenergetyczne są dziś istotną i ekologiczną alternatywą, szczególnie w mało rozwiniętych krajach o niskich gęstościach zaludnienia, gdzie wielkie inwestycje w zakresie infrastruktury energetycznej wraz z siecią przesyłową byłyby nieekonomiczne zarówno w aspekcie inwestycyjnym, jak i eksploatacyjnym. Małe hydroelektrownie były testowane np. w Nepalu, Sri Lance, Peru, Indiach i Indonezji. Jako ciekawostkę moŝna podać, iŝ w tych warunkach geograficznych hydroturbiny działały uniwersalnie: w dzień jako urządzenia bezpośrednio napędzające proste maszyny przemysłowo-gospodarcze, np. młyny do mielenia zboŝa lub wyciskania oleju. Nocą natomiast, wobec zapotrzebowania na elektryczność do oświetlenia, wał turbiny wodnej sprzęgano z generatorem prądu elektrycznego. Turbiny akcyjne wykazały w trakcie pracy w zróŝnicowanych warunkach geograficzno-klimatycznych pewne zalety, m.in. wyŝszą efektywność w przypadku obniŝenia obciąŝenia hydraulicznego, większą tolerancję na obecność zawiesin drobnych cząstek (np. piasek) w strumieniu wody zasilającej i dogodny dostęp do części roboczych (konserwacja, naprawa, wymiana). W odróŝnieniu od hydroturbin reakcyjnych nie wymagają one stosowania skomplikowanych uszczelnień wału turbiny (z uwagi na nadciśnienie w środowisku pracy łopatek). Ich główną wadą są jednak niskie konstrukcyjne prędkości

9 obrotowe, co nie rekomenduje ich uŝycia w przewaŝającej geograficznie liczbie potencjalnych lokalizacji o małych wysokościach spadku. Turbina Crossflow, pomimo stosunkowo małej efektywności krańcowej (70-80%), posiada dwie waŝne cechy uzasadniające jej coraz szersze zastosowanie w małej hydroenergetyce. Jej najbardziej uniwersalna ze wszystkich typów turbin akcyjnych charakterystyka hydrodynamiczna umoŝliwia pracę w szerokim zakresie efektywnych wysokości spadku oraz natęŝeń przepływu wody. Prostota konstrukcji umoŝliwia bezpośrednie wdraŝanie jej technologii produkcyjnej w krajach rozwijających się. Turbina Crossflow, uŝywana dotąd coraz szerzej w krajach Trzeciego Świata i tam dowodząca swojej przydatności w zróŝnicowanych warunkach środowiskowo-geograficznych, doczekała się przypomnienia i uznania w Europie, pomimo Ŝe została tam wynaleziona juŝ w latach 20. ubiegłego wieku 1. Bariery rozwoju hydroenergetyki Pomimo wszechstronnych zalet, jakie niesie za sobą zastosowanie tej czystej, bezodpadowej i odnawialnej energii, nie naleŝy zapominać o mogących wystąpić zagroŝeniach (np. zakłócaniu lokalnego ekosystemu hydrologicznego). Przeciwdziałanie tym zagroŝeniom nabiera coraz większego znaczenia. Coraz częściej przed rozpoczęciem prac projektowych przeprowadza się więc wszechstronne badania lokalnych uwarunkowań konstrukcyjnych, m.in. wpływ hydroelektrowni na dno rzeki, brzegi, hydraulikę przepływu, okoliczną florę i faunę, drenaŝ wód lądowych, moŝliwość powodzi (metody zapobiegania poprzez regulację rzek). Ingerencja hydroturbiny w ukształtowany i stabilny ekosystem prowadzić moŝe m.in. do obniŝenia natleniania wody w rzece, intensyfikacji zjawisk erozyjnych w bezpośrednim sąsiedztwie ujścia wody z turbiny (niewykorzystana całkowicie energia kinetyczna strugi), a takŝe do efektów dźwiękowych generatora prądu w najbliŝszym sąsiedztwie hydroelektrowni. DuŜe znaczenie ma ponadto ogólny wygląd instalacji energetycznej i jej przestrzenne zintegrowanie z otaczającym środowiskiem przyrodniczym. Dobrze zaprojektowana inwestycja hydroenergetyczna, uwzględniająca wszystkie aspekty technicznoekonomiczno-ekologiczne, moŝe eliminować lub znacznie ograniczyć wspomniane efekty uboczne. Przykładem nowoczesnego projektowania z uwzględnieniem aspektów ekologicznych moŝe być hydroelektrownia na rzece Drava w Chorwacji 2. Szeroko zakrojone badania wstępne sugerowały, iŝ wykonana według pierwotnych planów inwestycja hydrologiczna moŝe mieć negatywny wpływ na dotychczasowy poziom wód podziemnych. Tym samym moŝe zasadniczo przyczynić się do zmian w ekosystemie lasów, w szczególności dębu szypułkowego, gatunku bardzo czułego na zakłócenia równowagi hydrologicznej w zasobach podziemnych, oraz innych gatunków, m.in. grabu pospolitego, jesionu wąskolistnego i olszy czarnej. Przeprowadzone szczegółowe prace studialne określiły dopuszczalny poziom wód podziemnych, niezakłócających czułej, złoŝonej równowagi ekologicznej, który stał się zasadniczą zmienną projektową tej inwestycji. Symulacje modelowe zostały przeprowadzone dla róŝnych wariantów obciąŝenia hydrodynamicznego elektrowni wodnej, poziomu wody w zbiorniku retencyjnym, zmienności sezonowej opadów, stosowania automatycznej kontroli poziomu wody w zbiorniku (wahania oscylacyjne), dostępności wody gruntowej w róŝnych warstwach litosfery wpływających na zróŝnicowanie gatunkowe roślin (system korzeniowy), wielkości retencji i parowania powierzchniowego, wpływu fotosyntezy na bilans wody, itp. Jest to typowy przykład efektywnego, racjonalnego modelowania procesu z uwzględnionymi załoŝeniami-ograniczeniami ekologicznymi. Wspomnieć naleŝy równieŝ, iŝ nowoczesne konstrukcje hydroturbin powinny być zabezpieczone przed ewentualnym kontaktem z gruzem lub rumowiskiem będącym elementem dna rzecznego, szczególnie w obszarach górskich, gdzie wysoka wartość energetyczna strugi związana jest jednocześnie z intensywną erozją koryta rzecznego. Powstałe nanosy muszą być tym samym usuwane, zwykle na koszt operatora urządzenia hydroenergetycznego. Pomimo oczywistych efektów ekologicznych oczyszczania strumienia rzeki (zmniejszenie erozji w jej dolnym biegu) niesie to za sobą znaczne koszty eksploatacyjne dla właściciela obiektu. Mogą teŝ zaistnieć konflikty z hodowcami ryb oraz potrzebami irygacyjnymi.

10 dr inŝ. Krzysztof Piotrowski, Wydział Chemiczny, Politechnika Śląska, Gliwice; prof. Tomasz Wiltowski, dr Kanchan Mondal Southern Illinois University Carbondale, USA Źródła 1. Paish O.: Small hydro power: technology and current status. Renevable & Sustainable Energy Reviews 6/ Antonić O., Hatic D., Krian J., Bukovec D.: Modelling groundwater regime acceptable for the forest survival after the building of the hydro electric power plant. Ecological Modelling 138/2001. Hydroenergetyka nowe kierunki i moŝliwości Cz. III Woda zasilająca systemy turbin hydroelektrowni nie musi być gromadzona wyłącznie w powierzchniowych zbiornikach retencyjnych, wpływających pośrednio na równowagę ekologiczną terenów przyległych. Oryginalnym sposobem okazało się wykorzystanie zasobów wodnych, ukrytych w przepuszczalnych warstwach litosfery lub formach krasowych 1. Energia z wody gruntowej Zaadaptowana do tego celu formacja wodonośna pełni funkcję zbiornika o moŝliwościach retencyjnych daleko przewyŝszających pojemności nominalne małej tamy, dodatkowo moŝliwych do wykorzystania w okresach suszy lub mrozów, kiedy to pojawiają się zakłócenia przepływów powierzchniowych cieków wodnych. Istotnym aspektem tego rozwiązania jest równieŝ eliminacja strat przelewowych związanych z konwencjonalnymi zbiornikami powierzchniowymi o ściśle określonej pojemności. Wykorzystująca odpowiednią lokalizację geograficzną i dogodne uwarunkowania hydrogeologiczne mała elektrownia tego typu powinna być teoretycznie bardziej stabilna w okresach suszy niŝ konwencjonalna elektrownia rzeczna tego samego rozmiaru. To rozwiązanie techniczne jest szczególnie dogodne np. dla małych, odizolowanych wysp, gdzie brak jest cieków wodnych o dostatecznie duŝym natęŝeniu przepływu, uzasadniającym lokalizację hydroelektrowni. Na obszarach tych, zwykle promieniście we wszystkich kierunkach, rozchodzą się małe strumyczki. Wysiłki powinny skoncentrować się na wykonaniu sztucznego systemu drenaŝu, zbierającego wodę opadową z moŝliwie największego obszaru, która po wykorzystaniu w energetyce stanowić moŝe dodatkowo przydatny rezerwuar wody pitnej. Inny potencjalny wariant moŝe wykorzystać praktycznie system małych, rozproszonych cieków powierzchniowych, konsolidujących je w jeden większy ciek wodny o mocy wystarczającej do ekonomicznie efektywnego zagospodarowania. Hydroelektrownie wykorzystujące podziemne, geologiczne zasoby wodne powinny, ze względów praktycznych, być lokalizowane na obszarach o duŝych opadach deszczu. Geologiczna formacja wodonośna moŝe odgrywać rolę zbiornika naporowego, co tym samym znacznie ogranicza infrastrukturę naziemną oraz nie wyrządza szkody w krajobrazie (względy topograficzne lub ograniczenia ekologiczne). W tym celu najdogodniejsze do wykorzystania są wysoko połoŝone obszary o niskim pochyleniu, bardzo duŝych opadach i jednocześnie optymalnych warunkach geologiczno-tektonicznych podłoŝa zbudowanego z przepuszczalnej formacji wodonośnej, pozwalającej na szybkie przenikanie wody, wraz z nieobecnością głębokich dolin. Jednocześnie są to warunki skrajnie niekorzystne dla konwencjonalnych elektrowni wodnych. Jeśli na dole znajduje się nieprzepuszczalna warstwa tektoniczna (skały) do dyspozycji dostaje się duŝy, porowaty zbiornik. Dobudowany tunel zbiorczy (kanał) moŝe mieć więc długość nawet kilku kilometrów. Tym samym zbiorcze przechwycenie strumieni (kosztem ograniczenia natęŝenia powierzchniowych górskich strumieni) moŝe prowadzić do zintegrowanego, miejscowego zuŝytkowania tych zasobów wodnych. W odróŝnieniu od standardowych konstrukcji stosowanych w rejonach górskich proponowane rozwiązanie konstrukcyjne nie wymaga zapewnienia systemu tam i zabezpieczeń hydrologicznych, mogących być przyczyną niekorzystnych zmian w krajobrazie.

11 Przykładem prac prowadzonych w kierunku energetycznego wykorzystania wód podziemnych są badania w Chorwacji (w Górach Dynarskich) 2, gdzie kompleksowo analizuje się czynniki hydrologiczne, hydrogeologiczne, geologiczne, geograficzne i ekonomiczne. Warstwy geologiczne, nieprzepuszczalne dla wody, tworzą rodzaj podziemnej tamy. Badania speleologiczne, przeprowadzone dodatkowo dla korekty danych uzyskanych metodami wiertniczymi (dane piezometryczne), umoŝliwiły określenie niezbędnej wartości efektywnej porowatości warstwy dla zatrzymania odpowiedniej objętości wody, oszacowanie jej maksymalnej objętości moŝliwej do zmagazynowania w danych warunkach geologicznych oraz określenie rodzaju ruchu wody w szczelinach, intensyfikacji zjawisk erozyjnych, wzajemnych połączeń korytarzy podziemnych (rozlokowanie przestrzenne zasobów wody głębinowej) itp. Szczegółowe dane dotyczące struktury geologicznej, przepuszczalności materiału skalnego, a takŝe wewnętrznego systemu jaskiń mogą dostarczyć waŝnych informacji dotyczących szybkości krąŝenia lub spływu wody do urządzeń hydroenergetycznych. Istotnego znaczenia nabiera równieŝ sezonowa zmienność cyrkulacji wody w biosferze i zdolność litosfery do jej okresowej akumulacji (m.in. przewodność hydrauliczna wierzchniej warstwy litosfery, K = m/s). Na podstawie dogłębnych badań geologicznych (krzywe natęŝenia objętościowego wypływu w zaleŝności od poziomu wody gruntowej w róŝnych lokalizacjach) moŝliwe staje się teŝ oszacowanie struktury wewnętrznej litosfery, a tym samym przewidzenie jej przydatności jako podziemnego zbiornika magazynowego. Przykładowo szacunkowa objętość podziemnego zbiornika dla Zaton i Zavrelje Springs wyniosła ok. 0, , m 3 (wartość średnia z pomiarów hydrogeologicznych). Sumaryczna objętość systemu małych podziemnych jaskiń wyniosła szacunkowo aŝ m 3 (Ombla Spring), a średnia efektywna porowatość 0,11%. Przy rozpatrywaniu ewentualnej lokalizacji tego typu hydroelektrowni pod uwagę naleŝy wziąć dwa istotne czynniki: początkową wysokość poziomu wody oraz szybkość kompensacji poziomu wody w czasie pracy hydroturbiny (wahania poziomu wody gruntowej, wpływające na ewentualną niestabilność pracy systemu energetycznego). Szczegółowe parametry hydrodynamiczne (potrzebne w pracach projektowo-optymalizacyjnych) uzyskiwane są przy pomocy modeli testowych róŝnych wariantów konstrukcyjnych turbiny, jej usytuowania oraz uwarunkowań hydrogeologicznych rozpatrywanej warstwy wodonośnej. PrzybrzeŜne prądy morskie Nowością technologiczną w najbliŝszej przyszłości mogą stać się turbiny wykorzystujące przybrzeŝne prądy (swego rodzaju wewnętrzne rzeki) w akwenach morskich 3. DuŜy ładunek energetyczny prądów przybrzeŝnych (duŝe masy poruszającej się wody) oraz ich stosunkowo wysoka stabilność hydrologiczna (maksymalnie 10-procentowe odchylenia roczne) powodują coraz szersze zainteresowanie tym potencjalnym rodzajem odnawialnej energii. Szacunkowa wielkość przedsięwzięcia obala takŝe potoczne stwierdzenia, Ŝe energia odnawialna jest niedogodna w uŝyciu na masową skalę. Prądy morskie mogą w najbliŝszej przyszłości stanowić waŝny segment rynku energetycznego. Teoretyczne studia nad 106 moŝliwymi lokalizacjami turbin na terenie Unii Europejskiej dowodzą, Ŝe istnieje moŝliwość produkcji 50 TWh/rok energii. Jest to nowoczesna, proekologiczna technologia energetyczna XXI wieku. Ogólnie ta forma energii jest rozproszona, jednak w wielu miejscach jest ona wystarczająco skoncentrowana (3000 MW), aby móc ją praktycznie i ekonomicznie wykorzystywać (np. zachodnie wybrzeŝe Szkocji, wyspy na Kanale La Manche). Osobnym zagadnieniem technicznym jest konieczność zapewnienia najbardziej efektywnej konstrukcji konwertera hydroturbiny przechwytującej energię kinetyczną prądów morskich. Wymagane są tu dogłębne prace studialne nad sposobem konwersji energii prądów morskich na energię elektryczną. Pomimo istnienia dość dobrze rozwiniętej teorii dotyczącej zasad konstrukcji i mechaniki turbin wiatrowych, wodnych czy turbin napędowych statków dla rozwijania duŝych prędkości, Ŝadna z nich nie pokrywa całkowicie potrzeb związanych z tą nową dziedziną energetyki, dodatkowo komplikowaną takimi zjawiskami jak specyfika warunków morskich (skład chemiczny i biochemiczny wody, własności korozyjne środowiska morskiego, kawitacja, duŝe napręŝenia powierzchniowe konstrukcji itp.). O potencjalnych korzyściach płynących z tego źródła energii moŝe świadczyć np. porównanie, z którego wynika, iŝ turbina przybrzeŝna, wykorzystująca prądy płynące w wodzie morskiej z prędkością 2-3 m/s, dostarcza cztery razy więcej energii z 1 m 2 powierzchni wirnika

12 niŝ turbina wiatrowa zasilana wiatrem o tej samej prędkości. Pomimo znacznie trudniejszego dostępu do zlokalizowanego przebiegu prądu przybrzeŝnego (koszty inwestycyjne) naleŝy pamiętać, iŝ inwestycja ta zwraca się kilkakrotnie, nie wspominając o względach ekologicznych. W porównaniu do największych dotychczasowych turbin wiatrowych (ok. 2 MW) potencjalnie wytwarzana moc oraz zakładane (w celach projektowych) rozmiary nominalne turbin są nadzwyczaj obiecujące. Z drugiej strony projektant ma do czynienia ze znacznie bardziej agresywnym środowiskiem niŝ przypowierzchniowe warstwy atmosfery (energia wiatrowa). Metalowe części muszą być tym samym odpowiednio zabezpieczone antykorozyjnie (np. w najbardziej szkodliwych warunkach panujących na Morzu Północnym planuje się zastosowanie specjalnie skomponowanych farb zabezpieczających, galwanizowanie i wytwarzanie elementów metalowych z naddatkiem grubości na korozję itp.). Przewidzieć trzeba m.in. opory hydrauliczne ruchu obrotowego wskutek osiadania na eksponowanej powierzchni hydroturbin flory i fauny morskiej (gęstość wody morskiej przy standardowym zasoleniu wynosi średnio ok kg/m 3 ). Wobec trudności eksperymentalnych do projektowania i optymalizacji konstrukcji wirników pracujących w warunkach podwodnych szczególnie pomocne stają się tutaj nowoczesne metody symulacyjno-obliczeniowe (modele CFD). Wszechstronnie testuje się wpływ zróŝnicowanych warunków hydrodynamicznych, specyficznych dla środowiska wodnego na podstawie wyjściowych modeli wirników turbin wiatrowych, zakłada się zróŝnicowane profile przepływów przydennych i przypowierzchniowych, podwójne lub nawet wielowirnikowe turbiny dla maksymalnego przechwytu i utylizacji energii prądów itp. dr inŝ. Krzysztof Piotrowski, Wydział Chemiczny, Politechnika Śląska, Gliwice; prof. Tomasz Wiltowski, dr Kanchan Mondal, Southern Illinois University Carbondale, USA Źródła 1. Bardsley W.E.: Power from groundwater. Journal of Hydrology 162/ Bonacci O.: Ground water behavior in karst: example of the Ombla Spring (Croatia), Journal of Hydrology 165/ Bahaj A.S., Myers L.E.: Fundamentals applicable to the utilization of marine current turbines for energy production. Renewable Energy 28/2003. Fot. 1. Górskie strumienie wciąŝ stanowią niewykorzystane źródło taniej, czystej hydroenergii. Fot. K. Piotrowski