Geolodzy wyznaczyli na terenie naszego kraju kilka obszarów występowania suchych gorących skał. Wstępne wyniki badań wskazują, że ich ciepło można będzie wykorzystać do produkcji energii elektrycznej nowoczesnymi metodami 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). W obu technologiach, aby można było uzyskać energię z gorących skał, należy wykonać szczelinowanie górotworu i zatłoczyć do niego wodę, która przepływając przez szczeliny skalne przejmie ciepło tych skał, po czym po wypompowaniu na powierzchnię Ziemi może być wykorzystywana do pozyskiwania energii elektrycznej lub ciepła.
Na zlecenie Ministerstwa Środowiska konsorcjum Państwowego Instytutu Geologicznego – Państwowego Instytutu Badawczego (lider), Akademii Górniczo-Hutniczej, Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN oraz Przedsiębiorstwa Badań Geofizycznych przeprowadziło badania geofizyczne, analizy dostępnych danych geologiczno-geofizycznych, w tym parametrów petrograficznych i termicznych oraz modelowania systemów geotermicznych w celu wskazania struktur geologicznych odpowiednich do uzyskiwania energii metodami HDR lub EGS. Prace zostały sfinansowane ze środków NFOŚiGW.
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.
Wyniki badań są obiecujące. Wyznaczono kilka struktur o parametrach wskazujących na opłacalność zainstalowania zamkniętych systemów geotermicznych (HDR) lub systemów wspomaganych niewielkim dopływem wód (EGS). Struktury te występują na głębokości od 4 do 6 km. Charakteryzują się wysoką - jak na warunki naszego kraju - temperaturą (ponad 130°C). Prawdopodobnie są też podatne na procesy szczelinowania, umożliwiające stabilne funkcjonowanie systemu geotermicznego.
Najkorzystniejsze warunki stwierdzono w:
1. Skałach krystalicznych 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. Skałach wulkanicznych 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. Skałach osadowych 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.
Rejony wytypowane do zainstalowania pilotażowych instalacji geotermicznych na tle Mapy gęstości strumienia cieplnego na obszarze Polski (Szewczyk & Gientka, 2009)
Wyniki badań stanowią przesłanki do zaprojektowania pilotażowych instalacji geotermalnych. Z uwagi na niewystarczającą wiedzę o zachowaniu się rozpatrywanych ośrodków skalnych w procesie szczelinowania i transportu zatłaczanych płynów, konieczne jest szczegółowe rozpoznanie wytypowanych lokalizacji powierzchniowymi badaniami geofizycznymi, wykonanie otworów wiertniczych oraz przeprowadzenie badań próbek rdzeni i testów w otworach, weryfikujących założenia przyjęte w trakcie modelowań.
Tekst: Adam Wójcicki (oraz partnerzy konsorcjum)
