Energia geotermalna. Alternatywa w dobie rozwoju OZE

Niszczenie środowiska i zużywanie zasobów naturalnych to bardzo poważny pro­blem współczesnego świata. Postępuje w każdej skali - począwszy od naszego bez­pośredniego otoczenia, a kończąc na kuli ziemskiej.

Degradacja środowiska to skutek niezależnych działań ogromnej rzeszy użytkowników zasobów środowiska. Najważniejsze przyczyny niszczenia środowiska to:

• rosnące (w skali globu), wraz z rozwojem demograficznym i cywilizacyjnym, zapotrze­bowanie na surowce i energię,
• koncentrację ludności i produkcji,
• niedoskonałe technologie w sferach produkcji i konsumpcji charakteryzujące się niską sprawnością wykorzystania surowców i energii.

Poszukiwanie różnych sposobów i środków zaradczych jest wymuszane przez ciągły wzrost zapotrzebowania na energię związany z postępem cywilizacyjnym, wyczerpywanie się kopalnych zasobów energetycznych oraz przez narastającą świadomość, że zanieczyszczenie środowiska wiąże się - bezpośrednio lub pośrednio - ze spalaniem surowców energetycznych, a zwłaszcza węgla.

Najbardziej efektywne działania z tego zakresu to:

• stosowanie energooszczędnych technologii wytwarzania,
• eliminowanie energochłonnych odbiorników energii,
• eliminowanie strat energii w trakcie jej dystrybucji i przesyłania,
• wytwarzanie energii w bardziej efektywny i mniej szkodliwy dla środowiska sposób,
• wykorzystywanie odnawialnych źródeł energii.

Wzrost stopnia wykorzystania odnawialnych źródeł energii jest szczególnie efektywnym działaniem, które oprócz korzyści ekologicznych, przynosi szereg innych korzyści dla lokalnych społeczności, takich jak zwiększenie poziomu bezpieczeństwa energetycznego, stworzenie no­wych miejsc pracy, promowanie rozwoju regionalnego.

Aktem prawnym tworzącym podstawy dla rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce jest przyjęta przez Sejm 23 sierpnia 2001 r. rządowa Strategia rozwoju energetyki odnawialnej. W Strategii szacuje się nasz potencjał techniczny odnawialnych źródeł energii (OZE) jako porównywalny z potencjałem krajów Unii Europejskiej. Potencjał ten jest wykorzystywany w niewielkim stopniu - w chwili obecnej udział energii ze źródeł odnawialnych w zużyciu energii pierwotnej wynosi zaledwie 2,5%.

Strategia ustanawia cele ilościowe rozwoju energetyki odnawialnej oraz terminy ich osią­gnięcia:

Osiągniecie udziału 7,5% energii ze źródeł odnawialnych w bilansie kraju oznacza konieczność produkcji 340 PJ energii z tych źródeł, a więc zwiększenie zdolności produkcyjnych w sektorze o dodatkowe 235 PJ w stosunku do roku 1999.

Wśród odnawialnych źródeł energii znaczący udział w Polsce mają źródła geotermalne. Za­soby wód geotermalnych znajdują się pod powierzchnią prawie 80% terytorium Polski. Tempe­ratura wód waha się od 25 °C do 150 °C, jednak na ogół nie przekracza 100 °C. Szacuje się, że energia zawarta w wodach geotermalnych na terenie Polski wynosi 34.724 milionów ton ekwi­walentu oleju, tj. ponad 300 razy więcej niż roczne zapotrzebowanie na energię kraju. Po­mimo tak ogromnego potencjału teoretycznego ich eksploatacja nie jest łatwa, przeszkodą są za­równo warunki wydobycia, jak i ekonomiczna strona tego typu przedsięwzięcia.

Energia geotermalna to naturalna energia wnętrza Ziemi zogniskowana w gruntach, skałach i płynach wypełniających pory i szczeliny skalne w skorupie ziemskiej. Jądro Ziemi ma temperaturę ok. 5000 °C, a w wyniku odpływu ciepła, na zasadzie przewodnictwa i konwekcji swobodnej, ogrzewają się jej górne warstwy. Wraz z głębokością na­stępuje wzrost temperatury w granicach od 15 do 80 °C na km w zależności od warunków geo­logicznych - przewodnictwa cieplnego skał, sposobu ich ułożenia i zawodnienia, sąsiedztwa wulkanów i gorących źródeł.

Najlepsze warunki do uwalniania ciepła z płynnej mag­my panują na krawędziach płyt tektonicznych, a więc w strefach młodego wulkanizmu i współ­cześnie aktywnych tektonicznie, a także w ryftach oceanicznych. W rejonach tych tworzą się charakterystyczne rozległe anomalie geotermalne. Ponad 30% strat ciepła ziemi zacho­dzi wzdłuż tych struktur tektonicznych.

Na obszarach płatformowych, gdzie ciała magmowe zalegają na znacznych głębokościach, przepływ ciepła z głębi Ziemi na powierzchnię jest mniej intensywny. Dodatkowym źródłem ciepła są tu procesy naturalnego rozpadu pierwiastków promieniotwórczych: uranu, toru i pota­su. Generują one ciepło i powodują powstawanie anomalii o charakterze lokalnym. Mogą być one szczególnie wyraźne w intruzjach granitowych w górnych warstwach skorupy. Koncentracje rzędu 5-10 ppm uranu lub 20-80 ppm toru są wystarczające do spowodowania znacznego wzrostu temperatury, szczególnie w przypadku dużych mas.

Zróżnicowanie wartości strumienia cieplnego w obrębie poszczególnych partii skorupy ziemskiej pozwala na określenie regionalnych prowincji geotermalnych. Wewnątrz określonej pro­wincji w oparciu o właściwości strukturalne, geotermalne i hydrogeologiczne wyodrębnia się jednostki mniejszego rzędu:

• okręgi,
• baseny,
• subbaseny .

Przez wody termalne rozumie się wody podziemne o temperaturze co naj­mniej 20°C. Jest to granica umowna, stosowana od lat w balneologii (nauce zajmującej się ba­daniem składu chemicznego i właściwości leczniczych wód mineralnych oraz ich stosowaniem w medycynie do kąpieli, inhalacji i kuracji pitnych) i uznana w aktualnie obowiązującą ustawą z 9 czerwca 2011 r. Prawo geologiczne i górnicze, dalej: pgg.

Zgodnie z art. 5 ust. 2 pkt 2 pgg wodą termalną  jest woda podziemna, która na wypływie z ujęcia ma temperaturę nie mniejszą niż 20°C. Parametrem charakteryzującym pole temperaturowe Ziemi jest gradient geotermiczny ozna­czający przyrost temperatury na jednostkę przyrostu głębokości. Na wartość gradientu wpływ ma przede wszystkim głębokość zalegania ciał magmowych, a także budowa geologiczna, tek­tonika, przewodnictwo cieplne skał, przemieszczanie się mediów złożowych: ropy, gazu, wody. W Europie przeciętny gradient geotermiczny wynosi 33 °Ck/m.

W oparciu o gradient geotermiczny wyróżnić można trzy oddzielne typy obszarów geoter­malnych:

1)      obszary o normalnej wartości gradientu geotermicznego zmieniającego się w zakresie od kilku do 40°C/km - Jest to wartość gradientu, którą spotkać można w skałach krysta­licznych i w obszarach platformowych;

2)      obszary semitermalne o gradientach geotermalnych do 70°C/km;

3)      obszary hipertermalne – w klasie tej zawarte są specjalne tereny skorupy ziemskiej, gdzie anomalnie wysokie temperatury występują blisko powierzchni ziemi.

Sam tylko wysoki gradient geotermiczny nie wystarcza dla istnienia użytków zasobów geotermalnych. Energia geotermalna zmagazyno­wana w skorupie ziemskiej znajduje się pierwotnie w stanie znacznego rozproszenia. Wody za­warte w porach, szczelinach, pęknięciach i uskokach umożliwiają skumulowanie energii w cen­tralnym punkcie i wyprowadzenie jej na powierzchnię. W ten sposób możliwość wykorzystania złoża geotermalnego zależy przede wszystkim od właściwości hydrogeologicznych zbiorni­ka geotermalnego. Nie wszystkie obszary geotermalne mają odpowiednie warunki hydrogeolo­giczne i stanowi to poważne ograniczenie możliwości wykorzystania niektórych wartościowych zasobów geotermalnych.

Z tej perspektywy można wyróżnić dwa rodzaje syste­mów hydrotermalnych:

1)      naturalne systemy hydrotermalne, z których energia może być wydobyta przy pomo­cy wody lub pary wodnej, zawartych w ośrodku skalnym,

2)      sztuczne systemy hydrotermalne obejmujące suche gorące skały, gdzie dla odbioru ciepła od skał woda musi być wprowadzana do ośrodka skalnego.

Naturalne systemy hydrotermalne wykorzystują wody termalne zawarte w formacjach porowatych bądź szczelinowatych, ogrzane do odpowiedniej temperatury przez dostarczanie ciepła z głębokich partii skorupy ziemskiej.

W tym miejscu warto wspomnieć o procesie powstawania gejzerów (gorących źródeł wyrzucających, w pewnych odstę­pach czasu, gorącą wodę lub parę wodną), fumaroli (wyziewy par i gazów o temperaturach od 200 °C do 800 °C), gorących źródeł oraz eksploatacyjnych ujęć pary.

Magma nagrzewa leżącą pod nią warstwę porowatą (wodonośną), która od góry przykryta jest nieprzepuszczalną warstwą skalną o słabym przewodnictwie cieplnym. Część wód powierzchniowych przenika do warstwy porowatej poprzez szczeliny i pęknięcia. Nagrzana woda może wydostawać się na powierzchnię poprzez inne szczeliny. W miarę jak gorąca woda zbliża się do powierzchni, jej ciśnienie spada i woda przekształca się w parę. W sytuacji, gdy temperatura początkowa wody i jej ciśnienie są na tyle wysokie, że cała gorąca woda przemieni się w parę, występuje para nasycona. W więk­szości rejonów świata poprzez źródła geotermiczne wydostaje się mieszanina pary i gorącej wo­dy, w której są rozpuszczone rozmaite związki chemiczne - głównie sole mineralne. Metodą wiercenia otworów można wydobywać na powierzchnię Ziemi tę parę (mieszaninę), mającą temperaturę od 100 do 300 °C.

Naturalne systemy hydrotermalne wykorzystują dwa podstawowe typy struktur geologicz­nych. Pierwszy z nich tworzą głębokie regionalne zbiorniki sedymentacyjne zawierające z regu­ły wody zmineralizowane, które są gorące tylko dzięki temu, że leżą na odpowiednio dużej głębokości. Taki typ zbiornika reprezentują np. utwory mezozoiczne na Niżu Polskim. Drugi typ stanowią systemy o dominacji szczelin, w których wody infiltrują na dużą głębokość, tam są ogrzewane, a następnie przedostają się ku górze poprzez uskoki i systemy szczelin, jak ma to miejsce np. w Niecce Podhalańskiej.

Przydatność naturalnego systemu hydrotermalnego jako źródła energii cieplnej zależy od dwóch głównych czynników:

1)      temperatury płynu oraz

2)      wydajności płynu możliwej do uzyskania ze zbiornika.

Temperatura jest w głównej mierze zdeterminowana gradientem geotermicznym struktury geologicznej oraz cyrkulacją ciepła. Wydajności są zależne od ciśnienia płynu w formacji, zdol­ności uzupełniania czerpanych zasobów oraz od łatwości przepływu przez pory i pęknięcia w skałach. Na trwałość zarówno temperatury jak i wydajności wpływa cały szereg czynników hydrostrukturalnych takich, jak: charakter krążenia wód w zbiorniku, tektonika i stopień jedno­rodności zbiornika, czy intensywność wymiany wód z innymi poziomami wodonośnymi.

Sztuczne systemy hydrotermalne charakteryzują się brakiem naturalnego medium do odebra­nia ciepła od skały i przekazania go na powierzchnię. Nie są one jeszcze tak rozwinięte jak sys­temy naturalne. Od kilkunastu lat prowadzi się badania nad metodą wykorzystania suchej gorą­cej skały (hot dry rock), polegające na sztucznym szczelinowaniu masywnego ośrodka skalnego w celu uzyskania połączenia hydraulicznego pomiędzy otworami wykonanymi w formacji nie- wodonośnej.

Możliwości wykorzystania ciepła z wód geotermalnych zależą od temperatury wydobywanej wody. Wyróżnić można dwa główne sposoby wykorzystania energii geotermalnej:

1)      wykorzystanie płynów o odpowiednio wysokiej temperaturze i ciśnieniu do wykona­nia pracy w turbinie napędzającej generator energii elektrycznej,

2)      bezpośrednie wy­korzystanie złóż nisko- i średnio-temperaturowych o tzw. niskiej entalpii[1], głównie w ciepłow­nictwie (wody o temperaturze powyżej 50°C), ale także do celów rekreacyjnych, leczniczych, balneologicznych, czy też w rolnictwie (wody o temperaturze poniżej 50°C).

W celu ujęcia wód termalnych należy na podstawie zatwierdzonej dokumentacji prac geolo­gicznych odwiercić odpowiednio głębokie otwory wiertnicze do spągu poziomu wodonośnego. Otwory powinny mieć specjalną konstrukcję zapewniającą wieloletnią i ciągłą eksploatację wód termalnych.

Wiercenie i wykonanie studni jest najtrudniejszą operacją w realizacji projektu geotermalne­go. Wiercenia są podobne do wierceń w przemyśle naftowym i gazowym, z tym że w więk­szości przypadków są trudniejsze z powodu natury penetrowanych skał, wyższych wartości temperatury i korozyjnych właściwości wód termalnych.

Otwory geotermalne wykonuje się metodą obrotową z wykorzystaniem płuczki wiertniczej. Szczególne znaczenie przy prowadzeniu prac wiertniczych ma odpowiednie przewiercenie war­stwy wodonośnej oraz sposób jej ujęcia. Prawidłowość przeprowadzenia tych operacji decyduje w znacznym stopniu o wydajności i trwałości otworu. Sposób ujęcia warstwy wodonośnej uza­leżniony jest od rodzaju skał zbiornikowych. W skałach litych mogą być stosowane konstrukcje bezfiltrowe, natomiast w skałach słabozwięzłych w otworze zabudowuje się filtr. Proces filtro­wania połączony jest na ogół z wprowadzeniem do otworu obsypki żwirowej stanowiącej dodat­kową warstwę filtracyjną i utrudniającą przedostawanie się do otworu drobnych części skalnych.

Główne problemy, jakie pojawiają się przy konstrukcji głębokich ujęć wód geotermalnych i ich eksploatacji to:

• trudności uzyskania głębokich poziomów przy zastosowaniu filtra z obsypką żwirową jako elementu stałego, mającego bez renowacji działać minimum 25 lat,
• przy dużej mineralizacji wód (od 30-100 g/dm³) konieczność zastosowania rur okładzinowych, głowicy eksploatacyjnej i pomp wykonanych z materiałów odpornych na ko­rozję,
• konieczność zastosowania rur o dużej średnicy umożliwiającej zapuszczenie pompy głębinowej,
• w przypadku braku samowypływu konieczność zastosowania pompy głębinowej, od­pornej na korozję i temperaturę, o wydajności około 200 m³/h i depresji do 150 m,
• trudności wtłaczania dużych ilości wód zrzutowych w poziom wodonośny. 

Bezpośrednie wykorzystanie wód geotermalnych o niskich i średnich temperaturach od wartości kilkudziesięciu do ponad 100 °C obejmuje bardzo szeroki zakres zastosowań praktycznych, od wykorzystania w ciepłownictwie po wykorzystanie w przemyśle, rolnictwie, ogrodnictwie, ho­dowli ryb, balneologii i rekreacji.

Optymalne warunki geologiczne dla bezpośredniego wykorzy­stania wód geotermalnych to:

• korzystny gradient geotermiczny,
• płytkie zaleganie poziomów wód gorących,
• wysoka wydajność złóż,
• duże zasoby i samowypływy wód termalnych,
• wysoka przepuszczalność i porowatość skał,
• niska zawartość soli w wodzie,
• korzystne właściwości chłonne skał porowatych lub szczelinowatych do zatłaczania wody na powrocie.

Dla ogrzewania pomieszczeń (budynków) potrzebna jest temperatura w zakresie 50-100°C, w niektórych przypadkach wykorzystywana jest temperatura 40°C. Pompy ciepła wykorzystują­ce ciepło gruntów pozwalają rozszerzyć skalę zastosowań nawet do 4°C. Chłodzenie i procesy przemysłowe wymagają najczęściej wartości temperatur przewyższających 100°C.

Bezpośrednie wykorzystanie wód geotermalnych było realizowane początkowo na małą ska­lę przez indywidualnych użytkowników. Współczesne rozwiązania obejmują także projekty na wielką skalę takie, jak:

• komunalne systemy ciepłownicze (Islandia, Francja, Polska),
• duże kompleksy szklarni (Węgry, Rosja),
• zastosowania przemysłowe (Nowa Zelandia, Stany Zjednoczone).

Stosowane obecnie wymienniki ciepła są znacznie bardziej efektywne i lepiej do­stosowane do projektów geotermalnych, pozwalają wykorzystać wodę o niższej temperaturze oraz płyny o wysokim stopniu mineralizacji. Pompy ciepła wykorzystujące ciecze o niskich wartościach temperatury pozwoliły na rozwój geotermii w krajach takich jak Francja, Szwajcaria czy Szwecja, nie posiadających tradycji korzystania z tej energii.

Energia geotermalna w sposób bezpośredni wykorzystywana jest w 61 krajach. Naj­większy udział w zastosowaniach bezpośrednich ma ciepłownictwo - 37%, z czego 3/4 zużywa­ne jest w scentralizowanych systemach ogrzewania. W poszczególnych krajach udział ten kształ­tuje się bardzo różnie, np. w Islandii aż 75% użytecznej energii geotermalnej jest wykorzysty­wane do ogrzewania. Warto nadmienić, że w energetyce Islandii źródła geotermalne odgry­wają kluczową rolę. W tym kraju ponad 85% populacji korzysta w swoich domach z ciepła po­chodzenia geotermalnego dostarczanego przez 27 komunalnych przedsiębiorstw ciepłowni­czych, a 44% całkowitego bilansu energetycznego kraju jest pokrywane energią elektryczną i cieplną z zasobów geotermalnych. Po ciepłownictwie najbardziej popularne zastosowanie bezpośrednie energii geotermalnej ma balneologia i rekreacja - 22%, następnie pompy ciepła 14%, szklarnie 12%, hodowle ryb 7%, przemysł 7%.

Obecnie moc zainstalowana instalacji do bezpośredniego wykorzystania energii geotermalnej w Europie wynosi ponad 25.000 MWt.

Tabela 1 przedstawia bezpośrednie wykorzystanie energii geotermalnej w poszczególnych krajach Europy w 2016 r.

Tabl. 1. Bezpośrednie zastosowania energii geotermalnej w Europie w 2016 r.

Energia geotermalna wykorzystywana była do kąpieli, mycia i gotowania już w prehistorii. Istnieją liczne dowody na stosowaniu w przeszło­ści gorącej wody ze źródeł geotermalnych przez Etrusków, Rzymian, Greków, Indian, Chińczyków, Meksykanów i Japończyków. Od VIII wieku w Japonii wykorzystywano wody termalne do oczyszczania ciała, które jest wstępnym etapem do oczyszczania ducha, a nad wieloma gorącymi źródłami powstały świątynie poświęcone Buddzie Lekarzowi. Rzymianie wykorzystywali źródła termalne dla celów re­kreacyjnych. Upowszechniając swoją wiedzę na temat korzystnych oddziaływań wód termal­nych budowali łaźnie nie tylko na całym obszarze śródziemnomorskim, ale aż w najdalszych prowincjach imperium, np. w Anglii. Rzymski poeta Lukrecjusz, który żył kilka dekad przed Chrystusem, w Księdze IV (werset 747-748) swojego poematu De Rerum Natura („O naturze rze­czy”) nie tylko wymienia wśród zjawisk naturalnych źródła termalne wokół Wezuwiusza, ale próbuje również naukowo wytłumaczyć naturę tych zjawisk.

W średniowieczu Arabowie i Tur­cy rozwinęli i upowszechnili tradycyjne wykorzystywanie łaźni termalnych, później znanych ja­ko łaźnie tureckie, których wspaniała atmosfera jest uchwycona przez francuskiego malarza Ingresa na obrazie Łaźnia turecka (1863 r., Luwr). Na bazie tych wieloletnich tradycji rozwinęła się współczesna balneologia.

Obecnie w Europie Zachodniej wykorzystanie wód termalnych dla celów kąpieli rekreacyjno - balneologicznych jest bardzo powszechne. Podobnie jest w Polsce, gdzie się wody termalne wykorzystywane są w kilkudziesięciu uzdrowiskach. Jedno z najstarszych uzdrowisk w kraju – Cieplice-Zdrój, obecnie stanowiące część Jeleniej Góry, może się pochwalić najnowszym ośrodkiem rekreacyjno-geotermalnym w kraju. Bardzo popularne i chętnie odwiedzane są termy w Bukowinie tatrzańskiej, które są największym tego typu kompleksem w Polsce. Basen termalny w Solcu-Zdroju wyróżnia się na tle innych solanką termalną o bardzo wysokim stężeniu związków siarki, pochodzącą ze źródła „Malina”. Jednym z największych basenów termalnych w Polsce jest Terma Bania w Białce Tatrzańskiej. Pięknym basenem termalnym, również bardzo chętnie odwiedzanym, poszczycić się może Lądek-Zdrój. Dodatkowo można tam korzystać z pijalni wód mineralnych.

Już starożytni Rzymianie i Chińczycy budowali prymitywne rurociągi do dostarczania wody i pary do łaźni. Było to swego rodzaju wprowadzenie metalowych rur i grzejników, które spowodo­wało wykorzystanie energii geotermalnej do ogrzewania pomieszczeń. Najwcześniej, bo już w XIV wieku, zastosowano ogrzewanie pomieszczeń mieszkalnych wodami geotermalnymi we Francji. Natomiast w Islandii, gdzie gorące źródła są szeroko dostępne, a średnia roczna tempe­ratura wynosi ok. 4°C, geotermalne ogrzewanie pomieszczeń po raz pierwszy zastosowano w budynku mieszkalnym w 1909 roku.

Współcześnie rozwój ogrzewania geotermalnego rozpoczął się w latach dwudziestych w Is­landii. W 1926 r. rozpoczęto tam budowę dużego, scentralizowanego systemu ogrzewania geo­termalnego, wykonano setki odwiertów o głębokościach od 300 do 2000 m, uzyskując nośnik ciepła o temperaturze od 87 do 114 °C. W latach dziewięćdziesiątych w stolicy Islandii większość budynków była zasilana w energię cieplną dostarczaną do centralnego systemu z gorących źródeł położonych 15 km od Reykjaviku, a koszty ogrzewania tą metodą były dwa razy niższe niż dla metod konwencjonalnych.

Istotną składową instalacji geotermalnych jest system podziemnych i naziemnych kanałów - rur wraz z ich termoizolacyjnymi i zabezpieczającymi otulinami, przez które przepływa nośnik ciepła pochodzący z warstw skalnych i odprowadzany do warstw wodonośnych. Obieg czynni­ka roboczego może odbywać się w sposób naturalny, gdy wypływ jest samoistny, a przy pomo­cy pomp wtłacza się z powierzchni do złoża wykorzystaną wodę, lub też obieg jest wymuszany przy użyciu pomp zatapianych. Nośnik ciepła jest przekazywany do odbiorcy, może też przepły­wać w zamkniętym obiegu oddając ciepło za pomocą wymiennika. Ponadto w systemie zazwy­czaj znajdują się urządzenia do oczyszczania wody, pompy ciepła, a także urządzenia magazy­nujące.

W geotermalnych systemach ciepłowniczych energia geotermalna jest podstawowym źró­dłem ciepła, ale w praktyce najczęściej realizowane są systemy hybrydowe, które zawierają rów­nież układ wykorzystujący konwencjonalne paliwa kopalne i/lub szczytową pompę ciepła. Geotermalne systemy ciepłownicze pracują w co najmniej 12 państwach, m. in. w Islandii, Francji, Polsce, Węgrzech, Turcji, Japonii i Stanach Zjednoczonych. System Warm Spring Avenue w Idaho, pochodzący z 1892 r. i początkowo ogrzewający ponad 400 domów, jest najwcze­śniejszym systemem w Stanach Zjednoczonych. Niewątpliwie najbardziej znanym jest wspo­mniany system ogrzewania Reykjaviku, stolicy Islandii. System ten dostarcza ciepło dla ponad 145 000 mieszkańców. Zainstalowana moc 640 MW pozwala na pokrycie potrzeb cieplnych przy temperaturze do -10°C. W okresach mroźnych zwiększone obciążenie pokrywane jest do­datkowo z olbrzymich zbiorników magazynujących i opalanej olejem kotłowni. We Francji uję­cia geotermalne zlokalizowane w basenach osadowych dostarczają ciepło dla ponad 500 000 mieszkańców. Ujęcia te dają od 40 do 100 1/s wody o temperaturze od 60 do 100°C z głęboko­ści od 1500 do 2000 m. Ich liczba przekracza 40. W Basenie Paryskim system dwuotworowy (dublet eksploatacyjno-chłonny) dostarcza wodę o temperaturze 70 °C, a obciążenie szczytowe pokrywane jest przez pompy ciepła i konwencjonalne kotłownie. Na podobnej zasadzie działa system ogrzewania osiedli istniejący w Szwecji. Zainstalowana w nim pompa ciepła pobiera energię z wody czerpanej z dwu studni głębinowych o głębokościach ponad 600 m. Woda ta, o temperaturze 21-23 °C, po przejściu przez pompę ciepła obniża swą temperaturę do 6 °C, od­dane zaś przez nią ciepło pozwala uzyskać temperaturę 80 °C w sieci cieplnej. W zimie koniecz­ne jest uzupełnianie ciepła dostarczanego do sieci przez kocioł wspomagający, opalany ropą.

System klimatyzacji wykorzystujący energię geotermalną zrealizowano po raz pierwszy w hotelu w Rotorua w Nowej Zelandii w późnych latach sześćdziesiątych. Najpopularniejsze ciepłownie wykorzystujące wody termalne w Polsce znajdują się w Pyrzycach, na Podha­lu (Bańska Niżna), w Mszczonowie i Uniejowie.

Energia ze źródeł geotermalnych może być wykorzystywana do ogrzewania obiektów szklarnio­wych i uprawy roślin. Optymalna temperatura wody przeznaczonej do podlewania zawiera się w przedziale 17-25 °C, podczas gdy woda studzienna ma temperaturę 7-10 °C. Podlewanie wo­dą podgrzaną wpływa korzystnie na tempo rozwoju i plonowanie uprawianych roślin. W stanie Oregon w USA oraz w Turcji koło Izmiru wody termalne stosowane są do nawadniania pól, w wyniku czego następuje wzrost temperatury gruntu i w efekcie powiększenie o ok. 50% zbio­rów takich roślin jak soja, pomidory i kukurydza.

Do ogrzewania szklarni wody geotermalne wykorzystano po raz pierwszy w Islandii w la­tach dwudziestych. Obecnie na całym świecie tysiące hektarów pod szkłem jest ogrzewanych wodami geotermalnymi. W takich państwach jak Węgry, Rosja, Nowa Zelandia, Japonia, Islan­dia, Chiny i USA szereg warzyw jest uprawianych w szklarniach ogrzewanych w ten sposób. Wykorzystanie wód termalnych do upraw szklarniowych takich roślin jak ogórki, pomidory, kwiaty, kaktusy, sadzonki drzew, pozwala zmniejszyć koszty eksploatacyjne (które stanowią do 35% ceny produktu) i prowadzić je w chłodniejszym klimacie, gdzie konwencjonalne szklarnie nie byłyby opłacalne.

Wykorzystanie energii wód termalnych w rybnych stawach hodowlanych jest z powodze­niem stosowane w Japonii, Chinach, USA i we Włoszech. Optymalna temperatura wody dla wzrostu ryb w zbiornikach hodowlanych wynosi 20 - 28 °C. Podgrzewanie wody powoduje szybszy przyrost masy ryb i skrócenie cyklu hodowlanego. Wykorzystanie wód geotermalnych pozwala lepiej kontrolować temperaturę stawu, co w hodowli np. węgorza, suma, krewetek czy też ryb tropikalnych powoduje szybsze przyrosty masy niż tradycyjne ogrzewanie energią sło­neczną. W Polsce wody termalne stosuje się w hodowli ryb ciepłolubnych oraz w produkcji wa­rzyw w systemie kaskadowym wdrożonym przez Laboratorium Geotermalne IGSMiE PAN w Bańskiej Niżnej.

Wydobycie minerałów z wód geotermalnych jest notowane od czasów Etrusków, co potwierdzają liczne odkrycia archeologiczne, w szczególności piękna ceramika, której farby i pokrycie zawierają ślady soli boru pochodzących z gorących wód borowych tej części Italii. We Włoszech również została rozpoczęta produkcja kwasu bornego (na skalę przemysłową od roku 1818) we wzmiankowanych już zakładach w Larderello na bazie soli bornych pozyskanych z wód geoter­malnych regionu. W Islandii w XVIII wieku wody geotermalne były wykorzystywane do pozy­skiwania soli z wody morskiej, a w Nowej Zelandii od wczesnych lat pięćdziesiątych XX wie­ku zakłady papiernicze zużywały do przetwarzania drewna ponad 200 t/h pary geotermalnej.

W Chinach woda geotermalna ze względu na swoje właściwości chemiczne była wykorzystywa­na na wielką skalę w procesie barwienia dywanów.

Przykładem bezpośredniego wykorzystania energii geotermalnej w przemyśle są Włochy, w których energia geotermalna jest wykorzystywana w wielu procesach, m. in. do przetwórstwa rolno-spożywczego. Innym przykładem jest Kawerau (Nowa Zelandia), gdzie wody termalne wykorzystuje się do produkcji pulpy i papieru.

Produkcja energii elektrycznej z zasobów geotermalnych rozpoczęła się na początku tego stule­cia we Włoszech. Prekursorem w tej dziedzinie był książę Piero Ginori Conti, który w 1904 ro­ku w Larderello zbudował pierwszą na świecie elektrownię geotermalną. W latach dwudziestych w Kalifomi w Stanach Zjednoczonych uruchomiono elektrownię Geysers, którą stale rozbudo­wywano, a jej moc osiąga obecnie około 1000 MW.

W Europie działa obecnie kilkadziesiąt elektrowni geotermalnych, z czego większość w krajach należących do Unii Europejskiej. Łączna moc zainstalowana wynosi w nich ok. 1,6 GWe (w krajach UE jest to ok. 0,9 GWe), co przekłada się na produkcję energii na poziomie ok. 10,9 TWh/rok. Zdecydowanym liderem są Włochy, z 50-procentowym udziałem w strukturze produkcji energii elektrycznej w Europie. Jest to zasługa warunków geologicznych panujących na obszarze kraju, które determinują możliwość wykorzystania wód i par geotermalnych do produkcji prądu elektrycznego.

Najbardziej dynamicznie rozwijającymi się regionami są Islandia i Turcja, niewiele ustępują im Portugalia, Hiszpania i Francja. Ostatni z wymienionych krajów to także pionier we wdrażaniu idei wykorzystania ciepła suchych gorących skał w ramach projektu Enhanced Geothermal System (EGS). Nie jest to bynajmniej jedyny kraj europejski, który inwestuje w wykorzystanie tego typu energii geotermalnej. Należy tu wymienić także Chorwację, Niemcy, Węgry, Irlandię, Wielką Brytanię, Słowację, Słowenię i Hiszpanię.

Efektywność generowania energii elektrycznej w siłowni zasilanej parą geotermalną waha się w granicach 7-17% i jest od 1,5 do 3 razy mniejsza od efektywności elektrowni jądrowych czy też elektrowni zasilanych paliwami kopalnymi. Związane jest to m. in. z niższą temperaturą pa­ry, która na ogół nie przekracza 250°C. Co więcej para geotermalna ma inny skład chemiczny niż czysta para wodna, na ogół zawiera nieskroplone gazy (C0₂, H₂S, NH₃, CH₄, N₂ i H₂). Ga­zy te występują w parze w różnych ilościach (1-30 g/kg płynu) i zmniejszają efektywność gene­rowania energii elektrycznej.

W zależności od rodzaju zasobów różny jest stopień trudności technicznych związanych z wykorzystaniem energii geotermalnej do produkcji energii elektrycznej. Najprostszym i naj­tańszym sposobem generowania energii elektrycznej jest system, w którym para ze źródła geo­termalnego jest kierowana bezpośrednio na łopatki turbiny, a następnie kierowana jest do atmos­fery. Takie systemy zużywają około 15-25 kg pary na wyprodukowanie 1 kWh.

Gdy para zawiera znaczne ilości nieskroplonych gazów, na wyjściu z turbiny muszą być za­instalowane skraplacze. Instalacja ze skraplaczami na wyjściu z turbiny i klasycznymi wieżami chłodzącymi charakteryzuje się znacznie mniejszym zużyciem pary, gdyż na wyprodukowanie 1 kWh potrzeba od 6 do 10 kg pary. Para może być też wykorzystana poprzez wymienniki cie­pła, gdzie oddaje energię cieplną czynnikowi roboczemu (np. freonowi, izobutanowi), który kie­rowany jest na łopatki turbin.

W elektrowniach wytwarzających energię elektryczną z nasyconej lub przegrzanej pary wodnej, para jest przesyłana rurami bezpośrednio z odwiertów do turbiny parowej. Jest to obecnie dobrze opracowana i komercyjnie dostępna technologia. Moc turbin wynosi od 20 do 120 MW. Dodatkowe problemy techniczne pojawiają się przy parze mokrej, gdyż zawartość wilgoci i różnych związków mineralnych powoduje korozję łopatek turbiny, powstawanie kamienia ko­tłowego itp. Od takiej pary oddziela się wodę za pomocą separatora pary i doprowadza do turbi­ny, a następnie, po ewentualnym wydzieleniu znajdujących się w wodzie minerałów, tłoczy się z powrotem do złoża.

Obszary geotermalne z dominacją pary wodnej występują na świecie najrzadziej. Para z tych obszarów ma najwyższą entalpię (zawartość energii), na ogół bliską wartości 2800 kJ/kg. Obszary takie zostały odkryte w Indonezji, Japonii, USA i we Włoszech. Nieomal połowa ener­gii elektrycznej wytwarzanej z energii geotermalnej pochodzi z tych obszarów. Obszary z domi­nacją wody są najbardziej rozpowszechnione na świecie.

Do wytwarzania energii z wód termalnych o temperaturze poniżej 100°C wykorzystywane są systemy z binarnym cyklem Rankine’a. Płyn roboczy o niskiej temperaturze wrzenia (freon, izobutan, amoniak itp.) jest odparowywany przez płyn geotermalny w wytwornicy pary. Para rozszerza się i przechodzi przez turbinę parową, która napędza generator energii elektrycznej. Wy­chodząca para skrapla się w skraplaczu chłodzonym wodą lub w chłodnicy powietrznej. Spraw­ność tych urządzeń jest bardzo niska - wynosi od 2,8 do 5,5%. Typowa moc wynosi 1-3 MWe. Technologia binarna okazała się ekonomicznie najbardziej opłacalna dla produkcji energii elektrycznej na bazie nisko i średniotemperaturowych wód termalnych.

Niezawodność elektrowni geotermalnych jest bardzo wysoka, a roczne wykorzystanie wy­nosi zazwyczaj ok. 90%. Jeżeli chodzi o strukturę kosztów wytwarzania energii elektrycznej z zasobów geotermalnych to ok. 50% całkowitych kosztów związanych jest z identyfikacją i pozyskaniem nośnika energii, a przede wszystkim z odwiertami dla ujęć eksploatacyjnych i chłon­nych, 40% stanowią koszty urządzeń technicznych elektrowni i rurociągów, a 10% inne zadania.

Badania możliwości wykorzystania zasobów hydrotermalnych pod anomalnie wysokim ciśnieniem znajdują się na razie na wstępnym etapie i mają doprowadzić do lepszego poznania natu­ry tych zasobów - ilości, wydajności, sprawności przemiany itd. W USA w dwóch stanach - Louisiana i Texas - wykonano szereg odwiertów służących tym badaniom. Na tej podstawie stwier­dzono, że ilość wód termalnych pod wysokim ciśnieniem jest bardzo duża. Towarzyszące im du­że ilości metanu mogą być łatwo i efektywnie oddzielone w separatorach grawitacyjnych. Uwa­ża się, że pozyskiwaniem tych zasobów mogłyby się skutecznie zająć przedsiębiorstwa wydoby­wające ropę naftową, gdyż stosowane przez nie technologie dają się łatwo adaptować do tego celu. Stwierdzono również, że ponieważ wydobywana solanka jest mało agresywna, to może być odprowadzana po wykorzystaniu do warstw wodonośnych, znajdujących się na stosunkowo nie­wielkich głębokościach.

Głównym problemem technicznym jest występujący w złożu węglan wapnia, który może znacznie ograniczać przepływy w przewodach. Prowadzone są badania nad metodami ograni­czania jego szkodliwego oddziaływania. Innym problemem, na który należy zwrócić uwagę, jest niezbyt wysoka temperatura omawianych zasobów termalnych - rzadko przewyższa ona 100 °C. Jednakże możliwość jednoczesnego pozyskiwania metanu jako surowca energetycznego powo­duje, iż można oczekiwać, że tego typu siłownie hybrydowe, wykorzystujące dwa różne nośni­ki energii, mogą stać się konkurencyjne w stosunku do innych rozwiązań.

Według badań geologów, suche gorące skały mogą stanowić grupę zasobów geotermalnych o największym potencjale. Dla przykładu, w Stanach Zjednoczonych szacuje się, że zasoby ener­gii suchych gorących skał o temperaturze powyżej 150 °C, są trzykrotnie wyższe od zasobów węgla, ale ich eksploatacja stwarza szereg trudności technicznych.

Obecnie wykorzystuje się je wyłącznie eksperymentalnie, ale ocenia się je jako bardzo perspektywiczne ze względu na ta­kie cechy, jak:

• powszechność występowania w całej skorupie ziemskiej, a więc praktycznie nieograniczoność i możliwość czerpania z nich energii w dowolnym miejscu, pod warunkiem, że tempo odprowadzania ciepła nie przewyższy tempa jego powrotu;
• usytuowanie zasobów ciepła w pobliżu użytkownika;
• możliwość uzyskania szerokiego zakresu temperatury (30-200 °C), zależnie od głębo­kości wierceń, co pozwala na lepsze dostosowanie do potrzeb użytkowników.

Wieloletni program badawczy dotyczący wykorzystania ciepła suchych gorących skał został uruchomiony w Stanach Zjednoczonych w 1972 r. w słynnym laboratorium w Los Alamos w sta­nie Nowy Meksyk (LANL - Los Alamos National Laboratory) przy współudziale specjalistów z innych państw (m. in. Japonia, Niemcy). W celu zwiększenia powierzchni wymiany ciepła między tłoczoną z powierzchni wodą a gorącymi skałami, kruszy się gorące skały za pomocą wybuchów albo metodą hydrauliczną - przez tłoczenie pod ciśnieniem zimnej wody w gorące warstwy skalne. Wykonanie drugiego otworu w pobliżu pierwszego odwiertu umożliwia stwo­rzenie obiegu gorącej wody.

Pierwsza tego typu instalacja została uruchomiona w Fenton Hill (Nowy Meksyk, USA) w 1977 r. W prawie litej warstwie skalnej granitowej o temperaturze 185 °C utworzono na głębokości 2750 m wymiennik ciepła wtłaczając pod ciśnieniem 12,5 MPa oko­ło 20 tysięcy m³ zimnej wody poprzez wykonany odwiert. Spowodowało to popękanie utworów skalnych na obszarze ok. 8000 m². Powstał w ten sposób sztucznie utworzony podziemny zbior­nik. Drugi otwór, wywiercony w pobliżu, sięgający 2673 m, stał się otworem eksploatacyjnym. Uzyskiwano z niego na powierzchni wodę o temperaturze 160-180 °C. Ubytek nośnika ciepła z zamkniętego obiegu w otaczające podziemny zbiornik warstwy skalne wynosił około 1%.

W roku 1985 podobne odwierty zostały wykonane w Rosemanowes w Komwalii (Anglia) na głębokości około 2000 m. Tu straty wody były wyższe niż w Fenton Hill i w latach 1985 - 1988 sięgały 20 - 30%, a po udoskonaleniu instalacji zmalały do wielkości poniżej 10%. Obec­nie prace badawcze nad tą technologią prowadzone są w USA, Europie i Japonii. W 1994 roku został rozpoczęty w Europie program badawczy finansowany przez Unię Europejską, a realizo­wany przez zespoły naukowców z Francji, Wielkiej Brytanii i Niemiec. Wiercenia badawcze roz­poczęto w Bad Urach (Niemcy), Soultz-sous-Forets w Alzacji (Francja) i są kontynuowane w Rosemanowes (Anglia).

(II) Systemy wykorzystujące ciepło magmy

Potencjalne zasoby energii cieplnej zmagazynowane w magmie są ogromne. W Stanach Zjedno­czonych realizowany jest program, którego celem jest określenie możliwości lokalizacji ogniska magmowego, dotarcia do niego i wykorzystania energii tam zmagazynowanej.

Jednym ze stawianych zadań w tym programie jest produkcja energii elektrycznej z tego źró­dła na początku obecnego stulecia. W tym celu potrzebny jest istotny postęp w co najmniej czte­rech dziedzinach:

1)      zlokalizowanie magmy na tyle dokładnie, żeby można było dotrzeć wierce­niem;

2)      opracowanie techniki wiercenia dla tak wysokich wartości temperatury;

3)      dobranie materia­łów adekwatnych do środowiska magmowego;

4)      opracowanie efektywnej technologii wykorzysta­nia energii.

Dotychczasowe rozpoznanie warunków geologicznych występowania wód termalnych w Polsce pozwala pozytywnie ocenić ich zasoby oraz potencjał energetyczny. Posiadamy bogate za­soby wód geotermalnych o niskiej i średniej entalpii. Na obszarze Polski znajduje się ok. 6600 km³ wód geotermalnych o temperaturze od 25 do 150°C. Zasoby te są dość równomiernie roz­mieszczone na znacznej części obszaru Polski w wydzielonych basenach i subbasenach geoter­malnych zaliczanych do określonych prowincji i okręgów geotermalnych. Z danych hydrogeologicznych wynika, że ponad 90% zasobów wód wgłębnych znajduje się na obszarze Ni­żu Polskiego.

Poszczególne subbaseny geotermalne są charakteryzowane przez następujące wielkości:

• potencjalne zasoby wody geotermalnej,
• potencjalne zasoby energii zawartej w wodzie geotermalnej,
• mineralizacja wody w złożu,
• przeciętna temperatura na wypływie,
• średnia miąższość skał wodonośnych,
• głębokość stropu zbiornika wodonośnego,
• średnia głębokość stropu w danym subbasenie.

Porównanie potencjału energetycznego poszczególnych obszarów geotermalnych (subbasenów) pozwala dokonać wstępnego wyboru lokalizacji instalacji geotermalnych. Najkorzystniej­sze warunki występują w Niecce Podhalańskiej, gdzie stwierdzono dotychczas, metodami geo­fizycznymi, 19 zbiorników zawierających około 30 mld m³ wody ciepłej, równoważnej 146 min ton ropy naftowej. W rezultacie wieloletnich prac wiertniczych Państwowy Instytut Geologicz­ny odkrył i częściowo udokumentował wody geotermalne w Sudetach, w basenie Podhala oraz kilka wyraźnych obszarów wód termalnych w poszczególnych regionach Niżu Polskiego, w tym najwartościowszy w rejonie Uniejowa.

Wody termalne Niżu Polskiego związane są z głęboko zalegającymi utworami mezozoiku. Do najbardziej wydajnych poziomów wodonośnych należą piaskowce jury dolnej i kredy dol­nej. W utworach jury dolnej udokumentowano kilka obszarów występowania wód termalnych, które ze względu na niezbyt wysoką temperaturę nie nadają się do celów grzewczych. Do najważniejszych z nich należy strefa Środka Wlkp. - Poznań - Gorzów o temperaturze od 30 do 42°C, południowa część województwa warszawskiego do 38°C oraz wody termalne o tempera­turze 37- 44°C związane z lokalnymi strukturami Ciechocinka i Grudziądza. Największe prak­tyczne znaczenie mają gorące wody niecki łódzkiej związane z utworami kredy dolnej zalegają­cymi na głębokości 1850 - 2100 m. W pierwszych otworach położonych koło miejscowości Dą­bie uzyskano samowypływ 80 m³/h gorącej wody o temperaturze 60°C.

Najkorzystniejszą strefą hydrogeotermalną Polski południowej jest Niecka Podhalańska. W środkowym eocenie występują tu wody o wysokim ciśnieniu artezyjskim umożliwiającym samoczynne ich rozprowadzanie po prawie całym Podhalu. Charakteryzują się niewielką minera­lizacją (0,3-3,0 g/dm³), wydajnością około 60 m³/h i temperaturą na wypływie 70 - 85°C. Po­tencjalną ilość energii cieplnej możliwej do odebrania z wód termalnych niecki podhalańskiej sumarycznie oceniono na równoważną energii około 515 min tpu (ton paliwa umownego).

Występowanie wód geotermalnych stwierdzono w kilkunastu otworach wiertniczych na obszarze Karpat i ich Przedgórza, między innymi w Rabce, Soli, Porębie Wielkiej i w Iwoniczu. Nie są one dotychczas wykorzystywane. Maksymalną temperaturę wody na wypływie stwierdzono w Soli - wynosiła ona 35°C. Potencjalne zasoby wód termalnych Karpat zewnętrznych oszacowano na równoważne energii około 200 min tpu. Potencjalne zasoby energii cieplnej wód termalnych Przedgórza Karpackiego szacuje się na równoważne około 1 mld tpu.

Występowanie wód termalnych stwierdzono w Sudetach w rejonie Lądka i Cieplic. Temperatura wody na wypływie dochodzi do 60°C. Wody te są związane ze szczelinami skał magnowych. Są one obecnie wykorzystywane jedynie w lecznictwie balneologicznym. Jednakże wy­korzystanie ich do innych celów jest również możliwe, jeśli weźmie się pod uwagę udokumen­towaną wielkość zasobów, niskie zasolenie oraz wysoką temperaturę wód w okolicach Cieplic.

Najkorzystniejsze warunki dla występowania wód termalnych istnieją na obszarze Niżu Polskiego. Wydzielono tu szereg basenów i subbasenów geotermalnych zgrupowanych w okręgi geotermalne:

1)      Okręg przedsudecko-północnoświętokrzyski zajmuje powierzchnię około 39 tys. km². Znajdują się tu wody geotermalne o temperaturze od 30 do 120°C. Zasoby energii cieplnej sza­cuje się na 995 min tpu. Wody charakteryzują się niekorzystnie wysoką mineralizacją;

2)      Okręg szczecińsko-łódzki o powierzchni około 67 tys. km² zawiera wody geotermalne o temperaturze od 24 do 150°C. Najkorzystniejsze warunki temperaturowe wód w tym okrę­gu występują w nieckach wzdłuż północno wschodniej granicy w części mogileńsko-łódzkiej;

3)      Okręg grudziądzko-warszawski zajmuje obszar o powierzchni około 70 tys. km² i zawiera wody geotermalne o temperaturze od 25 do 135°C. Najwyższe temperatury zanotowano w synklinorium warszawskim oraz na wyniesieniu warszawskim i kutnowskim.

4)      Okręg pomorski o powierzchni 12 tys. km² zawiera wody o wysokiej minerali­zacji. Łączne zasoby cieplne w tych subbasenach wynoszą 162 min tpu. W spągu pokrywy permsko-mezozoiczno-kenozoicznej występują temperatury od 50 do 120°C;

5)      Okręg przybałtycki o powierzchni około 15 tys. km2 i zawiera wody geoter­malne głównie w piaskowcach kambru. Temperatura ich waha się od 30 do 120°C. Sumaryczne zasoby ciepła możliwe do pozyskania są stosunkowo niewielkie; wynoszą około 241 min tpu;

6)      Okręg podlaski o powierzchni ok. 7 tys. km² zawiera wody w piaskowcach kambru o tem­peraturze od 30 do 70°C i potencjalnych zasobach energii cieplnej ok. 113 min tpu;

7)      Okręg lubelski o powierzchni około 12 tys km², zawiera wody geotermalne w utworach kar- bonu i dewonu. Zasobność tych wód jest mała, wynosi ok. 193 min tpu.

Rys. 3. Okręgi geotermalne Polski

Tabl. 2. Potencjalne zasoby energii geotermalnej w Polsce

Wody geotermalne na obszarze Polski znane były od X wieku i wykorzystywane głównie do ce­lów leczniczych. W okresie międzywojennym powstały w Polsce baseny termalne w Jaszczurówce i Ciecho­cinku. W Ciechocinku solanki, poprzez oryginalny system tężni i warzelni, wykorzystywane by­ły i są do produkcji soli jadalnej oraz ługu i szlamu solnego, stosowanych jako środek leczniczy. W Sudetach wody termalne znane są od XIII w. w Lądku Zdroju i Cieplicach, gdzie stosuje się je w miejscowych uzdrowiskach dla celów leczniczych. Ostatnio odwiercono tu gorące wody o temperaturze 63°C i 45°C.

Dzięki badaniom prowadzonym przez Państwowy Instytut Geologiczny odkryto w 1963 r. gorące wody na Podhalu. I tak wody z otworu Zakopane IG-1 są wykorzystywane do kąpieli re­kreacyjnych w basenie na Antałówce. Występowania gorących wód podziemnych w innych ob­szarach Podhala zostało także potwierdzone kilkoma głębokimi odwiertami. Wypływająca z otworów woda ma temperaturę rzędu 72 - 85 °C.

Obszar Centralnej Polski w odróżnieniu od innych regionów kraju nie ma dotąd uzdrowisk ani też kąpielisk termalnych, służących wypoczynkowi. Jest to związane z budową geologiczną Niżu Polskiego: wody mineralne i termalne występują tu nie na powierzchni w postaci źródeł, lecz na znacznych głębokościach na ogół od 1 - 3 km. Toteż odkryto je i zbadano wówczas, gdy w kraju rozpoczęto intensywne badania geologiczne przy pomocy głębokich wierceń.

Badania nad możliwością wykorzystania wód termalnych do celów grzewczych podjęto w drugiej połowie lat siedemdziesiątych. Największe zakłady geo­termalne w Polsce znajdują się w Zakopanem, Pyrzycach, Uniejowie, Mszczonowie, Stargardzie Szczecińskim, Czarnkowie, Kole i Pod­dębicach.

Przy planowaniu budowy zakładów geotermalnych należy brać pod uwagę szereg problemów związanych z ich wpływem na środowisko i to na wszystkich etapach: od wydobycia nośnika, poprzez realizację inwestycji, do eksploatacji instalacji. Problemy te mogą być podzielone na dwie zasadnicze grupy zagadnień:

1)      jedna dotyczy jakości wody i zagospodarowania lub odprowadzenia związków chemicznych zawartych w roztworach wydobywających się z otworów,

2)      druga dotyczy gazów uwalnianych do atmosfery, które pierwotnie były rozpuszczone w gorącej wo­dzie.

Pozyskiwanie nośnika energetycznego z głębi Ziemi bywa czasem większe, niż jego napływ w rezultacie procesów naturalnych, w związku z tym spada ciśnienie i temperatura w złożu. Chcąc temu zapobiec tłoczy się wodę do złoża przez otwory wiertnicze. Jednak może to, oprócz znacznego zwiększenia kosztów eksploatacyjnych, rodzić ryzyko miniwstrząsów sejsmicznych (ze względu na zmianę naprężeń) lub prowadzić do pęknięć przypowierzchniowej warstwy sko­rupy ziemskiej, co już zaobserwowano. Na przykład elektrownia geotermalna w Wairakei w No­wej Zelandii, działająca od połowy lat sześćdziesiątych, musiała obniżyć produkcję ze względu na nadmierny pobór ciepła z wnętrza Ziemi w stosunku do tempa jego uzupełniania.

Jednym z poważniejszych problemów w latach poprzednich była konieczność usuwania siarkowodoru zawartego w gorących wodach i parach, bowiem charakterystyczny nieprzyjemny za­pach (zgniłych jaj) i toksyczność tego związku (już małe dawki powodują łzawienie oczu i po­drażnienie górnych dróg oddechowych) stały się barierą w rozwoju obiektów geotermalnych. Siarkowodór zakłócał również warunki życia flory i fauny. Na przykład, wydzielanie H₂S i C0₂ we wspomnianej elektrowni w Wairakei spowodowało niezwykle bujny wzrost niektórych ty­pów mikroskopijnych glonów w pobliskim jeziorze. Tempo ich wzrostu było tak szybkie, że je­zioro musiało być czyszczone co 2 tygodnie.

Innym problemem może być możliwość zanieczyszczenia wód powierzchniowych przez zrzut wykorzystanych wód, które ze względu na podwyższoną temperaturę oraz wysoką mineralizację powinny być traktowane jako ścieki. Istotnym zagadnieniem związanym z wydobyciem i wykorzystaniem energetycznym wód termalnych jest zagadnienie odnawialności źródeł.

Obecnie udoskonalono technologie i większość tych zagrożeń została zminimalizowana lub wręcz usunięta. Poprzez prowadzenie ciągłego monitoringu środowiska badane jest oddziaływa­nie elektrowni geotermalnych na erozję gleb, jakość powietrza i wody oraz życie zwierząt i ro­ślin. Negatywny wpływ instalacji geotermalnych na otoczenie przyrodnicze może być zminima­lizowany, jeżeli przy ich projektowaniu zostanie przeprowadzona wnikliwa analiza wszystkich czynników mogących mieć wpływ na poszczególnych etapach: od wydobycia nośnika poczyna­jąc, na użytkowniku produktu finalnego (energia elektryczna i/lub ciepło) kończąc.

Za odnawialne źródło energii przyjęło się uznawać takie źródło, którego tempo pozyskiwania nie przekracza tempa naturalnego odnawiania się. Odnawianie się w przypadku źródeł energii geo­termalnej oznacza ciepło, które woda może pobrać ze skorupy ziemskiej na drodze konwekcji lub kondukcji. W przypadku energii geotermalnej istotne znaczenie ma planowany okres eksplo­atacji złoża geotermalnego, który dla warunków polskich zwykle wynosi ok. 30 lat.

O pełnej odnawialności wód geotermalnych można mówić w sytuacji 300-letniej eksploatacji złóż wysoko­temperaturowych. Sprawa odnawialności energii geotermalnej ze złóż o niskiej entalpii jest jed­nak dyskusyjna i dotychczas nie osiągnięto tu konsensusu. Zwyczajowo przyjmuje się, że ener­gia wód termalnych jest odnawialnym źródłem energii.

Prace wiertnicze prowadzone są głównie na terenach rolniczych, leśnych lub aglomeracji miejskich. W sporadycznych wypadkach są wykonywane na terenach wymagających szczególnej ochrony. Zajmowany czasowo obszar terenu ogranicza się praktycznie do terenu wiertni, gdzie zlokalizowane jest urządzenie wiertnicze wraz ze wszystkimi podzespołami, dół urobowy, zbior­niki, magazyny oraz pomieszczenia socjalne i administracyjne.

Wybór miejsca lokalizacji wiert­ni ma istotny wpływ na późniejszy zakres prac rekultywacyjnych, dlatego powinien uwzględniać wszystkie wymagania ochrony środowiska naturalnego oraz ochrony gleb użytków rolnych i le­śnych. Faza wiercenia i prób złożowych jest tą częścią prac wiertniczych w trakcie których na­stępuje najsilniejsze skażenie środowiska naturalnego.

Ścieki i odpady wiertnicze powstające podczas głębienia i opróbowania otworu oddziałują negatywnie na glebę. Zmniejszenie ilo­ści ścieków i odpadów powstających w wiertni można uzyskać poprzez oszczędną gospodarkę wodną, wprowadzając zamknięte obiegi wody technologicznej i wydajne urządzenia do oczysz­czania płuczki wiertniczej. Zamknięty obieg wody technologicznej pozwala na wielokrotne jej używanie do różnych operacji technologicznych, a efektywne oczyszczanie płuczki wpływa na zmniejszenie intensywności jej obróbki chemicznej i objętościowej.

Innym problemem nieodłącznie związanym z eksploatacją złóż geotermalnych jest zagadnienie zrzutu wód wykorzystanych, tj. wód schłodzonych po odbiorze z nich ciepła. Wody te przeważnie posiadają temperaturę wyższą niż 20 °C, a dodatkowo są najczęściej silnie zmineralizowane, przy czym usunięcie ich głównego składnika, chlorku sodu, jest bardzo trudne i kosztowne.

Istnieją dwie metody odprowadzania wykorzystanych wód termalnych:

1) zatłaczanie do górotworu,

2) bezpośrednie odprowadzanie do cieków powierzchniowych.

Zatłaczanie wykorzystanych wód do złoża jest lepszym rozwiązaniem, pozwalającym nie tylko zachować zasoby wód termalnych, ale również podtrzymywać ciśnienie złożowe. W nie­których przypadkach zatłaczanie wód do górotworu nie jest możliwe, powodem mogą być: wy­sokie koszty tego rozwiązania (konieczność wykonania drugiego odwiertu), niesprzyjające wa­runki geologiczne (np. odwierty wydrążone w piaskowcu szybko ulegają zarastaniu), wysokie nakłady energetyczne. W takich sytuacjach stosowany może być bezpośredni zrzut do wód powierzchniowych.

Woda może być odprowadzana do rzeki bezpośrednio lub za pośrednictwem zbiorników retencyjnych. W zbiorniku woda powinna być rozcieńczana do osiągnięcia jakości umożliwiającej zrzut do cieku, może też być przetrzymywana dla obniżenia temperatury. Samo­czynna neutralizacja wody oraz możliwość racjonalnej gospodarki wodą zgromadzoną w zbior­niku retencyjnym są niewątpliwymi zaletami takiego systemu. Natomiast ograniczenie możliwo­ści zastosowania tego systemu tylko do wód słabo zmineralizowanych, zubożenie zasobów zbiornika wód termalnych i możliwe zanieczyszczenie termiczne i chemiczne wód są jego wa­dami.

Zarówno w przypadku bezpośredniego odprowadzania wód do cieków, jak i ich zatłaczania do górotworu, zrzut wód może być poprzedzony kaskadowym ich wykorzystaniem w rolnictwie, sadownictwie, rekreacji, a także jako wody pitnej. Rozwiązanie takie jest stosowane w wielu państwach (np. Islandii, Japonii i Włoszech) i powoduje istotną poprawę efektywności całego systemu.

Ryzyko zanieczyszczenia wód wiąże się również z nieszczelnością otworów geotermalnych. Sytuacja ta jest szczególnie groźna w przypadku wód wysoko zmineralizowanych, które w przy­padku wycieku do wód gruntowych mogą spowodować ich skażenie. Żywotność otworów geotermalnych jest ograniczona. Podczas eksploatacji wód termalnych (tak samo jak przy eksploatacji otworów naftowo-gazowych) następuje wytrącanie się osadów powodujących zarastanie zarówno filtra i rur eksploatacyjnych, jak i całej instalacji napowierzchniowej (tzw. kolmatacja). Drugim czynnikiem wpływającym na żywotność instalacji geotermalnych jest korozja. Wysoka temperatura, mineralizacja i zawartość C0₂ stwarzają za­grożenia korozyjne w stosunku do rur systemu produkcyjnego.

Dla otworów chłonnych zatłaczających wody o dużej mineralizacji w USA od początku lat osiemdziesiątych stosowane są specjalne konstrukcje rur z włókna szklanego. Z uwagi na mniejszą wytrzymałość wymiary rur z włókna szklanego różnią się zasadniczo od tradycyjnie używanych w górnictwie naftowym. Do ich zapuszczania używa się specjalnych narzędzi wiert­niczych. Niewątpliwą zaletą takiej konstrukcji jest ograniczenie korozji, natomiast gorsze wła­sności mechaniczne tych rur utrudniają stosowanie specjalnych zabiegów stymulacyjnych w otworach (np. szczelinowanie). Producenci zapewniają o trwałości układów z włókna szkla­nego przez okres co najmniej 20 lat. W Europie konstrukcje takie są również znane i stosowane we Francji i Niemczech. 

Wykorzystywanie ciepła z wnętrza Ziemi wiąże się z wydobyciem olbrzymich ilości wody, pa­ry nasyconej i pary przegrzanej. Na przykład w Kalifomi z obszaru Geysers wydobywa się rocz­nie 9000 ton pary a w Larderello, Włochy, 3000 ton.

Para z największych obszarów geotermalnych zawiera nieskroplone gazy (C0₂, H₂S, NH₃, CH₄, N₂ i H₂) w stężeniach od 2,5 do 47 g/kg pary. Dwutlenek węgla jest głównym składni­kiem tych gazów, ale jego emisja do atmosfery jest znacznie niższa niż w przypadku elektrowni konwencjonalnych. Tak samo porównując emisję związków siarki można stwierdzić, że w przypadku elektrow­ni geotermalnych jest ona nieomal o połowę niższa niż z elektrowni konwencjonalnych opalanych węglem lub olejem.

Poszukiwane są ciągle nowe rozwiązania techniczne i technologiczne minimalizujące nega­tywny wpływ elektrowni na środowisko. I tak np. w przypadku zastosowania cyklu binarnego emisje do atmosfery praktycznie nie występują, ponieważ wody termalne przechodzą przez wy­miennik ciepła i są zatłaczane z powrotem do złoża bez kontaktu z powietrzem atmosferycznym.

Energia ze źródeł geotermalnych ma wiele zalet w stosunku do paliw kopalnych. W poniższej tabeli przedstawiono porównanie cech ciepłowni geotermalnych z ciepłowniami konwencjonal­nymi.

Tabl. 3. Zalety i wady ciepłowni geotermalnych

W Polsce panują korzystne warunki do rozwoju energetyki geotermalnej. Posiadamy bogate i dobrze udokumentowane zasoby wód geotermalnych, a kilkuletnie funkcjonowanie pierwszych instalacji geotermalnych pozwoliło na zebranie niezbędnego dla dalszego rozwoju tego sektora doświadczenia w tym zakresie. Istniejące ciepłownie geotermalne sprawdziły się jako niezawod­ne, a ich funkcjonowanie przyniosło konkretne efekty ekologiczne.