World news
Rosnące koszty życia powodują coraz większą presję na wzrost wynagrodzeń. Inflacja...
Travel guides
Tech
Ponad 2 mld zł zainwestowane w polskie start-upy w I półroczu...
Health
Bilansowanie systemu elektroenergetycznego ma coraz większe znaczenie. W połowie czerwca zajdą...
Most popular
Ekstremalne zjawiska pogodowe w Polsce to kilka miliardów strat rocznie. To duże wyzwanie dla...
Fusy z kawy zamiast piasku. Taki komponent może wzmocnić beton z korzyścią dla środowiska
Inżynierowie z Royal Melbourne Institute of Technology w Australii opracowali metodę produkcji betonu przy użyciu fusów z kawy. Przekonują, że recykling odpadów organicznych może zmniejszyć zależność branży budowlanej od wydobywania zasobów naturalnych. Fusy z kawy pozwalają wyprodukować o 30 proc. mocniejszy beton i częściowo zastąpić nimi piasek.
Autorzy badania oszacowali, że co roku powstaje ok. 10 mld kg odpadów kawowych, z czego 75 mln kg w samej tylko Australii. Dzięki ponownemu wykorzystaniu fusów branża budowlana może się przyczynić do zmniejszenia emisji metanu, które gorzej wpływają na atmosferę niż dwutlenek węgla.
– Pracujemy nad recyklingiem różnych form odpadów organicznych. Ogromna ilość takich odpadów trafia na wysypiska. W Australii są one odpowiedzialne za około 3 proc. emisji gazów cieplarnianych. Rozmawiając przy kawie, poszukiwaliśmy różnych rozwiązań na przekształcenie odpadów w cenny zasób i właśnie wtedy pomyśleliśmy o fusach powstających przy przyrządzeniu tego napoju. Od tego zaczęło się nasze badanie – mówi agencji Newseria Innowacje współautor rozwiązania, dr Rajeev Roychand z Uniwersytetu RMIT w Australii.
Naukowcy przetworzyli fusy w biowęgiel – czarny, porowaty materiał bogaty w węgiel, który pozwala wzmocnić beton o 30 proc. i w 15 proc. objętości zastąpić piasek. Wykorzystali do tego proces pirolizy, próbując różnych poziomów temperatury. Okazało się, że najlepsze efekty dało podgrzanie fusów z kawy do 350 stopni Celsjusza bez użycia tlenu.
– Znacząco podnosimy w ten sposób wytrzymałość betonu i sprawiamy, że jego produkcja staje się bardziej przyjazna dla środowiska. Modyfikowane, przetworzone termicznie fusy z kawy mogą częściowo zastąpić piasek, który trzeba ciągle wydobywać, by spełnić wymogi branży budowlanej. Uzyskujemy przy tym o 30 proc. lepszą wytrzymałość betonu. Ten istotny wzrost wytrzymałości można wykorzystać do obniżenia zawartości cementu nawet o 10 proc. – wyjaśnia dr Rajeev Roychand.
Odkrycie może też pomóc w ochronie zasobów naturalnych, konkretnie piasku. Według obliczeń badaczy z Uniwersytetu w Lejdzie spośród wszystkich materiałów stałych eksploatowanych przez człowieka najszybciej rośnie wydobycie piasku i żwiru, a najwięcej tego pierwszego surowca zużywa się właśnie do produkcji betonu. W ciągu najbliższych 40 lat popyt na piasek może wzrosnąć o ok. 45 proc. W 2060 roku branża budowlana będzie potrzebowała 4,6 mld t rocznie (dla porównania w 2020 roku było to 3,2 mld t), zwłaszcza w Azji i Afryce.
Zrównoważone wydobycie piasku stanowi duże wyzwanie dla branży budowlanej. Surowiec używany do produkcji betonu wydobywa się z koryt rzek i jezior. Ten morski i pustynny się do tego nie nadaje. Nielegalne wydobycie piasku jest ogromnym problemem na całym świecie, przyczyniając się do nadmiernej eksploatacji i degradacji środowiska. Jest on wprawdzie surowcem odnawialnym, ale procesy erozji, w wyniku których powstaje, trwają długo. Przyroda nie jest w stanie odtworzyć jego zasobów tak szybko, żeby sprostać jego eksploatacji przez przemysł. Dlatego na znaczeniu zyskują rozwiązania, które mają pomóc w ograniczeniu zużycia tego surowca w branży budowlanej.
Australijscy badacze są zdania, że ich rozwiązanie ma dużą szansę na komercjalizację. Informują, że nawiązali już współpracę z kilkoma firmami budowlanymi. Rozwiązaniem są zainteresowani również lokalni włodarze.
– Pierwszy samorząd chce wykorzystać nasze rozwiązanie przy budowie chodnika. Trwają obecnie liczne konsultacje z firmami budowlanymi. Poza tym spotkaliśmy się z przedstawicielami kilku firm budowlanych, którzy są bardzo entuzjastycznie nastawieni i chcą zastosować nasz beton w przyszłych inwestycjach. Spotkaliśmy się też z architektem, który projektuje luksusowy hotel i chce skorzystać z naszego produktu, by zapewnić wysokie parametry w zakresie zrównoważonego rozwoju i obniżyć emisje. Trwają więc liczne konsultacje, również z podmiotami zagranicznymi. Wiele przedsiębiorstw z zagranicy interesuje się naszym rozwiązaniem, wiele projektów jest już w fazie finalizacji i zostanie ukończonych przed końcem roku lub na początku następnego – zapowiada badacz z Uniwersytetu RMIT.
Inżynierowie z Australii zapowiadają, że będą pracować nad możliwością użycia innych niż kawa surowców organicznych do poprawy właściwości betonu. Niedawno nad wykorzystaniem recyklingu w budownictwie pochylili się też naukowcy z Uniwersytetu Kitakyushu w Japonii. Odkryli, że do produkcji betonu można wykorzystać odpady z jednorazowych pieluch. Można nimi zastąpić od 9 do 40 proc. piasku, w zależności od tego, w jakim elemencie się znajdą, bez zmniejszenia wytrzymałości betonu. Naukowcy zbudowali eksperymentalny dom o powierzchni 36 mkw., według indonezyjskich standardów budowlanych, bo to z myślą o problemach w mieszkalnictwie na tym rynku realizowali ten projekt. W sumie zużyto 1,7 m3 odpadów pieluszkowych.
Miasta walczą z upałami. Jedną ze skutecznych metod jest malowanie dachów budynków na biało
Duże firmy wstrzymują produkcję podczas niedoborów energii na rynku. Dzięki takiej gotowości do ograniczenia...
Wobec rosnących kosztów energii większość przedsiębiorstw szuka w tej chwili sposobów na zoptymalizowanie jej kosztów. Dla części z nich – przede wszystkim dla dużych, energochłonnych biznesów – sposobem może być udział w programie DSR (Demand Side Response), czyli po prostu dobrowolne ograniczenie poboru mocy na prośbę operatora systemu elektroenergetycznego, który dzięki temu jest w stanie zbilansować go w sytuacjach krytycznych spadków rezerw mocy. Jak na razie udział DSR w polskim rynku energii jest jeszcze niewielki, ale wraz ze wzrostem liczby odnawialnych, niestabilnych źródeł energii będzie dynamicznie rosnąć.
– Utrzymanie stabilności systemu energetycznego to jest poważne wyzwanie. W tym celu konieczne jest, żeby operator systemu przesyłowego w każdym momencie miał do dyspozycji odpowiednią ilość megawatów, aby pokryć zapotrzebowanie zarówno na bieżąco, jak i w momencie, kiedy z tego systemu wypadnie jakiś element, np. duża elektrownia. I wówczas jest taka interwencyjna bądź sterowana cenami energii możliwość oddziaływania poprzez tzw. odpowiedź odbioru, czyli demand response – mówi agencji Newseria Biznes Jacek Misiejuk, prezes zarządu Enel X Polska.
W Polsce, gdzie znaczna liczba elektrowni węglowych pamięta jeszcze lata 70., zapobieganie niedoborom prądu ma szczególne znaczenie. Zwłaszcza że – jak oszacował Polski Instytut Ekonomiczny – potencjalny blackout, czyli nagły i długotrwały brak zasilania, może mieć potencjalnie opłakane skutki dla całej gospodarki. Według wyliczeń PIE 12-godzinna przerwa w dostawach energii elektrycznej w skali całego kraju wiązałaby się ze stratą sięgającą nawet 3,8 mld zł.
Rolę operatora odpowiedzialnego za bilansowanie systemu – czyli dostosowywanie podaży energii do zmieniającego się w ciągu doby zapotrzebowania na prąd – pełnią Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Spółka ostatni raz informowała o okresach zagrożenia na rynku mocy we wrześniu ub.r. – w praktyce ten komunikat oznacza, że zachodzi ryzyko pojawienia się niedoborów mocy w systemie.
Takie zagrożenie pojawia się na ogół wskutek splotu niekorzystnych czynników, na przykład latem, kiedy popyt na energię elektryczną gwałtownie rośnie ze względu na dużą liczbę pracujących urządzeń klimatyzujących. Przestarzała energetyka węglowa nie jest w stanie mu sprostać, a susze i upały powodują problemy z zasilaniem układów chłodzenia w konwencjonalnych elektrowniach. Ryzyko rośnie też przy bezwietrznej pogodzie, która ogranicza produkcję prądu w farmach wiatrowych i w przypadku dużych awarii lub przestojów w pracy elektrowni.
Operator systemu, czyli PSE, może w takiej sytuacji np. zadbać o zwiększenie podaży prądu poprzez wykorzystanie rezerwowych mocy, wspomagać się importem albo zadbać o zmniejszenie zapotrzebowania na prąd, wymuszając je poprzez podnoszenie stopni zasilania do 20. włącznie. To ostatnie rozwiązanie jest kosztowne dla gospodarki i wywołuje duże straty po stronie przedsiębiorstw. Alternatywą mogą być jednak usługi świadczone w ramach DSR (Demand Side Response), czyli po prostu dobrowolne ograniczenie poboru mocy przez znaczących konsumentów energii.
– Duże firmy na sygnał od operatora są w stanie dostarczyć wiele megawatów – mówi Jacek Misiejuk. – My specjalizujemy się właśnie w tworzeniu takich dużych, wirtualnych elektrowni złożonych z firm przemysłowych, które są w stanie zredukować co najmniej 100 kW mocy, żeby dać operatorowi narzędzie, które pozwoli mu nie dopuścić do blackoutu w takich sytuacjach, kiedy mocy w systemie jest za mało.
Demand Side Response (DSR) jest jednym z mechanizmów zwiększających elastyczność działania systemu elektroenergetycznego. Oznacza czasową redukcję poboru mocy przez odbiorców energii na wezwanie operatora, czyli Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Tymi odbiorcami są na ogół duże przedsiębiorstwa – jak m.in. zakłady odlewnicze, przetwórcze czy firmy wydobywcze – które w w kryzysowej sytuacji, na prośbę operatora, są w stanie ograniczyć zużycie energii elektrycznej, np. przekładając część procesów technologicznych na godziny poza szczytem poboru z krajowego systemu.
Co istotne, za utrzymywanie gotowości do ograniczenia poboru energii firmy mogą zarobić od kilkudziesięciu tysięcy do nawet kilku milionów złotych rocznie, a udział w programie DSR nie jest obarczony ryzykiem kar, więc przedsiębiorstwa nie muszą się bać, że w jakikolwiek sposób na tym stracą. To powoduje, że udział w DSR jest dla nich coraz popularniejszym sposobem na optymalizację rosnących kosztów energii.
– Płacąc dużym odbiorcom za to, że na sygnał są w stanie przesunąć swoją produkcję na inne godziny i zmienić plan pracy własnych źródeł, nie zwiększając zapotrzebowania, operator może lepiej bilansować system – mówi prezes Enel X Polska.
Jak wskazuje, sposobów na obniżenie kosztów energii szukają w tej chwili wszystkie biznesy, jednak udział w programie DSR nie jest niestety rozwiązaniem dla małych i średnich przedsiębiorstw.
– Takich programów jeszcze nie ma, m.in. dlatego że bardzo trudno jest uzyskać taką szybką odpowiedź z wielu rozproszonych źródeł. To wymagałoby bardzo wysokich bodźców cenowych. Z drugiej strony ta odpowiedź byłaby mocno niepewna, bo dużo trudniej to monitorować, pilnować, tutaj te odbiory są dużo bardziej zróżnicowane. O wiele łatwiej uzyskać ten efekt w przemyśle – mówi Jacek Misiejuk.
W Polsce usługi DSR z płatnością za zdolność do redukcji pojawiły się w 2017 roku. Od tamtej pory zainteresowanie nimi sukcesywnie rośnie, choć jak na razie ich udział w polskiej energetyce wciąż jest stosunkowo niewielki.
Tym, co ogranicza ich rozwój, jest m.in. niedostatecznie rozwinięty rynek energii, ponieważ w Polsce istnieje tylko rynek mocy, nie ma rynku dwutowarowego ani bodźców, na które można byłoby reagować. Szacuje się jednak, że wraz z rosnącą liczbą odnawialnych źródeł energii, które z natury są niestabilne, odbiorcy będą coraz częściej sięgać po mechanizmy stabilizujące i podnoszące elastyczność systemu, co przyczyni się do rozwoju DSR.
– To pozwoli nie tylko zwiększyć bezpieczeństwo i obniżyć koszty, ale również zintegrować większą liczbę źródeł odnawialnych. A te, jak wiadomo, zmniejszają naszą zależność od importu paliw i pozwalają na obniżenie kosztów dostarczania energii, bo energia ze źródeł konwencjonalnych jest dużo droższa – mówi Jacek Misiejuk.
Enel X jest obecnie liderem polskiego rynku DSR. Spółka dysponuje bazą ponad 320 przedsiębiorstw z kontraktami na 546 MW i posiada 65 proc. kontraktów DSR na rynku mocy na lata 2024–2027.
Sport news
Przedsiębiorcy wypowiedzą się na temat dekarbonizacji. Nowy indeks pokaże ich nastroje względem zielonej transformacji
Sektor finansowy walczy o pracowników. Coraz ważniejsze stają się kompetencje technologiczne
PGE planuje rozbudowę elektrowni szczytowo-pompowej w Żarnowcu. Działający od 40 lat obiekt zyska największy...
Elektrownia szczytowo-pompowa Żarnowiec na Pomorzu o mocy ponad 700 MW, uruchomiona dokładnie 40 lat temu, do tej pory pozostaje największym w Polsce obiektem tego typu. W jej sąsiedztwie powstanie niedługo największy w Europie, wielkoskalowy magazyn energii, który pomoże w bilansowaniu Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i ułatwi integrację budowanych na Bałtyku morskich farm wiatrowych. – Jesteśmy w tej chwili posiadaczem łącznie 1,5 GW mocy w energetyce szczytowo-pompowej. Będziemy budować kolejną taką elektrownię w Młotach o mocy sięgającej ok. 1 GW. Mocno stawiamy w tej chwili na rozwój energetyki szczytowo-pompowej – mówi Lechosław Rojewski, wiceprezes zarządu PGE.
– Elektrownia w Żarnowcu odgrywa kluczową rolę w krajowym systemie elektroenergetycznym. Po pierwsze, ze względu na moc samej elektrowni, a po drugie, ze względu na wielkość magazynów, które pozwalają na magazynowanie i oddawanie energii z pełną mocą przez ok. 5–5,5 godzin. Jest to istotne nie tylko w kontekście stabilizacji KSE, ale i w warunkach kryzysowych, kiedy zachodzi konieczność odbudowy tego systemu albo mamy ryzyko blackoutu. Elektrownia szczytowo-pompowa ma dużą szybkość reakcji. W ciągu trzech minut jesteśmy w stanie podać tak dużą ilość energii, która będzie mogła np. odbudować Krajowy System Energetyczny albo postawić jedną z elektrowni konwencjonalnych – mówi agencji Newseria Biznes Marcin Karlikowski, prezes zarządu PGE Energia Odnawialna.
Elektrownia szczytowo-pompowa Żarnowiec, położona nad Jeziorem Żarnowieckim w miejscowości Czymanowo, to największy tego typu obiekt w Polsce. Jej górny zbiornik jest budowlą sztuczną o powierzchni 135 ha i może pomieścić 13,8 mln m3 wody. Kiedy zaczyna brakować energii, np. w godzinach szczytu, następuje zrzut tej wody z górnego zbiornika do dolnego, co napędza turbiny, które przekształcają ruch w energię kinetyczną. Z kolei w momentach nadwyżki energii następuje przepompowanie wody z dolnego zbiornika do górnego, gdzie jest przechowywana jako energia potencjalna.
Z okazji 40-lecia uruchomienia elektrowni wodnej Żarnowiec w Centrum Kultury w Gniewinie odbyła się uroczystość z udziałem pracowników, którzy odebrali Odznaki Honorowe za Zasługi dla Energetyki oraz Zasłużony dla PGE Energia Odnawialna.
– Elektrownia szczytowo-pompowa Żarnowiec o mocy 716 MW jest jednym z naszych największych aktywów. Biorąc pod uwagę, że całe województwo pomorskie ma obecnie zapotrzebowanie na moc wynoszące ok. 600 MW, to ta elektrownia w razie potrzeby jest w stanie je zaspokoić w całości. Jednak ona nie tylko zabezpiecza dostawy energii, ale może też stanowić akumulator tej energii, zgromadzona w niej nadpodaż daje nam możliwość zagospodarowania 3,6 GWh – mówi Lechosław Rojewski, wiceprezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej.
– Ważne, że ta elektrownia jest niezawodna, co zresztą zawsze podkreślamy, bo liczbą godzin pracy, którą wykonuje bez przerw, bije po prostu rekordy i jest pewnym wyznacznikiem dla innych elektrowni szczytowo-pompowych. A wiemy już, że przed tymi źródłami jest przyszłość – dodaje Marcin Karlikowski.
Elektrownia w Żarnowcu jest jednak ważna nie tylko z punktu widzenia systemu energetycznego, ale i dla regionu. Nie tylko zabezpiecza dostawy energii, ale generuje też m.in. miejsca pracy.
– Sam fakt, że tutaj powstała i funkcjonuje od tylu lat, spowodował, że gmina i okolice się zmieniły. Ta elektrownia jest ważna nie tylko dla gminy Gniewino, ale również dla całego subregionu północnych Kaszub, czyli powiatu puckiego, po trosze lęborskiego, a w szczególności dla powiatu wejherowskiego. To jest m.in. zatrudnienie, współpraca z wieloma firmami, które świadczą usługi na rzecz tej elektrowni. Nie jest też tajemnicą, że duża wartość obiektów energetycznych ma wpływ na podatki lokalne, bez których trudno byłoby sobie wyobrazić realizację szeregu różnych inwestycji na terenie gminy – mówi Zbigniew Walczak, wójt gminy Gniewino.
– Mamy tutaj doskonałą kadrę, która pracuje od pokoleń – dodaje prezes zarządu PGE Energia Odnawialna. – Aktualnie w elektrowni Żarnowiec pracuje ok. 85 osób, to są w większości hydroenergetycy. Są też praktykanci ze szkoły w Wejherowie, nad którą objęliśmy patronat, z której zresztą pochodzi wielu naszych pracowników. To jest cała ścieżka kariery: od hydroenergetyków czy dyżurnych inżynierów ruchu po automatyków, elektryków i mechaników, więc jest to dość szeroka specjalizacja. Ona wymaga dużej fachowości, a dzisiaj już hydroenergetyków jako takich się nie szkoli, dlatego tak ważna jest praktyka, ta kultura pracy w elektrowni i przekazywanie tej wiedzy kolejnym pracownikom.
ESP Żarnowiec została uruchomiona w 1983 roku i w tym roku obchodzi 40-lecie pracy. To w tej chwili nowoczesny, zmodernizowany obiekt – w 2012 roku zakończyła się w nim gruntowna modernizacja, która przełożyła się na znaczące usprawnienie jego pracy zarówno w wymiarze operacyjnym, jak i ekonomicznym.
– W tej chwili mamy w planach modernizację górnego zbiornika i posadowienie przy elektrowni w Żarnowcu dodatkowego akumulatora o mocy około 200 MW – zapowiada Lechosław Rojewski.
Wielkoskalowy, bateryjny magazyn energii o mocy powyżej 200 MW i pojemności powyżej 820 MWh przy ESP Żarnowiec ma być największą tego typu instalacją w całej Europie. Zapewni zrównoważony dostęp do energii w okresach zwiększonego zapotrzebowania, zwiększy możliwości stabilizacji Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i ułatwi integrację z systemem elektroenergetycznym OZE zlokalizowanych na północy Polski, zwłaszcza planowanych morskich farm wiatrowych. ESP Żarnowiec jest bowiem oddalona o około 10 km od Morza Bałtyckiego, gdzie Grupa PGE wybuduje w niedalekiej przyszłości morskie farmy wiatrowe.
– Posiadamy w tej chwili łącznie ok. 1,5 GW mocy w energetyce szczytowo-pompowej i niedawno podjęliśmy decyzję o rozwoju tego typu aktywów. Będziemy budować kolejną elektrownię szczytowo-pompową w Młotach, o większej od Żarnowca mocy sięgającej ok. 1 GW. Mocno stawiamy w tej chwili na rozwój energetyki szczytowo-pompowej – mówi wiceprezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej.
PGE zamierza zrealizować ESP Młoty do końca 2030 roku na Dolnym Śląsku, niedaleko Bystrzycy Kłodzkiej. Pod koniec ubiegłego roku spółka oraz Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej podpisały umowę o współpracy przy budowie tej elektrowni, a w marcu br. wystąpiły do UOKiK o zgodę na powołanie spółki celowej, która zajmie się realizacją tego projektu.
ESP Młoty to jedna z trzech strategicznych inwestycji tego typu, ujętych w ubiegłorocznym raporcie opracowanym przez Zespół Ekspercki do spraw Budowy Elektrowni Szczytowo-Pompowych, powołany przez premiera („Rola elektrowni szczytowo-pompowych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym: uwarunkowania i kierunki rozwoju”). W celu usprawnienia takich inwestycji Sejm przyjął w tym roku specustawę w zakresie elektrowni szczytowo-pompowych oraz inwestycji towarzyszących. Jej celem jest skrócenie procedur i zniesienie barier administracyjnych dla takich projektów, które zostały scharakteryzowane jako inwestycje celu publicznego. W Polsce jest sześć głównych elektrowni szczytowo-pompowych (Żarnowiec, Porąbka-Żar, Solina, Żydowo, Niedzica i Dychów), które pełnią też funkcję wielkoskalowych magazynów energii.
Po ponad roku obowiązywania ustawy nie powstała ani jedna społeczna agencja najmu. Ich rozwój...
