Acta Energetica Power Engineering Quarterly 3/16 (September 2013)

3/16 (September 2013)

YEAR 5

ISSN 2300-3022

The Vistula River in Poland’s nature and economy Volume 2. Hydropower in Poland and in Europe

1

Publisher

ENERGA SA

Politechnika Gdańska

Patronage

ENERGA SA

Academic Consultants

Janusz Białek | Mieczysław Brdyś | Mirosław Czapiewski | Antoni Dmowski Michał Dudziak | Istvan Erlich | Andrzej Graczyk | Piotr Kacejko Tadeusz Kaczorek | Marian Kazimierowski| Jan Kiciński | Kwang Y. Lee Zbigniew Lubośny | Jan Machowski | Jan Majewski | Om Malik Jovica Milanovic | Jan Popczyk | Zbigniew Szczerba | Marcin Szpak G. Kumar Venayagamoorthy | Jacek Wańkowicz | Henryk Woźniak

Reviewers

Stanisław Czapp | Andrzej Graczyk | Piotr Kacejko | Jan Kiciński Zbigniew Lubośny | Jan Machowski | Józef Paska | Jan Popczyk Desire Dauphin Rasolomampionona | Sylwester Robak | Marian Sobierajski Paweł Sowa | Zbigniew Szczerba | Artur Wilczyński | Ryszard Zajczyk

Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief

Rafał Hyrzyński

Issue Editor

Wojciech Majewski

Scientific consultation

Romuald Szymkiewicz

Copy Editors

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors

Janusz Granatowicz | Michał Karcz | Jacek Klucznik | Marcin Lemański Karol Lewandowski | Paweł Szawłowski

Statistical Editor

Sebastian Nojek

Editorial assistant

Jakub Skonieczny

Proofreading

Mirosław Wójcik

Graphic design and Typesetting Art Design Maciej Blachowski

2

Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Print

Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation

ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office

Acta Energetica al. Grunwaldzka 472, 80-309 Gdańsk, POLAND tel.: +48 58 77 88 466, fax: +48 58 77 88 399 e-mail: redakcja@actaenergetica.org www.actaenergetica.org

Electronic Media

Anna Fibak (Copy Editor) Paweł Banaszak (Technical Editor)

Information about the oryginal version

Electronic edition of Acta Energetica is the original version of the journal, which is available on the website www.actaenergetica.org The journal is also available in hard copy.

The journal is indexed in Polish Technical Journal Contents BazTech http://baztech.icm.edu.pl and also in Scientific journal database – the IC Journal Master List http://jml2012.indexcopernicus.com/masterlist.php

Information for authors published on the website: www.actaenergetica.org

From the Chief Editor This Acta Energetica is the second issue discussing matters related to the natural state of the Vistula River (Wisła) and the Polish economy. The first issue (Acta Energetica 2013, No. 2/15) presented matters related to the history of the river’s natural state, its hydro power potential, environmental and hydromorphological conditions, as well as matters related to navigation and to using the river in agriculture. This issue focuses directly on the idea of construction of a new hydropower plant on the Vistula River, and discusses various matters related to the dam’s impact in the lower course of the river on its surroundings.

Unfortunately, the broad spectrum of the dam’s impact on the environment doesn’t make it easy to evaluate the economic effects that may be introduced for the national economy by the construction. Such an evaluation is very difficult, even when a structure has existed for years, like the dam with hydropower plant in Włocławek. However, we leave the economics of the investment to the initiator and to the potential investor, i.e. Group ENERGA SA, and governmental and financial institutions.

In view of the above, in this issue of Acta Energetica we do not refer directly to the economics of the investment, which is the planned hydropower station on the Vistula River, but we rather attempt to show multiple aspects of the positive impact of that structure on the environment. I hope you enjoy the articles, and I am fully convinced that if the planned hydropower plant is constructed, it will do credit to the initiators, decision-makers and contractors.

Zbigniew Lubośny Editor-in-Chief of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego Niniejszy numer Acta Energetica jest drugim z zeszytów omawiających zagadnienia związane z przyrodniczym stanem Wisły i wykorzystaniem jej w gospodarce Polski. W pierwszym zeszycie (Acta Energetica 2013, nr 2/15) przedstawiono zagadnienia związane z historią rzeki, jej potencjałem hydroenergetycznym, uwarunkowaniami przyrodniczymi i hydromorfologicznymi, a także zagadnienia związane z żeglugą oraz wykorzystaniem rzeki w rolnictwie. Zeszyt niniejszy koncentruje się bezpośrednio na idei budowy nowej elektrowni wodnej na Wiśle, omawiając różne zagadnienia związane z wpływem stopnia wodnego w dolnym biegu rzeki na jej otoczenie.

Szerokie spektrum oddziaływania stopnia wodnego na otoczenie, niestety, nie ułatwia oceny efektów ekonomicznych, jakie jego budowa może przynieść gospodarce kraju. Ocena ta jest bardzo trudna nawet w sytuacji, gdy taki lub podobny obiekt istnieje od lat, jak np. stopień wodny z elektrownią wodną we Włocławku. Ekonomikę inwestycji pozostawiamy tu jednak pomysłodawcy i potencjalnemu inwestorowi, tj. Grupie ENERGA SA oraz instytucjom rządowym i finansowym.

W związku z powyższym w niniejszym numerze Acta Energetica nie odnosimy się bezpośrednio do ekonomiki inwestycji, jaką jest planowana elektrownia wodna na Wiśle, ale staramy się pokazać wielowątkowość pozytywnego oddziaływania tego obiektu na szeroko pojęte otoczenie. Zapraszam do lektury w pełni przekonany, że w przypadku realizacji planowanej elektrowni wodnej chwała spłynie na pomysłodawców, decydentów i wykonawców.

prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

3

Table of contents INTRODUCTION Wojciech Majewski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 HYDROPOWER AND ITS DEVELOPMENT Janusz Steller. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 HYDROELECTRICITY AND ECOLOGICAL CONSIDERATIONS. FALSIFICATION OF THE ENVIRONMENTAL REALITY BY THE OPPONENTS OF HYDROPOWER Andrzej Giziński. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 THE DEVELOPMENT OF HYDRO POWER IN POLAND. THE MOST IMPORTANT HYDRO ENGINEERING FACILITIES Wojciech Majewski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 START-UP OF A POWER UNIT OF A THERMAL POWER PLANT AUXILIARY SYSTEM WITH SUPPLY FROM A HYDROPOWER PLANT Zbigniew Lubośny, Krzysztof Dobrzyński, Jacek Klucznik. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 THE LOWER VISTULA CASCADE Ireneusz Ankiersztejn. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 BARRAGE IN WŁOCŁAWEK Andrzej Tersa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 THE NEXT DAM ON THE VISTULA RIVER BELOW WŁOCŁAWEK Janusz Granatowicz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 IMPACT OF MAINTENANCE OF FLOODPLAINS OF THE VISTULA RIVER ON HIGH WATER LEVELS ON THE SECTION FROM WŁOCŁAWEK TO TORUŃ Dariusz Gąsiorowski, Michał Szydłowski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 SUMMARY AND CONCLUSIONS Wojciech Majewski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121

4

Spis treści WPROWADZENIE Wojciech Majewski........................................................................................................................................................................................................................................6 ENERGETYKA WODNA I JEJ ROZWÓJ Janusz Steller..................................................................................................................................................................................................................................................21 ENERGETYKA WODNA A UWARUNKOWANIA EKOLOGICZNE. FAŁSZOWANIE PRZYRODNICZEJ RZECZYWISTOŚCI PRZEZ PRZECIWNIKÓW ENERGETYKI WODNEJ Andrzej Giziński.............................................................................................................................................................................................................................................40 ROZWÓJ ENERGETYKI WODNEJ W POLSCE. NAJWAŻNIEJSZE OBIEKTY HYDROTECHNICZNE Wojciech Majewski......................................................................................................................................................................................................................................54 ROZRUCH URZĄDZEŃ POTRZEB WŁASNYCH BLOKU ELEKTROWNI CIEPLNEJ PRZY ZASILANIU Z ELEKTROWNI WODNEJ Zbigniew Lubośny, Krzysztof Dobrzyński, Jacek Klucznik...........................................................................................................................................................66 KASKADA DOLNEJ WISŁY Ireneusz Ankiersztejn..................................................................................................................................................................................................................................75 STOPIEŃ WODNY WE WŁOCŁAWKU Andrzej Tersa..................................................................................................................................................................................................................................................91 NASTĘPNY STOPIEŃ NA WIŚLE PONIŻEJ WŁOCŁAWKA Janusz Granatowicz..................................................................................................................................................................................................................................106 WPŁYW STANU UTRZYMANIA TERENÓW ZALEWOWYCH WISŁY NA POZIOMY WYSOKICH WÓD NA ODCINKU OD WŁOCŁAWKA DO TORUNIA Dariusz Gąsiorowski, Michał Szydłowski..........................................................................................................................................................................................117 PODSUMOWANIE I WNIOSKI Wojciech Majewski...................................................................................................................................................................................................................................122

5

THE VISTULA RIVER IN POLAND’S NATURE AND ECONOMY Issue 2. Hydropower in Poland and Europe The energy of water has been used since ancient times. The water wheel was the first driving machine that replaced the force of human and animal muscles. The fundamental problem with the device was the fact that energy could be used only at the place of generation. At the beginning, water wheels were used to carry water to a higher level, to drive grain and gunpowder mills, sawmills, fullers or hammers in water smithies. Those devices substantially contributed to the industrialisation of many countries and an increase in their economic importance. Over time, inefficient water wheels were replaced by water turbines of much higher performance. Combining water turbines with electric generators and transfer of generated electric energy even over long distances, where it was needed, contributed to the important development of hydropower plants around the world at the end of the nineteenth century. The first hydropower plants, still characterised by low capacity and local use of electricity, were created at the end of the nineteenth century.

That moment indicated a significant development of hydropower plants. The largest of them are the following: the power plant with a capacity of 1,345 MW at the Hoover Dam on the Colorado River in the United States (1936) and the power plant with a capacity of 6,809 MW at the Grand Coulee Dam on the Columbia River, also in the US (1942). Another record, 14,000 MW, was set by the power plant at the Itaipu Dam on the Paraná River in South America, between Brazil and Paraguay (1984). Currently, the power station at the Three Gorges Dam on the the Yangtze River in China has the highest capacity – 22,500 MW. Those enormous power plants have been accompanied by thousands of medium and small-sized hydropower plants.

Hydropower plants are the most effective renewable energy sources. At present, they generate approx. 16% of the total electricity in the world – this amount is increasing by approx. 3% each year. Four countries: China, Brazil, Canada and the United States produce more than 50% of the total electricity generated in hydroelectric power plants. It should be noted that Norway covers 99% of its demand for electricity from hydropower plants, with consumption exceeding 20,000 kWh per capita per year. Other European countries with a significant share of electricity production in hydroelectric power plants are the following: Switzerland, Sweden, Spain and Austria. In other European countries the amount of energy generated in hydropower plants does not exceed 10% of the total production. Pumped-storage power plants, which are a kind of energy accumulator, are important in power systems.

Construction of new hydroelectric power plants in Europe is limited due to the use of attractive locations. A major obstacle to the construction of new facilities are important environmental restrictions and land development. Modernisation and development of existing plants are currently very popular solutions. Creation of new hydropower plants should be associated with comprehensive use of rivers for navigation, tourism, flood protection and water supply.

The first hydropower plants in Poland were constructed in the interwar period. Those were 12 plants with a total power 18 MW. The first of them were the plants in Żur and Gródek on the Wda River. None of the plants had a capacity of more than 10 MW. Construction of the dam and power plant in Rożnów on the Dunajec River began in 1935 – they were finished in 1942.

Many important hydropower plants were built in Poland after World War II: Włocławek, Solina and Czorsztyn-Niedzica.

Some conventional hydropower plants are equipped with reversible units: Dychów, Solina and Czorsztyn-Niedzica.

At present, the technical potential of hydropower in Poland is estimated at approx. 13.7 TWh per year, and its current use does not exceed 12%. This puts us at the bottom of the ranking compared to other European countries.

The lower Vistula (dolna Wisła) River is of particular importance for hydropower in Poland; approx. 50% of the total technical hydropower potential is concentrated there. The idea of using the lower Vistula River for hydropower purposes was born as early as the interwar period. Poland returned to that idea immediately after the Second World War by creating the concept of navigation and energy cascade on the lower Vistula River, consisting of eight low-head barrages. Only Włocławek Barrage was constructed as part of the planned cascade – it was put into operation in 1970, and is currently used inconsistently with the project.

4

ENERGA SA intends to build the next barrage downstream of Włocławek, in Siarzewo. The primary purpose of the project is to protect the Włocławek Barrage against construction failures by damming and stabilisation of tail water level. Similarly to every hydraulic structure, it shows many comprehensive solutions for water management in accordance with sustainable development: renewable electricity production, improvement of navigation conditions, ability to abstract water for various purposes, improvement of flood protection, tourism, recreation and an additional road passage. Particular attention has also been paid to the impact of the maintenance of floodplains on water levels in floodplains. It should be noted that construction of the proposed new hydraulic structure downstream of Włocławek will contribute to the economic development of the region and to a reduction of unemployment.

In Issue No. 2, dedicated to the Vistula River, you can find the following articles: • Hydropower and its development • Hydropower and environmental conditions • Development of hydropower in Poland • Start-up of auxiliary equipment in a power unit of a thermal power plant with supply from a hydropower plant • The Lower Vistula Cascade • Barrage in Włocławek • Next barrage on the Vistula River downstream of Włocławek • Impact of maintenance of floodplains of the Vistula River on the levels of high waters on the section from Włocławek to Toruń.

The authors are hoping that the presented information will introduce readers to the current knowledge on hydropower and the possibilities to use it in accordance with sustainable development, with particular emphasis on the section of the Lower Vistula River and the next planned barrage in Siarzewo, downstream of Włocławek.

Wojciech Majewski Issue Editor Institute of Meteorology and Water Management National Research Institute, Warsaw Committee on Water Resources Management of the Polish Academy of Sciences

5

WISŁA W PRZYRODZIE I GOSPODARCE POLSKI Zeszyt 2. Energetyka wodna w Polsce i Europie

Od czasów starożytnych wykorzystywano energię wody. Pierwszą maszyną napędową, która zastąpiła siłę mięśni ludzkich, a następnie zwierząt, było koło wodne. Podstawowym problemem tego urządzenia był fakt, że energię można było wykorzystać tylko w miejscu jej wytwarzania. Na początku koło wodne służyło do przenoszenia wody na wyższy poziom, do napędu młynów zbożowych i prochowych, tartaków, foluszy czy młotów w kuźniach wodnych. Te urządzenia przyczyniły się w sposób istotny do uprzemysłowienia wielu krajów i wzrostu ich znaczenia gospodarczego. Z biegiem czasu mało sprawne koła wodne zostały zastąpione turbinami wodnymi o dużo wyższych możliwościach. Do olbrzymiego rozwoju elektrowni wodnych na całym świecie pod koniec XIX wieku przyczyniło się sprzężenie turbiny wodnej z generatorem elektrycznym i przesyłanie wytworzonej energii elektrycznej nawet na duże odległości, tam gdzie była ona potrzebna. Pierwsze elektrownie wodne, jeszcze o niewielkich mocach i lokalnie wykorzystujące wytworzoną energię elektryczną, powstały pod koniec XIX wieku.

Od tego momentu datuje się ogromny rozwój elektrowni wodnych. Największe z nich to: elektrownia o mocy 1345 MW przy zaporze Hoovera na rzece Colorado w Stanach Zjednoczonych (1936) i elektrownia o mocy 6809 MW przy zaporze Grand Coulee na rzece Columbia, również w Stanach Zjednoczonych (1942). Kolejny rekord, 14 000 MW, ustanowiła elektrownia przy zaporze Itaipu na rzece Parana w Ameryce Południowej, między Brazylią i Paragwajem (1984). Aktualnie największą moc, 22 500 MW, ma elektrownia przy zaporze Trzech Przełomów na rzece Jangcy w Chinach. Jednocześnie z tymi olbrzymimi elektrowniami wodnymi powstawały tysiące średnich i małych elektrowni wodnych.

Elektrownie wodne są najbardziej efektywnymi źródłami energii odnawialnej. Obecnie produkują na świecie ok. 16% całej wytwarzanej energii elektrycznej, a ilość tej energii wzrasta w tempie ok. 3% rocznie. Cztery kraje: Chiny, Brazylia, Kanada i USA wytwarzają powyżej 50% całej produkowanej energii elektrycznej w elektrowniach wodnych. Warto dodać, że Norwegia pokrywa 99% zapotrzebowania na energię elektryczną z elektrowni wodnych, a zużycie w tym kraju przekracza 20 000 kWh na mieszkańca rocznie. Innymi krajami europejskimi o znaczącym udziale produkcji energii elektrycznej w elektrowniach wodnych są: Szwajcaria, Szwecja, Hiszpania i Austria. W pozostałych krajach europejskich ilość wytwarzanej w elektrowniach wodnych energii nie przekracza 10% całej produkcji. Istotne znaczenie w systemach energetycznych mają elektrownie wodne szczytowo-pompowe stanowiące pewnego rodzaju akumulatory energii.

Budowa nowych elektrowni wodnych w Europie jest ograniczona ze względu na wykorzystanie atrakcyjnych lokalizacji. Znaczną przeszkodą w budowie nowych obiektów są istotne ograniczenia ekologiczne oraz zagospodarowanie terenu. Obecnie bardzo często wykonuje się modernizację i rozbudowę już istniejących obiektów. Powstanie nowych elektrowni wodnych powinno wiązać się z kompleksowym wykorzystaniem rzek do żeglugi, turystyki, ochrony przeciwpowodziowej czy zaopatrzenia w wodę.

Pierwsze elektrownie wodne w Polsce powstały w okresie międzywojennym. Działało 12 elektrowni o łącznej mocy 18 MW. Pierwszymi były elektrownie Żur i Gródek na Wdzie. Żadna z elektrowni nie miała mocy większej niż 10 MW. W 1935 roku rozpoczęto wznoszenie zapory i elektrowni Rożnów na Dunajcu, uruchomione zostały w 1942 roku.

Po II wojnie światowej wybudowano w Polsce wiele ważnych elektrowni wodnych: Włocławek, Solinę i Czorsztyn-Niedzicę.

Niektóre konwencjonalne elektrownie wodne wyposażone są w człony odwracalne: Dychów, Solina i Czorsztyn-Niedzica.

Obecnie techniczny potencjał hydroenergetyczny Polski szacowany jest na ok. 13,7 TWh rocznie, a wykorzystanie tego potencjału obecnie nie przekracza 12%. Stawia to nas na bardzo odległym miejscu wśród krajów europejskich.

Szczególne znaczenie dla energetyki wodnej w Polsce ma dolna Wisła, gdzie skupia się ok. 50% całego technicznego potencjału hydroenergetycznego. Jeszcze w okresie międzywojennym powstała idea energetycznego wykorzystania dolnej Wisły do celów hydroenergetycznych. Zaraz po II wojnie światowej powrócono do tej idei i powstała koncepcja kaskady żeglugowo-energetycznej dolnej Wisły, składającej się z ośmiu stopni wodnych przepływowych niskiego spadu. Z kaskady tej wzniesiono jedynie stopień wodny Włocławek, oddany do eksploatacji w 1970 roku, który jest eksploatowany niezgodnie z projektem.

ENERGA SA planuje budowę następnego stopnia wodnego poniżej Włocławka w miejscowości Siarzewo. Podstawowym celem tego projektu jest zapewnienie bezpieczeństwa stopniowi wodnemu Włocławek przed awarią budowlaną przez podpiętrzenie i ustabilizowanie poziomu wody dolnej. Jak każda budowla hydrotechniczna przedstawia on również wiele kompleksowych rozwiązań służących szeroko pojętej gospodarce wodnej zgodnie z zasadą zrównoważonego rozwoju: produkcja odnawialnej energii elektrycznej, poprawa warunków żeglugi, możliwości ujęcia wody do różnych celów, poprawa ochrony przeciwpowodziowej, turystyka i rekreacja oraz dodatkowe przejście drogowe. Zwrócono również szczególną uwagę na wpływ stanu utrzymania terenów zalewowych na poziomy zwierciadła wody na terenach zalewowych. Warto podkreślić, że budowa proponowanego nowego obiektu hydrotechnicznego poniżej Włocławka przyczyni się do rozwoju gospodarczego regionu i zmniejszenia bezrobocia.

W drugim zeszycie dedykowanym Wiśle znajdziecie Państwo następujące artykuły: • Energetyka wodna i jej rozwój • Energetyka wodna a uwarunkowania ekologiczne • Rozwój energetyki wodnej w Polsce • Rozruch urządzeń potrzeb własnych bloku elektrowni cieplnej przy zasilaniu z elektrowni wodnej • Kaskada Dolnej Wisły • Stopień wodny we Włocławku • Następny stopień na Wiśle poniżej Włocławka • Wpływ stanu utrzymania terenów zalewowych Wisły na poziomy wysokich wód na odcinku od Włocławka do Torunia.

Autorzy mają nadzieję, że zaprezentowane informacje przybliżą Czytelnikom obecny stan wiedzy na temat energetyki wodnej i możliwości jej zrównoważonego gospodarczego wykorzystania, ze szczególnym uwzględnieniem odcinka dolnej Wisły i planowanego następnego stopnia Siarzewo poniżej Włocławka.

Wojciech Majewski redaktor wydania Instytut Meteorologii i Gospodarki Wodnej Państwowy Instytut Badawczy Warszawa Komitet Gospodarki Wodnej Polskiej Akademii Nauk

6

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

Hydropower and its development Author Janusz Steller

Keywords hydropower, hydroelectric power plant, hydroelectric set, hydropower potential

Abstract Even if the documented history of hydropower reaches back as far as 5000 years ago, it owes its rapid acceleration in growth to the industrial revolution at the beginning of the nineteenth century. The end of the twentieth century brought about new challenges associated, on the one hand, with a growing demand for ancillary grid services, and on the other with new requirements for mitigating the environmental impact. Hydropower technology expansion had come about in a manner aiming to at least partially exploit the mechanical energy of sea and ocean waters.

This study points out to the most important trends in and barriers to hydropower development, with particular focus on the situation in Poland. This author sees the main threats to Polish hydropower development in how it is perceived solely through the prism of the generation of a particular volume of green energy, and a total underestimation of the quality of electricity supply and the numerous non-energy benefits resulting from hydroelectric power plant operation.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2013301

1. Introduction – Hydropower in the concept of sustainable development Inland waters represent a fairly limited energy potential compared with other energy sources (Tab. 1). Due to its relatively high predictability and the possibility of energy concentration and storage, this source of energy is very attractive. Historical research shows that it was already appreciated in about 3000 years BC. Written sources reporting entire hydropower installations, however, come from later times [9–12].

Undershot wheel driven transport of water was reported in the 3rd century BC by Philo of Byzantium, and in the second decade of the first century AD Vitruvius mentioned water-powered mill wheels with bevel gears. Several hundred years later, reports of overshot wheels appeared, and then those of mills with undershot water wheels set on floating vessels. It is also known that in Europe mills using tidal energy were already being operated in the seventh century [13]. Floating mills could have been seen still in the eighteenth century, which is evidenced by Canaletto’s famous painting of the view of Warsaw from its Prague district.

Today this idea is referred to by some supporters of headless micro hydropower plants.

Until the end of World War II, many small hydropower installations were still driven by overshot, undershot, as well as Zuppingertype midshot, water wheels. In the 1990s some vendors began

1 2 3 4 5

Only conventional resources. Calorific value according to WEC [5].

Without fast-neutron reactors.

Forecast of electricity generation in 2011.

The heat flux reaching annually from the Earth’s depths of its surface.

All ocean technologies – including osmotic and thermal technology.

Renewable energy source

Annual consumption/ output

Reserves1/technical potential

Total resources1/ theoretical potential

petroleum

175 [3]

9 841 [4]

12 080 [1]

natural gas

115 [3]

7 502 [4]

16 570 [1]

coal

146 [3]

25 225 [4]

199 670 [1]

30 [3]

2 310 [2,5]

5 410 [1]

12.2 [6]

57 [5]

143 [5]

uranium2 hydropower biomass

50 [5]

200–500 [5]

1 500 [5]

photovoltaics solar energy concentration

0.123 [6]

1 689 [7] 8 043 [7]

3 900 000 [5]

wind power

1,403 [6]

450 [7]

6 000 [5]

geothermal power plants geothermal heat

0.24 [7] 0.44 [7]

117.5 [7] 41.6 [7]

1 4004 [7]

sea and ocean tides ocean surface waves

No data

1.8–3.6 [8] 106.2 [7]

7 4005 [1]

Tab. 1. Global resources and potential of major energy carriers, EJ (1018 J)

offering compact hydroelectric sets driven by modern water wheels. In recent years, water wheels seem to be clearly losing the competition with Archimedes screws used as gravitational water machines.

7

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

Unlike gravity machines driven by the gravity of descending mass of water, water turbines are hydraulic machines, whereby the driving torque comes from the exchange of angular momentum between water mass and rotor shaft. This principle is expressed in quantitative form by Leonhard Euler’s fundamental turbine equation, for example [9–12, 15–17].

Often considered as the original reaction hydraulic turbine is the closed rotating vessel with two nozzles on its perimeter, built in the mid-eighteenth century by Johann A. Segner. Its torque originates from the reaction force caused by pressurised water flowing out of the nozzles in the circumferential direction. Even earlier, however, were the wooden devices in the form of simplified versions of impulse turbines, including the so-called Turkish water wheel [12, 15] or Balkan wheel, in operation.

More than half a century after the Segner invention, the first water turbines suitable for driving industrial equipment appeared.

From the end of the nineteenth century they were also used to drive hydroelectric generators. An important breakthrough was the launch of the first hydroelectric power plant in Appleton (Wisconsin, USA) in 1881. Ten years later electricity from a hydropower plant in Germany was transmitted over a distance of 175 km by means of a three-phase 15kV transmission line [10].

At least until the turn of 1970s and 1980s the main priorities in water turbine engineering were increase in capacity, efficiency and reliability, as well as extension of the safe operating range due to changes in flow rate and head alike. The requirement to reduce machine size was very important, prompting an increase in water turbine specific speed while maintaining good cavitation properties. Concurrent compliance with so many requirements – often conflicting with each other – enforced not only entirely new engineering solutions, but also optimization of the flow system geometry. Significant progress in this area was made possible after the implementation of advanced techniques of computational fluid dynamics (CFD ), and – especially – the finite volume method.

From the early 80s the importance of new priorities was increasingly growing. The new trends included: • environment-friendly design, including: zero oil leaks to water, preference for machines that did not cause damage to the downstream migrating fish • reducing the lower limit of the heads, at which turbines can be installed and operated in a commercially reasonable manner • development of a series of types of turbines specially designed for small hydropower plants, including the so-called microand pico plants • mastering the technology of utilizing the energy of steady ocean currents, and those associated with daily tides, using kinetic turbines • development of the technologies of energy generation from waving sea and ocean surfaces.

Environmental constraints affected the construction of dams, hydroelectric power plant operating modes, and entire capex project implementation processes, which in many cases have been suspended or completely blocked. This applies to many European Union countries, including Poland, where in the early 1980s the technical potential was only 12% utilised.

8

The environmental impact of dams, high dams with large reservoirs in particular, is clearly visible, although its full evaluation may require a lot of effort and advanced expertise. A summary of significant impacts may be found, among others, in reports [1, 7]. Some of the adverse effects have been prevented for decades, using a variety of environmental engineering techniques (including fish passages for the upstream migrating fish, maintaining the residual flow, periodic flushing of accumulated sediment from reservoirs). Progress in this area makes these techniques increasingly effective. At the same time, in many countries more and more stringent administrative procedures are in place.

In Poland it perpetuated in the 1990s stagnation in the construction of large classic hydropower plants [18–21]. Also investors in the so far tolerated small hydropower generation face growing difficulties. Hydropower in Poland seems to be losing ground not only to alternative renewable energy sources, but also to nonrenewable sources, the adverse environmental impact of which is indisputable.

The author believes that the reasons for this lie in the very narrow and one-sided understanding of natural environment protection. It is assumed that any change in man’s natural environment in relation to the status quo is harmful, and the construction of a dam is always more or less evil. This kind of approach to environmental protection fails to consider such effects as reduced harmful atmospheric emissions and consumption of non-renewable energy, relief of roads due to better use of waterways, as well as raising the level of ground water, containing river channel erosion downstream of existing barrages, or creating favourable conditions for natural life at the edges of floodplains. Even more ignored are the social and economic effects such as flood protection, or increased local employment. Globally underestimated is the role that hydropower has to fulfil facilitating the development of unstable renewable energy sources, especially wind and solar, as well as the much-talked about today local smart grids.

Polish strategic documents express often erroneous opinions about exhausted capabilities of energy storage in hydropower facilities.

Certain EU directives, including Directive 2000/60/EC known as the Water Framework Directive (WFD) and so-called Habitat Directives 92/43/EEC and 2009/147/EC, also show an adverse impact on the development of hydropower in the European Union. Contrary to the expectations of numerous stakeholders, the WFD Directive does not regulate the principles of rational management of water resources. Instead, the main emphasis is put on the rules for their protection, including improving the quality of water bodies. Strict implementation of WFD provisions has led, among other effects, to a clash with recommendations of Directives 2001/77/EC and 2009/28/EC on the promotion of renewable energy sources. The Habitat Directives have provided the basis for the Natura 2000 program, which covers almost 20% of Polish territory, including the entire Lower Vistula (Wisła) valley. Implementation of capex projects in these areas is extremely difficult. Not only the appropriate environmental compensation is required, but also evidence that the project is essential due to an important overriding public interest.

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

Opponents of hydropower usually see it only through the prism of green energy generation and related benefits. Such an approach hardly complies with the overall concept of sustainable development. The outstanding merits of hydropower in the context of other renewable energy sources are evidenced by quantitative indicators. The efficiency of electricity generation in modern hydroelectric power plants is unparalleled by other renewable energy sources. Equally beneficial are also other techno–economic and environmental performance indicators (Tab. 2). Particularly striking is the high rate of energy harvest ratio (ratio of the energy output during a plant’s lifetime to the energy input in its construction and operation).

Energy pay-back period

Energy harvest ratio

CO2 emission

Used area

Operating time

year

–

t/GWh

m2/GW

h/year

Small hydro

2–3

40–100

10

varied

6 000

run-of-the-river plants

1–2

100–200

3

varied

8 000

storage plants

1–2

100–200

3

varied

3 000

0.6–2

9–30

5

1.7 . 106

2 000

3–8

3–5

7

100 000

1 500

0.5–5

20–100

4

4.3 . 106

1 500

10–20

10–20

300–400

5 . 109

8 760

> 25

2–8

750–2000

> 7.5 . 109

8 760

10–30

7–20

300–600

> 5 . 109

8 760

Renewable energy source Hydro power

Wind power Solar power Photovoltaics Solar collectors

Thermal RES (biomass) Heat plants Power plants6 (conventional cycle) cogeneration plants (combined cycle)1

Tab. 2. Selected indicators of some renewable energy sources [22]

2. Hydroelectric power stations and their equipment 2.1. Hydroelectric power plant in the power system In many developing countries, but also in some developed European ones (Norway, Switzerland, Austria), hydroelectric power plants are major sources of electricity supply. Sometimes an individual plant is such a source for an entire region, while the relevance of others covers large areas. Stakeholders in the recently undertaken project of the Grand Inga hydropower plant complex in the Congo River (with a total capacity of ca. 40 GW) foresee the supply of electricity in an area stretching from South Africa to Egypt.

6

In countries where the majority of electricity is generated in thermal power plants, especially nuclear ones, the primary task of hydropower often includes regulatory functions and other ancillary services. Especially suited for the control and intervention functions are pumped storage plants, which have been built since as early as in the 1920s. Despite the development of various energy storage technologies, according to numerous studies the pumped storage plants still represent the most cost effective option. With nearly 25 GW installed capacity, Japan is now the world leader in this respect [23].

In Poland, where thermal power plants still cover more than 96% of the demand for electricity, until the 1990s the vast majority of storage hydropower plants operated in a peak or sub-peak regime. The trend to include more and more hydroelectric sets into the Automated Generation Control and the Automated Voltage Control systems was also to be observed. As a result of economic changes, which have led to changes in the daily load variation, and owing to upgrades of thermal generating sets enabling their safe operation at variable daily loads, and to grid operators’ policy with regard to large electricity consumers, the demand for hydropower ancillary services has declined. Also the way pumped storage plants operate has changed. In addition, requirements of the Ministry of Environment have forced many classic hydropower plants to abandon their peak operation. In some cases (Wloclawek and Dębe hydropower plants) of critical relevance has been the river bed erosion downstream of the barrage, due to the failure to build previously planned downstream barrages.

The situation in Poland, however, may soon change, as happened some time ago in many other European countries, where due to the strong development of the wind power sector and other unstable RES the demand has increased for ancillary system services, including intervention power reserve – both in generating and electricity absorption direction. The scale of the problem is illustrated in Fig. 1, which, after [24], presents the output power of wind and photovoltaic plants in the German power system as of March 2012. Particularly well suited for compensating the fluctuations of unstable RES output power are dense hydropower plant cascades and the pumped storage plants with hydroelectric sets of variable rotation speed, or operating under the hydraulic shortcut regime (concurrent operation of turbine and storage pump connected to the same penstock).

The installed capacity of pumped storage power plants in Europe in 2011 amounted to ca. 45 GW, representing more than one third of the power of all pump plants in the world. However, according to the Europrog report, at the same time the construction of 60 other installations with a total capacity 27 GW [23, 25] was already planned. Although over the next decade most of pump power plants will be built in Germany, Austria and Switzerland, the largest project currently in progress is the already operational Dnestrovskaya power plant in Ukraine, with target turbine and pump operation capacities of 2 268 MW and 3 010 MW, respectively.

Ratios estimated based on the expected efficiency according to UNDP [1].

9

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

Fig. 1. German power system supply from wind (top) and photovoltaic (bottom) power plants in March 2012 [24]

2.2. Hydroelectric power plant and dam types In terms of operating regime, power plants may operate either for the base load or for peak and sub-peak load. Power plants available to the system operator, capable of intervention operation and performing other services at the operator’s request (e.g. black start, condenser mode), are referred to as system plants.

System plants are usually pumped storage plants, which include classic ones and those with natural inflow.

All power plants designated for peak and sub-peak operation were designed as storage facilities or internal components of a dense cascade, i.e. of a series of barrages set in such a way that the tailwater level of each stage is highly dependent on the next stage head water level. Depending on the time required to achieve the full damming level after a full operating cycle, reservoirs may be refilled daily, weekly, or seasonally. In Poland many plants once designated for peak and sub-peak operation now operate for the base load, just like power plants at levelling barrages and classic run-of-river plants.

One of the main criteria for the classification of hydroelectric power plants is how water is supplied to the hydraulic units.

One distinguishes between plants set at dams and weirs, and those with derivation systems, where water is fed through an open channel (pressure-free derivation) or a pipeline/tunnel completely filled with water (pressure derivation). Both types of derivation are often combined with each other.

Derivation in a classic plant allows for the necessary head at limited outlays for the damming structure, without the need for a large water reservoir. It also has several advantages from the energy conversion point of view. However, it requires many precautions to ensure safe operation of penstocks during transient states, as well as a sufficiently high residual flow.

Damming structures and facilities include dams and weirs. The division criterion is the function: a dam’s primary task is to dam up water, whereas the primary task of a weir is to control watercourse flow.

10

Construction of dams and their associated hydraulic facilities has a rich history. A concise summary may be found in [9, 11, 12, 26, 27]. Building of damming structures is always an extremely responsible task, due to the effects, to which errors in both the design and the actual construction may lead. In particular, seepage should be avoided, i.e. movement of substrate in relation to filtration under the dam. Due to the effect of potential disaster, the legislation in many countries divides damming structures into classes. According to the Polish regulations, hydraulic structures of class I and II should be equipped with control and measurement devices designed for automatic reading, and ensuring periodic monitoring of their correctness. For this latter purpose automatic systems for dam technical monitoring are used. Catastrophic failures of dams are extremely rare. Over the last 20 years in Poland the earth dams of the retention reservoirs in Górowo Iławeckie and Niedów were broken, and a part of Dychów power plant dam slipped.

Quite obvious is hydroelectric power plant classification according to their heads H and installed capacities P. The classic monograph of J. Giesecke and E. Mosonyi [9] distinguishes between low-head (H ≤ 15 m), mid-head (15 m < H ≤ 50 m) and high-head (H > 50 m) facilities. This division corresponds fairly well with Polish realities. Numerous references indicate, however, other limits: e.g. H = 30 m and H = 100 m [10].

Recently, also distinguished are ultra-low head (H ≤ 2 m) plants.

Still in the early 1990s the opinion prevailed that dams with such low head cannot be exploited in a commercially reasonable manner. Today, in addition to compact tubular hydroelectric sets operated even at 1.70 m heads, in the so-called small hydropower sector appeared completely new engineering solutions that enable cost efficient operation at heads even below 1 m. We are also witnessing construction of the first commercial headless underwater plants (energy farms) driven only by the kinetic energy of ocean and tidal currents [5, 7, 28, 29]. Also in progress is R&D for exploiting kinetic energy of rivers, although its practical relevance seems to be quite limited, for example [30].

From the perspective of the power grid operator and the electricity market, hydropower plants are commonly divided into small and large ones, although there is no common agreement as to the division criterion. In Poland – like in the United Kingdom, Hungary and Latvia – the limit is 5 MW, but many other European countries consider small hydropower plants (SHP) as those below 10 MW of installed capacity. This limit is also applied in preparation of statistical data and other documents at EU level.

The practical significance of this limit results form a variety of legal and administrative procedures, as well as the state aid in the RES sector. For the same reasons among small hydropower plants mini-, micro-and pico-facilities may also be distinguished.

2.3. Electromechanical equipment The basic electromechanical equipment of a hydroelectric power plant is always a hydroelectric set consisting of a water energy machine (turbine or gravity machine) and an electric machine (generator). Torque transmission requires often – but not always – a coupling (couplings), and sometimes also a gear, which are also an integral part of the set. Also a control and protection

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

system with actuators (servomotors), and an excitation system (for synchronous generators) are considered hydroelectric set components.

Technological advances of the past decades have left their marks on almost all of these equipment items. Control systems have undergone radical and widespread changes. Former speed governors with Watt mechanism have been almost entirely replaced by electronic ones, and high-pressure oil systems are used in actuators [31]. Excitation systems for synchronous generators in the form of generator shaft-driven exciters have been largely superseded by static excitation systems. For a few decades, also asynchronous generators have been used. An innovation of the past twenty years, now increasingly widespread, is the use of variable rotation speed. This is especially justified in the case of small hydroelectric sets operated at large relative changes in gross head. In such a case, permanent magnet generators are often used. Variable rotation speed is also used in reversible sets. This allows not only for high efficiency over a wide range of operating parameters, but also for power control in the pumping mode of operation.

The limits of this article do not allow for even a cursory overview of the water turbine development history. In Tab. 3 some of the history’s milestones are listed, including the Francis turbine development path, and the appearance of the Kaplan turbine [32].

In parallel with the launch of a prototype hydroelectric set with Kaplan turbine in Europe, the concept of the straflo (straight flow) type tubular hydroelectric set was patented in the United States. According to the latter concept turbine runner is provided with an outer ring, on which the generator rotor windings are set.

It was not until many years later, however, when numerous technical problems were mastered, including those related with seals, that the runner blades adjustment was introduced [33].

Since the pump-turbine with diagonal impeller and adjustable blades was designed by P. Deriaz in the 1950s all the basic types of hydraulic turbine flow systems prevailing up to that date were known in the hydropower industry (Fig. 2).

In order to allow easy comparison of machinery tested under various conditions, test results are presented using values reduced to unit head and characteristic runner diameter. Among the dimensionless parameters special attention should be given to kinematic specific speed nq interpreted as the rotational speed of the runner of a turbine geometrically similar to a model turbine, which discharges 1 m3/s of water when operated at the unit head in the best efficiency point. The specific speed is closely correlated with the runner shape, and that’s why it is sometimes referred to as the shape number. The specific speed increase leads, on the one hand, to reduced size of the turbine capable of operating at a given flow rate and head, and on the other – to increased local flow velocities and dynamic pressure depression. This means deterioration of cavitation properties.

For this reason, the highest specific speeds are typical for lowhead machines. A significant increase in turbine specific speed has been achieved using advanced CFD methods. Low-head tubular turbines achieve today the specific speed value between 260 and 280. In the case of Francis turbines and radial-axial pump-turbines not only the specific speed has been increased,

Year

Designer

Development essence

1750

J.A. Segner

Segner mill – the first reaction water turbine

1754

L. Euler

Théorie plus complète des machines qui sons mises en mouvement par la force de réaction l’eau – fundamentals of the water turbine theory

1828

F.Girard

impulse turbine with vertical shaft and axial flow

1827

B. Fourneyron

high-head reaction turbine with radial guide vanes and centrifugal runner with vertical axis

1836

S. Howd

reaction turbine with centrifugal runner (U.S. patent)

1837

C.A. Henschel

low-head vertical reaction turbine with axial-flow, the first use of a suction tube

1848

F.W. Schwamkrug

impulse turbine with horizontal axis, fed by nozzles from the shaft side

1848

J.B. Francis

research and upgrade of the Howd turbine (later known as Francis turbine)

1851

L. D. Girard

regulated impulse turbine with vertical shaft and axial flow

1859

C.L. Fink

Francis turbine distributor with adjustable vanes (patent)

1869

A.M. Swain

flow deflection in Francis runner in the axial direction

1880

Pfarr/J.M. Voith

spiral chamber upstream of Francis turbine distributor

1881

T. Edison

the first hydroelectric power plant (Appleton, Wisconsin, USA)

1883

L. Pelton

impulse turbine with the runner driven by liquid jet(s) directed tangentially to its circumference and striking the buckets placed on it

1904

F. Lawaczeck

reaction turbine with diagonal runner without outer ring (Harnrode, Germany)

1917

V. Kaplan

turbine with an axial runner with adjustable blades (Austrian Patent No. 74 244; August 1913 )

1919

V.Kaplan/ I.Storek

the first hydroelectric set with Kaplan turbine (Velm, Lower Austria)

1919

L.S. Harza

tubular turbine (straflo) with runner blade tips mounted in the generator rotor(U.S. Patent No. 1 485 186)

1930

E. Wyss

the first axial pump-turbine (Baldeney, Germany)

1936

J.M. Voith

the first radial pump-turbines (Pedreira, Brazil)

1936 1937–1951

A. Fischer/ E. Wyss

the first bulb turbines (Rościno at the Parsęta River, Pomerania) 73 straflo hydroelectric sets in the Lech, Iller and Sallach rivers (Germany)

1956

P. Deriaz

double-regulated diagonal pump-turbines (Niagara Falls)

1962

Neyrpic

bulb pump-turbines for La Rance tidal power station (pump and turbine operation in both directions)

1982

E. Wyss

the first straflo hydroelectric set with adjustable runner blades

1990

Toshiba

reversible hydroelectric set with variable rotational speed (Yasagawa)

after 1990

various

systems for sea wave energy conversion: Limpet (Wavegen/Voith), Wave Dragon (E.F. Madsen), Pelamis (Pelamis Wave Powerl) etc.

after 2000

various

underwater marine power plants with hydrokinetic turbines: SeaGen (MCT/Siemens), MeyGen (Andritz), OpenHydro, TGL etc.

Tab. 3. Milestones in the development of water power machines

but also the operating range has been radically extended into the partial loads area – so far available for small twin turbines only. Optimization of the streamline pattern was often a result of extending blade channels and increasing the number of runner blades. An illustration of the typical trend is a comparison of the meridional runner sections of the classic turbines at Solina plant before and after an upgrade (Fig. 3).

11

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

Even further-reaching technological changes have been introduced in the small hydropower sector. Already in the beginning of the last century, R&D efforts began on turbines dedicated especially for small plants (Tab. 4). These include cross-flow impulse turbines, known in Poland as Banki-Michell ones [35]. At this time also the Turgo turbine originated devised by G. Gielkes (a simplified version of a Pelton turbine). Although turbines designed for small hydropower were developed and produced throughout the twentieth century, they often were just simplified versions of machines designed for large plants. This has changed significantly in the last two decades of the last century in connection with the policy of European and U.S. governments with regard to the RES sector. Since then many turbine designs have been developed specifically for small hydro, including reactive variant of the cross-flow turbine (J. Cink, 1985), kinetic turbine with Darrieus runner (Gorlov, 2003), and the Alden type turbine

(Alden Research Laboratory, 2003). A lasting achievement is the introduction of a permanent magnet generator. The recent years’ recognized and proven successes include the application of an Archimedean screw as a water gravity machine, and the launch of VLH very-low-head sets (M. Leclerc, J. Fonkenell, 2006), manufactured by the MJ2 Technologies [36]. The Alden -type turbine, Archimedean screw, and the Leclerc-Fonkenell hydroelectric set have in common the 100% rate of survival of the fish passing through them.

Over the last 20 years there has been tremendous progress in the technology of utilizing sea and ocean wave energy and ocean currents – both permanent and related to the diurnal tidal cycle.

Year

Designer

Development essence

1903

A.G.M. Michell

cross flow impulse turbine (Australia)

1918

D. Banki

cross flow impulse turbine (patent in Germany)

1919

G. Gilkes

impulse turbine with liquid jet directed tangentially to cups placed over runner wheel perimeter (Turgo)

1985

J. Cink

cross flow reaction turbine

after 1990

Various

tubular hydroelectric sets with variable speed generators

after 1990

Various

hydroelectric sets with Archimedean screw as gravitational water machine

2003

Alden Research Lab

high performance fish friendly turbine with extended runner blade channels

2006

J. Fonkenell/ M. Leclerc

prototype VHL hydroelectric set: axial turbine with low specific speed Kaplan runner, and direct drive of a variable speed generator set located in the hub, with no suction tube, mounted in duct as a tilt device for damming and flow adjustment

Tab. 4. Selected innovative turbines and hydroelectric sets designed for small hydropower plants

Fig. 2. Water turbine application areas according to Escher Wyss [11]

The cycle of electricity generation from wave motion resembles the operation of traditional tidal power plants – it utilises the energy of water level ascending and descending alike. This operating principle is well illustrated by the Limpet plant launched in 2000 by Wavegen [37], in which the working medium is air in a concrete chamber, partially filled with an oscillating seawater column. Since then, a significant number of plants have been commissioned for operation in open waters. Some of them use sea water as the medium (Wave Dragon, 2005) – others (Pelamis, Wave Star) accumulate energy of the medium using hydraulic devices with pistons driven by sea water waving motion (Fig. 4).

Today, in the seabed mounted energy conversion farms, hydroelectric sets with horizontal axes prevail, including traditional propeller hydraulic units and the Open Centre hydro sets [28] devoid of hub and shaft, with runner blades fitted in an outer ring, which also functions as the generator rotor set in a support structure bearings.

3. Hydropower in the world and in Poland Fig. 3. Comparison of the runner geometry of a classic Francis turbine in Solina plant before (left) and after (right) the upgrade [34] 12

The global technical potential of inland water hydropower amounts to 14,500–16,000 TWh/year, which accounts for 35–40% of the theoretical potential [5]. According to the US

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

in 8%. According to the EIA projections, by 2020 the hydropower installed capacity and annual output around the world shall rise to around 1200 GW and 4465 TWh, respectively. Earlier forecasts of the International Hydropower Association (IHA) show that every third megawatt of the global hydropower capacity increment in this decade will be installed in China.

It seems that neither in China, nor elsewhere in the world, should construction of individual facilities larger than the Three Gorges on the Yangtze River (32 hydro sets with a total capacity of 22,500 MW) be expected any longer. Today, the largest predeveloped project is the Grand Inga hydropower complex at the

Fig. 4. Wave Star offshore wave plant module during outfitting at Gdańsk Shipyard (2009)

Energy Information Administration data, the 2011 hydro electricity output was ca. 3409 TWh, which indicates that this potential was used in 22–25%. Half of the world hydropower potential is located in Asia (Tab. 5). Over one third of 926 GW of the globally installed hydropower capacity is utilised there (2009). The unchallenged leader is China. At the end of 2008, Chinese plants represented 20% of the globally installed hydropower capacity. China was followed by Brazil (9%), USA (9%), Canada (8%), Russia (6% ), and India (4%). It follows from a report of the World Energy Council, [5] that European countries accounted for 25% annually, but this share also includes Russia, the largest hydroelectric power plants of which are located in its Asian territories. Three quarters of other European countries’ hydropower capacity were installed in five countries: Norway, France, Italy, Sweden, Spain, and Switzerland.

After brief stagnation at the beginning of the last decade, the development of hydro power has again gained momentum – mainly due to Asian and Latin American countries (Fig. 5). Also in Africa hydropower has been steadily growing for a long time. The technical potential of this continent has been so far utilised only

Region

Technical potential

Generation (2009)

Inst. capacity (2009)

Potential utilisation, %

TWh/year

TWh

GW

North America

1659

628

153

39

Latin America

2856

732

156

26

Europe

1021

542

179

53

Africa

1174

98

23

8

Asia

7681

1514

402

20

185

37

13

20

14576

3551

926

25

Australia/Oceania World

Tab. 5. Hydropower potential and its utilisation by regions of the world [7]

Fig. 5. Global hydropower electricity output, as per EIA statistical data and forecasts

Congo River with target capacity 39–42 GW. After years of discussion and debates it was decided to phase the implementation of the project consisting of several dams and a shared reservoir.

The project feasibility study is well advanced, and it will be implemented by an international consortium. Among other major projects in Africa this year’s IHA report [28 ] identifies the Gilgel Gibe III plant (1870 MW) on the River Omo in Ethiopia scheduled for commissioning in this year, and the already constructed Grand Renaissance Dam in the Blue Nile in Ethiopia. The installed capacity of the power plant built at the last dam will be 6,400 MW. Another major projects of the decade include hydropower plants Xiangjiaba (6400 MW), Xiluodu (13 860 MW) and Nuozhadu (5850 MW). The first two plants are built in the upper Yangtze (the Jinsha River), and the last one – in the Chinese stretch of the Mekong River (the Lakang River). By 2015, China intends to increase its hydropower capacity to 284 GW, of which 41 GW should be in pump plants. In the Chinese province of Hebai the largest pumpedstorage power plant in the world is built with a target capacity of 3600 MW. Also other countries in the region have ambitious plans.

In Malaysia in 2012 the Bakun power plant was commissioned with a capacity of 2,400 MW, and works were in progress at yet another huge project (Murum, 944 MW). A 2,400 MW plant (Son La, the Da River) was commissioned also in Vietnam. Thus, the hydropower capacity installed in the country has increased to 12 GW. The Vietnamese government expects to achieve 17 GW by 2020.

In Laos, Xayaburi power plant with a capacity of 1285 MW is under 13

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

Potential Member State

#

technical

economic/ environmental

Installed capacitycapacity (RES)

Normalised generation (RES)

Outlays

Technical potential utilisation

<10 MW7

≥10 MW k€/kW

TWh/a

TWh/a

MW

GWh

%

k€/kW

1.

Austria8

73.0

52.0

12 919

52 113

71.4

4.5

no data

2.

Bulgaria9

4.5

>4.0

3 019

3 691

86.3

3.4

no data

3.

The Czech Republic

4.9

>2.3

1 546

2 203

46.3

6.5

3.0

4.

Finland

16.9

14.6

3 196

13 992

82.8

2.7–7.0

2.0–2.5

5.

France3

120.0

no data

25 554

49 176

55.7

2.3–4.5

2.0–3.0

6.

Germany4

36.0

no data

3 906

19 503

53.5

2.0

no data

7.

Greece10

17.0

no data

3 213

5 254

30.8

1.5

2.0

8.

Italy

160.0

42.0

18 092

44 012

27.5

4.5

no data

9.

Lithuania

2.1

0.1

127

430

20.2

2.5

no data

10.

Latvia

5.4

>3.0

1 576

3 142

55.3

2.6

no data

11.

Poland

12.0

no data

12.

Portugal

29.1

21.3

13.

Romania

34.5

14.

Slovenia

7.6

15.

Slovenia4

8.8

4.7

68.5 130.0

16.

Spain

17.

Sweden

18.

United Kingdom EU-27

27.2 765,6

955

2 379

19.8

6.4

>9

5 492

11 398

40.3

2.5

1.7

20.7

6 507

17 460

49.7

2.5–3.5

4.0–5.0

no data

1 812

4 627

59.7

5. 5

6.4

1 213

3 774

59.6

1.8–4.0

1.5

no data

13 280

29 536

47.2

1.3–2.3

1.1–1.8

73.4

16 845

68 157

52.3

3.1–3.5

1.3

6.9 >261.4

1 592

7 479

18.1

3.0–12

1.8

121 343

320 422

44.1

4.0

3.7

Tab. 6. Selected hydropower indicators in some EU countries (2011)

construction on the Mekong, while in Myanmar (formerly Burma) – the Chipwi power plant (2 GW) erection is under way. The country’s authorities plan to increase its installed hydropower capacity up to 40 GW. Also noteworthy are projects developed in Central Asia, including Kamarhati 1 plant at the Naryn River in Kyrgyzstan (1900 MW), the controversial Rogun dam at the Wakhsh River in Tajikistan (3600 MW), and Dasu at the Indus River in Pakistan (4320 MW). India plans to increase its installed hydropower capacity by one fourth in 2012–2017, up to 49 GW. The project of a 9750 MW hydropower plant at the Brahmaputra River is under preparation. Also Russia has returned to the development path. In 2014 the completion not only of Sayano-Shushenskaya (6400 MW) plant overhaul, but also of the 40-year construction cycle of Boguchanskaya plant (2 GW) in the Angara River is expected. For the same year the launch of Zagorskaya 2 pumped storage plant (840 MW) is scheduled.

Strong growth in hydropower is observed also in South American countries. According to the report [31], under construction or at advanced planning stages are now facilities with a total capacity of 35 GW, of which 23 GW is in Brazil. In 2012 Estreito power plant (1087 MW, the Tocantins River) was commissioned, and other Amazonian facilities were under construction: Belo Monte

Low-head facilities. as of 2010.

9 EUROSTAT, not normalised generation.

10 Not normalised generation.

7 8

14

(11 233 MW), Santo Antonio (3150 MW) and Jirau (3750 MW).

Also Teles Pires plant (1830 MW) is built in the Amazon basin. This project has given rise to serious controversies, since in its planning the rights of the indigenous population to traditional places of worship were ignored. Also Colombia plans to increase its installed hydropower capacity by 4 GW, and Ituango in the Cauca River (2400 MW) and Sogamoso in the river by the same name (820 MW) are under construction.

Project portfolio in the rest of the world is less impressive. In the U.S., some of the hydroelectric dams have been removed on environmental grounds. Decommissioning other facilities in the Snake River in Washington State is contemplated. Hydropower capex projects in the U.S. are primarily upgrades of existing plants and development of small hydropower installations. Far from stagnation are Canada and Mexico, where the predeveloped or developed are many hydropower plants over 500 MW. In Europe, the hydropower technical potential has been utilised already in large extent, even if to varying degrees in various countries. (Tab. 6). The present situation is substantially affected by numerous environmental NGOs, which have stopped development of large hydropower in many countries, and set additional barriers for small hydropower.

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

Also the hydropower sector in Poland suffered, where in the 1970s and 1980 some earlier commenced projects, such as the Ciechocinek barrage and Młoty pumped storage plant, were abandoned because of lack of funds. As a result, the utilization of Polish technical hydropower potential does not exceed 20% and is one of the lowest in Europe. This estimate is based on the assumption that the potential does not exceed 12 TWh/year, as derived from the cadastre drawn up by Prof. A. Hoffmann’s team (Tab. 7).

#

Water system

Potential

1.

Vistula (Wisła) + basin

9270

2.

Vistula

6177

3.

Left-bank tributaries

513

4.

Pilica

170

5.

Brda

119

6.

others

224

7.

Right-bank tributaries

8.

Dunajec

814

9.

Wisłoka

126

10.

San

714

11.

Bug

309

12.

Narew

179

13.

others

14.

Odra + basin

2400

15.

Odra

1273

16.

Left-bank tributaries

619

17.

Nysa Kłodzka

134

18.

Bóbr

320

19.

others

165

20.

Right-bank tributaries

507

21.

Warta

351

22.

others

156

23.

Littoral rivers

280

TOTAL (1 + 14 + 23)

large hydro upgrades. Stand out the launches of all three classic pumped storage plants: Żydowo (1971), Porąbka-Żar (1979– 1980) and EW Żarnowiec (1983), as well as Niedzica (1997).

Rehabilitation of these plants has resulted in upgrades of their installed capacities. And yet despite this consistently upward trend, for reasons reported earlier herein, the future of Polish hydropower remains unclear, as has been demonstrated by the misfortune of Nieszawa-Ciechocinek barrage at the Lower Vistula (Wisła). Indications are that even if the project sees its ultimate implementation, the use of spillways will be needed to achieve a discharge close to that of Włocławek plant’s turbines. This may put a shadow on possible engineering of the Lower Vistula Cascade’s subsequent stages if any.

Small hydropower plants are built mainly at the existing dams.

Quite a few exceptions to this rule are primarily power plants erected as a by-product of major water management projects.

Their implementation, however, may take even twenty years or

2580

438

11950

Tab. 7. Polish hydropower technical potential, GWh/year, as per A. Hoffmann’s cadastre

The cadastre does not include, however, streams with potential for continuous output below 100 kW per 1 km of stream course. The omitted streams may represent a potential as high as 1,700 GWh/year. The development of hydropower in Poland [18] is well illustrated by Fig. 6. It shows some stages and milestones, including: systematic development in the inter-war period (Żur, Gródek and other plants), launch of Dychów plant in the Bóbr River (1936), launch of Rożnów plant in 1941–1943; restoration and systematic development in the 1950s and 1960s (concluded with the launch of Solina and Włocławek plants in 1969 and 1971, respectively); stagnation until the early 1990s in conventional hydropower development; small hydro development and

Fig. 6. Installed hydropower capacity in Poland

more, which is the case of Malczyce barrage at Odra river with a 9 MW power plant, and Świnna Poręba reservoir on Skawa with a 4.5 MW power plant. Malczyce is the largest hydropower project currently under construction in Poland, and the Polish law does not qualify it as an SHP. As a result of the inventory carried out in the first half of the 1980s by the ENERGOPROJEKT Bureau of Power Engineering Studies and Projects, ca. 1,000 existing and planned damming facilities were identified, at which hydropower plants with a total capacity of 200 MW could be constructed or revitalised in an economically viable manner [38]. This corresponds to yearly electricity output of ca. 700 GWh. Since then, the installed SHP capacity has increased by 120 MW, but also many conditions of the sector development have changed. The most important changes include public support in the form of green certificates, and technical advancement on the one hand and stringent environmental requirements on the other. Therefore the usable hydropower potential associated with the existing dams should be re-evaluated. The first step was the inventory of barrages higher than 0.7 m, taken in 2012 by the National Water Management Board and its subordinate units [39]. 14,000 15

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

facilities have been identified. Since their hydropower usefulness has not been assessed, the work should be continued.

The Polish hydropower sector is not the only one with a dim future. Europe’s largest conventional hydropower projects (Messorocha and Ilanorias in Greece, and Innertkirchen in Switzerland) are plants with capacities slightly over 150 MW. As an exception one may mention Albania where construction of the 280 MW Devoll plant is planned. Quite specific are plans for the construction of smaller power plants in Slovakia: Sereď (63 MW) and Nezbudska Lučka (33 MW) at Váh, and Čunovo II (13,5 MW) at Danube.

In this context, the small hydropower development forecasts (<10 MW) seem fairly optimistic. According to various sources, the SHP capacity installed in EU should increase in this decade by 2-3.5 GW, and its yearly output amount to over 50, maybe even 60 TWh. The forecast of Polish SHP output increment, developed as a part of the SHP STREAMMAP project [40, 41] is shown in Fig. 7.

Fig. 7. 1995–2011 output of Polish hydropower plants <=10 MW

As mentioned earlier, proliferation of unstable RES in Europe has led to a renaissance of pumped storage generation. In 2003, in Thuringia, the first European plant with a variable speed hydroelectric set with was commissioned (Goldisthal, 1060 MW).

A variable speed hydraulic unit was commissioned also in 2010 in Avče plant in Slovenia (185 MW). A prototype unit of this type for Zagorskaya 2 plant was recently engineered in Russia and Ukraine. Construction of the first pump plant (Tarnita Laputesti, 1000 MW) has been planned in Romania, another two facilities are being considered in Slovakia. This year’s IHA report also lists 13 locations considered in Thuringia (5.1 GW altogether), six new facilities in Switzerland (4 GW), two facilities in Austria, 3 – in Portugal, as well as upgraded facilities – including Le Cheylas in France (MW 485 ) and Żydowo in Poland. It is also known that an extension of Kruonis hydro plant (current available capacity: 900 MW) is contemplated in Lithuania.

Ambitious plans to build 10 classic pumped storage plants in Poland have become stuck at the fourth one (Mloty, 750 MW).

Its construction, commenced in the beginning of the 1970s, was halted in the following decade and eventually stopped in 16

the early 1990s. The construction of Krempna pump plant in the Lower Beskid Mountains has not commenced either. The increase in regulatory and intervention capacity in the past twenty years was due to the launch of Niedzica plant (92 MW) and the upgrades of Żarnowiec (capacity increase from 680 to 716 MW), Solina (capacity increase from 136 to 200 MW) and Dychów (capacity increase from 79 to 90 MW). At the time of writing this text the Żydowo plant upgrade (turbine operation capacity increase from 150 to 156 MW) is in progress.

Constraints of classical hydropower development in Europe inspired interest in tidal power a long time ago. This resulted in the 1966 launch of La Rance tidal power station with twenty four 10 MW bulb units. A special feature of these sets is their capability of bi-directional turbine and pump operation. Shortly thereafter the pilot project of Annapolis Royal tidal power station (Nova Scotia, Canada) was commissioned with an 18 MW straflo unit, as well as small experimental facilities in the Soviet Union (Kislaya Guba), and in the North Korea (Kesong Gulf). Nearly 50 years were needed to commission a dam tidal plant larger than La Rance (Sihwa, South Korea, 254 MW).

Assessment of the global technical potential of ocean tides is highly uncertain. ECOFYS’ review [8] reports estimates it at 500–1,000 TWh/year which is the value ca. 20 times lower than the theoretical potential reported by the UNDP [1]. In some cases, energy from tides can significantly contribute to national energy mix. In the UK the project of a tidal plant at the estuary of the Severn River near Bristol has been under consideration for nearly 90 years. A plant located there could supply 12.9 TWh of electricity per year, which would amount to a ca. 5-percent share in the UK energy balance. The project development faces numerous protests because of its impact on valuable ecosystems on the edge of the floodplain. After earlier rejection, the British government is reconsidering its implementation, subject to inclusion of environmentally friendly solutions. Technological advances, such as those in environmental engineering, may enable development of other attractive projects, including Solway Firth (UK, 10 TWh/year), the Bay of Fundy in Canada (11.7 TWh/year ) and the Gulf of Khambhat, India (16.4 TWh/year) [5].

Environmentalists do not protest against underwater plants driven by the kinetic energy of sea tides and currents (see section 2.3).

Major projects include already commenced construction of an almost 400 MW farm of Hammerfest Andritz propeller units in the Pentland Firth Bay at the north- eastern coast of Scotland.

Its target capacity should be achieved in 2020, but the Board of Crown Estate has already issued licenses for facilities with a total capacity of 1,800 MW, mainly in Pentland Firth and Orkney waters.

[32] Another concession for a 100 MW farm off the Northern Ireland coast has been granted to a consortium involved in erection of Open Hydro units. In Atlantic waters from the Bay of Biscay to the Orkney Islands pilot hydroelectric sets from other vendors, such as Sea Gen, Tidal Generation Ltd (Alstom), and Voith Hydro, are installed. Many of them test pilot installations in locations in the Orkney region, provided by the EMEC European Marine Energy Centre. Interest in tidal power is not limited to Europe, as evidenced by the activity of a number of manufacturers from the U.S., Canada and Japan, as well as the already commenced installation of a plant

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

off the coast of South Korea with Voith hydraulic units with target total capacity of 150 MW. [37] The exploitation of wave energy is still at the experimental and pilot plant stage. The average power stream carried by ocean waves is estimated at more than 1 MW per metre of wave crest [5]. Estimates of the global ocean and sea wave energy in deep waters (over 100 m) range from 8,000 to 80,000 TWh per year.

Its economic potential is estimated at 140 to 750 TWh/year, although it is believed that once more mature designs are engineered, it will rise to 2000 TWh/year. A brief overview of the ocean energy to electricity conversion technologies available today can be found, among other references, in reports [5, 7] and on EMEC websites. The most reliable wave to electricity converting facilities include plants set by Wavegen and Pelamis Wave Power. After ten years of Limpet plant’s prototype operation on the island of Islay (Scotland), Voith Hydro Wavegen launched the first commercial installation of this kind on the coast of the Bay of Biscay (Mutriku, 300 kW), and started to build another one in the New Hebrides with the first and second phase target capacities of 4 MW and 30 MW, respectively [37]. In 2008 Pelamis Wave Power commissioned the first floating commercial farm with three 750 kW generator sets off the coast of Portugal. If the experiences of its operation are positive, 25 new sets will be added.

4. Some non-technical constraints of hydropower development In many EU countries, as well as in the U.S., the hydropower condition is overwhelmingly affected by national and regional

Source

biomass

Technology

geothermal

Operating costs

LCOE cost11

MW

USD/kW

USD/kW

US¢/kWh

US¢/kWh

430–500

12

0.18

2.2–6.2

CHP12 /ORC13

0.65–1.6

6500–9800

50–80

4.3–5.1

12–32

CHP/steam turbine

2.5–10

4100–6200

54

3.5

8.3–22

CHP/ICE14

2.2–13

1800

67–71

1.1–1.9

3.0–11

0.004–0.01

3700–6000

19–110

–

18–71

commercial photovoltaics

0.5–100

3100–6200

16–75

–

11–52

CSP15

50–250

6000 –7300

60–82

–

pulsating source

10–100

1800–3600

60–90

binary cycle

16–25 3.8–11

2–20

2100–5200

60–90

to 20000

1000–3000

25–75

– –

SHP in Poland16

4.1–14 1.8–11

<5

2000–13000

87

up to 250

4500–5000

100

onshore

5–300

1200–2100

–

1.2–2.3

4.4–14

offshore

20–120

3200–5000

–

2.0–4.0

9.7–19

tidal wind

Capital expenditure

20–100

all technologies hydro power

Typical capacity

co-incineration

domestic photovoltaics direct sunlight

environmental policies. Some development issues and trends related to these and other non-technical considerations were already highlighted in the previous chapters. They are now the subject of numerous disputes and public statements. Due to the assumed profile and the limited volume here, they will not be discussed here any further.

These factors, however, have an impact on the business side of development projects. One of the features that distinguish inland hydropower from other RES technologies is capital expenditure’s strong dependence on the installation site. A review of available relevant studies can be found in the Report of the Panel on Climate Change [7]. An analysis carried out in 2010 by IEA International Energy Agency indicates the unit expenditures of 750–19,000 USD/kW, with 1280 USD/kW average, and average annual utilization of installed capacity close to 50%. Various sources typically estimate the annual operating and maintenance costs at 2.5–4% of the investment, and the average cost of electricity generation at 3–12 cents per kWh. Some economic indicators of various RES are compared after [7] in Tab. 8.

A smaller project usually features higher unit capex, but only on condition that its magnitude does not depend on the project scale. That is not the case in countries where small hydropower plants are built at existing dams, unlike large plants built with full civil engineering infrastructure, often including multitask facilities and additional projects. An example is Poland, where civil engineering infrastructure accounts on average for 80% of the capital expenditure on hydroelectric facility built from scratch.

According to analyses carried out by ESHA European Small

10 18–24

Tab. 8. Selected economic parameters of some RES technologies [7]

11 Levelized Cost of Energy at discount rate 7% (except SHP in Poland).

12 CHP – combined heat and power generation.

13 ORC – Organic Rankine Cycle.

14 ICE – internal combustion engine.

15 CSP – concentration of solar power.

16 Capital expenditure as per SHP STREAMMAP project details (mean IRR = 10.9%), other indicators according to [42] (capacity over 500 kW).

17

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

Fig. 8. Specific capital expenditures for hydropower plant construction in the European Union [41]

Hydropower Association within the SHP STREAMMAP project framework [44, 45], the average specific expenditure on a small hydro power plant in Poland amounts to 6,400 €/kW, which is about 2/3 of the unit costs projected for the next barrage in the Lower Vistula. Similar capital expenditures are incurred in the SHP sectors in the Czech Republic and Slovakia, Fig. 8. They are much higher than the global average (Tab. 8), as a result of the above-mentioned reasons, as well as the fact that in all these three countries low-head projects prevail.

While the construction of a new small capacity hydropower facility may not necessarily induce higher specific expenditures, the specific costs of SHP maintenance and operation are generally higher than of a larger plant. This well-known and fairly obvious fact has been confirmed once again in connection with the debate ongoing in Poland on the RES law’s subsequent drafts [42]. These costs can be significantly reduced by using unattended operation (with possible domestic supervision).

Adopting this type of operation has been a consistent trend in the whole SHP sector, but it incurs high expenditures for the facility construction or upgrade.

5. Conclusion In a short article it is impossible to draw a fairly comprehensive image of hydropower and its development even in the last two centuries. Today’s state of the art in this field leverages on immeasurable vastness of knowledge and experience of thousands of companies and tens of thousands of highly qualified specialists.

It is increasingly difficult to identify specific individuals to whom subsequent important steps in the progress should be assigned.

Also the analytical studies cited herein, or their fragments concerning hydropower’s current state and its relationships with the environment have been authored by large teams.

Not trying to compete with the competent monographs and analytical studies, this author has tried to identify some of the important stages in the development of the sector and its main determinants. The focus has been on the basic technological equipment (hydraulic turbines) and global indicators. There is no space for presentation of the manufacturing, repair, and research and development facilities. Accounts of non-technical constraints have been limited, indicating them only in the introduction and 18

in the previous chapter. Similarly treated has been the history of hydropower development in Poland and its prospects. However, even such a fragmented image of the sector leads to the formulation of certain statements of a general nature.

1. Mankind today is utilising ca. 25% of inland waters’ technical energy potential, and only a small portion of sea and ocean waters’ potential. Poland – with the use of its potential of less than 20% – ranks below the global average.

2. Despite the slowdown in the development of large hydropower in Europe, and even regression in the United States, in the world the sector has been growing continuously.

According to EIA forecasts, the capacity of conventional hydropower will grow in the coming years at 2% per year, and will reach ca. 1463 GW in 2035. The fastest growth (at 3% or more) can be still expected in some Asian countries. In Poland the growth rate is recently less than 0.7% and results from SHP development only.

3. In some regions of the world, especially in Europe, intense investment in new regulatory and intervention capacities has been observed. This fact is directly related to the rapid increase in the share of unstable energy sources in the energy mix of many countries. Poland’s intense development of wind generation in the absence of investment in new regulatory power sources can soon force it to import ancillary power system services.

4. Although the efficiency of some water energy machines has exhausted designers’ expectations, the hydropower sector is still subject of an intense technological advancement. This fact is related to the progress in numerical flow modelling, electrical engineering and power electronics, and new supervision and control techniques. Of crucial relevance, however, is the emergence of new priorities, the most important of which have been listed in the introduction. The most innovative area is the offshore and ocean power generation now.

5. The main reasons for the unsatisfactory development of hydropower in Poland and many European countries are administrative and legal barriers, which in most cases result from the very narrow understanding of nature and natural resources protection, and from the striving to maintain the current state, even if it is much different from the original condition. The appropriate consensus on this issue requires on the one hand respect for nature, and caution in introducing any changes in the environment, and on the other – fair assessment of the benefits to the same environment and humans that a new hydroelectric installation can bring.

REFERENCES

1. Goldemberg J. (Ed.), World Energy Assessment, United Nations Development Programme, New York 2000.

2. Goldemberg J., Johansson T. (ed.), World Energy Assessment.

Overwiew. 2004 Update, United Nations Development Programme, New York 2004.

3. 2012 Key World Energy Statistics, OECD/IEA, Paris, 2012.

4. BP Statistical Review of World Energy, June 2012, BP, London 2012

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

5. Iancu I., Clarke A.W., Trinnaman J.A. et al., 2010 Survey of Energy Resources, World Energy Council, London 2010.

6. US Energy Information Administration, International Energy Outlook 2011, DOE/EIA-0484 (2011), September 2011.

7. Edenhofer O., Madruga R.P., Sokona Y. et al., Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation. Special Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge University Press, New York 2012.

8. Hoogwijk M., Graus W., Global potential of renewable energy sources: A literature assessment. Background report, ECOFYS, March 2008.

9. Giesecke J., Mosonyi E., Wasserkraftanlagen. Planung, Bau und Betrieb. Springer-Verlag, Berlin/Heidelberg/New York 1998.

10. Raabe J., Hydraulische Maschinen und Anlagen. Zweite Auflage. VDIVerlag GmbH, Düsseldorf 1989.

11. Raabe J., Hydro Power. The design, use and function of hydromechanical, hydraulic and electrical equipment, VDI-Verlag GmbH, Düsseldorf 1985.

12. Hoffmann M. (editor.), Małe elektrownie wodne. Poradnik [Small Hydropower Plants. A Guide], Nabba sp. z o.o., Warsaw 1991.

13. Lewandowski W., Proekologiczne odnawialne źródła energii [Environment-friendly renewable energy sources], WNT, Warsaw 2006.

14. Kreiner R., Die vorindustrielle Turbinenmühle: Eine angepasste und ressourcenschonende Technik [in:] Kleine Betriebe – angepasste Technologie? Hoffnungen, Erfahrungen und Ernüchterungen aus sozial- und technikhistorischer Sicht, Hrsg. von Reinhold Reith und Dorothea Schmidt, Waxmann, Münster 2002.

15. Krzyżanowski W., Turbiny wodne. Konstrukcja i zasady regulacji [Water turbines. Design and control principles], WNT, Warsaw 1971.

16. Jackowski K., Elektrownie wodne. Turbozespoły i wyposażenie [Hydroelectric plants. Hydraulic units and equipment], WNT, Warsaw 1970.

17. Michałowski S., Plutecki J., Energetyka wodna [Hydropower], WNT, Warsaw 1975.

18. Spoz J. (editor),100 lat energetyki wodnej na Ziemiach Polskich [One hundred years of hydropower at Polish Territories], Towarzystwo Elektrowni Wodnych, August 1998.

19. Steller J., Problemy energetyki wodnej [Problems of hydropower], Archiwum Energetyki 2003, Vol. XXXII, issue 3–4, pp. 35–70.

20. Steller J., Energetyka wodna w Polsce – niepodjęte wyzwanie [Hydropower in Poland – an unclaimed challenge [in:] Stan Pozyskiwania Odnawialnych Źródeł Energii w Polsce. [Current use of Renewable Energy Sources in Poland] International Scientific Conference, Łomża 2009, pp. 69–84.

21. Zimny J. et al., Directions in development of hydropower in the world, in Europe and Poland in the period 1995–2011, Renewable and Sustainable Energy Reviews 2013, issue 21, pp. 117–130.

22. Cap F., Graue Energie und der Treibhauseffekt, Österreichische Zeitschrift für Energiewirtschaft 1992, issue 45, H.12, pp. 507–519.

23. Deane J.P., O’Gallachoir B.P., McKeogh E.J., Techno-economic review of existing and new pumped hydro energy storage plant, Renewable and Sustainable Energy Reviews 2010, issue 14, pp. 1293–1302.

24. Mearn E., German power grids increasingly strained. June 1st, 2012, http://www.theoildrum.com/tag/german_electric_power_grid.

25. Zuber M., Renaissance for pumped storage in Europe, HRW, JulyAugust 2011, pp. 14–20.

26. Killingtveit Å. (ed.), Hydropower development, Vol. 4, pp. 8–11, Norwegian University of Science and Technology, Dept. Hydraulic and Environmental Engineering, Trondheim 1992–2003.

27. Guide on How to Develop a Small Hydropower Plant, ESHA, Brussels, 2004 (CD ROM).

28. 2013 IHA Hydropower Report, International Hydropower Association 2013.

29. Bayar T., Tidal technologies drive commercialization in the UK, HRW, March-April 2013, pp. 20–22.

30. Ruprecht A., Bauer N., Oakley M., Development of a hydrokinetic turbine for decentralized electricity production in developing countries, Hidroenergia 2012, Wroclaw, May 2012, Book of Abstracts, Paper 2B.3.

31. Fasol K.H., Zur Entwicklungsgeschichte der Regelung der Wasserturbinen. 10. Internationales Seminar „Wasserkraftanlagen.

Wasserkraft – Energienutzung an der Wende zum 3. Jahrtausend”, Schriftenreihe der TU Wien, TU Wien, 1998, pp. 17–46.

32. Gschwandtner M., Gold aus den Gewässern. Viktor Kaplans Weg zur schnellsten Wasserturbine. GRIN Verlag, 2. Auflage, Salzburg 2011.

33. Miller H., Die Harza Turbine – Ursprung der modernen Niederdruckkonzepte. 3. Internationales Seminar „Wasserkraftanlagen. Niederdruckanlagen”, Schriftenreihe der TU Wien, Eigenverlag der TU Wien, 1984, pp. 81–101.

34. Chmielewski S., Modernizacja turbozespołów klasycznych Francisa w Elektrowni Wodnej Solina [Upgrade of classic Francis turbines in Solina Hydropower Plant], Seminar „Odbudowa i modernizacja elektrowni wodnych – doświadczenia polskie i europejskie [Reconstruction and rehabilitation of hydropower plants – Polish and European experience]”, TEW/ESP, WTC Gdynia, April 2000, pp. 5–13.

35. Steller J., Kaniecki M., Henke A. et al., Turbiny wodne o przepływie poprzecznym w programie prac badawczo-rozwojowych IMP PAN [Cross-flow water turbines in the R&D programme of the IMP PAN], XII Power Engineering Seminar 2003 „Aktualne problemy przepływowe, konstrukcyjne i eksploatacyjne maszyn i urządzeń hydraulicznych [Current problems of hydraulic machinery and equipment flow, design and operation]”, Silesian University of Technology, Institute of Power Engineering and Turbomachinery, Prace naukowe, monografie, konferencje [Scientific studies, monographs, conferences], 1.03.2003, issue 11, Gliwice, pp. 191–204.

36. Leclerc M., The Very Low Head Turbine confirms its extremely low environmental impact and enters into industrial phase, Hidroenergia 2010, Lausanne, June 2010, Paper 3B.07.

37. Harnessing the power of the ocean. HyPower, Voith Hydro Holding GmbH & Co. KG, No. 20, Summer 2011, pp. 28–31.

38. Wilski T., Odbudowa i budowa małych elektrowni wodnych w Polsce [Reconstruction and construction of small hydropower plants in Poland], Techno-Scientific Session CPBR Nr. 5.1, Symposium: „Mała energetyka. Stan obecny i perspektywy rozwoju [Small hydropower. Current state and development prospects]”, Conference proceedings, Gdańsk, 28.09.1990, IMP PAN, pp. 169–178.

19

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | 7–20

39. Kowalczyk M., Inwentaryzacja obiektów piętrzących [Inventory of damming facilities]. II. International Trade Fair for Renewable Energy and Energy Efficiency RENEXPO Poland, Conference proceedings: „Dziś i jutro energetyki wodnej w Polsce i w Unii Europejskiej” [Current status and outlook of hydropower in Poland and the European Union], Gdańsk/Warsaw, 18.10.2012.

40. Small Hydropower Roadmap, Condensed research data for EU-27, ESHA 2012.

41. Steller J., Realizacja projektu SHP STREAMMAP dobiegła końca [The implementation of SHP STREAMMAP project has come to the end], Energetyka Wodna 2012, Issue 3, pp. 28–33.

42. Sawicka E., Łyskawa P., Zmiany regulacji prawnych dla producentów zielonej energii [Amendments to the legal regulation for green energy producers], Energetyka Wodna 2012, issue 4, pp. 22–22.

Janusz Steller The Szewalski Institute of Fluid-Flow Machinery of the Polish Academy of Sciences e-mail: steller@imp.gda.pl Dr. J. Steller graduated in Physics from the Faculty of Mathematics, Physics and Chemistry of University of Gdańsk (1977). Since that time he has been an employee of the Institute of Fluid-Flow Machinery of Polish Academy of Sciences, which in 1984 awarded him the degree of Doctor of Engineering. Currently the chief specialist and head of the Cavitation Laboratory at the Centre for Liquid Mechanics of IMP PAN. Vice Chairman of the Board of the Polish Hydropower Association, and a member of the Governing Board of the European Small Hydro Association. His professional interests include cavitation and cavitation erosion, operation and design of hydraulic machines, issues of methods of field and laboratory studies related to these issues, general problems of hydropower development.

20

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 7–20. When referring to the article please refer to the original text.

PL

Energetyka wodna i jej rozwój Autor

Janusz Steller

Słowa kluczowe

energetyka wodna, elektrownia wodna, hydrozespół, potencjał hydroenergetyczny

Streszczenie

Chociaż udokumentowana historia energetyki wodnej liczy z górą 5000 lat, to dopiero za sprawą rewolucji przemysłowej u progu XIX stulecia jej rozwój doznał gwałtownego przyspieszenia. Pod koniec XX wieku pojawiły się nowe wyzwania, związane z jednej strony z rosnącym zapotrzebowaniem na usługi systemowe, a z drugiej z nowymi wymaganiami dotyczącymi redukcji oddziaływania na środowisko przyrodnicze. Doszło do ekspansji technologii hydroenergetycznych w sposób zmierzający do przynajmniej częściowego wyzyskania energii mechanicznej wód morskich i oceanicznych. W pracy wskazano na najważniejsze trendy i bariery rozwojowe energetyki wodnej, zwracając szczególną uwagę na sytuację w Polsce. Głównych zagrożeń dla polskiej energetyki wodnej autor upatruje w postrzeganiu jej wyłącznie poprzez pryzmat produkcji określonego wolumenu zielonej energii przy całkowitym niedocenianiu jakości tych dostaw oraz licznych korzyści pozaenergetycznych, wynikających z funkcjonowania elektrowni wodnych.

1. Wprowadzenie. Energetyka wodna w koncepcji rozwoju zrównoważonego Wody śródlądowe reprezentują dość ograniczony potencjał energetyczny w porównaniu z innymi źródłami energii (tab. 1). Z uwagi na stosunkowo dużą przewidywalność, możliwość koncentracji i magazynowania energii jest to jednak źródło niezwykle atrakcyjne. Badania historyczne dowodzą, że było ono doceniane już ok. 3000 lat p.n.e. Źródła pisane traktujące o całych instalacjach hydroenergetycznych pochodzą jednak z czasów późniejszych [9–12].

O napędzanych kołem podsiębiernym urządzeniach do transportu wody donosi w III stuleciu p.n.e. Filon z Bizancjum, zaś w latach 20. pierwszego wieku naszej ery Witruwiusz wspomina o napędzie wodnym kół młyńskich z użyciem przekładni stożkowej. Kilkaset lat później pojawiają się doniesienia o kołach nasiębiernych, a następnie o młynach z kołami wodnymi podsiębiernymi, osadzonymi na jednostkach pływających. Wiadomo także, że w VII wieku użytkowano już w Europie młyny wykorzystujące energię pływów [13]. Młyny pływające spotkać można było jeszcze w wieku XVIII, a dowodu dostarcza słynny obraz Canaletta przedstawiający widok Warszawy od strony Pragi. Dziś do idei tej nawiązują niektórzy zwolennicy mikroelektrowni wodnych bezspadowych.

Do końca II wojny światowej wiele małych siłowni było wciąż napędzanych kołami wodnymi nasiębiernymi, podsiębiernymi, a także śródsiębiernymi w układzie Zuppingera. W latach 90. ubiegłego stulecia pojawiły się firmy oferujące kompaktowe hydrozespoły napędzane współczesnymi kołami wodnymi. W ostatnich latach koła wodne wydają się jednak wyraźnie przegrywać konkurencję ze śrubami Archimedesa wykorzystywanymi jako wodne maszyny grawitacyjne.

W odróżnieniu od maszyn grawitacyjnych, napędzanych siłą ciężkości

Zużycie/ produkcja roczna

ropa naftowa

175 [3]

9 841 [4]

12 080 [1]

gaz ziemny

115 [3]

7 502 [4]

16 570 [1]

węgiel

146 [3]

25 225 [4]

199 670 [1]

uran2

30 [3]

2 310 [2,5]

5 410 [1]

12,2 [6]

57 [5]

143 [5]

50 [5]

200–500 [5]

1 500 [5]

energetyka wodna biomasa fotowoltaika koncentracja energii słonecznej

0,123 [6]

energetyka wiatrowa

1,403 [6]

Rezerwy1/ potencjał techniczny

Zasoby całkowite1/ potencjał teoretyczny

Źródło energii

elektrownie geotermalne ciepło geotermalne

0,24 [7]

pływy morskie i oceaniczne falowanie powierzchni oceanów

0,44 [7]

1 689 [7] 8 043 [7] 450 [7] 117,5 [7] 41,6 [7]

1,8–3,6 [8]

106,2 [7]

3 900 000 [5] 6 000 [5]

1 4004 [7]

7 4005 [1]

Tab. 1. Światowe zasoby i potencjał głównych nośników energetycznych, EJ (1018 J)

przemieszczającej się w dół masy wody, turbiny wodne są maszynami hydraulicznymi, w których moment obrotowy powstaje wskutek wymiany momentu pędu między masą wody a wałem wirnika. W formie ilościowej tę zasadę działania wyraża podstawowe równanie turbin Leonharda Eulera, np. [9–12, 15–17].

Za pierwowzór reakcyjnej turbiny wodnej uważa się często skonstruowane w połowie XVIII przez Johanna A. Segnera zamknięte

wirujące naczynie, zaopatrzone w dwie dysze na obwodzie. Moment obrotowy urządzenia pochodzi z siły reakcji wywoływanej przez strumień wody wypływającej pod ciśnieniem z dysz w kierunku obwodowym. Z czasów wcześniejszych pochodzą jednak urządzenia drewniane stanowiące uproszczone wersje turbin natryskowych (akcyjnych), w tym tzw. koło wodne tureckie [12, 15], czy też koło bałkańskie.

Ponad pół wieku po wynalazku Segnera pojawiły się pierwsze turbiny wodne nadające się do napędu urządzeń przemysłowych, a od końca wieku XIX – generatory elektrowni wodnych. Przełomowe znaczenie miało uruchomienie pierwszej takiej elektrowni w Appleton (Wisconsin, USA) w 1881 roku. 10 lat później energię elektryczną z elektrowni wodnej przesłano w Niemczech na odległość 175 km, wykorzystując w tym celu trójfazową linię przesyłową o napięciu 15 kV [10].

Przynajmniej do przełomu lat 70. i 80. ubiegłego wieku głównymi priorytetami rozwoju turbin wodnych były: wzrost mocy, sprawności i niezawodności, a także poszerzenie bezpiecznego zakresu pracy z uwagi zarówno na wahania natężenia przepływu, jak i spadu. Niezwykle istotny był postulat zmniejszenia gabarytów maszyn, oznaczający wzrost szybkobieżności turbin wodnych przy zachowaniu dobrych własności kawitacyjnych.

Jednoczesne spełnienie tak wielu wymagań – często kolidujących z sobą – zmuszało nie tylko do zupełnie nowych rozwiązań technicznych, ale także optymalizacji geometrii układu przepływowego. Zdecydowany postęp w tej dziedzinie stał się możliwy po wdrożeniu zaawansowanych technik numerycznej dynamiki płynów (CFD), a zwłaszcza metody objętości skończonych.

Od początku lat 80. coraz większego znaczenia zaczęły nabierać nowe priorytety, w tym:

1

Tylko zasoby konwencjonalne. Ciepło spalania na podstawie WEC [5].

Bez reaktorów na neutrony szybkie.

Prognoza produkcji energii elektrycznej na rok 2011.

4 Strumień ciepła docierający rocznie z głębi do powierzchni Ziemi.

5 Wszystkie technologie oceaniczne – łącznie z osmotycznymi i termalnymi.

2 3

21

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

• proekologiczny charakter konstrukcji, w tym: brak przecieków oleju do wody, preferencje dla maszyn niepowodujących uszkodzeń ryb wędrujących z prądem rzeki; • obniżenie dolnej granicy spadów, przy których turbiny mogą być instalowane i eksploatowane w sposób ekonomicznie uzasadniony; • budowa typoszeregów turbin specjalnie przeznaczonych do eksploatacji w małych elektrowniach wodnych, w tym w tzw. mikro- i pikoelektrowniach; • opanowanie technologii wyzyskania energii prądów morskich stałych i związanych z pływami dobowymi za pomocą turbin kinetycznych; • rozwój technologii pozyskiwania energii z falowania powierzchni mórz i oceanów.

Ograniczenia natury ekologicznej dotknęły budowy obiektów piętrzących, sposobu eksploatacji elektrowni wodnych i całych procesów inwestycyjnych, które w wielu przypadkach zostały wstrzymane lub całkowicie zablokowane. Sytuacja taka dotyczy wielu krajów Unii Europejskiej, w tym Polski, gdzie na początku lat 80. wykorzystanie potencjału technicznego wynosiło zaledwie 12%.

Wpływ zapór na środowisko przyrodnicze, a zwłaszcza wysokich zapór z dużymi zbiornikami wodnymi, jest dostrzegalny w sposób oczywisty, chociaż jego pełna ocena może wymagać dużego wysiłku i zaawansowanej wiedzy specjalistycznej. Podsumowanie najważniejszych oddziaływań znaleźć można m.in. w raportach [1, 7]. Niektórym spośród niekorzystnych oddziaływań zapobiega się od dziesiątków lat, stosując różne techniki inżynierii środowiska (w tym przepławki dla ryb wędrujących w górę rzek, zachowywanie przepływu nienaruszalnego, okresowe płukanie zbiorników z nagromadzonych osadów). Postęp w tej dziedzinie sprawia, że techniki te są coraz bardziej skuteczne. Jednocześnie jednak w wielu krajach obserwuje się coraz bardziej rygorystyczne procedury administracyjne.

W Polsce doprowadziło to w latach 90. do utrwalenia zastoju w budowie dużych klasycznych elektrowni wodnych [18–21].

Na rosnące trudności napotykają również inwestorzy tolerowanej dotąd małej energetyki wodnej. Energetyka wodna w Polsce wydaje się przegrywać nie tylko z alternatywnymi odnawialnymi źródłami energii, ale również ze źródłami nieodnawialnymi, których niekorzystny wpływ na środowisko jest bezsporny.

Autor tego tekstu wyraża przekonanie, że przyczyn takiego stanu należy upatrywać w bardzo wąskim i jednostronnym pojmowaniu ochrony środowiska przyrodniczego.

Zakłada się, że wszelkie zmiany w środowisku naturalnym człowieka w stosunku do stanu istniejącego mają charakter szkodliwy, a budowa zapór wodnych jest zawsze mniejszym lub większym złem. W ramach tak rozumianej ochrony środowiska nie mieszczą się efekty obejmujące ograniczenie szkodliwych emisji do atmosfery i zużycia nieodnawialnych nośników energii, odciążenie dróg lądowych wskutek lepszego wykorzystania dróg wodnych, a także

6

22

podniesienie poziomu wód gruntowych, powstrzymanie erozji koryt rzecznych poniżej już istniejących stopni wodnych, czy tworzenie dogodnych warunków dla życia przyrodniczego na obrzeżach obszarów zalewowych. Tym bardziej nie dostrzega się efektów społeczno-gospodarczych w postaci ochrony przeciwpowodziowej, czy lokalnego wzrostu liczby miejsc pracy. Globalnie nie docenia się roli, jaką energetyka wodna ma do spełnienia, ułatwiając rozwój niestabilnych odnawialnych źródeł energii elektrycznej (OZEE) – zwłaszcza elektrowni wiatrowych i słonecznych, a także głośnych dzisiaj inteligentnych sieci lokalnych (ang. smart grid). W krajowych dokumentach strategicznych pojawiają się co pewien czas niesłuszne opinie o wyczerpaniu możliwości magazynowania energii w obiektach energetyki wodnej.

Rozwojowi energetyki wodnej na terenie Unii Europejskiej nie sprzyjają niektóre dyrektywy unijne, w tym dyrektywa 2000/60/WE, zwana Ramową Dyrektywą Wodną (RDW) i tzw. dyrektywy siedliskowe 92/43/EWG i 2009/147/WE. Wbrew oczekiwaniom licznych stron zainteresowanych RDW nie reguluje zasad racjonalnego gospodarowania zasobami wodnymi, lecz zasady ich ochrony łącznie z poprawą jakości. Rygorystyczne wdrażanie postanowień RDW doprowadziło m.in. do kolizji z zaleceniami dyrektyw o promocji odnawialnych źródeł energii 2001/77/WE i 2009/28/WE. Dyrektywy siedliskowe stały się podstawą programu Natura 2000, którym objęto prawie 20% terytorium Polski, w tym całą dolinę dolnej Wisły. Prowadzenie inwestycji na tych terenach jest niezwykle trudne. Konieczne są nie tylko stosowne kompensaty przyrodnicze, ale również udowodnienie, że inwestycja jest niezbędna ze względu na ważny nadrzędny interes publiczny.

Przeciwnicy energetyki wodnej postrzegają ją zwykle tylko poprzez pryzmat produkcji zielonej energii i związanych z nią beneficjów.

Źródło energii

Nie służy to dobrze całej koncepcji zrównoważonego rozwoju kraju. Tymczasem stwierdzenia o szczególnych walorach energetyki wodnej na tle innych OZE znajdują swoje uzasadnienie we wskaźnikach liczbowych. Nowoczesne elektrownie wodne są wyposażone w urządzenia o sprawności niespotykanej w innych instalacjach OZE. Korzystnie wypadają także inne wskaźniki techniczno-ekonomiczne i środowiskowe (tab. 2). Uderzająca jest zwłaszcza wysoka wartość wskaźnika uzysku energetycznego (stosunek energii pozyskanej w ciągu całego okresu użytkowania instalacji do energii włożonej w jej budowę i eksploatację).

2. Elektrownie wodne i ich wyposażenie 2.1. Elektrownia wodna w systemie elektroenergetycznym W wielu krajach rozwijających się, ale także w niektórych wysoko rozwiniętych krajach Europy (Norwegia, Szwajcaria, Austria) elektrownie wodne stanowią podstawowe źródło zaopatrzenia w energię elektryczną.

Niekiedy pojedyncze elektrownie są takim źródłem dla całego regionu, a znaczenie innych obejmuje olbrzymie obszary. Strony zaangażowane w niedawno podjęty projekt budowy zespołu elektrowni wodnych Wielka Inga na rzece Kongo (o łącznej mocy ok. 40 GW) przewidują dostawę energii elektrycznej na obszarze rozciągającym się od Afryki Południowej do Egiptu.

W krajach, w których większość energii elektrycznej wytwarzana jest w elektrowniach cieplnych, a zwłaszcza jądrowych, podstawowym zadaniem energetyki wodnej stają się często funkcje regulacyjne i inne usługi systemowe. Do funkcji regulacyjno-interwencyjnych w sposób szczególny dostosowane są elektrownie pompowo-szczytowe, które zaczęto budować już w latach 20. ubiegłego stulecia. Mimo rozwoju różnych technologii magazynowania energii według licznych analiz elektrownie pompowe reprezentują wciąż technologię najlepiej

Wskaźnik Czas uzysku amortyzacji energetyczenergetycznej nego rok

Emisja CO2

Użytkowana powierzchnia

Czas pracy

–

t/GWh

m2/GW

h/rok

Energetyka wodna MEW

2–3

40–100

10

różna

6 000

elektrownie przepływowe

1–2

100–200

3

różna

8 000

elektrownie zbiornikowe Energetyka wiatrowa

1–2

100–200

3

różna

3 000

0,6–2

9–30

5

1,7 • 106

2 000

3–8

3–5

7

100 000

1 500 1 500

Energetyka słoneczna fotowoltaika

0,5–5

20–100

4

4,3 • 106

kolektory słoneczne

10–20

10–20

300–400

5 • 109

8 760 8 760 8 760

Energetyka cieplna OZE (biomasa) ciepłownie elektrownie6 (cykl konwencjonalny)

> 25

2–8

750–2000

> 7,5 • 109

elektrociepłownie (cykl skojarzony)1

10–30

7–20

300–600

> 5 • 109

Tab. 2. Wybrane wskaźniki niektórych odnawialnych źródeł energii [22]

Wskaźniki oszacowane na podstawie oczekiwanej sprawności obiektu według danych UNDP [1].

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

uzasadnioną ekonomicznie. Z blisko 25 GW mocy zainstalowanej Japonia jest dziś światowym liderem w tym zakresie [23].

W Polsce, gdzie elektrownie cieplne pokrywają wciąż ponad 96% zapotrzebowania na energię elektryczną, do lat 90. ubiegłego stulecia zdecydowana większość elektrowni zbiornikowych pracowała w systemie szczytowym lub podszczytowym. Utrzymywała się też tendencja włączania coraz większej liczby hydrozespołów do kontrolowanych przez operatora sieci systemów ARCzM (Automatyczna Regulacja Częstotliwości i Mocy) oraz ARNE (Automatyczna Regulacja Napięcia Elektrycznego).

W związku z przemianami gospodarczymi, które doprowadziły do zmian w dobowym przebiegu obciążenia, i dzięki modernizacjom turbozespołów cieplnych umożliwiającym ich bezpieczny ruch przy zmiennym obciążeniu dobowym oraz polityce operatorów sieci wobec dużych odbiorców energii, zapotrzebowanie na pracę regulacyjną elektrowni wodnych zmalało. Zmienił się też sposób pracy elektrowni pompowych. Wpływ na zaniechanie pracy szczytowej w wielu klasycznych elektrowniach wodnych miały również wymagania resortu środowiska. W niektórych przypadkach (EW Włocławek, EW Dębe) decydujące znaczenie miała erozja dna poniżej stopnia wodnego wskutek zaniechania zaplanowanej wcześniej budowy kolejnych stopni wodnych.

Sytuacja w Polsce może się jednak już wkrótce zmienić, podobnie jak to się stało jakiś czas temu w wielu innych krajach Europy, gdzie wskutek silnego rozwoju energetyki wiatrowej i innych niestabilnych OZEE wzrosło zapotrzebowanie na usługi systemowe, w tym na rezerwę mocy interwencyjnej – zarówno generacyjnej, jak i odbiorczej. Skalę problemu ilustruje rys. 1, na którym przedstawiono za [24] moc generacyjną elektrowni wiatrowych

i fotowoltaicznych w niemieckiej sieci elektroenergetycznej w marcu 2012 roku. Do kompensacji fluktuacji mocy generowanej przez niestabilne źródła energii odnawialnej szczególnie dobrze nadają się zwarte kaskady rzeczne oraz elektrownie pompowo-szczytowe z hydrozespołami o regulowanej szybkości obrotowej lub pracującymi w układzie zwarcia hydraulicznego (jednoczesny ruch turbiny i pompy zasobnikowej podłączonych do tego samego rurociągu ciśnieniowego).

Moc zainstalowana w elektrowniach pompowych na terenie Europy wynosiła w 2011 roku ok. 45 GW, co stanowiło ponad 1/3 mocy elektrowni pompowych na całym świecie. Jednak, jak wynika z raportu Europrog, w tym samym czasie planowano już budowę 60 kolejnych elektrowni o łącznej mocy 27 GW [23, 25].

Chociaż na przestrzeni najbliższej dekady najwięcej elektrowni pompowych powstanie w Niemczech, Austrii i Szwajcarii, to największym obecnie realizowanym projektem jest pracująca już elektrownia Dniestrowska na Ukrainie, z docelową mocą 2268 MW w ruchu turbinowym i 3010 MW w ruchu pompowym.

2.2. Rodzaje elektrowni wodnych i budowli piętrzących Ze względu na sposób pracy wyróżnia się elektrownie pracujące w podstawie obciążenia oraz pracujące podszczytowo i szczytowo. Elektrownie pozostające w dyspozycji operatora systemu, zdolne do pracy interwencyjnej i wykonujące na jego polecenie inne usługi (np. black start, praca kompensacyjna), określa się mianem elektrowni systemowych. Do elektrowni systemowych należą zwykle elektrownie szczytowo-pompowe, wśród których wyróżnia się klasyczne elektrownie pompowe oraz elektrownie z dopływem naturalnym.

Wszystkie elektrownie przewidziane do pracy szczytowej i podszczytowej

Rys. 1. Zasilanie niemieckiej sieci elektroenergetycznej z elektrowni wiatrowych (góra) i fotowoltaicznych (dół) w marcu 2012 roku [27]

projektowane były jako obiekty zbiornikowe lub elementy wewnętrzne kaskady zwartej, tzn. szeregu stopni wodnych zbudowanych w taki sposób, że poziom wody za stopniem jest silnie uzależniony od poziomu piętrzenia na stopniu następnym. Zależnie od czasu niezbędnego do uzyskania pełnego poziomu piętrzenia po pełnym cyklu pracy mówi się o zbiornikach z wyrównaniem dobowym, tygodniowym i sezonowym.

W Polsce wiele elektrowni przeznaczonych niegdyś do pracy szczytowej i podszczytowej pracuje dziś w podstawie obciążenia, podobnie jak elektrownie przy stopniach wyrównawczych oraz klasyczne elektrownie przepływowe.

Jednym z podstawowych kryteriów klasyfikacji elektrowni wodnych jest sposób doprowadzenia wody do urządzeń technologicznych. Wyróżnia się elektrownie przyzaporowe i przyjazowe oraz elektrownie derywacyjne, w których woda jest doprowadzana do elektrowni kanałem otwartym (derywacja bezciśnieniowa) lub rurociągiem/sztolnią całkowicie wypełnionymi wodą (derywacja ciśnieniowa). Oba rodzaje derywacji są często ze sobą łączone.

Zastosowanie derywacji w elektrowni klasycznej pozwala uzyskać niezbędny spad przy ograniczonych nakładach na budowlę piętrzącą, bez potrzeby budowy dużego zbiornika wodnego. Ma też wiele zalet z punktu widzenia energetycznego. Wymaga jednak stosowania wielu środków ostrożności w celu zapewnienia bezpiecznej pracy rurociągów podczas stanów przejściowych, a także odpowiednio wysokiego przepływu nienaruszalnego.

Wśród budowli i urządzeń piętrzących wyróżnia się zwykle zapory i jazy. Jest to podział według pełnionej funkcji: podstawowym zadaniem zapory jest piętrzenie wody, podstawowym zadaniem jazu jest regulacja przepływu w cieku wodnym.

Budowa zapór i towarzyszących im urządzeń hydrotechnicznych ma bogatą historię.

Krótkie podsumowanie znaleźć można m.in. w [9, 11, 12, 26, 27]. Wznoszenie budowli piętrzących jest zawsze zadaniem niezwykle odpowiedzialnym z uwagi na skutki, do jakich prowadzić mogą błędy popełnione zarówno na etapie projektowania, jak i samej budowy. W szczególności wystrzegać się należy sufozji, tzn. przemieszczania się podłoża w związku z filtracją pod zaporą. Z uwagi na skutki ewentualnej katastrofy przepisy w wielu krajach dzielą budowle piętrzące na klasy. Według polskich przepisów budowle hydrotechniczne klasy I i II wyposaża się w urządzenia kontrolno-pomiarowe przystosowane do automatycznego odczytu oraz zapewniające okresową kontrolę prawidłowości wskazań tych urządzeń. Do tego ostatniego celu wykorzystywany jest automatyczny system technicznej kontroli zapór (ASTKZ). Do katastrof budowlanych zapór wodnych dochodzi niezwykle rzadko. Na przestrzeni ostatnich 20 lat w Polsce doszło do przerwania zapór ziemnych zbiorników retencyjnych w Górowie Iławeckim i w Niedowie oraz do osunięcia fragmentu zapory EW Dychów.

Dość oczywisty charakter ma klasyfikacja elektrowni wodnych w zależności od ich spadu H oraz mocy instalowanej P. W klasycznej monografii J. Giesecke i E. Mosonyiego [9] wyróżnia się elektrownie niskospadowe (H ≤ 15 m), średniospadowe

23

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

(15 m < H ≤ 50 m) oraz wysokospadowe (H > 50 m). Podział ten dość dobrze odpowiada realiom polskim. W licznych źródłach wskazuje się jednak inne wartości graniczne: np. H = 30 m i H = 100 m [10].

W ostatnim czasie wyróżnia się także elektrownie ultraniskospadowe (H ≤ 2 m).

Jeszcze na początku lat 90. ubiegłego stulecia przeważał pogląd, że piętrzeń o tak niskim spadzie nie da się zagospodarować w sposób ekonomicznie uzasadniony. Dziś oprócz kompaktowych hydrozespołów rurowych, eksploatowanych nawet przy spadach 1,70 m, pojawiły się w tzw. małej energetyce wodnej zupełnie nowe rozwiązania techniczne umożliwiające ekonomiczną pracę przy spadach nawet poniżej 1 m. Jesteśmy też świadkami budowy pierwszych komercyjnych bezspadowych elektrowni (farm energetycznych) podwodnych – wykorzystujących wyłącznie energię kinetyczną prądów oceanicznych i pływowych [5, 7, 28, 29]. Prowadzone są także prace nad wyzyskaniem energii kinetycznej rzek, chociaż ich praktyczne znaczenie wydaje się dość ograniczone, np. [30].

Z punktu widzenia operatora sieci elektroenergetycznej oraz rynku energii elektrycznej powszechnie stosuje się podział na małe i duże elektrownie wodne, chociaż brakuje porozumienia w sprawie wartości mocy stanowiącej granicę między tymi dwiema kategoriami. W Polsce – podobnie jak Wielkiej Brytanii, na Węgrzech i na Łotwie – granicą tą jest 5 MW, lecz w wielu innych krajach europejskich przyjęto, że pojęcie małej energetyki wodnej (MEW) obejmuje elektrownie o mocy nieprzekraczającej 10 MW. Granicę taką stosuje się też przy sporządzaniu danych statystycznych i innych dokumentów na poziomie UE. Praktyczne znaczenie tej granicy związane jest z różnymi procedurami prawno-administracyjnymi oraz pomocą publiczną udzielaną sektorowi OZE. Z tych samych względów wśród małych elektrowni wodnych wyróżnia się także czasami mini-, mikro- i pikoinstalacje.

2.3. Wyposażenie elektromechaniczne Podstawowym elementem wyposażenia elektromechanicznego elektrowni wodnej jest zawsze hydrozespół, w którego skład wchodzi wodna maszyna energetyczna (turbina lub maszyna grawitacyjna) oraz maszyna elektryczna (generator).

Przeniesienie napędu wymaga często – choć nie zawsze – sprzęgła (sprzęgieł), a czasami również przekładni, które to elementy stanowią także integralną część hydrozespołu. Za elementy składowe hydrozespołu uważa się też zazwyczaj układ regulacji i zabezpieczeń wraz z organami wykonawczymi (siłowniki) oraz układ wzbudzenia (w przypadku zastosowania generatora synchronicznego).

Postęp techniczny ostatnich dekad odcisnął swoje piętno na prawie wszystkich wymienionych elementach wyposażenia.

Radykalnym i powszechnym zmianom uległy układy regulacji. Dawne regulatory obrotów z mechanizmem Watta zostały prawie całkowicie wyparte przez regulatory elektroniczne, zaś w organach wykonawczych stosuje się wysokociśnieniowe układy olejowe [31]. Układy wzbudzenia generatorów synchronicznych w postaci wzbudnic napędzanych z wału generatora

24

zostały w dużej mierze wyparte przez statyczne układy wzbudzenia. Od kilkudziesięciu lat zastosowanie znajdują także generatory asynchroniczne. Nowością ostatnich dwóch dekad jest coraz bardziej powszechne stosowanie zmiennej szybkości obrotowej. Dotyczy to zwłaszcza małych hydrozespołów pracujących przy dużych względnych zmianach spadu niwelacyjnego. W takim przypadku często korzysta się z generatorów z magnesami trwałymi.

Zmienna szybkość obrotowa stosowana jest także w hydrozespołach odwracalnych.

Pozwala nie tylko uzyskać wysoką sprawność w szerokim zakresie parametrów pracy, ale umożliwia także regulację mocy podczas ruchu pompowego.

Objętość tego artykułu nie pozwala na nawet pobieżne omówienie historii rozwoju turbin wodnych. W tab. 3 wyszczególniono niektóre ze znaczących punktów tej historii, w tym drogę rozwoju turbiny Francisa czy też pojawienie się turbiny Kaplana [32].

Równolegle z uruchomieniem prototypowego hydrozespołu z turbiną Kaplana Rok

Konstruktor

w Stanach Zjednoczonych opatentowano koncepcję hydrozespołu rurowego typu straflo (ang. straight flow) z wirnikiem turbiny zaopatrzonym w pierścień zewnętrzny, na którym osadza się uzwojenia wirnika generatora. Dopiero wiele lat później opanowano jednak liczne problemy techniczne związane m.in. z uszczelnieniami i wprowadzono regulację łopat wirnika [33].

Od czasu konstrukcji pompoturbiny o wirniku diagonalnym i nastawialnych łopatach (P. Deriaz, lata 50. XX wieku) znane były już wszystkie podstawowe typy układów przepływowych przeważających do dziś w energetyce wodnej (rys. 2).

W celu umożliwienia łatwego porównania własności maszyn badanych w różnych warunkach, wyniki badań przedstawia się, stosując wielkości zredukowane na jednostkowy spad oraz średnicę charakterystyczną wirnika. Wśród parametrów bezwymiarowych na szczególną uwagę zasługuje kinematyczny wyróżnik szybkobieżności nq interpretowany jako szybkość obrotowa wirnika turbiny geometrycznie podobnej do turbiny Istota osiągnięcia

1750

J.A. Segner

młynek Segnera – pierwsza reakcyjna turbina wodna

1754

L. Euler

Théorie plus complète des machines qui sons mises en mouvement par la force de réaction l’eau – podstawy teorii turbin wodnych

1827

B. Fourneyron

wysokospadowa turbina reakcyjna z kierownicą promieniową i wirnikiem odśrodkowym o osi pionowej

1836

S. Howd

turbina reakcyjna z wirnikiem dośrodkowym (patent USA)

1837

C.A. Henschel

niskospadowa pionowa turbina reakcyjna o przepływie osiowym; pierwsze zastosowanie rury ssącej

1848

F.W. Schwamkrug

turbina akcyjna o osi poziomej zasilana z dysz od strony wału

1848

J.B. Francis

badania i udoskonalenie turbiny Howda (znanej później jako turbina Francisa)

1851

L. D. Girard

regulowana turbina akcyjna o wale pionowym i przepływie osiowym

1859

C.L. Fink

kierownica turbiny Francisa z przestawialnymi łopatkami (patent)

1869

A.M. Swain

odchylenie przepływu w wirniku Francisa w kierunku osiowym

1880

A. Pfarr/J.M. Voith

komora spiralna przed kierownicą turbiny Francisa

1881

T. Edison

pierwsza elektrownia wodna (Appleton, Wisconsin, USA)

1883

L. Pelton

turbina akcyjna z wirnikiem napędzanym strugą cieczy skierowaną stycznie do jego obwodu i uderzającą w rozmieszczone na nim czarki

1904

F. Lawaczeck

turbina reakcyjna z wirnikiem diagonalnym bez pierścienia zewnętrznego (Harnrode, Niemcy)

1917

V. Kaplan

turbina z wirnikiem osiowym o nastawialnych łopatkach (patent austriacki nr 74 244; zgłoszenie z sierpnia 1913)

1919

V.Kaplan/I.Storek

pierwszy hydrozespół z turbiną Kaplana (Velm, Dolna Austria)

1919

L.S. Harza

turbina rurowa (straflo) z krawędziami zewnętrznymi łopat wirnika osadzonymi w pierścieniu napędzającym wirnik generatora bezpośrednio lub poprzez przekładnię pasową (patent USA nr 1 485 186)

1930

E. Wyss

pierwsza pompoturbina osiowa (Baldeney, Niemcy)

1936

J.M. Voith

pierwsze pompoturbiny promieniowe (Pedreira, Brazylia)

1936

pierwsze turbiny rurowe gruszkowe (Rościno na Parsęcie)

19371951

A. Fischer/E. Wyss

1956

P. Deriaz

pompoturbiny diagonalne o podwójnej regulacji (Niagara Falls)

1962

Neyrpic

pompoturbiny gruszkowe dla elektrowni pływowej La Rance (praca pompowa i turbinowa w obu kierunkach)

1982

E. Wyss

pierwszy hydrozespół straflo z regulowanymi łopatkami wirnika

1990

Toshiba

hydrozespół odwracalny o zmiennej szybkości obrotowej (Yasagawa)

po 1990

różni

instalacje do konwersji energii fal morskich: Limpet (Wavegen/Voith), Wave Dragon (E.F. Madsen), Pelamis (Pelamis Wave Powerl) itd.

po 2000

różni

podwodne elektrownie morskie z turbinami hydrokinetycznymi SeaGen (MCT/Siemens), MeyGen (Andritz), OpenHydro, TGL ifd.

73 hydrozespoły straflo na rzekach Lech, Iller i Sallach

Tab. 3. Kamienie milowe rozwoju wodnych maszyn energetycznych

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

Rys. 2. Obszary zastosowań turbin wodnych wg materiałów firmy Escher Wyss [11]

modelowej, która pracując pod spadem jednostkowym, przełyka w optymalnym punkcie 1 m3/s wody. Wyróżnik szybkobieżności jest silnie skorelowany z kształtem wirnika i dlatego określa się go czasem mianem liczby kształtu. Wzrost szybkobieżności prowadzi z jednej strony do zmniejszenia gabarytów turbiny zdolnej do pracy przy określonym natężeniu przepływu i spadzie, a z drugiej – do wzrostu lokalnych prędkości przepływu i dynamicznej depresji ciśnienia. Oznacza to pogorszenie własności kawitacyjnych. Z tego powodu najwyższymi wyróżnikami szybkobieżności charakteryzują się zwykle maszyny niskospadowe.

Istotne podwyższenie szybkobieżności turbin osiągnięto, stosując zaawansowane metody CFD. Niskospadowe turbiny rurowe osiągają dziś szybkobieżności w granicach 260 do 280 jakiej jednostki?. W przypadku turbin Francisa i pompoturbin promieniowo-osiowych osiągnięto nie tylko wzrost szybkobieżności, ale radykalnie rozszerzono zakres pracy w obszar obciążeń częściowych – dostępny dotąd tylko dla małych turbin bliźniaczych. Optymalizacji przebiegu linii prądowych towarzyszyło często wydłużenie kanałów łopatkowych i zwiększenie liczby łopatek wirnika. Ilustracją typowej tendencji jest porównanie przekrojów merydionalnych wirników turbin klasycznych EW Solina przed i po modernizacji (rys. 3).

Jeszcze dalej idące zmiany technologiczne stały się udziałem sektora małej energetyki wodnej. Już z początkiem ubiegłego stulecia rozpoczęły się prace nad turbinami dedykowanymi specjalnie dla małych instalacji (tab. 4). Zaliczyć do nich należy turbiny akcyjne o przepływie poprzecznym, znane w Polsce pod nazwą turbin Banki-Michella [35]. Z tego okresu pochodzi też opracowana przez G. Gielkesa turbina turgo (uproszczona wersja turbiny Peltona).

Chociaż turbiny przeznaczone dla małej energetyki wodnej rozwijano i produkowano przez cały XX wiek, to często były

to po prostu uproszczone wersje maszyn przeznaczonych dla dużych elektrowni.

Sytuacja zmieniła się istotnie w ostatnich dwóch dekadach ubiegłego stulecia

Rys. 3. Porównanie geometrii wirnika klasycznej turbiny Francisa w EW Solina przed modernizacją (po lewej) i po modernizacji (po prawej) [34]

Rok

Konstruktor

w związku z polityką rządów krajów europejskich i USA wobec sektora OZE. Od tego czasu pojawiło się wiele konstrukcji turbin przeznaczonych specjalnie dla MEW, w tym reakcyjna odmiana turbiny Banki-Michella (J. Cink, 1985), turbina kinetyczna z wirnikiem Darrieusa (Gorlov, 2003), turbina typu Alden (Alden Research Laboratory, 2003). Trwałym osiągnięciem jest wprowadzenie generatorów z magnesami trwałymi.

Do uznanych i sprawdzonych już osiągnięć ostatnich lat należy również zastosowanie śruby Archimedesa jako wodnej maszyny grawitacyjnej, a także uruchomienie produkcji hydrozespołów ultraniskospadowych VLH (M. Leclerc, J. Fonkenell, 2006) w zakładach MJ2 Technologies [36]. Turbinę typu Alden, śrubę Archimedesa i hydrozespół Leclerca-Fonkenella łączy sięgający 100% współczynnik przeżywalności przepływających przez nie ryb.

Na przestrzeni ostatnich 20 lat nastąpił ogromny postęp w technologii wyzyskania energii falowania powierzchni mórz i oceanów oraz prądów morskich – zarówno stałych, jak i związanych z dobowym cyklem pływów. Cykl pozyskiwania energii z ruchu falowego przypomina pracę tradycyjnych elektrowni pływowych – wykorzystywana jest zarówno energia związana z unoszeniem, jak i z opadaniem poziomu wody. Tę zasadę działania dobrze ilustruje uruchomiona w 2000 roku instalacja Limpet firmy Wavegen [37], w której medium roboczym jest powietrze w komorze betonowej, częściowo wypełnionej oscylującym słupem wody morskiej. Od tego czasu uruchomiono wiele urządzeń przeznaczonych do pracy na wodach otwartych. Część z nich wykorzystuje jako medium wodę morską (Wave Dragon, 2005) – inne (Pelamis, Wave Star) kumulują energię medium przy użyciu urządzeń hydraulicznych z tłokami przemieszczanymi wskutek ruchu falowego wody morskiej (rys. 4).

W montowanych na dnie morskim farmach przeznaczonych do przetwarzania energii przeważają dziś hydrozespoły o osi poziomej, w tym tradycyjne hydrozespoły śmigłowe oraz hydrozespoły Open Centre [28] pozbawione piasty i wału, z łopatami wirnika mocowanymi w pierścieniu zewnętrznym, stanowiącym jednocześnie wirnik generatora łożyskowany w konstrukcji wsporczej.

Istota osiągnięcia

1903

A.G.M. Michell

turbina akcyjna o przepływie poprzecznym (Australia)

1918

D. Banki

turbina akcyjna o przepływie poprzecznym (patent w Niemczech)

1919

G. Gilkes

turbina akcyjna ze strugą cieczy napływającą ukośnie na czarki rozmieszczone na obwodzie koła wirnikowego (turgo)

1985

J. Cink

reakcyjna turbina o przepływie poprzecznym

po 1990

różni

hydrozespoły rurowe z generatorami o zmiennej szybkości obrotowej

po 1990

różni

hydrozespoły ze śrubą Archimedesa jako wodną maszyną grawitacyjną

2003

Alden Research Lab

wysokosprawna turbina fish-friendly o wydłużonych kanałach łopatkowych

2006

J. Fonkenell/ M. Leclerc

prototypowy hydrozespół VLH: osiowa turbina z wolnobieżnym wirnikiem Kaplana i bezpośrednim napędem z wału na umieszczony w piaście generator zmiennoobrotowy, bez rury ssącej, montowana w kanale jako uchylne urządzenie regulujące piętrzenie i przepływ

Tab. 4. Wybrane innowacyjne turbiny i hydrozespoły przeznaczone dla małej energetyki wodnej

25

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

Region

26

Moc inst.

(2009)

TWh/rok

TWh

GW

Wykorzystanie potencjału, %

1659

628

153

39

Ameryka Łacińska

2856

732

156

26

Europa

1021

542

179

53

Afryka

1174

98

23

8

Azja

7681

1514

402

20

Świat

3. Energetyka wodna na świecie i w Polsce Światowy potencjał techniczny śródlądowej energetyki wodnej mieści się w granicach 14 500–16 000 TWh/rok, co stanowi 35–40% potencjału teoretycznego [5]. Według danych EIA (ang. US Energy Information Administration) w 2011 roku produkcja roczna energii elektrycznej w elektrowniach wodnych wyniosła ok.

3409 TWh, co świadczy, że potencjał ten był wykorzystany w granicach 22–25%.

Połowa tego potencjału zlokalizowana jest w Azji (tab. 5). Tutaj eksploatuje się też ponad 1/3 z 926 GW mocy zainstalowanej w światowej energetyce wodnej (2009).

Bezkonkurencyjnym potentatem są Chiny.

Pod koniec 2008 roku chińskie elektrownie wodne reprezentowały 20% mocy zainstalowanej w energetyce wodnej całego świata.

Kolejnymi potentatami były: Brazylia (9%), USA (9%), Kanada (8%), Federacja Rosyjska (6%), Indie (4%). Z raportu Światowej Rady Energii (ang. World Energy Council, WEC) [5] wynika, że na kraje europejskie przypadało rocznie 25%, ale udział ten obejmuje także Rosję, której największe elektrownie wodne zlokalizowane są na jej terytoriach azjatyckich. ¾ mocy elektrowni wodnych pozostałych krajów europejskich zainstalowano w pięciu krajach: Norwegii, Francji, Włoszech, Szwecji, Hiszpanii i Szwajcarii.

Po krótkiej stagnacji na początku ubiegłej dekady rozwój energetyki wodnej znów doznał przyspieszenia – głównie za sprawą krajów Azji i Ameryki Łacińskiej (rys. 5).

Od dłuższego czasu systematycznie rośnie także energetyka wodna w krajach Afryki.

Potencjał techniczny tego kontynentu został dotąd zagospodarowany w zaledwie 8%. Według przewidywań EIA do 2020 roku moc zainstalowana i produkcja roczna energii elektrycznej w elektrowniach wodnych na całym świecie powinna wzrosnąć odpowiednio do ok. 1200 GW i 4465 TWh. Z wcześniejszych prognoz Międzynarodowego Stowarzyszenia Energetyki Wodnej (ang. International Hydropower Association, IHA) wynika, że w ciągu bieżącej dekady co trzeci megawat przyrostu mocy światowej energetyki wodnej będzie instalowany w Chinach.

Wydaje się, że ani w Chinach, ani w innych rejonach świata nie należy już oczekiwać budowy pojedynczych obiektów większych niż Trzy Przełomy na rzece Jangcy (32 hydrozespoły o łącznej mocy 22 500 MW).

Dziś największym projektem przygotowywanym do realizacji jest zespół elektrowni wodnych Wielka Inga na rzece Kongo

Produkcja (2009)

Ameryka Północna

Australia/Oceania Rys. 4. Moduł morskiej elektrowni falowej Wave Star podczas prac wyposażeniowych na terenie Stoczni Gdańskiej (2009)

Potencjał techniczny

185

37

13

20

14576

3551

926

25

Tab. 5. Potencjał hydroenergetyczny i jego wykorzystanie w rożnych regionach świata [7]

Rys. 5. Światowa produkcja energii elektrycznej z energetyki wodnej wg danych statystycznych i prognoz EIA

o mocy docelowej 39–42 GW. Po latach dyskusji i sporów zdecydowano się na inwestycję realizowaną etapami i obejmującą kilka zapór piętrzących wodę we wspólnym zbiorniku. Projekt znajduje się w zaawansowanym stadium studium wykonalności i będzie realizowany przez międzynarodowe konsorcjum. Wśród wielkich projektów tego kontynentu tegoroczny raport IHA [28] wskazuje także przewidzianą do uruchomienia w bieżącym roku elektrownię Gilgel Gibe III (1870 MW) na rzece Omo w Etiopii oraz budowaną już zaporę Grand Renaissance Dam na Błękitnym Nilu w Etiopii. Moc zainstalowana elektrowni budowanej przy tej ostatniej zaporze wyniesie 6400 MW. Kolejne wielkie projekty tej dekady to elektrownie wodne Xiangjiaba (6400 MW), Xiluodu (13 860 MW) i Nuozhadu (5850 MW). Dwie pierwsze elektrownie budowane są w górnym odcinku Jangcy (rzeka Jinsha), zaś ostatnia – na chińskim odcinku Mekongu (rzeka Lakang). Do 2015 roku Chiny zamierzają podnieść moc swoich elektrowni wodnych do 284 GW, z czego 41 GW powinno przypaść na elektrownie pompowe. W chińskiej prowincji Hebai budowana jest też dziś największa elektrownia szczytowo-pompowa na świecie o mocy docelowej 3600 MW. Ambitne zamierzenia mają również inne państwa regionu. W Malezji uruchomiono w 2012 roku elektrownię Bakun o mocy 2400 MW i kontynuowano prace nad kolejnym wielkim projektem (Murum, 944 MW).

Elektrownię o mocy 2400 MW (Son La,

rzeka Da) oddano do eksploatacji także w Wietnamie. Tym samym zwiększono moc zainstalowaną w energetyce wodnej tego kraju do 12 GW. Do 2020 roku władze Wietnamu przewidują osiągnięcie pułapu 17 GW. W Laosie trwa budowa elektrowni Xayaburi na Mekongu o mocy 1285 MW, zaś w Myanmarze (d. Birma) – elektrowni Chipwi o mocy 2 GW. Plany władz tego kraju przewidują wzrost mocy zainstalowanej w energetyce wodnej do 40 GW. Na uwagę zasługują również inwestycje w Azji Środkowej, w tym elektrownie Kambarata 1 na Narynie w Kirgistanie (1900 MW), kontrowersyjna zapora Rogun na rzece Wachsz w Tadżykistanie (3600 MW), Dasu na Indusie w Pakistanie (4320 MW).

W latach 2012–2017 Indie przewidują zwiększenie mocy zainstalowanej w elektrowniach wodnych swojego kraju o ¼ – do poziomu 49 GW. W przygotowaniu jest projekt elektrowni wodnej o mocy 9750 MW na Brahmaputrze. Na ścieżkę rozwoju powróciła też Rosja, gdzie w 2014 roku przewiduje się nie tylko zakończenie remontu EW Sajano-Szuszeńskiej (6400 MW), ale również zakończenie 40-letniego cyklu budowy EW Boguczańskiej na Angarze (2 GW). Na ten sam rok zaplanowano uruchomienie elektrowni pompowo-szczytowej Zagorska 2 (840 MW).

Silny wzrost energetyki wodnej obserwuje się w krajach Ameryki Południowej. Według raportu [31] w budowie lub w zaawansowanym stadium planowania znajdują się obecnie obiekty o łącznej mocy 35 GW, z czego 23 GW przypada na Brazylię. W 2012

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

Potencjał Lp.

Kraj członkowski

techniczny

ekonomiczny/ środowiskowy

TWh/a

TWh/a

Nakłady Produkcja Moc instaWykorzystanie normalilowana potencjału zowana (OZE) technicznego <10 MW7 ≥10 MW (OZE) MW

GWh

%

k€/kW

Lp.

System wodny

Potencjał

1.

Wisła z dorzeczem

9270

2.

Wisła

6177

3.

Dopływy lewobrzeżne

513

k€/kW

4.

Pilica

170 119

1.

Austria 8

73,0

52,0

12 919

52 113

71,4

4,5

b.d.

5.

Brda

2.

Bułgaria9

4,5

>4,0

3 019

3 691

86,3

3,4

b.d.

6.

pozostałe

3.

Czechy

4,9

>2,3

1 546

2 203

46,3

6,5

3,0

7.

Dopływy prawobrzeżne

4.

Finlandia

16,9

14,6

3 196

13 992

82,8

2,7–7,0

2,0–2,5

8.

Dunajec

814

5.

Francja3,

120,0

b.d.

25 554

49 176

55,7

2,3–4,5

2,0–3,0

9.

Wisłoka

126

6.

Grecja10

17,0

b.d.

3 213

5 254

30,8

1,5

2,0

10.

San

714

7.

Hiszpania

68,5

b.d.

13 280

29 536

47,2

1,3–2,3

1,1–1,8

11.

Bug

309

8.

Litwa

2,1

0,1

127

430

20,2

2,5

b.d.

12.

Narew

179

9.

Łotwa

5,4

>3,0

1 576

3 142

55,3

2,6

b.d.

13.

pozostałe

10.

Niemcy4

36,0

b.d.

3 906

19 503

53,5

2,0

b.d.

14.

Odra z dorzeczem

2400

11.

Polska

12,0

b.d.

955

2 379

19,8

6,4

>9

15.

Odra

1273

12.

Portugalia

29,1

21,3

5 492

11 398

40,3

2,5

1,7

16.

Dopływy lewobrzeżne

619

13.

Rumunia

34,5

20,7

6 507

17 460

49,7

2,5–3,5

4,0–5,0

17.

Nysa Kłodzka

134

14.

Słowacja

7,6

b.d.

1 812

4 627

59,7

5, 5

6,4

18.

Bóbr

320

15.

Słowenia4

8,8

4,7

1 213

3 774

59,6

1,8–4,0

1,5

19.

pozostałe

165

16.

Szwecja

130,0

73,4

16 845

68 157

52,3

3,1–3,5

1,3

20.

Dopływy prawobrzeżne

507

17.

Wlk. Brytania

27,2

6,9

1 592

7 479

18,1

3,0–12

1,8

21.

Warta

351

Włochy

160,0

22.

pozostałe

156

23.

Rzeki przymorza

280

18.

UE-27

765,6

42,0 >261,4

18 092 121 343

44 012 320 422

27,5 44,1

4,5 4,0

b.d.

3,7

RAZEM (poz. 1 + 14 + 23) Tab. 6. Wybrane wskaźniki energetyki wodnej w niektórych krajach UE (2011)

roku uruchomiono tu elektrownię Estreito (1087 MW, rzeka Tocantins), a w budowie były kolejne obiekty w Amazonii: Belo Monte (11 233 MW), Santo Antonio (3150 MW) i Jirau (3750 MW). W dorzeczu Amazonki w budowie znajduje się także elektrownia Teles Pires (1830 MW). Inwestycja ta wywołuje jednak poważne kontrowersje, przy jej planowaniu zignorowano bowiem prawa autochtonicznej ludności indiańskiej do tradycyjnych miejsc kultu. Plany wzrostu mocy zainstalowanej w energetyce wodnej o 4 GW posiada także Kolumbia, gdzie w budowie są obiekty: Ituango na rzece Cauca (2400 MW) i Sogamoso na rzece o tej samej nazwie (820 MW).

Stan inwestycji w pozostałych częściach świata jest mniej imponujący. W USA zlikwidowano część zapór hydroenergetycznych ze względów środowiskowych. Rozważa się likwidację kolejnych obiektów na rzece Snake w stanie Waszyngton. Inwestycje hydroenergetyczne w USA dotyczą przede wszystkim modernizacji istniejących już obiektów oraz małej energetyki wodnej.

O zastoju nie można natomiast mówić w Kanadzie i w Meksyku, gdzie w przygotowaniu lub w budowie jest wiele elektrowni wodnych o mocy przekraczającej 500 MW. W Europie zagospodarowano już dużą część potencjału technicznego energetyki wodnej.

Stopień jego wykorzystania jest jednak bardzo zróżnicowany (tab. 6). Wpływ na taki

stan rzeczy mają liczne proekologiczne organizacje pozarządowe, które doprowadziły w wielu krajach do zablokowania rozwoju wielkiej energetyki wodnej i do powstania dodatkowych barier dla małej energetyki wodnej.

Na sytuacji tej ucierpiał w szczególności sektor energetyki wodnej w Polsce, gdzie w latach 70. i 80. ubiegłego wieku brakowało już środków na kontynuację wcześniej rozpoczętych inwestycji, w tym stopnia wodnego Ciechocinek i elektrowni pompowo-szczytowej Młoty. W rezultacie stopień wykorzystania technicznego potencjału hydroenergetycznego Polski nie przekracza 20% i jest jednym z niższych w Europie. Ocenę taką uzyskuje się, zakładając, że potencjał techniczny kraju nie przekracza 12 TWh/rok, co wynika z katastru opracowanego przez zespół prof. A. Hoffmanna (tab. 7).

Kataster ten nie obejmuje jednak cieków o potencjale pozwalającym uzyskiwać w sposób ciągły mniej niż 100 kW na odcinku 1 km jego biegu. Z pominiętymi ciekami może być związany potencjał wynoszący nawet 1700 GWh/rok. Rozwój energetyki wodnej w Polsce [18] dobrze ilustruje rys. 6. Na ilustracji łatwo wyróżnić niektóre etapy i ważne wydarzenia, w tym: systematyczny rozwój energetyki wodnej Polski międzywojennej (EW Żur, Gródek i inne), uruchomienie EW Dychów na Bobrze (1936), uruchomienie EW Rożnów

224 2580

438

11950

Tab. 7. Krajowy potencjał techniczny energetyki wodnej, GWh/rok wg katastru A. Hoffmanna

w latach 1941–1943, odbudowę i systematyczny rozwój energetyki wodnej w latach 50. i 60. (zakończony uruchomieniem EW Solina w 1969 roku i EW Włocławek w 1971 roku), trwający aż do lat 90. okres stagnacji w rozwoju konwencjonalnej energetyki wodnej, okres rozwoju małej energetyki wodnej i modernizacji dużych elektrowni wodnych. Wyraźnie zaznaczają się uruchomienia wszystkich trzech klasycznych elektrowni pompowo-szczytowych – ESP Żydowo (1971), EW Porąbka-Żar (1979-80) i EW Żarnowiec (1983), a także Elektrowni Wodnej Niedzica (1997). Widać też efekty prac modernizacyjnych związanych z podwyższeniem mocy zainstalowanej w wymienionych tu elektrowniach.

Mimo wciąż rosnącego trendu okoliczności wymienione na wstępie niniejszego artykułu sprawiają, że przyszłość polskiej energetyki wodnej jest jednak niejasna, czego smutnym przykładem są losy stopnia Nieszawa/ Ciechocinek na dolnej Wiśle. Wiele wskazuje na to, że nawet jeśli projekt ten doczeka się ostatecznej realizacji, to osiągnięcie przełyku zbliżonego do przełyku turbin EW Włocławek będzie wymagać użycia upustów jałowych na jazach. Fakt ten położy się cieniem na ewentualne prace projektowe przy kolejnych stopniach Kaskady Dolnej Wisły.

7

Dotyczy obiektów niskospadowych Dane za rok 2010 EUROSTAT, produkcja nienormalizowana 10 Produkcja nienormalizowana 8 9

27

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

Rys. 6. Moc zainstalowana w elektrowniach wodnych na terenie Polski

Małe elektrownie wodne budowane są głównie przy istniejących piętrzeniach. Dość nieliczne odstępstwa od tej zasady dotyczą przede wszystkim elektrowni wznoszonych przy okazji inwestycji gospodarki wodnej.

Czas realizacji tych ostatnich przekracza jednak nierzadko 20 lat, czego przykładem jest stopień Malczyce na Odrze wraz z elektrownią o mocy 9 MW oraz zbiornik Świnna Poręba na Skawie z elektrownią o mocy 4,5 MW. EW Malczyce jest największą elektrownią wodną budowaną obecnie w Polsce i w świetle polskich przepisów nie kwalifikuje się do kategorii MEW. W wyniku inwentaryzacji przeprowadzonej w pierwszej połowie lat 80. przez BSiPE ENERGOPROJEKT wytypowano ok. 1000 istniejących i planowanych obiektów piętrzących, przy których można by – w sposób już wówczas ekonomicznie uzasadniony – wybudować lub zrewitalizować elektrownie wodne o łącznej mocy 200 MW [38]. Odpowiada to produkcji energii elektrycznej na poziomie ok. 700 GWh rocznie.

Od tego czasu moc zainstalowana w MEW wzrosła o 120 MW, lecz zmianie uległo także wiele okoliczności warunkujących rozwój sektora. Wśród najważniejszych zmian wymienić należy wsparcie publiczne w postaci zielonych certyfikatów oraz postęp techniczny z jednej strony i zaostrzone wymagania środowiskowe ze strony drugiej.

Wszystko to sprawia, że użyteczny potencjał hydroenergetyczny związany z istniejącymi piętrzeniami powinien zostać poddany ponownej ocenie. Pierwszym krokiem takiego działania była inwentaryzacja piętrzeń o wysokości powyżej 0,7 m, przeprowadzona w 2012 roku siłami Krajowego Zarządu Gospodarki Wodnej i podległych mu jednostek [39]. W ramach tej akcji zidentyfikowano 14 000 obiektów. Nie ustalono jednak ich użyteczności dla celów hydroenergetycznych, skąd wynika potrzeba dalszych prac.

Niejasną przyszłość ma przed sobą nie tylko polska hydroenergetyka. Największe europejskie inwestycje w hydroenergetyce konwencjonalnej (Messorocha i Ilanorias w Grecji oraz Innertkirchen w Szwajcarii) dotyczą elektrowni o mocy niewiele przekraczającej 150 MW. W Albanii zamierza się jednak rozpocząć budowę elektrowni Devoll o mocy 280 MW. Dość konkretne plany dotyczą budowy mniejszych elektrowni

28

na Słowacji: Sereď (63 MW) i Nezbudska Lučka (33 MW) na Wagu oraz Čunovo II (13,5 MW) na Dunaju.

Na tym tle dość optymistycznie wypadają prognozy rozwoju małej energetyki wodnej (< 10 MW). Według różnych źródeł w bieżącej dekadzie przyrost mocy w obiektach MEW na terenie Unii Europejskiej powinien wynieść 2–3,5 GW, zaś produkcja energii elektrycznej w sektorze powinna osiągnąć poziom ponad 50, a może nawet 60 TWh/rok. Sporządzoną w ramach projektu SHP STREAMMAP [40, 41] prognozę przyrostu produkcji energii elektrycznej w polskim sektorze MEW przedstawiono na rys. 7.

Jak wspomniano wcześniej, za sprawą niestabilnych źródeł energii odnawialnej w Europie doszło do renesansu elektrowni pompowo-szczytowych. W 2003 roku uruchomiono w Turyngii pierwszą w Europie elektrownię z hydrozespołami o regulowanej szybkości obrotowej (Goldisthal, 1060 MW).

Hydrozespół z regulowaną szybkością obrotową uruchomiono w 2010 roku w EW Avče w Słowenii (185 MW). Prace nad prototypowym hydrozespołem tego typu dla ESP Zagorska 2 prowadzono niedawno w Rosji i na Ukrainie. Budowę pierwszej elektrowni pompowej (Tarnita Laputesti,

1000 MW) zaplanowano w Rumunii, zaś budowę kolejnych dwóch obiektów rozważa się na Słowacji. Tegoroczny raport IHA wymienia także 13 lokalizacji rozważanych w Turyngii (łącznie 5,1 GW), 6 nowych obiektów w Szwajcarii (4 GW), 2 obiekty w Austrii, 3 – w Portugalii, a także obiekty modernizowane – w tym Le Cheylas we Francji (485 MW) oraz ESP Żydowo w Polsce. Wiadomo też, że rozbudowę EW Kruonis (obecna moc osiągalna: 900 MW) rozważa się na Litwie.

Ambitne plany budowy w Polsce 10 klasycznych elektrowni pompowych utknęły na czwartej z nich (EW Mloty, 750 WW).

Rozpoczęta jeszcze na początku lat 70. ubiegłego stulecia budowa została wstrzymana w następnej dekadzie i ostatecznie przerwana na początku lat 90. Nie doszło również do rozpoczęcia budowy elektrowni pompowej Krempna w Beskidzie Niskim.

Przyrost mocy regulacyjnej i interwencyjnej, jaki odnotowano w ciągu ostatnich dwudziestu lat, związany był z uruchomieniem EW Niedzica (92 MW) oraz modernizacjami EW Żarnowiec (wzrost mocy z 680 do 716 MW), Solina (wzrost ze 136 do 200 MW) oraz Dychów (wzrost z 79 do 90 MW). W trakcie pisania niniejszego tekstu trwa jeszcze modernizacja ESP Żydowo (wzrost mocy w ruchu turbinowym ze 150 do 156 MW).

Ograniczenia możliwości rozwoju klasycznej energetyki wodnej w Europie wywołały już dawno zainteresowanie wykorzystaniem energii pływów. Jego efektem jest uruchomiona w 1966 roku elektrownia pływowa La Rance wyposażona w 24 hydrozespoły gruszkowe o mocy po 10 MW. Szczególną cechą tych hydrozespołów jest możliwość dwukierunkowej pracy turbinowej i pompowej. Wkrótce potem powstała pilotowa elektrownia pływowa Annapolis Royal (Nowa Szkocja, Kanada) wyposażona w 18-megawatowy hydrozespół typu straflo, a także małe obiekty doświadczalne w Związku Radzieckim (Kislaja Guba) i w Korei Północnej (Zatoka Kesong). Trzeba było jednak czekać blisko 50 lat na uruchomienie zaporowej elektrowni pływowej o mocy większej niż La Rance (Sihwa, Korea Południowa, 254 MW).

Ocena potencjału technicznego związanego z pływami w oceanie światowym

Rys. 7. Energia elektryczna wyprodukowana w latach 1995–2011 w polskich elektrowniach wodnych o mocy do 10 MW

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

jest obciążona bardzo dużą niepewnością. W raporcie przeglądowym agencji ECOFYS [8] wskazuje się na potencjał 500–1000 TWh/rok. Jest to wartość ok.

20 niższa od potencjału teoretycznego z raportu UNDP [1]. W niektórych przypadkach energia uzyskiwana z pływów może zajmować znaczącą pozycję w bilansie energetycznym kraju. W Wielkiej Brytanii od blisko 90 lat rozważa się budowę zaporowej elektrowni pływowej u ujścia rzeki Severn w pobliżu Bristolu. Zbudowana tu elektrownia mogłaby dostarczać 12,9 TWh energii elektrycznej rocznie, co dawałoby ok. 5-procentowy udział w bilansie elektroenergetycznym Zjednoczonego Królestwa.

Budowa elektrowni napotyka na liczne protesty związane z zagrożeniem dla cennego ekosystemu na obrzeżach obszaru zalewowego. Po wcześniejszym odrzuceniu projektu rząd brytyjski ponownie bierze pod uwagę jego realizację z uwzględnieniem rozwiązań przyjaznych dla środowiska naturalnego. Postęp techniczny, obejmujący także – ale nie tylko – inżynierię środowiska, może doprowadzić do realizacji kolejnych atrakcyjnych projektów zlokalizowanych m.in. w Solway Firth (Zjednoczone Królestwo, 10 TWh/rok), w Zatoce Fundy w Kanadzie (11,7 TWh/rok) oraz w Zatoce Khambhat w Indiach (16,4 TWh/rok) [5].

Protestów środowisk ekologicznych nie budzą projekty elektrowni podwodnych wykorzystujących energię kinetyczną pływów i prądów morskich (patrz rozdział 2.3). Wśród znaczących inwestycji wymienić należy rozpoczętą już budowę prawie 400-megawatowej farmy hydrozespołów śmigłowych Hammerfest Andritz w zatoce Pentland Firth na północno-wschodnich krańcach Szkocji. Moc docelowa ma być osiągnięta w 2020 roku, lecz Brytyjski Zarząd Dobrami Koronnymi (Crown Estate) wydał już koncesje na instalacje o łącznej mocy 1800 MW, głównie w wodach Pentland Firth i Orkadów [32]. Koncesję na budowę 100-megawatowej farmy u wybrzeży Irlandii Północnej uzyskało też konsorcjum instalujące hydrozespoły Open Hydro. Wody Atlantyku od Zatoki Biskajskiej po Orkady są miejscem instalacji pilotowych hydrozespołów wielu innych dostawców, w tym Sea Gen, a także Tidal Generation Ltd. (Alstom) i Voith Hydro. Wielu z nich prowadzi badania instalacji pilotowych w lokalizacjach udostępnionych w rejonie Orkadów przez Europejski Ośrodek Energetyki Morskiej (European Marine Energy Centre, EMEC). Zainteresowanie wyzyskaniem energii pływów nie ogranicza się tylko do Europy, czego świadectwem jest aktywność licznych wytwórców z USA, Kanady i Japonii, a także rozpoczęta już budowa instalacji u wybrzeży Korei Południowej z hydrozespołami produkcji Voith Hydro z mocą docelową 150 MW [37].

Wyzyskanie energii falowania znajduje się wciąż na etapie instalacji doświadczalnych i pilotowych. Przeciętny strumień mocy niesiony falami oceanicznymi ocenia się na ponad 1 MW na metr długości grzbietu

Źródło

biomasa

bezpośr. energia słoneczna geotermia

Technologia

energia wiatru

Nakłady

MW

USD/kW

Koszty operacyjne USD/kW

US¢/kWh

Koszt LCOE11 US¢/kWh

współspalanie

20–100

430–500

12

12

12

CHP12 /ORC13

0,65–1,6

6500–9800

50–80

50–80

50–80

CHP/turbina parowa

2,5–10

4100–6200

54

54

54

CHP/ICE14

2,2–13

1800

67–71

67–71

67–71

fotowoltaika domowa

0,004–0,01

3700–6000

19–110

–

18–71

fotowoltaika zawodowa

0,5–100

3100–6200

16–75

–

11–52

CSP 15

50–250

6000 –7300

60–82

–

źródła pulsujące

10–100

1800–3600

60–90

cykl binarny

16–25 3,8–11

2–20

2100–5200

60–90

do 20000

1000–3000

25–75

–

MEW w Polsce16

<5

2000–13000

87

–

energia pływów

do 250

4500–5000

100

lądowa

5–300

1200–2100

–

1,2–2,3

4,4–14

morska

20–120

3200–5000

–

2,0–4,0

9,7–19

wszystkie technologie energia wody

Typowa moc

4,1–14 1,8–11 10 18–24

Tab. 8. Wybrane parametry ekonomiczne niektórych technologii OZE [7]

fali [5]. Oceny globalnej energii fal oceanicznych i morskich w głębokich wodach (ponad 100 m) wahają się w granicach od 8000 do 80 000 TWh rocznie. Potencjał ekonomiczny ocenia się na 140 do 750 TWh/rok, chociaż przypuszcza się, że po opracowaniu bardziej dojrzałych konstrukcji wzrośnie on do 2000 TWh/rok. Krótki przegląd dostępnych dziś technologii przetwarzania energii oceanicznej w energię elektryczną znaleźć można między innymi w raportach [5, 7] oraz na stronach internetowych EMEC. Do najbardziej sprawdzonych urządzeń przetwarzających energię ruchu falowego należą instalacje firm Wavegen oraz Pelamis Wave Power. Po 10 latach pracy prototypowej instalacji Limpet na wyspie Islay (Szkocja) firma Voith Hydro Wavegen uruchomiła pierwszą instalację komercyjną tego typu na wybrzeżu Zatoki Biskajskiej (Mutriku, 300 kW) oraz rozpoczęła budowę kolejnej instalacji na Nowych Hebrydach z mocą docelową 4 MW w pierwszym etapie i 30 MW w etapie drugim [37]. Pelamis Wave Power uruchomiła natomiast w 2008 roku pierwszą pływającą farmę komercyjną z trzema zespołami prądotwórczymi (każdy o mocy 750 kW) u wybrzeży Portugalii.

Jeśli doświadczenia z eksploatacji okażą się pozytywne, do farmy dołączy kolejnych 25 zespołów.

4. Niektóre nietechniczne uwarunkowania rozwoju energetyki wodnej W wielu krajach Unii Europejskiej, a także w USA, przemożny wpływ na kondycję energetyki wodnej wywiera polityka środowiskowa państwa i władz lokalnych. Niektóre problemy i trendy rozwojowe związane z tymi i innymi uwarunkowaniami nietechnicznymi sygnalizowano już w poprzednich rozdziałach. Są one dzisiaj przedmiotem rozlicznych sporów oraz wystąpień publicznych. Z uwagi na założony profil

i ograniczoną objętość niniejszego artykułu, nie będą one przedmiotem dalszych rozważań.

Wspomniane uwarunkowania wywierają jednak wpływ na stronę ekonomiczną przedsięwzięć inwestycyjnych. Tymczasem jedną z cech wyróżniających hydroenergetykę śródlądową spośród innych technologii OZE jest silna zależność nakładów inwestycyjnych od miejsca instalacji.

Przegląd dostępnych opracowań na ten temat znaleźć można m.in. w Raporcie Panelu Klimatycznego [7]. Analiza wykonana w 2010 roku przez Międzynarodową Agencję Energetyczną (IEA, International Energy Agency) wskazuje na nakłady jednostkowe 750–19 000 USD/kW przy wartości średniej 1280 USD/kW i współczynniku średniorocznego wykorzystania mocy instalowanej bliskim 50%. Roczne koszty utrzymania i eksploatacji według różnych źródeł wynoszą zazwyczaj 2,5–4% nakładów inwestycyjnych, zaś średni koszt wytwarzania energii elektrycznej 3–12 centów na kWh. Porównanie niektórych wskaźników ekonomicznych dla różnych rodzajów OZE pokazano za [7] w tab. 8.

Wyższe nakłady jednostkowe dotyczą zwykle obiektów mniejszych, lecz tylko pod warunkiem, że zakres inwestycji nie zależy od ich skali. Sytuacja taka nie ma miejsca w krajach, w których małe elektrownie wodne budowane są przy istniejących piętrzeniach w odróżnieniu od elektrowni dużych, budowanych z pełną infrastrukturą hydrotechniczną obejmującą nierzadko obiekty wielozadaniowe i inwestycje dodatkowe. Przykładem jest Polska, gdzie infrastruktura hydrotechniczna pochłania przeciętnie 80% nakładów inwestycyjnych na obiekt hydroenergetyczny budowany od podstaw. Według analiz wykonanych przez Europejskie Stowarzyszenie Małych

11 Wyrównoważony

koszt energii elektrycznej przy stopie dyskontowej 7% (za wyjątkiem MEW w Polsce).

– skojarzona generacja energii elektrycznej i cieplnej.

– cykl Rankine’a na paliwie organicznym.

14 ICE – silnik wewnętrznego spalania.

15 CSP – koncentracja energii słonecznej.

16 Nakłady inwestycyjne na podstawie danych projektu SHP STREAMMAP (średnia wartość IRR = 10,9%); pozostałe wskaźniki wg [42] (moc powyżej 500 kW).

12 CHP

13 ORC

29

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

Rys. 8. Nakłady jednostkowe na budowę elektrowni wodnych w krajach Unii Europejskiej [41]

Elektrowni Wodnych (European Small Hydropower Association, ESHA) w ramach projektu SHP STREAMMAP [44, 45] średnie nakłady jednostkowe na małą elektrownię wodną wynoszą w Polsce 6400 EUR/kW, co stanowi około 2/3 nakładów jednostkowych przewidywanych na kolejny stopień na dolnej Wiśle. Zbliżoną wysokość nakładów w sektorze MEW obserwuje się w Czechach i na Słowacji, rys. 8.

Są to wartości znacznie wyższe niż średnia światowa (tab. 8), co wynika zarówno z wyżej wskazanych przyczyn, jak i faktu, że we wszystkich trzech wspomnianych krajach przeważają inwestycje w obiekty niskospadowe.

O ile budowa nowego obiektu małej mocy niekoniecznie musi być związana z wyższymi nakładami jednostkowymi, o tyle jednostkowe koszty utrzymania i eksploatacji mniejszej elektrowni wodnej są z reguły wyższe niż elektrowni większej. Ten znany i dość oczywisty fakt został kolejny raz potwierdzony w związku z toczącą się w Polsce dyskusją nad kolejnymi projektami ustawy o odnawialnych źródłach energii [42]. Koszty te można istotnie zmniejszyć, stosując pracę bezobsługową (z ewentualnym dozorem domowym).

Przechodzenie na tego rodzaju pracę jest stałą tendencją w całym sektorze MEW, lecz wymaga poniesienia odpowiednio wysokich kosztów podczas budowy obiektu lub jego modernizacji.

5. Zakończenie W krótkim artykule nie sposób nakreślić w miarę wyczerpujący obraz energetyki wodnej i jej rozwoju nawet na przestrzeni ostatnich dwóch stuleci. Za dzisiejszym stanem techniki w tej dziedzinie kryje się niezmierzony ogrom wiedzy i doświadczeń tysięcy firm i dziesiątek tysięcy wysoko kwalifikowanych specjalistów. Coraz trudniej wskazać konkretne osoby, którym należy przypisać kolejny istotny krok w dziele postępu. Wynikiem pracy wielkich zespołów autorskich są również cytowane tu studia analityczne lub ich fragmenty dotyczące aktualnego stanu energetyki wodnej i jej związków z szeroko rozumianym otoczeniem.

Nie próbując konkurować z kompetentnymi monografiami i studiami analitycznymi, autor starał się wskazać niektóre

30

ważne etapy rozwoju sektora i najważniejsze jego uwarunkowania. Uwagę skupiono na podstawowym wyposażeniu technologicznym (turbiny wodne) i wskaźnikach globalnych. Zabrakło miejsca na prezentację zaplecza wytwórczego, remontowego i badawczo-rozwojowego. Ograniczono wypowiedzi na temat uwarunkowań nietechnicznych, sygnalizując je jedynie we wprowadzeniu i w poprzednim rozdziale.

Podobnie potraktowano historię i perspektywy rozwoju energetyki wodnej w Polsce.

Niemniej nawet taki fragmentaryczny obraz sektora skłania do sformułowania pewnych stwierdzeń natury ogólnej.

1. Człowiek wykorzystuje dziś ok. 25% technicznego potencjału energetycznego wód śródlądowych oraz tylko niewielką część potencjału związanego z wodami morskimi i oceanicznymi. Polska – z wykorzystaniem swojego potencjału poniżej 20% – plasuje się poniżej średniej światowej.

2. Mimo wyhamowania rozwoju dużej energetyki wodnej w Europie, a nawet regresu na terenie USA, na świecie obserwuje się ciągły wzrost sektora.

Według przewidywań EIA moce wytwórcze konwencjonalnej energetyki wodnej będą wzrastać w najbliższych latach w tempie 2% rocznie, by osiągnąć ok. 1463 GW w 2035 roku. Najszybszego wzrostu (3% i więcej) należy oczekiwać wciąż w niektórych krajach azjatyckich. W Polsce przyrost ten jest ostatnio mniejszy niż 0,7% i wynika wyłącznie z inwestycji w sektorze MEW. 3. W niektór ych regionach świata, a zwłaszcza w Europie, obserwuje się intensywne inwestycje w nowe moce regulacyjne i interwencyjne. Fakt ten ma bezpośredni związek z szybkim wzrostem udziału niestabilnych źródeł energii w bilansie energetycznym wielu krajów. Intensywny rozwój energetyki wiatrowej przy braku inwestycji w nowe źródła mocy regulacyjnej może postawić wkrótce Polskę w roli importera usług systemowych.

4. Mimo że sprawność niektórych wodnych maszyn energetycznych osiągnęła już kres oczekiwań konstruktorów, to sektor energetyki wodnej jest wciąż obszarem intensywnego rozwoju technologicznego. Fakt ten związany jest z postępem

w zakresie numerycznego modelowania przepływu, elektrotechniki i energoelektroniki, nowych technik nadzoru i sterowania. Kluczowe znaczenie ma jednak pojawienie się nowych priorytetów, z których najważniejsze wymieniono we wprowadzeniu. Obszarem najbardziej innowacyjnej działalności jest dziś energetyka morska i oceaniczna.

5. Główną przyczyną niezadowalającego rozwoju energetyki wodnej w Polsce i w licznych krajach europejskich są bariery administracyjno-prawne, będące w większości efektem bardzo wąskiego pojmowania ochrony przyrody i zasobów naturalnych oraz dążenia do zachowania stanu bieżącego nawet wtedy, gdy odbiega on daleko od stanu pierwotnego. Właściwy konsensus w tej sprawie wymaga z jednej strony szacunku dla przyrody i ostrożności we wprowadzaniu zmian w środowisku przyrodniczym, zaś z drugiej – rzetelnej oceny korzyści, jakie temu samemu środowisku i obecnemu w nim człowiekowi może przynieść nowy obiekt hydroenergetyczny.

Bibliografia 1. Goldemberg J. (Ed.), World Energy Assessment, United Nations Development Programme, New York 2000.

2. Goldemberg J., Johansson T. (Ed.), World Energy Assessment. Overwiew. 2004 Update, United Nations Development Programme, New York 2004.

3. 2012 Key World Energy Statistics, OECD/ IEA, Paris, 2012.

4. BP Statistical Review of World Energy, June 2012, BP, London 2012 5. Clarke A.W., Trinnaman J.A., 2010 Survey of Energy Resources, World Energy Council, London 2010.

6. US Energy Information Administration, International Energy Outlook 2011, DOE/EIA-0484 (2011), September 2011.

7. Edenhofer O. i in., Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation.

Special Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge University Press, New York 2012.

8. Hoogwijk M., Graus W., Global potential of renewable energy sources: A literature assessment. Background report, ECOFYS, March 2008.

9. Giesecke J., Mosonyi E., Wasserkraftanlagen. Planung, Bau und Betrieb. Springer-Verlag, Berlin / Heidelberg / New York 1998.

10. Raabe J., Hydraulische Maschinen und Anlagen. Zweite Auflage. VDI-Verlag GmbH, Düsseldorf 1989.

11. Raabe J., Hydro Power. The design, use and function of hydromechanical, hydraulic and electrical equipment, VDI-Verlag GmbH, Düsseldorf 1985.

12. Hoffmann M. (red.), Małe elektrownie wodne. Poradnik, Nabba sp. z o.o., Warszawa 1991.

13. Lewandowski W., Proekologiczne odnawialne źródła energii, WNT, Warszawa 2006.

14. Kreiner R., Die vorindustrielle Turbinenmühle: Eine angepasste und ressourcenschonende Technik [w:] Kleine Betriebe – angepasste Technologie?

Hoffnungen, Erfahrungen und

J. Steller | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 7–20

Ernüchterungen aus sozial- und technikhistorischer Sicht, Hrsg. von Reinhold Reith und Dorothea Schmidt, Waxmann, Münster 2002.

15. Krzyżanowski W., Turbiny wodne.

Konstrukcja i zasady regulacji, WNT, Warszawa 1971.

16. Jackowski K., Elektrownie wodne.

Turbozespoły i wyposażenie, WNT, Warszawa 1970.

17. Michałowski S., Plutecki J., Energetyka wodna, WNT, Warszawa 1975.

18. Spoz J. (red.), 100 lat energetyki wodnej na Ziemiach Polskich, Towarzystwo Elektrowni Wodnych, sierpień 1998.

19. Steller J., Problemy energetyki wodnej, Archiwum Energetyki 2003, t. XXXII, nr 3–4, s. 35–70.

20. Steller J., Energetyka wodna w Polsce – niepodjęte wyzwanie [w:] Stan Pozyskiwania Odnawialnych Źródeł Energii w Polsce. Międzynarodowa konferencja naukowa, Łomża 2009, s. 69–84.

21. Zimny J. i in., Directions in development of hydropower in the world, in Europe and Poland in the period 1995–2011, Renewable and Sustainable Energy Reviews 2013,Vol. 21, s. 117–130.

22. Cap F., Graue Energie und der Treibhauseffekt, Österreichische Zeitschrift für Energiewirtschaft 1992, Vol. czy No. 45, H.12, s. 507–519.

23. Deane J.P., O’Gallachoir B.P., McKeogh E.J., Techno-economic review of existing and new pumped hydro energy storage plant, Renewable and Sustainable Energy Reviews 2010, Vol. 14, s. 1293–1302.

24. Mearn E., German power grids increasingly strained. June 1st, 2012, http://www.theoildrum.com/tag/ german_electric_power_grid.

25. Zuber M., Renaissance for pumped storage in Europe, HRW, July – August 2011, s. 14–20.

26. Killingtveit Å. (Ed.), Hydropower development, Vol. 4, s. 8–11, Norwegian University of Science and Technology, Dept. Hydraulic and Environmental Engineering, Trondheim 1992–2003.

27. Jak zbudować małą elektrownię wodną, ESHA/IMP PAN, Bruksela 2010 (CD-ROM).

28. 2013 IHA Hydropower Report, International Hydropower Association 2013.

29. Bayar T., Tidal technologies drive commercialization in the UK, HRW, March – April 2013, s. 20–22.

30. Ruprecht A., Bauer N., Oakley M., Development of a hydrokinetic turbine for decentralized electricity production in developing countries, Hidroenergia 2012, Wroclaw, May 2012, Book of Abstracts, Paper 2B.3.

31. Fasol K.H., Zur Entwicklungsgeschichte der Regelung der Wasserturbinen.

10. Internationales Seminar „Wasserkraftanlagen. Wasserkraft – Energienutzung an der Wende zum 3.

Jahrtausend”, Schriftenreihe der TU Wien, TU Wien, 1998, s. 17–46.

32. Gschwandtner M., Gold aus den Gewässern. Viktor Kaplans Weg zur schnellsten Wasserturbine. GRIN Verlag, 2. Auflage, Salzburg 2011.

33. Miller H., Die Harza Turbine – Ursprung der modernen Niederdruckkonzepte. 3. Internationales Seminar „Wasserkraftanlagen.

Niederdruckanlagen”, Schriftenreihe der TU Wien, Eigenverlag der TU Wien, 1984, s. 81–101.

34. Chmielewski S., Modernizacja turbozespołów klasycznych Francisa w Elektrowni Wodnej Solina.

Seminarium „Odbudowa i modernizacja elektrowni wodnych – doświadczenia polskie i europejskie”, TEW/ESP, WTC Gdynia, kwiecień 2000, s. 5–13.

35. Steller J. i in., Turbiny wodne o przepływie poprzecznym w programie prac badawczo-rozwojowych IMP PAN, XII Seminarium Energetyczne 2003 „Aktualne problemy przepływowe, konstrukcyjne i eksploatacyjne maszyn i urządzeń hydraulicznych”, Politechnika Śląska, Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych, Prace naukowe, monografie, konferencje, 1.03.2003, z. 11, Gliwice, s. 191–204.

36. Leclerc M., The Very Low Head Turbine confirms its extremely low environmental impact and enters into industrial phase, Hidroenergia 2010, Lausanne, June 2010, Paper 3B.07.

37. Harnessing the power of the ocean.

HyPower, Voith Hydro Holding GmbH & Co. KG, No. 20, Summer 2011, s. 28–31.

38. Wilski T., Odbudowa i budowa małych elektrowni wodnych w Polsce, Sesja Nauk.-Techn. CPBR nr 5.1, Sympozjum nt. „Mała energetyka. Stan obecny i perspektywy rozwoju”, Materiały, Gdańsk, 28.09.1990, Wyd. IMP PAN, s. 169–178.

39. Kowalczyk M., Inwentaryzacja obiektów piętrzących. 2 Międzynarodowe Targi Energii Odnawialnej i Efektywności Energetycznej RENEXPO Poland, Materiały konferencji branżowej i naukowo-technicznej „Dziś i jutro energetyki wodnej w Polsce i w Unii Europejskiej”, Gdańsk/Warszawa, 18.10.2012.

40. Small Hydropower Roadmap, Condensed research data for EU-27, ESHA 2012.

41. Steller J., Realizacja projektu SHP STREAMMAP dobiegła końca, Energetyka Wodna 2012, nr 3, s. 28–33.

42. Sawicka E., Łyskawa P., Zmiany regulacji prawnych dla producentów zielonej energii, Energetyka Wodna 2012, nr 4, s. 22–22.

Janusz Steller

dr Instytut Maszyn Przepływowych PAN e-mail: steller@imp.gda.pl Ukończył studia z zakresu fizyki na Wydziale Matematyki, Fizyki i Chemii Uniwersytetu Gdańskiego (1977). Od tego czasu jest pracownikiem Instytutu Maszyn Przepływowych PAN, który w roku 1984 nadał mu stopień doktora nauk technicznych. Obecnie jest głównym specjalistą i kierownikiem Pracowni Kawitacji w Ośrodku Mechaniki Cieczy IMP PAN. Sprawuje funkcję wiceprezesa Zarządu Towarzystwa Elektrowni Wodnych (TEW) i jest członkiem Zarządu Europejskiego Stowarzyszenia MEW (ESHA Governing Board). Jego zainteresowania zawodowe obejmują kawitację i erozję kawitacyjną, eksploatację i projektowanie maszyn hydraulicznych, związane z powyższymi zagadnieniami metody badań terenowych i laboratoryjnych, ogólne problemy rozwoju sektora energetyki wodnej.

31

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | 32–39

Hydroelectricity and ecological considerations. Falsification of the environmental reality by the opponents of hydropower

Author Andrzej Giziński

Keywords Włocławek reservoir, Siarzewo stage of fall, small hydroelectric power stations, ecological corridor, Lower Vistula River, biodiversity, Natura 2000, precautionary principle

Abstract Opponents of hydroelectricity claim falsely that hydrotechnical development of the Lower Vistula River constitutes implementation of Edward Gierek’s concept of bringing only environmental damage1. Statements on the negative environmental impact of constructing small hydroelectric power stations (SHPS) are equally groundless. Permanent protests against the construction of dams and river damming, regardless of the motivations and will of protesters, increase energy dependence on Russia, and preserves the poor, post-Bierut hydrological situation2. The main fallacy made by hydropower opponents is the alternative treatment of power and environmental purposes.

Environmental errors consist in continuous omission of even the most obvious positive ecological effects of constructing river dams and – what is especially reprehensible – inventing non-existent threats, e.g. lethal concentration of toxic heavy metals in deposits of the Włocławek Reservoir or the detrimental impact of warming up water in stage of falls on the fish population below the dam.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2013302

1. Introduction 1.1. Historical feature At the beginning of the 1990s, meritorious Toruń hydrographer, Prof. Zygmunt Churski, proposed a return to the cascade concept of the Lower Vistula River (dolna Wisła) development [5]. That proposal was supported by Toruń hydrobiologists [7], who, after more than 10 years of researching the Włocławek Reservoir, already knew the actual environmental effects of its functioning [13].

Since that time, the campaign of misinformation and falsifying environmental reality started and has lasted till today. This campaign aims not only at discrediting the idea of cascade development of the Lower Vistula River (dolna Wisła), but also at making it impossible to construct any stage of fall on the Lower Vistula River (dolna Wisła), even so economically important and environmentally useful as the planned Siarzewo stage of fall. The second part of this paper presents the most obvious faults of Vistula “defendants”.

In 2009, another, almost fanatical, group of Galician opponents of hydroelectricity became active with the participation of Vistula defendants from other Polish regions. In an open letter to the 1 2

Minister of Environment, it called for: “immediate introduction of a moratorium for construction of small hydroelectric power stations (SHPS), with invalidation of already issued permits”.

Fortunately, the moratorium was not introduced, but some signatories of that odd letter found a different way to stop production of renewable energy.

In 2012, they developed the draft document titled “Environmental Considerations Significant for the Development of Small Hydroelectric Power Stations” under the auspices of the General Directorate of Environmental Protection. This document is extremely biased, especially in its ecological part.

If it came into effect, probably no hydroelectric power station would be established in Poland. Part 3 presents the most obvious environmental errors of this project. (Small hydroelectric power stations).

1.2. Political aspects Stating that construction of dams on the Vistula River (Wisła) is “a follow-up of Gierek’s concept” constituted the first political fraud of the Vistula River (Wisła) defendants. This is obviously false. The concepts of cascade development of the Lower Vistula River (dolna Wisła) emerged not in heads of the Polish United

Edward Gierek (1913–2001), communist leader, the leader of the People’s Republic of Poland, the First Secretary of the Central Committee of the Polish United Workers’ Party – editorial postscript.

Bolesław Bierut (1892–1956), the first leader of the People’s Republic of Poland, President, Prime Minister and Chairman of the Central Committee of the Polish United Workers’ Party – editorial postscript.

32

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | 32–39

Workers’ Party first secretaries, but in laboratories of intelligent Polish engineers before World War I and in the interwar period.

Nowadays, the thesis on the Party’s genesis of some concept does not impress Polish citizens, but in the beginning of the 1990s, right after the nightmare of martial law, it contributed significantly to discrediting the concept of developing the Lower Vistula River (dolna Wisła). The majority of Polish people was certain then that almost everything built by communists, including the Włocławek dam, was senseless. The concept of cascade development of the Lower Vistula River (dolna Wisła) itself was not senseless. However, an unforgivable mistake was made before its implementation: the raw state had not been assessed, i.e. no essential ecological research of the river or its valley was executed. Therefore, the chance of getting to know the ecological succession of the first dammed reservoir in Central Europe with such a short time of water retention as the Włocławek Reservoir (approx. five days) was irreclaimable.

By the end of the 1970s, knowledge about environmental, especially biological, consequences of establishing the Włocławek Reservoir was so scarce and fragmentary that it did not entitle to formulate credible generalisations or forecasts.

In Poland, the belief that dividing a large river with a dam had to cause serious environmental detriments was prevailing by the time when in 1983 initial findings of the Włocławek Reservoir research were presented at the XII Congress of Polish Hydrobiologists in Lublin [11], which surprised even its authors.

In that time, an unfortunate coincidence happened – two dammed reservoirs: Włocławek Reservoir on the Vistula River (Wisła, 1970) and Lake Nasser on the Nile (Nil, 1971) were developed almost simultaneously.

Only at the beginning of the 1980s, was the very negative environmental impact of the Aswan High Dam gradually disclosed in Poland, for example dangerous blue-green algal blooms.

Many Polish hydrobiologists assumed that similar negative effects might result from development of the Włocławek Reservoir. Today we know that it was a reprehensible fallacy, called a null hypothesis.

1.3. Fallacies and methodological errors In chronological order, the null hypothesis was the first mistake of opponents of building dams on rivers, especially on the Vistula River (Wisła): if damming had so serious consequences on a very large river, the River Nile (Nil; average Q at the dam equal to 2.7 thousand m3/s), damming on the Vistula River (Wisła; average Q at the dam equal to approx. 900 m3/s) would also cause similar negative effects, just proportionally smaller.

Environmental reality, that is findings of complex research of the Włocławek Reservoir conducted for more than 30 years by the Nicolaus Copernicus University in Toruń, mercilessly showed the absurdity of that hypothesis. It appeared that Lake Nasser (157 km3, time of water retention = 365 days) and Włocławek Reservoir (volume 0.4 km3, time of water retention = approx. five days) constituted absolutely incomparable natural forms and caused dramatically different environmental effects: • Lake Nasser worsens river water quality, while Włocławek Reservoir improves it

• L ake Nasser increases biomass of phytoplankton, while Włocławek Reservoir reduces it [6].

That serious scientific error was made by signatories of the above-mentioned letter to the Minister on a moratorium for construction of small hydroelectric power stations. They believed that every damming, every hydroelectric power station is harmful for the environment: big – very much, small – less.

In chronological order, the second but nowadays the most popular fallacy of opponents of building dams is the so-called pars pro toto (Latin: part for whole) reasoning. It consists in the fact that based on findings of research concerning a part of some system (e.g. flora and fauna of a part of a dammed reservoir at this dam), one talks about flora and fauna of the whole dammed reservoir.

This is particularly reprehensible in the case of assessing the number of flora or fauna species. If in the lower or middle part of a dammed reservoir, the researcher states a lack of 10 species of rheophilous fish, he cannot write that the number of species decreased in a given reservoir (meaning: in the entire reservoir).

Yet closer to the upper border of the backwater of this reservoir all these “missing” species still occur! Moreover, if new habitats with species not noted in a non-dammed river emerge because of damming, biocenose of the dammed section and of the river as a whole is significantly enhanced. In other words, biological diversity increases and a number of species inhabiting a whole specific biotope constitutes its most appropriate measurement. This concerns the river itself and the land part of its valley. The Brda River (Brda) can provide an example of a river whose damming caused increased zoobenthos diversity. It was researched on the section of today’s Koronowo Reservoir before damming [3], then in the first and second year after damming [9], in the fifth and six year [19], and finally in the tenth and fifteenth year after its inundation [10]. The publication demonstrates irrefutably that biological diversity of macrozoobenthos in the dammed Brda River (Brda) is incomparably greater than in the non-dammed river. Damming of the Brda River (Brda) also introduced positive changes in its valley: in terrain depressions, midforest waterholes came into being with rich various bottom fauna [8].

The third fallacy of the Vistula River defendants and opponents of constructing SHPS consists in treating economic goals as an alternative against purposes of environmental protection. The above-mentioned results of research concerning Koronowo and Włocławek Reservoirs (Chapter 2) demonstrate that economic and environmental goals are not opposed. Significant economic benefits (e.g. power industry, sailing, leisure) are accompanied by equally significant environmental benefits (even more significant for environmentalists), for example improved water quality and increased biodiversity. We are dealing not with an alternative, but with a conjunction.

1.4. Conversion of a river into a lake The following statement is the most serious mistake of opponents of constructing river dams: every damming harms nature, because it converts river conditions into lake conditions.

33

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | 32–39

In reference to run-of-river-reservoirs, such as Włocławek Reservoir (retention time approx. five days), the nonsense of this thesis is obvious due to hydrological and ecological aspects. The reservoir has kept its fluvial character. Most water flows under the influence of gravitation in one direction. There are no blue-green algal blooms, which are sometimes the nightmare of eutrophic lakes, as well as rheophilic ichthyofauna (Chapter 2). It is worth adding that according to [1], the longest section of the Lower Vistula River (dolna Wisła) valley with very high landscape value extends along the reservoir. In other words, positive environmental effects of the Vistula River (Wisła) damming dominate over the negative ones.

The second largest damming in the Kujawsko-Pomorskie Voivodeship, Koronowo Reservoir, although similar to a lake (retention time exceeds one month, locally almost stagnant water), did not spoil anything either. Just the opposite, as was mentioned in Chapter 1, it caused an increase in zoobenthos diversity.

Conclusion: the two discussed reservoirs do not damage nature, quite the contrary – they improve it. The same occurs in the case of Siarzewo stage of fall, as proecological measures will be conducted in the course of completion of this investment with the contractor.

2. Włocławek Reservoir (WR) – myths and reality A. Kentzer and A. Giziński [13] finally debunked the biggest fraud of the Vistula River (Wisła) defendants – the statement that the Vistula River (Wisła) is the dirtiest European river and that WR deteriorates its water quality. Below I present the opinion on other errors of opponents of constructing dams on the Lower Vistula River (dolna Wisła) agreed on with Kentzer.

2.1. Poisonous jelly or heavy metals in deposits of the Włocławek Reservoir The misinforming campaign on WR was initiated by ed. Adam Wajrak in “Gazeta Wyborcza” at the end of the 20th century. In the article titled “Poisonous Jelly”, he claimed that WR sediment included a lot of toxic heavy metals and that was why they were poisonous. This is obviously false. Sediment research [20] proved that concentration of heavy metals in WR sediment was not much higher than so-called background, while metals themselves were biologically unavailable due to the alkaline reaction of water and sediment. Biology demonstrates the non-toxicity of WR sediment even more distinctly. Biomass of zoobenthos living in this “poisonous jelly” belongs to the highest noted in hydrobiological bibliography [21]. An elevated level of heavy metals was not declared in tissues of Chironomidae larvae or bream eating them.

2.2. Ichthyology Ichthyologists express the most opinions on the negative impact of WR on the Vistula River (Wisła) biology. They are partially right in one aspect – Włocławek dam negatively affects populations of migratory fish like every river dam. No reasonable person would deny it, especially that the fish pass in Włocławek was disabled, particularly after an excessive decline of the tailwater level. To make it work, one should do everything 34

one can. This may be done, for example, through elevation of the tailwater level.

Ichthyologists ascertain that limitation or even disappearance of some species of migratory fish result from construction of the Włocławek dam. These statements are much exaggerated, while in the case of sturgeon, this is obviously false. It is known that sturgeon had not been noted in the Vistula River (Wisła) on the section of today’s reservoir for many years before construction of the Włocławek dam.

The following statement quoted after the study of J.M. Matuszkiewicz and W. Wiśniewolski [16] is completely inconsistent with environmental reality: “Fish species diversity declined as a consequence of development of the Włocławek Reservoir”.

As we can read in research of the Hydrobiology Department at the Nicolaus Copernicus University in Toruń, the number of fish species in WR did not decrease, but increased. This is the most appropriate nature-dictated indicator of diversity. Kakareko [12] proved that 30 years after construction of the Włocławek Reservoir, all fish species noted in that section of the Vistula River (Wisła) had been present there before development of the Włocławek dam, plus five new species: monkey goby, racer goby, sand plantain, Amur sleeper and white-eye bream. It is worth emphasising that the gobies are a small fish, usually less than 10 cm long, rarely hunted with traditional fishing methods (electric fishing, fry nets), not noted in net harvests at all.

Ichthyologists claim that decreased species diversity of ichthyofauna is confirmed by the calculated Shannon-Wiener index.

I think this is a serious methodological error. Credible quantitative information (number, biomass) concerning the whole considered group of flora or fauna is necessary for correct calculation of this indicator. In the case of ichthyofauna, only quantitative information concerning its part, i.e. WR industrial fish herd, is available. And so we have a classic example of pars pro toto fallacy. It is the same error as assessment of mammal diversity based on game diversity.

A second methodological error of the statement on decreased species diversity resulting from construction of the Włocławek dam consists in the lack of any empirical evidence of the causality between construction of a dam and disappearance of some species in a dammed river section. Even in the case of time convergence of two natural phenomena, one should not ascertain that one of these phenomena depends on the second one without additional statistical and ecological analysis.

Coincidence and correlation should not be mistaken!

The second statement stubbornly promoted by ichthyologists is as follows: dividing the Vistula River (Wisła) and construction of the reservoir affected reduced size of biomass of a population of rheophilous fish species. Rheophilous fish was replaced by ubiquist fish, mainly bream. Some ichthyologists claim even that as a consequence of the Vistula River (Wisła) damming, an industrial herd of easily tradeable, valuable and tasty river fish changed into a herd of hardly tradeable, not so tasty lake fish.

Another three serious methodological and ecological errors

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | 32–39

constitute the basis of the above-mentioned statements. They include as follows: 1. It is untrue that there is less rheophilous fish in the dammed section of the Vistula River (Wisła) than in the non-dammed section. It is the opposite. Such a conclusion results from correct analysis of information on biomass of hunted fish included in the study of J.M. Matuszkiewicz and W. Wiśniewolski [16].

Quoted authors calculated in a reliable way that average biomass of the industrial fish herd on the Vistula River (Wisła) section above Płock (almost non-dammed) converted into one kilometre of the river course comes to 889 kg/km, while in the Włocławek Reservoir – 3,615 kg/km, that is four times more. In addition, they calculated that the share of rheophilous fish in the non-dammed river comes to 4.5%, while in the reservoir – only 1.2% biomass of the whole industrial fish herd. On that basis, without quoting the actual biomass of rheophilous fish in compared sections of the Vistula River (Wisła) they came to the conclusion of an unfavourable impact of the Reservoir on a typically river fish species. It would be enough to calculate average biomass of rheophilous fish in the non-dammed Vistula River (Wisła) (4.5% . 889 = 40.0 kg/km) and in the Reservoir (1.2% . 3,615 = 43.4 kg/km) 43.4 > 40.0, to ascertain that biomass of rheophilous fishes in the WR is higher than in the non-dammed Vistula River (Wisła). Therefore, research findings of the cited Authors unambiguously refute their own thesis on the unfavourable impact of the reservoir on rheophilous fish species.

2. It is untrue that development of a population of less rheophilous fish occurred at the cost of a population of more rheophilous fish. These are uncompetitive populations, with different requirements concerning feeding, habitat and breeding grounds. No population displaces or replaces another population. Simply: river damming promotes development of most fish populations in the Vistula River (Wisła) – some more, some less. To the greatest degree, promotion concerns bream, whose contribution in the industrial herd in the non-dammed Lower Vistula River (Wisła) comes to 40% and in the dammed section – 80%.

3. Bream constitutes a ubiquist species occurring in lakes and in the lower course of Baltic rivers (Thienemanns’ land of bream).

However, bream population in the Vistula River (Wisła) has remained a river population. Therefore, bream in the Lower Vistula River, (dolna Wisła) dammed or non-dammed, is not an intruder, a strange species. Its population has excellently adjusted to conditions resulting from damming [12]. Let us add that buxom bream from the Vistula River (Wisła) is easily tradeable, while in my opinion it is tastier than lake bream from the Iława Lakeland.

2.3. Natura 2000: Real danger for Polish water economy and nature The European program Natura 2000 was established to implement the Habitats Directive and the Birds Directive. J. Żelazo [22] describes comprehensively the aims and consequences of this program. I am more and more convinced that entering

the discussed program to Polish law has been harmful not only for the Polish economy, but also for execution of a proper state ecological policy. That is why in November 2004 I was one of 34 signatories of the “Open letter” to the then authority of Poland, protesting against the introduction of the Natura 2000 network on all larger Polish rivers. Signatories – scientists, local government authorities, representatives of non-governmental organisations – were rightly afraid that Natura 2000 would be used against construction of river dams and contribute to increased flood risk. The signature of the then president of the Maritime and Riverine League, current President of the Republic of Poland, Bronisław Komorowski, was top of the list. Despite protests, the Natura 2000 program was introduced through the back door, with flagrant violation of formal and substantial requirements.

The cited author confirms this, noticing that gathered information on values of the Natura 2000 sites are limited to results of wildlife inventory, without analysis of the functioning of a protected area. It makes it impossible to reliably assess the environmental impact of present and planned investments. The quoted author also confirms the fears of signatories of the abovementioned letter. They concern conflicts between Natura 2000 sites and necessary anti-flood measures on the Lower Vistula River (dolna Wisła). He notices also that the precautionary principle is overused in demands of environmental compensation.

I agree with these opinions of Prof. Żelazo one hundred percent.

However, I do not agree that the precautionary principle is right in its assumption. I think it is senseless and harmful. According to [4], the precautionary principle assumes that in the case of any activities that may harm the environment: “burden of proof on harmlessness of environmental impact is shifted to entities and persons taking up such activities”.

The absurdity of this assumption is twofold. Firstly – according to rules of logic – as [15] rightly notices, it is impossible to prove that something does not exist and that it will not exist in the future. Secondly – the principle violates the superior presumption of the innocence principle valid in the Latin culture (“nobody has to prove that they are not a camel”).

The precautionary principle has already done a lot of wrong in the ecological awareness of Polish citizens, e.g. causing protests against production of genetically modified food (GMO). We should do everything we can so that followers of the Natura 2000 network and of the precautionary principle do not spoil Polish environmental management.

The harmfulness of the Natura 2000 program results from the following four main transgressions: 1. Adoption of the assumption that the ecological state of Polish rivers and their valleys is almost natural and that it is enough to strengthen protection of their area – because the Birds and Habitats Directives come down to this – and to watch that nobody violates the present status quo.

In the case of the Lower Vistula River (dolna Wisła) valley, especially on the area of the former Prussian Partition, this assumption is almost absurd. That valley lost its close to natural character a long time ago. Moreover, I think that the function of the most important ecological corridor of Central Europe constitutes 35

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | 32–39

a superior, cross-border environmental function of the longest river of the Baltic Sea basin, while protection of birds or selected fauna and flora habitats does not.

Improved functioning of this corridor is impossible without significant human environmental and engineering interference.

2. The second main transgression of followers of the Natura 2000 program is constituted by adoption of the following assumption: every damming spoils a river’s nature and its valley, because it converts fluvial conditions into lake ones. In Sub-chapter 1.3, I have already discussed the absurdity of this assumption in reference to strong flow dam reservoirs. I may only add that statements of defendants of the Vistula River (Wisła) concerning ‘spoiling its environment’ are vividly inconsistent with [1] research findings. Researchers ascertained that the longest section of the Lower Vistula River (dolna Wisła) with special landscape values extends along the Włocławek Reservoir.

3. The third main transgression is the absolute demand for environmental compensation for all damage, usually strongly exaggerated or fabricated, resulting from investments necessary for superior public interest. [22] is right saying that “environmental protection on the Vistula River (Wisła) under the Natura 2000 network cannot occur at the cost of increased flood risk”. Moreover, I demand the introduction of a ban on requesting environmental compensation for measures, the result of which is, per saldo, an improved state of the environment, to the Polish environmental protection law. I would also like to empahsise that marking Natura 2000 sites was not accompanied by analysis of their functioning [22]. It makes it practically impossible to plan reasonably compensatory measures. Nobody has specified a function to be performed by these areas or defined their coherence. Therefore, compensation for disorder of these unspecified functions or breaking unspecified coherence of Natura 2000 areas cannot be demanded.

4. The fourth main transgression, only seemingly editorial, but with serious substantial consequences, is constituted by overuse of the following formulation, especially in reference to land environments of the Lower Vistula River (Wisła) valley: “significant negative environmental impact” (my abbreviation: SNEI).

Legal consequences of such a formulation increase enormously when it concerns so-called priority species and habitats, as it may underlie refusal of issuing the permit to carry out the planned project.

In light of the frightening information on senseless European judicial decisions (see: prepared study of ARUP titled “Vistula Study Product”, 2013), refusal of issuing the permit to carry out a planned project is unfortunately real. The first decision mentioned in the cited study demonstrated it: the Verdict of the European Court of Justice in case C-405/05: Logging of 2.5 ha forest (≈ 0.004% including 61 thousand ha of the Natura 2000 area) for the purposes of widening the ski route was considered as “significant negative impact, because the logging area constituted important habitat of protected bird species”. Legal 36

assessment of this verdict belongs to lawyers, while we should occupy ourselves with its semantics and ecological aspects. The notion “significant” is almost a synonym of the notion “important”. The significance of phenomena in nature is assessed based on the probability calculus. No reasonable person applying daily this calculus and various tests of significance should claim that reduction of the Natura 2000 site by 2.5 ha causes significant (read: statistically significant) changes in functioning of the remaining 60 thousand plus hectares. Such a statement is not only a deliberate falsification of environmental reality, but in the case of documents important for economy and environmental protection – it is also a crime of attestation of an untruth.

3. Small hydroelectric power stations 3.1. Introduction This chapter is based on the opinion I conducted in 2012 at the request of the Association of Hydroelectric Power Stations. It concerned a draft document titled “Significant Environmental Considerations at Implementation of Small Hydroelectric Power Stations”.

The General Directorate of Environmental Protection prepared the draft document in 2012. On each page of the manuscript, it is signed that it is only a draft. Therefore, we may hope that its biological and ecological part, particularly biased and full of serious scientific mistakes, will be rewritten.

3.2. Crass bias of the draft In the first paragraph of the document, the authors make a hypothesis that construction of SHPS aims only at meeting the EU obligation of reduced emission of greenhouse gases, and that this purpose is contrary to environmental protection goals. The whole draft is actually an extended version of the open letter demanding the introduction of a moratorium for construction of SHPS.

3.3. Omission of important positive environmental impact 3.3.1. Small water retention Next to Malta, Poland has the poorest water resources in Europe. After World War II, little retention was destroyed there.

Therefore, the need for its restoration should be obvious not only with regard to economics, but also to the environment, e.g. to stop the stepping process of Kujawy and Wielkopolska. On water deficit areas with precipitation lower than 600 mm/year, the need for draught protection is as necessary as flood protection. That is why I believe that construction of SHPS should be regarded as an investment for public purpose.

3.3.2. Improvement of water quality below damming In the draft, it is not mentioned that every damming results in increased race of sedimentation of suspensions (seston, perched bed load). Sedimentation of a suspension is a basic

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | 32–39

mechanism of water self-purification in lakes, dam reservoirs and in river sections with slower flow. Such sections perform the function of “field treatment plants” in a river. I remind also that improved water quality constitutes one of the main goals of the Water Directive and state ecological policy. Do the draft authors not want improved quality of Polish river water?

Poland, as a signatory of the Helsinki Convention, is obligated to protect the Baltic Sea against excessive eutrophication through a reduction of the load of nitrogen and phosphorus compounds put into the sea through Polish rivers.

A. Kentzer and A. Giziński [13] inform that the Włocławek Reservoir reduces annually the load of phosphorus put through the Vistula River (Wisła) to the Baltic Sea by 1.3 thousand tons (19.1%) and the load of nitrogen – by 90 thousand tons (12.2%). Such facts should not be ignored.

This is a cross-border effect of damming construction in the Vistula River (Wisła) basin.

3.3.4 Improvement of fishery management

3.3.3. Impact of damming on phytoplankton, zooplankton and macrophytes

The notion “siltation of the bottom” used by the discussed draft document is wrong, because nobody builds hydroelectric power stations on silted, lenitic river sections. Maybe the author meant short-term water muddiness at intensive dredging works. The author does not write where and when it happened, nor how long it lasted for. The presented proof of reality of this danger is actually a serious scientific error. Below you may find premises of the author’s deduction: a) in 1988–1989, Pilzno Weir was constructed on the Wisłoka River (Wisłoka), which was accompanied by hydrotechnical works in the river bed and transformation of coastal habitats b) 1994 and 1995s, there were 17 fish species in the Wisłoka River (Wisłoka) between Strzegociny and Dębica, including five species protected since 2011. After completion of the twoyear construction of the Pilzno Wier, there were six fish species less – Siberian bullhead and bitterling disappeared Based on these three premises, the author draws the conclusion that construction of the Pilzno Weir caused that reduction in a number of ichthyofauna species in the Wisłoka River (Wisłoka).

This conclusion is unjustified, because: a) Six years passed between 1995 and 2001. Many reasons for reduced species content of ichthyofauna could occur in that time, and surely did. b) The research lasted two years, so probably they collected twice as many samples than an anonymous researcher in 2001. The number of collected samples has an irrefutable impact on the number of stated species. This concerns especially not very numerous species, which probably include Siberian bullhead and bitterling.

To sum up, I would like to remind you that several years ago somebody protested against the way of constructing a bridge in Kwidzyń, because river “muddiness” would occur during works and lamprey inhabiting that section of the Vistula River (Wisła) would become extinct. Fortunately, nobody believed that virtual threat.

The bridge has been constructed, lamprey has not vanished.

Probably there are more of them, as convenient habitats for lamprey are coming into being behind bridge pillars (downriver).

Algal blooms may occur in damming of fecund (eutrophic and polytrophic) watercourses with slow flow. Too high concentration of “a” chlorophyll in the water of Polish rivers happens to often be the main reason for their lower quality. In extreme cases, blue-green algal bloom (Cyanobacteriales), producing dangerous dermal, hepatic and neurotoxins, may occur.

Therefore, construction of larger damming on fertile, slowly flowing watercourses should be avoided.

It is opposite in the case of zooplankton. It performs an extremely important function of phytoplankton controller in the biocenose, as well as being a basic component of fries’ diet.

High quality of water in the Dobczyce Reservoir is maintained due to biomanipulation, which consists in limitation of feeding by zooplankton-eating fishes.

T. Półtorak [18] researched plankton of a small (110 ha) reservoir on the Wisłok River (Wisłok), developed on the area of former gravel pit ponds near Rzeszów. There were 125 species in the reservoir, while only 14 of them originated from the Wisłok River (Wisłok). Biomass of zooplankton taken from the discussed reservoir in 1975 came to 646 tones, i.e. 5.8 t/ha.

Prof. Lech Szlauer, reviewer of the doctoral thesis of [18], suggested that locations where such lairs of zooplankton could occur should be preferred when planning construction of future reservoirs. My two other doctoral students [2, 17] also demonstrated rarely seen qualitative and quantitative richness of zooplankton in the Włocławek Reservoir. High water quality of the reservoir and its attractiveness for fishing results largely from the richness of zooplankton (filtration of suspensions, fry feed).

Every damming results also in abundant development of macrophytes, which constitute the main foundation of algae (periphyton). In natural conditions, macrophytes grown by periphyton operate identically as activated sludge in sewage treatment plants. Therefore, macrophytes are a basic element of biological water self-purification.

In the Włocławek Reservoir (Chapter 2. 2), fish biomass per one kilometre of river course is four times larger than in the nondammed Vistula River (Wisła) [16]. Also in damming of small trout watercourses in Michigan (USA), the size of fish population is more than three times larger than in non-dammed positions [14]. Neither these authors, not draft co-author, comment on this phenomenon as a positive result of watercourse damming. This example of an international conspiracy of silence around benefits that may result from constructing a dam on a river is strange.

4. Fabrication of non-existent risks, crass scientific errors 4.1. Apparent degradation of habitats below the construction site, e.g. “siltation of the bottom”

37

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | 32–39

4.2. “Lethal danger” for drakes and soil fauna The two below-mentioned examples occupy an important place among the seemingly negative effects of damming: “during compensatory flights up the stream, drakes encounter long backwater and cannot find proper reproduction conditions”. The author does not mention any proof to support this daredevil thesis and does not explain why drakes cannot fly several metres higher to mate and lay eggs in proper conditions. In mountain streams – which the author probably meant when writing about compensatory flights – there are no long dam reservoirs. In addition, the author does not explain what damage for fauna, and the environment, would result from the fact that a number of drakes would not lay eggs. Would the population of this species disappear?

The second thesis is not only daredevil, but also completely wrong and untrue: “Elevated groundwater table may destroy habitats of soil fauna, e.g. rooters”. Mice, voles or moles living on the bottom of river valleys have learned how to live in conditions of seasonal changes in groundwater level. If groundwater is slowly elevating, inhabitants of these burrows simply move a little bit higher. In valleys of dammed rivers, there is ample space to dig holes.

4.3. Elevated water temperature in damming as an apparent reason for fish extermination The following quotation from the discussed draft document closes the list of non-existing dangers: “Lessard and Hayes (2003) [14] stated that the size of the fish population decreased from 906 items/ha above the dam to 268 items/ha below the dam”. The reasoning of the cited authors of this weird publication is not subject to any logical rules. There are three times more fish in upper water warmer by several degrees than in tailwater. Warmer water flows down and changes radically the number of fish, especially a population of brook trout? This is total nonsense!

The explanation for the apparent reduction in the number of fish (by 638 items!) is very easy: fish numbers in rivers cannot be given in a number of specimens per one hectare, but per the unit of volume or one kilometre of river course. The volume of water column, that is living space of fish, under the surface of 1 ha in a non-dammed river section, whose average depth comes to 1 m, is equal to 10 thousand m3, while in a dammed section (e.g. 3 m deep) living space is three times larger. Usually, there are at least three times more fish in this section. This is the main reason for differences in the number of fish in a freely flowing river and in a dammed section, not higher water temperature.

I do not understand how this study could be published. I do not understand how the drafts’ authors could not notice such an absurdity.

Besides, in a scientific magazine, one cannot write about “decreased concentration” on the station below the dam, because nobody has researched fish concentration on that position, either before damming, or after it, but only in a freely flowing watercourse above the upper border of the backwater.

Only the statements that 906 fish/ha were on the upper position and they included psychrophilic species, as well as that there was over three times less fishes on the lower position (268 items/ha), are true.

38

The above-mentioned statement imposes the irrefutable conclusion that supports construction of SHES, not opposes it: The complex of environmental conditions offered fish by damming, i.e. larger living space, better feeding conditions and higher environmental diversity, compensates fishes, also the psychrophilic ones, temperature higher by several grades.

5. Summary and conclusions Opponents of dam construction try to prove that every damming “destroys nature”. On the side of benefits, they put only production of renewable energy by hydroelectric power stations. They forget about such obvious benefits accompanying almost every damming as improved water quality, water retention or flood protection.

Fabrication of non-existing dangers is particularly reprehensible (Chapter 4).

Introduction of the Natura 2000 program to the Polish environmental protection law and of the precautionary principle contrary to Latin legal culture constitutes a new, very dangerous tool to block construction of any damming and hydropower electric stations.

Previous, almost scandalous judicial decisions of the European Union have demonstrated that even insignificant violation of the Natura 2000 site may become the basis for refusing to issue a permit to carry out a planned project. Therefore, I appeal: • to the ENERGA Group for co-organisation and funding, preferably in September 2014, of a scientific conference of environmentalists, lawyers and hydrotechnicians dedicated to Natura 2000 and the precautionary principle • to Polish Members of the EU Parliament to take a critical look at judicial decisions of the EU concerning the Natura 2000 network • to the General Directorate of Environmental Protection for not entrusting fanatical opponents of constructing dams on Polish rivers with the authorship of important documents.

REFERENCES

1. Bałazy S., Ryszkowski L., Strategia ochrony żywych zasobów w Polsce [Strategy of Protecting Living Resources in Poland], Institute for Agricultural and Forest Environment Research, Poznań, 1991.

2. Błędzki L.A., Ekologia zooplanktonu Zbiornika Włocławskiego [The Ecology of Zooplankton in the Włocławek Reservoir], Doctoral thesis, in litt., Institute of Hydrobiology at the Nicolaus Copernicus University in Toruń, 1989.

3. Bohr R., Giziński A., Wstępne studia hydrobiologiczne nad niektórymi elementami flory i fauny Brdy oraz jeziora Stoczek jako terenu przyszłego zbiornika zaporowego pod Koronowem [Initial Hydrobiological Studies of Some Elements of Flora and Fauna of the Brda River and Stoczek Lake as the Area of Future Dam Reservoir near Koronowo], Przyroda Polski Zachodniej 1960 [Nature of Western Poland], Vol. 4, issue 3–4, pp. 47–69.

4. Bukowski Z., Zadania samorządu powiatowego i gminnego w zakresie ochrony środowisk, wynikające z dostosowania

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | 32–39

do prawodawstwa Wspólnoty Europejskiej [Tasks of Poviat and Commune Government Within the Scope of Environmental Protection Resulting from Adjustment to Legislation of the European Community], [in:] Harmonizacja polskiego prawa ochrony środowiska ze standardami europejskimi. Zadania organów administracji w zakresie ochrony środowiska [Harmonisation of the Polish Environmental Protection Law With European Standards.

Tasks of Government Authorities Within the Scope of Environmental Protection] pp. 43–59, Przysiek near Toruń, 2004.

5. Churski Z. (ed.), Uwarunkowania przyrodnicze i społecznoekonomiczne zagospodarowania dolnej Wisły [Environmental and Socio-Economic Considerations of Development of the Lower Vistula River], Toruń, 1993.

6. Dembowska E., Fitoplankton Zbiornika Włocławskiego w latach 1994–2000 [Phytoplankton of the Włocławek Reservoir 1994–2000], doctoral thesis, Institute of Hydrobiology of the Nicolaus Copernicus University in Toruń, 2002.

7. Giziński A., Kentzer A., Żytkowicz R., Ekologiczne skutki kaskadowej zabudowy dolnej Wisły (prognoza oparta na wynikach badań zbiornika włocławskiego) [Ecological Consequences of Cascade Development of the Lower Vistula River (Forecast Based on Findings of Research of the Włocławek Reservoir], [in:] Churski Z. (ed.), Uwarunkowania przyrodnicze i społecznoekonomiczne zagospodarowania dolnej Wisły [Environmental and Socio-Economic Considerations of Development of the lower Vistula River], Pub. TNT 1993, pp. 179–188.

8. Giziński A., Paliwoda A., The Bottom Fauna of the Water Reservoirs Which Newly Came into Being in the Neighbourhood of the Koronowo Dam Reservoir, Research Bulletin of the NCU in Toruń, Limnological Papers 1993, issue 7, pp. 95–108.

9. Giziński A., Wolnomiejski N., Fauna denna Zbiornika Koronowskiego w pierwszych latach po zalaniu [The Bottom Fauna of the Koronowo Reservoir in the First Years After Flooding] Research Bulletin of the Nicolaus Copernicus University in Toruń, Biology 1966, issue 9, pp. 117–128.

10. Giziński A., Wolnomiejski N., Zoobenthos of Koronowo Dam Reservoir in its 10th and 15th year of existence. AUNC Toruń, Limnological Papers 1982, issue 13, pp. 35–50.

11. Giziński A., Żytkowicz R., Wstępna hydrobiologiczna charakterystyka zbiornika włocławskiego [Initial Hydrobiological Characteristics of the Włocławek Reservoir], XII Congress of Polish Hydrobiologists in Lublin, summarises of papers, pp. 67–68, 1983.

12. Kakareko T., Ekologia leszcza (Abramis brama L.) w zbiorniku włocławskim [Ecology of Bream (Abramis brama L.) in the Włocławek Reservoir], doctoral thesis, Institute of Hydrobiology at the Nicolaus Copernicus University in Toruń, 2000.

13. Kentzer A., Giziński A., Zmiany jakości wód dolnej Wisły w latach 1986–2009 [Change in Water Quality in the Lower Vistula River 1986–2009], Acta Energetica 2013, issue 2/15, pp. 91–101.

14. Lessard J.I., Hayes D.B., Effects of Elevated Water Temperature of on Fish and Macroinvertebrate Communities below Small Dams. River Res. Applic 19, 7, pp. 721–732.

15. Mastalerz P. 2005. Ekologiczne kłamstwa ekowojowników [Ecological Lies of Eco-Warriors], edition II, Pub. Chemiczne, Wrocław 2005, p. 196.

16. Matuszkiewicz J.M., W. Wiśniewolski., in litt, Zmiany środowiska przyrodniczego obserwowane w okresie funkcjonowania zbiornika [Changes in the Environment Observed in the Period of Reservoir Activity], Vol. II, Attachment 1, Warszawa, December 2002.

17. Napiórkowski P., in litt., Zooplankton dolnej Wisły na odcinku od Wyszogrodu do Torunia, 2002. Wpływ zbiornika włocławskiego na strukturę tego zgrupowania [Zooplankton of the Lower Vistula River on the Section from Wyszogród to Toruń, 2002. Impact of the Włocławek Reservoir on the Structure of This Grouping] Doctoral thesis, Institute of Hydrobiology at the Nicolaus Copernicus University in Toruń, 2002.

18. Półtorak T., Zooplankton of the Postgravel Pitponds of Rzeszów Dam Reservoir Covering Their Area Now, Part II, Zooplankton of the Dam Reservoir, AUNC Toruń, Limnological Papers 1922, issue 17, pp. 73–89.

19. Wolnomiejski N., Giziński A., Bottom fauna of the Koronowo Dam Reservoir in its fifth and sixth year of existence, AUNC Toruń, Limnological Papers 1976, issue 9, pp. 125–137.

20. Zauke G.P., Bohlke J., Żytkowicz R. et al, Trace Metals in Tripton, Zooplankton, Zoobenthos, Reeds and selected Lakes in North – Central Poland. Internat, Rev. Hydrobiol. 1988, 83, pp. 5–6, 505–526.

21. Żbikowski J., Struktura populacji pelofilnego mabrozoobentosu zbiornika włocławskiego [Structure of the Population of Pelophilic Macrozoobenthos of the Włocławek Reservoir], doctoral thesis, in litt., Department of Hydrobiology, Nicolaus Copernicus University in Toruń, 1985.

22. Żelazo J., Uwarunkowania przyrodnicze zagospodarowania dolnej Wisły [Environmental Considerations of Development of the Lower Vistula River], Acta Energetica 2013, issue 2/15, pp. 69–76.

Andrzej Giziński Pens. prof. of University of Nicolaus Copernicus in Toruń e-mail: agizinski@op.pl Ecologist-hydrobiologist. Until September 2003 he was the Head of the Department of Hydrobiology at the Institute of Ecology and Environmental Protection, where for almost 30 years he had conducted comprehensive research on the lower Vistula, especially the Włocławek Reservoir. The results of that research are approx. 100 published and unpublished studies (including nine Ph.D. dissertations) on the ecology of the reservoir. In 2000 he became a member of the team of experts appointed by the Economic Committee of the Council of Ministers “on the construction of Nieszawa-Ciechocinek stage of fall”, which prepared expert papers on this subject for the Polish Parliament.

39

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 32–39

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 32–39. When referring to the article please refer to the original text.

PL

Energetyka wodna a uwarunkowania ekologiczne.

Fałszowanie przyrodniczej rzeczywistości przez przeciwników energetyki wodnej Autor

Andrzej Giziński

Słowa kluczowe

zbiornik włocławski, stopień Siarzewo, małe elektrownie wodne, korytarz ekologiczny, dolna Wisła, bioróżnorodność, Natura 2000, zasada przezorności

Streszczenie

Przeciwnicy energetyki wodnej bezpodstawnie twierdzą, że hydrotechniczna zabudowa dolnej Wisły to realizacja koncepcji Edwarda Gierka, przynosząca wyłącznie szkody przyrodnicze. Równie bezpodstawne są twierdzenia o negatywnych skutkach środowiskowych budowy małych elektrowni wodnych (MEW). Permanentne protesty przeciwko budowie zapór i podpiętrzaniu rzek, niezależnie od motywacji i woli protestujących, zwiększają energetyczną zależność od Rosji i utrwalają fatalną, pobierutowską sytuację hydrologiczną. Głównym błędem logicznym adwersarzy energetyki wodnej jest alternatywne traktowanie celów energetycznych i środowiskowych, a błędy przyrodnicze polegają na uporczywym pomijaniu nawet najbardziej oczywistych, pozytywnych skutków ekologicznych budowy zapór na rzekach oraz – co jest szczególnie naganne – wymyślaniu zagrożeń nieistniejących, np. śmiercionośnego stężenia toksycznych metali ciężkich w osadach zbiornika włocławskiego lub zgubnego wpływu podgrzania wody w podpiętrzeniach na populacje ryb poniżej zapory.

1. Wprowadzenie 1.1. Rys historyczny Na początku lat 90. XX wieku zasłużony toruński hydrograf, prof. Zygmunt Churski, zaproponował powrót do koncepcji kaskadowej zabudowy dolnej Wisły [5]. Propozycję tę poparli toruńscy hydrobiolodzy [7], którzy po ponad 10 latach badań zbiornika włocławskiego znali już wówczas rzeczywiste, środowiskowe skutki jego funkcjonowania [13].

Od tego czasu datuje się trwającą do dziś kampanię dezinformacji i fałszowania przyrodniczej rzeczywistości. Celem tej kampanii jest nie tylko zdyskredytowanie idei kaskadowej zabudowy dolnej Wisły, ale także uniemożliwienie budowy jakiegokolwiek stopnia na dolnej Wiśle, nawet tak niezbędnego dla gospodarki i pożytecznego dla przyrody, jak planowany stopień Siarzewo. Najbardziej rażące błędy obrońców Wisły przedstawiam w drugiej części artykułu (Zbiornik włocławski).

W 2009 roku zaktywizowała się inna, wręcz fanatyczna grupa galicyjskich przeciwników energetyki wodnej, nie bez udziału obrońców Wisły z innych regionów Polski, która w liście otwartym do ministra środowiska wezwała do: „wprowadzenia w trybie pilnym moratorium na budowę małych elektrowni wodnych (MEW), z unieważnieniem pozwoleń już wydanych włącznie”.

Moratorium, na szczęście, nie wprowadzono, ale niektórzy sygnatariusze tego kuriozalnego listu znaleźli inny sposób na powstrzymanie produkcji odnawialnej energii elektrycznej.

Oto w 2012 roku pod szyldem Generalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska przygotowali projekt dokumentu pt. „Uwarunkowania środowiskowe istotne dla realizacji małych elektrowni wodnych” (patrz rozdział 3 artykułu). Jest to dokument, zwłaszcza w części ekologicznej, skrajnie tendencyjny. Gdyby stał się dokumentem obowiązującym, w Polsce nie powstałaby prawdopodobnie ani jedna elektrownia wodna. Najbardziej rażące błędy przyrodnicze tego projektu przedstawiam w części 3. (Małe elektrownie wodne).

40

1.2. Aspekty polityczne Pierwszym politycznym fałszerstwem obrońców Wisły było twierdzenie, że budowa zapór na tej rzece to „kontynuacja koncepcji Gierka”. To oczywista nieprawda. Koncepcje kaskadowej zabudowy dolnej Wisły rodziły się nie w głowach pierwszych sekretarzy PZPR, lecz w pracowniach światłych, polskich inżynierów, i to już przed I wojną światową oraz w okresie międzywojennym.

Współcześnie teza o partyjnej genezie jakiejś koncepcji nie robi na Polakach większego wrażenia, ale na początku lat 90. XX wieku, świeżo po koszmarze stanu wojennego, walnie przyczyniła się do dyskredytacji koncepcji zagospodarowania dolnej Wisły. Większość Polaków była wówczas przekonana, że niemal wszystko, co zbudowali komuniści, łącznie z włocławską zaporą, było bezsensowne. Sama koncepcja kaskadowej zabudowy dolnej Wisły nie była i nie jest bezsensowna, ale przed jej realizacją popełniono niewybaczalny błąd: nie oceniono stanu zerowego, czyli nie wykonano niezbędnych badań ekologicznych ani samej rzeki, ani jej doliny. W ten sposób bezpowrotnie zaprzepaszczono szansę poznania sukcesji ekologicznej pierwszego w środkowej Europie zbiornika zaporowego o tak krótkim czasie retencji wody jak zbiornik włocławski (ok. 5 dni).

Do końca lat 70. wiedza o środowiskowych, zwłaszcza biologicznych skutkach powstania zbiornika włocławskiego była tak skąpa i fragmentaryczna, że nie upoważniała do formułowania wiarygodnych uogólnień ani tym bardziej prognoz.

Do czasu, gdy w 1983 roku na XII Zjeździe Hydrobiologów Polskich w Lublinie [11] przedstawili oni zaskakujące dla nich samych wstępne wyniki badań zbiornika włocławskiego, panowało w Polsce przekonanie, że przegrodzenie dużej rzeki zaporą musi powodować poważne szkody środowiskowe. Tak się bowiem niefortunnie złożyło, że w owym czasie niemal jednocześnie powstały dwa zbiorniki zaporowe: zbiornik

włocławski na Wiśle (1970) i Jezioro Nasera na Nilu (1971).

Dopiero na początku lat 80. XX wieku zaczęto w Polsce ujawniać bardzo negatywne skutki środowiskowe zapory asuańskiej, m.in. groźne zakwity sinic. Wielu polskich hydrobiologów zakładało, że podobne skutki negatywne mogą wynikać z powstania zbiornika włocławskiego. Dziś wiemy, że był to karygodny błąd logiczny, zwany hipotezą liniową.

1.3. Błędy logiczne i metodologiczne Pierwszym chronologicznie błędem przeciwników budowy tam na rzekach, a zwłaszcza na Wiśle, jest tzw. hipoteza liniowa: skoro na bardzo dużej rzece, Nilu (Q śr. przy zaporze 2,7 tys. m3/s) podpiętrzanie spowodowało tak poważne skutki negatywne, to podpiętrzenie na Wiśle (Q śr. przy zaporze ok. 900 m3/s) także musi powodować podobne zmiany negatywne, tylko proporcjonalnie mniejsze.

Przyrodnicza rzeczywistość, czyli wyniki prowadzonych przez Uniwersytet Mikołaja Kopernika w Toruniu od ponad 30 lat kompleksowych badań zbiornika włocławskiego, bezlitośnie obnażyły bezsens tej hipotezy. Okazało się bowiem, że Jezioro Nasera (157 km3, czas retencji wody 366 dni) i zbiornik włocławski (objętość 0,4 km3, czas retencji ok. 5 dni) są bytami przyrodniczymi absolutnie nieporównywalnymi, powodującymi diametralnie różne skutki środowiskowe: • Jezioro Nasera pogarsza, a zbiornik włocławski poprawia jakość wody w rzece • Jezioro Nasera zwiększa, a zbiornik włocławski zmniejsza biomasę fitoplanktonu [6].

To ten właśnie błąd popełnili i nadal popełniają sygnatariusze wspominanego listu do ministra w sprawie moratorium na budowę małych elektrowni wodnych. Uważają oni, że każde podpiętrzenie, każda elektrownia wodna szkodzi środowisku: wielka bardzo, mała mniej.

Chronologicznie drugim, ale współcześnie najczęstszym błędem logicznym przeciwników budowy zapór jest wnioskowanie

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 32–39

zwane pars pro toto (łac. część za całość). Błąd polega na tym, że na podstawie wyników badań części jakiegoś układu (np. flory i fauny przyzaporowej części zbiornika zaporowego) orzeka się o florze i faunie całego zbiornika zaporowego.

Jest to błąd szczególnie rażący w przypadku oceny liczby gatunków flory czy fauny. Jeżeli w dolnej lub w środkowej części jakiegoś zbiornika zaporowego badacz stwierdza brak 10 gatunków ryb reofilnych, nie wolno mu pisać, że: w danym zbiorniku zmniejszyła się liczba gatunków (w domyśle: w całym zbiorniku).

Przecież bliżej górnej granicy cofki tegoż zbiornika wszystkie owe „brakujące” gatunki nadal występują! Co więcej, jeżeli w efekcie podpiętrzania powstają nowe siedliska, z gatunkami nienotowanymi w rzece niepodpiętrzonej, to biocenoza zarówno samego odcinka podpiętrzonego, jak i rzeki traktowanej jako całość podlega znacznemu wzbogaceniu. Innymi słowy – rośnie różnorodność biologiczna, której najwłaściwszą miarą jest liczba gatunków zasiedlających cały określony biotop. Dotyczy to i samej rzeki, i lądowej części jej doliny. Przykładem rzeki, której podpiętrzenie spowodowało wzrost różnorodności zoobentosu, może być Brda, badana na odcinku dzisiejszego zbiornika koronowskiego przed podpiętrzeniem [3], potem w pierwszym i drugim roku po podpiętrzeniu [9], w piątym i szóstym roku [19] i wreszcie w dziesiątym i piętnastym po zalaniu [10].

Z publikacji wynika niepodważalny wniosek, że różnorodność biologiczna makrozoobentosu w podpiętrzonej Brdzie jest nieporównanie większa niż w rzece niepodpiętrzonej.

Podpiętrzenie Brdy spowodowało również korzystne zmiany w jej dolinie: w zagłębieniach terenowych powstały śródleśne oczka wodne z bogatą, różnorodną fauną denną [8].

Trzecim wspólnym grzechem logicznym obrońców Wisły i przeciwników budowy MEW jest traktowanie celów gospodarczych jako alternatywnych wobec celów ochrony środowiska. Wspomniane wyniki badań zbiornika koronowskiego i zbiornika włocławskiego (rozdz. 2) świadczą dobitnie, że cele gospodarcze i przyrodnicze wcale nie są przeciwstawne. Znaczącym korzyściom gospodarczym (m.in. energetyka, żegluga, rekreacja) towarzyszą równie znaczące, a dla przyrodników jeszcze ważniejsze korzyści środowiskowe, m.in. poprawa jakości wody, zwiększenie różnorodności biologicznej.

Mamy do czynienia nie z alternatywą, lecz z koniunkcją.

1.4. Zamiana rzeki w jezioro Najpoważniejszym błędem przeciwników budowy zapór na rzekach jest twierdzenie, że: każde podpiętrzenie psuje przyrodę, bowiem zmienia warunki rzeczne w jeziorne.

W odniesieniu do zbiorników silnie przepływowych (ang. run-of-river-reservoirs), jak np. zbiornik włocławski (czas retencji ok.

5 dni), absurdalność tej tezy jest oczywista zarówno i ze względów hydrologicznych, jak i ekologicznych. Zbiornik zachował swój rzeczny charakter, zdecydowana większość wody przemieszcza się pod wpływem siły grawitacji w jednym kierunku, nie ma w nim zakwitów sinic, które bywają zmorą eutroficznych jezior, zachowała się w nim reofilna ichtiofauna (rozdz. 2). Warto dodać, że wg [1] wzdłuż zbiornika rozciąga się najdłuższy odcinek doliny dolnej Wisły o bardzo wysokiej wartości krajobrazowej. Innymi słowy

– pozytywne środowiskowe skutki podpiętrzenia Wisły zdecydowanie przeważają nad negatywnymi.

Drugie spośród dwóch największych podpiętrzeń w województwie kujawsko-pomorskim, zbiornik koronowski, choć podobny do jeziora (czas retencji ponad miesiąc, miejscami woda prawie stojąca), także niczego nie popsuł. Wręcz przeciwnie, jak wspomniano w rozdz. 1, spowodował wzrost różnorodności zoobentosu.

Wniosek: oba omówione zbiorniki nie psują przyrody, wręcz odwrotnie – poprawiają. Tak samo będzie w przypadku stopnia Siarzewo, tym bardziej że już w trakcie realizacji tej inwestycji podjęte zostaną z wykonawcą działania proekologiczne.

2. Zbiornik włocławski (ZW) – mity i rzeczywistość Z największym oszustwem obrońców Wisły, czyli stwierdzeniem, że Wisła jest najbrudniejszą rzeką Europy i że ZW pogarsza jakość wody w Wiśle, jednoznacznie rozprawili się A. Kentzer i A. Giziński. Poniżej przedstawiam uzgodnioną z Kentzerem opinię o innych błędach przeciwników budowy zapór na dolnej Wiśle.

2.1. Trująca galareta, czyli metale ciężkie w osadach zbiornika włocławskiego Kampanię dezinformacji o ZW zapoczątkował w końcu XX wieku red. Adam Wajrak w „Gazecie Wyborczej”. W artykule pt. „Trująca galareta” stwierdził, że osady denne ZW zawierają bardzo dużo toksycznych metali ciężkich i przez to są trujące. Jest to oczywista nieprawda. Badania osadów [20] wykazały, że stężenia metali ciężkich w osadach ZW są niewiele wyższe od tzw. tła, a same metale – ze względu na zasadowy odczyn wody i osadów – są niedostępne biologicznie. O braku toksyczności osadów ZW jeszcze dobitniej świadczy biologia. Biomasa żyjącego w tej „trującej galarecie” zoobentosu należy do najwyższych notowanych w bibliografii hydrobiologicznej [21]. Ani w tkankach larw Chironomidae, ani odżywiających się nimi leszczy nie stwierdzono podwyższonego poziomu metali ciężkich.

2.2. Ichtiologia Najwięcej opinii o negatywnym wpływie ZW na biologię Wisły głoszą ichtiolodzy.

Pod jednym względem mają częściową rację: włocławska zapora, jak każda zapora na rzece, wpływa negatywnie na populacje ryb wędrownych. Nikt rozsądny temu nie przeczy, tym bardziej że przepławka we Włocławku, zwłaszcza po nadmiernym obniżeniu poziomu wody dolnej, była niesprawna. Należy zrobić wszystko, by ją usprawnić. Można to osiągnąć m.in. przez podwyższenie poziomu wody dolnej.

Twierdzenia ichtiologów, że ograniczenie lub nawet zanik niektórych gatunków ryb wędrownych to skutek budowy włocławskiej zapory, są mocno przesadzone, a w przypadku jesiotra jest to oczywista nieprawda.

Wiadomo bowiem, że jesiotr nie był notowany w Wiśle na odcinku dzisiejszego zbiornika wiele lat przed wybudowaniem włocławskiej zapory.

Całkowicie niezgodne z rzeczywistością przyrodniczą jest poniższe twierdzenie zaczerpnięte z pracy [16]: „W następstwie utworzenia zbiornika włocławskiego nastąpiło zmniejszenie różnorodności gatunkowej ryb”.

Z badań Zakładu Hydrobiologii UMK w Toruniu wynika, że liczba gatunków ryb w ZW – a to jest najwłaściwszy, dyktowany przez naturę wskaźnik różnorodności – nie spadła, lecz wzrosła. T. Kakareko [12] dowiódł, że 30 lat po powstaniu zbiornika włocławskiego występowały w nim wszystkie gatunki ryb, notowane na tym odcinku Wisły przed budową zapory włocławskiej, plus pięć gatunków nowych: babka szczupła, babka łysa, babka marmurkowa oraz trawianka i sapa. Warto podkreślić, że wymienione babki to rybki niewielkie, z reguły poniżej 10 cm, rzadko poławiane tradycyjnymi metodami rybackimi (elektropołowy, sieci narybkowe), a w ogóle nienotowane w odłowach sieciowych.

Ichtiolodzy utrzymują, że zmniejszenie różnorodności gatunkowej ichtiofauny potwierdza wyliczony wskaźnik Shannona-Wienera.

Uważam to za poważny błąd metodologiczny.

Do prawidłowego wyliczenia tego wskaźnika niezbędne są wiarygodne informacje ilościowe (liczebność, biomasa) dotyczące całej rozpatrywanej grupy flory czy fauny.

W przypadku ichtiofauny dostępne są tylko informacje ilościowe dotyczące jej części, tj. stada przemysłowego ryb ZW. I oto mamy klasyczny przykład błędu logicznego pars pro toto. To taki sam błąd, jakim byłaby ocena różnorodności ssaków na podstawie różnorodności zwierzyny łownej.

Drugi błąd metodologiczny twierdzenia o zmniejszeniu różnorodności gatunkowej na skutek budowy włocławskiej zapory polega na braku jakichkolwiek empirycznych dowodów istnienia związku przyczynowo-skutkowego pomiędzy budową zapory a zanikiem jakiegoś gatunku w podpiętrzonym odcinku rzeki. Nawet w przypadku zbieżności czasowej dwóch zjawisk przyrodniczych nie wolno – bez dodatkowej analizy statystycznej i ekologicznej – twierdzić, że jedno z tych zjawisk jest zależne od drugiego. Nie wolno mylić koincydencji z korelacją!

Drugie twierdzenie, uparcie głoszone przez ichtiologów, brzmi: przegrodzenie Wisły i powstanie zbiornika wpłynęło na spadek liczebności biomasy populacji reofilnych gatunków ryb. Miejsce ryb reofilnych zajęły ryby ubikwistyczne, głównie leszcz. Niektórzy ichtiolodzy twierdzą nawet, że skutkiem podpiętrzenia Wisły stado przemysłowe łatwo zbywalnych, cennych i smacznych ryb rzecznych zmieniło się w stado trudno zbywalnych, niezbyt smacznych ryb jeziornych. Podstawą powyższych twierdzeń są trzy kolejne poważne błędy metodologiczne i ekologiczne.

Oto one: 1. To nieprawda, że w podpiętrzonym odcinku Wisły jest mniej ryb reofilnych niż w Wiśle niepodpiętrzonej. Jest odwrotnie. Taki wniosek wynika z prawidłowej analizy informacji o biomasie odławianych ryb, zawartych w pracy [16]. Cytowani autorzy w sposób niebudzący wątpliwości wyliczyli, że średnia biomasa stada przemysłowego ryb odcinka Wisły powyżej Płocka (prawie niepodpiętrzonego) w przeliczeniu na kilometr biegu rzeki wynosi 889 kg/km, a w zbiorniku włocławskim 3615 kg/km, czyli cztery razy więcej. Wyliczyli również, że udział ryb reofilnych w rzece niepodpiętrzonej wynosi 4,5%, a w zbiorniku jedynie 1,2% biomasy całego stada przemysłowego ryb. Na tej podstawie, bez podawania rzeczywistej biomasy ryb reofilnych w porównywanych odcinkach Wisły, doszli

41

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 32–39

do twierdzenia o niekorzystnym oddziaływaniu zbiornika na typowo rzeczne gatunki ryb. A przecież wystarczy obliczyć średnią biomasę ryb reofilnych w Wiśle niepodpiętrzonej (4,5% · 889 = 40,0 kg/km ) i w zbiorniku (1,2% · 3615 = 43,4 kg/km) 43,4 > 40,0, by stwierdzić, że biomasa ryb reofilnych w ZW jest wyższa niż w Wiśle niepodpiętrzonej. Tak więc wyniki badań [16] jednoznacznie obalają ich własną tezę o niekorzystnym wpływie zbiornika na reofilne gatunki ryb.

2. To nieprawda, że rozwój populacji ryb mniej reofilnych nastąpił kosztem populacji ryb bardziej reofilnych. Są to populacje niekonkurencyjne, o różnych wymaganiach pokarmowych, siedliskowych i tarliskowych. Żadna populacja innej populacji nie wypiera ani nie zastępuje. Po prostu: podpiętrzenie rzeki promuje rozwój większości populacji wiślanych ryb, jednych więcej, innych mniej.

W największym stopniu promocja dotyczy leszcza, którego udział w stadzie przemysłowym w dolnej Wiśle niepodpiętrzonej wynosi 40%, a w podpiętrzonej 80%.

3. Leszcz jest gatunkiem ubikwistycznym, występującym i w jeziorach, i w dolnym biegu rzek bałtyckich (Thienemannowska kraina leszcza), ale wiślana populacja leszcza była, jest i pozostanie populacją rzeczną. Tak więc leszcz w dolnej Wiśle, podpiętrzonej czy niepodpiętrzonej, nie jest intruzem, nie jest gatunkiem obcym. Jego populacja doskonale dostosowała się do warunków, jakie stworzyło podpiętrzenie [13]. Dodajmy, że dorodne leszcze wiślane są bardzo łatwo zbywalne, a zdaniem niżej podpisanego są smaczniejsze od jeziornych leszczy z Pojezierza Iławskiego.

2.3. Natura 2000: Realne zagrożenie dla polskiej gospodarki wodnej i przyrody Europejski program Natura 2000 utworzono w celu realizacji Dyrektywy siedliskowej i Dyrektywy ptasiej. Cele i konsekwencje tego programu wyczerpująco opisuje J. Żelazo.

Jestem coraz bardziej przekonany, że wpisanie omawianego programu do polskiego prawa było i jest szkodliwe nie tylko dla polskiej gospodarki, ale także dla realizacji prawidłowej polityki ekologicznej państwa.

Dlatego w listopadzie 2004 roku znalazłem się wśród 34 sygnatariuszy „Listu otwartego” do ówczesnych władz Polski, protestującego przeciwko wprowadzaniu sieci Natura 2000 na wszystkich większych polskich rzekach.

Sygnatariusze – naukowcy, samorządowcy, przedstawiciele organizacji pozarządowych – słusznie obawiali się, że Natura 2000 zostanie wykorzystana przeciwko budowie zapór na rzekach i przyczyni się do zwiększenia zagrożenia powodziowego. Dodam, że na pierwszym miejscu widniał podpis ówczesnego prezesa Ligi Morskiej i Rzecznej, obecnego prezydenta RP, Bronisława Komorowskiego. Mimo protestów program Natura 2000 wprowadzono tzw. tylnymi drzwiami, z rażącym naruszeniem wymogów formalnych i merytorycznych.

Potwierdza to [22], który zauważa, że zgromadzone informacje o walorach obszarów Natura 2000 ograniczają się do wyników inwentaryzacji przyrodniczej, bez analizy funkcjonowania chronionego obszaru.

Uniemożliwia to rzetelną ocenę oddziaływania na środowisko zarówno istniejących, jak i planowanych inwestycji.

Cytowany autor potwierdza również obawy sygnatariuszy wspomnianego listu dotyczące konfliktów pomiędzy obszarami

42

Natura 2000 a niezbędnymi działaniami przeciwpowodziowymi na dolnej Wiśle.

Zauważa przy tym, że przy żądaniach rekompensaty przyrodniczej nadużywana jest zasada przezorności. Z tymi opiniami prof. Żelazo zgadzam się w stu procentach. Nie podzielam jedynie poglądu, że zasada przezorności jest słuszna w swym założeniu. Uważam ją za bezsensowną i szkodliwą. Według [4] zasada przezorności zakłada, że w przypadku wszelkiej działalności, która może zagrażać środowisku: „ciężar dowodu nieszkodliwości oddziaływania na środowisko przerzucony jest na podmioty i osoby podejmujące taką działalność”.

Absurdalność tego założenia jest podwójna.

Po pierwsze – wedle zasad logiki – co słusznie zauważa [15], nie można udowodnić, że czegoś nie ma i nie będzie w przyszłości. Po drugie – zasada łamie obowiązującą w łacińskiej kulturze prawnej nadrzędną zasadę domniemania niewinności („nikt nie musi udowadniać, że nie jest wielbłądem”).

Zasada przezorności narobiła już wiele złego w świadomości ekologicznej Polaków, m.in. powodując protesty przeciwko produkcji zmodyfikowanej genetycznie żywności (GMO). Trzeba zrobić wszystko, aby zwolennicy sieci Natura 2000 i zasady przezorności nie psuli polskiej gospodarki przyrody.

Szkodliwość programu Natura 2000 wynika z czterech poniżej wymienionych grzechów głównych: 1. Przyjęcie założenia, że stan ekologiczny polskich rzek i ich dolin jest niemal naturalny i że wystarczy wzmocnić ich ochronę obszarową – bo do tego sprowadzają się dyrektywy ptasia i siedliskowa – i pilnować, by nikt nie naruszał istniejącego status quo.

W przypadku doliny dolnej Wisły, zwłaszcza na obszarze byłego zaboru pruskiego, jest to założenie wręcz niedorzeczne. Dolina ta od dawna utraciła swój zbliżony do naturalnego charakter. Ponadto uważam, że nadrzędną, transgraniczną funkcją przyrodniczą najdłuższej rzeki zlewiska Morza Bałtyckiego nie jest ochrona ptaków czy wybranych siedlisk fauny i flory, lecz funkcja najważniejszego korytarza ekologicznego środkowej Europy.

Poprawa funkcjonowania tego korytarza nie jest możliwa bez znaczącej sozotechnicznej ingerencji człowieka.

2. Drugim grzechem głównym wyznawców programu Natura 2000 jest przyjęcie założenia, że: każde podpiętrzenie psuje przyrodę rzeki i jej doliny, bo zmienia warunki rzeczne na jeziorne. Absurdalność tego założenia w odniesieniu do silnie przepływowych zbiorników zaporowych omówiłem w podrozdziale 1.3. Dodam jedynie, że twierdzenia obrońców Wisły o „psuciu jej przyrody” pozostają w jaskrawej sprzeczności z wynikami badań [1], autorzy stwierdzili, że wzdłuż zbiornika włocławskiego rozciąga się najdłuższy odcinek dolnej Wisły o szczególnych walorach krajobrazowych.

3. Trzeci grzech główny to bezwzględne domaganie się przyrodniczej rekompensaty za wszystkie, najczęściej mocno przesadzone lub zmyślone szkody, wynikające z inwestycji koniecznych ze względu na nadrzędny interes publiczny. Ma rację [22], że „ochrona przyrody na Wiśle w ramach sieci Natura 2000 nie może odbywać się kosztem zwiększenia ryzyka powodziowego”, a ja ponadto domagam się, aby w polskim prawie ochrony przyrody wprowadzić zakaz żądania rekompensaty

przyrodniczej za działania, których efektem jest, per saldo, poprawa stanu środowiska.

Przypominam także, że przy wytyczaniu obszarów Natura 2000 nie dokonano analizy ich funkcjonowania [22], co praktycznie uniemożliwia racjonalne planowanie działań kompensacyjnych. Nikt nie sprecyzował funkcji, jakie mają pełnić te obszary i nie określił ich spójności. Nie wolno zatem żądać rekompensaty za zaburzenie tych nieokreślonych funkcji czy przerwanie nieokreślonej spójności obszarów Natura 2000.

4. Czwartym grzechem głównym z pozoru tylko redakcyjnym, ale o poważnych skutkach merytorycznych, to nadużywanie, zwłaszcza w odniesieniu do środowisk lądowych doliny dolnej Wisły, sformułowania: „znaczące, negatywne oddziaływanie na środowisko” (mój skrót: ZNOŚ).

Skutki prawne takiego sformułowania rosną niepomiernie, gdy dotyczy tzw. gatunków i siedlisk priorytetowych, ponieważ może ono stanowić podstawę odmowy wydania pozwolenia na realizację planowanej inwestycji.

W świetle przerażających informacji o bezsensowności orzecznictwa europejskiego (patrz przygotowywane opracowanie ARUP pt. „Vistula Study Product”, 2013) odmowa wydania pozwolenia na realizację planowanego przedsięwzięcia jest, niestety, realna. Świadczy o tym pierwszy z wymienionych w cytowanym opracowaniu: Wyrok ETS w sprawie C-405/05: Wycięcie 2,5 ha lasu (≈ 0,004% liczącego 61 tysięcy ha obszaru Natura 2000) na potrzeby poszerzenia trasy narciarskiej uznano za „znaczące negatywne oddziaływanie, bowiem obszar wycinki stanowił ważne siedlisko chronionych gatunków ptaków”. Prawną ocenę tego wyroku pozostawmy prawnikom, a my zajmijmy się semantyką i aspektami ekologicznymi. Termin „znaczący” jest niemal synonimem terminu „istotny”. Istotność zjawisk zachodzących w przyrodzie ocenia się na podstawie rachunku prawdopodobieństwa. Nikomu rozsądnemu, stosującemu na co dzień ten rachunek i różnorakie testy istotności, nie wolno twierdzić, że uszczuplenie obszaru Natura 2000 o 2,5 ha spowoduje znaczące (czytaj: istotne statystycznie) zmiany w funkcjonowaniu pozostałych ponad 60 tysięcy hektarów. Takie twierdzenie to nie tylko świadome fałszowanie przyrodniczej rzeczywistości, to jest także – w przypadku dokumentów ważnych dla gospodarki i ochronny przyrody – przestępstwo potwierdzenia nieprawdy.

3. Małe elektrownie wodne 3.1. Wprowadzenie Niniejszy rozdział jest oparty na opinii, jaką wykonałem w roku 2012 na zlecenie Towarzystwa Elektrowni Wodnych, dotyczącej projektu dokumentu pt. „Uwarunkowania środowiskowe istotne przy realizacji małych elektrowni wodnych”.

Projekt dokumentu przygotowała Generalna Dyrekcja Ochrony Środowiska w 2012 roku.

Staranne zaznaczenie, na każdej stronie maszynopisu, że jest to tylko projekt, pozwala żywić nadzieję, że jego część biologiczno-ekologiczna, szczególnie tendencyjna i najeżona poważnymi błędami naukowymi, zostanie napisana na nowo.

3.2. Rażąca tendencyjność projektu Już w pierwszym akapicie dokumentu autorzy stawiają hipotezę, że budowa MEW

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 32–39

ma na celu jedynie wypełnienie unijnego obowiązku ograniczenia emisji gazów cieplarnianych i że jest to cel przeciwstawny celom ochrony środowiska. Cały projekt jest właściwie rozszerzoną wersją Listu otwartego żądającego wprowadzenia moratorium na budowę MEW. 3.3. Pomijanie ważnych, pozytywnych skutków środowiskowych 3.3.1. Mała retencja wodna W najbiedniejszym w wodę – poza Maltą – państwie europejskim, w którym po II wojnie światowej zniszczono małą retencję, potrzeba jej odbudowy powinna być oczywista, i to nie tylko ze względów gospodarczych, ale także przyrodniczych, np. dla powstrzymania procesu stepowienia Kujaw i Wielkopolski.

Na obszarach deficytów wodnych o opadzie mniejszym niż 600 mm/rok potrzeba zabezpieczenia przed suszą jest równie konieczna jak zabezpieczenia przed powodzią. Dlatego uważam, że budowę MEW powinno się uznać za inwestycję celu publicznego.

3.3.2. Poprawa jakości wody w rzekach poniżej podpiętrzeń Efektem każdego podpiętrzenia, o czym nie ma wzmianki w projekcie, jest zwiększenie tempa sedymentacji zawiesiny (sestonu, rumowiska zawieszonego). Sedymentacja zawiesiny jest podstawowym mechanizmem samooczyszczania się wody w jeziorach, zbiornikach zaporowych i w odcinkach rzek o spowolnionym przepływie. Takie odcinki pełnią w rzece funkcję „terenowych oczyszczalni”. Przypominam, że poprawa jakości wody jest jednym z głównych celów Dyrektywy wodnej i polityki ekologicznej państwa. Czyżby autorzy projektu nie chcieli poprawy jakości wody polskich rzek?

Polska, sygnatariusz konwencji helsińskiej, jest zobowiązana do ochrony Bałtyku przed nadmierną eutrofizacją, czyli do redukcji ładunku związków azotu i fosforu wnoszonego do morza polskimi rzekami. Kentzer i Giziński podają, że zbiornik włocławski redukuje rocznie ładunek fosforu wnoszonego Wisłą do Bałtyku o 1,3 tys. ton (19,1%), a azotu o 90 tys. ton (12,2%). Nie wolno takich faktów ignorować. To jest transgraniczny efekt budowy podpiętrzeń w dorzeczu Wisły.

3.3.3. Wpływ podpiętrzeń na fitoplankton, zooplankton i makrofity W podpiętrzeniach żyznych (eutroficznych i politroficznych) cieków o powolnym przepływie może dochodzić do zakwitów fitoplanktonu. Zbyt wysokie stężenie chlorofilu „a” w wodzie polskich rzek bywa często główną przyczyną obniżenia ich jakości. W skrajnych przypadkach może dojść do zakwitów sinic (Cyanobacteriales), produkujących groźne dermo-, hepato- i neurotoksyny. Należy zatem unikać budowy większych podpiętrzeń na żyznych, powoli płynących ciekach.

W przypadku zooplanktonu jest odwrotnie.

W biocenozie pełni on niezwykle ważną funkcję kontrolera fitoplanktonu, a poza tym jest podstawowym składnikiem diety narybku. Wysoka jakość wody w zbiorniku Dobczyce jest utrzymywana dzięki biomanipulacji, polegającej na ograniczeniu żerowania ryb zooplanktonożernych.

[18] badał zooplankton niewielkiego (110 ha) zbiornika na Wisłoku, powstałego na terenie powyrobiskowych stawów pod Rzeszowem.

Liczba gatunków w zbiorniku wynosiła

aż 125, w tym tylko 14 gatunków pochodziło z Wisłoka. Biomasa zooplanktonu wynoszonego z omawianego zbiornika w 1975 roku wynosiła 646 ton, tj. 5,8 t/ha.

Prof. Lech Szlauer, recenzent rozprawy doktorskiej T. Półtoraka [18], zasugerował, by przy planowaniu budowy przyszłych zbiorników preferować miejsca, gdzie mogłyby powstać takie mateczniki zooplanktonu.

Także w zbiorniku włocławskim dwaj inni moi doktoranci [2, 17] zauważyli rzadko spotykane bogactwo jakościowe i ilościowe zooplanktonu. Dobra jakość wody zbiornika i jego atrakcyjność rybacka to w dużej mierze efekt bogactwa zooplanktonu (filtracja zawiesin, pokarm narybku).

Efektem każdego podpiętrzenia jest także bujny rozwój makrofitów, które są głównym podłożem glonów poroślowych (peryfitonu).

W warunkach naturalnych porośnięte peryfitonem makrofity działają identycznie jak osad czynny w oczyszczalniach ścieków. Tak więc makrofity są podstawowym elementem biologicznego samooczyszczania się wód.

3.3.4. Poprawa gospodarki rybackiej W zbiorniku włocławskim (rozdział 2.2) biomasa ryb na kilometr biegu rzeki jest cztery razy większa niż w Wiśle niepodpiętrzonej [16]. Także w podpiętrzeniach niewielkich pstrągowych cieków stanu Michigan (USA) liczebność populacji ryb jest ponad trzy razy większa niż na stanowiskach niepodpiętrzonych [14]. Ani ci autorzy, ani cytujący ich współautor projektu nie komentują tego zjawiska jako pozytywnego efektu podpiętrzania cieków. Dziwna jest ta międzynarodowa zmowa milczenia wokół korzyści, jakie mogą wynikać z wybudowania na rzece zapory.

4. Wymyślanie zagrożeń nieistniejących, rażące błędy naukowe 4.1. Rzekoma degradacja siedlisk poniżej placu budowy, np. „zamulanie dna” Termin „zamulanie” jest błędny, bo przecież nikt nie buduje elektrowni wodnych na zamulonych, lenitycznych odcinkach rzek.

Być może autorowi chodziło o krótkotrwałe zmętnienie wody przy intensywnych pracach bagrowniczych. Autor nie pisze, gdzie i kiedy nastąpiło i jak długo trwało to zjawisko.

Przedstawiony dowód na realność tego zagrożenia jest naprawdę poważnym błędem naukowym. Oto przesłanki rozumowania autora: a) w latach 1988–1989 na Wisłoce budowano jaz Pilzno, z czym wiązały się prace hydrotechniczne w korycie rzeki oraz przekształcanie siedlisk nadbrzeżnych b) w latach 90. w Wisłoce pomiędzy Strzegocinami a Dębicą występowało 17 gatunków ryb, w tym 5 gatunków objętych ochroną c) w 2001 roku, po ukończeniu trwającej dwa lata budowy jazu Pilzno, stwierdzono o 6 gatunków mniej, zanikły głowacz pręgopłetwy i różanka.

Na podstawie tych trzech przesłanek autor wyciąga wniosek, że to właśnie budowa jazu spowodowała ów spadek liczby gatunków ichtiofauny w Wisłoce. Ten wniosek jest nieuprawniony, gdyż: a) pomiędzy rokiem 1995 a 2001 upłynęło sześć lat. W tym czasie mogło zaistnieć i z pewnością zaistniało wiele innych przyczyn zubożenia składu gatunkowego ichtiofauny

b) badania trwały dwa lata, zatem pobrali oni prawdopodobnie dwa razy więcej prób niż anonimowy badacz w 2001 roku. Liczba pobranych prób ma niepodważalny wpływ na liczbę stwierdzonych gatunków. Dotyczy to zwłaszcza gatunków niezbyt licznych, a do takich prawdopodobnie należą głowacz pręgopłetwy i różanka.

Na zakończenie przypomnę, że kilka lat temu ktoś protestował przeciwko sposobowi budowy mostu w Kwidzynie, bo w czasie prac budowlanych nastąpi „zamulenie” rzeki i wyginą żyjące na tym odcinku Wisły minogi.

Na szczęście nikt w to wirtualne zagrożenie nie uwierzył. Most stoi, minogi nie wyginęły, a nawet jest ich prawdopodobnie więcej, bowiem za filarami mostu (w dół rzeki) powstają siedliska dogodne dla minogów.

4.2. „Śmiertelne zagrożenia” dla jętek i dla fauny glebowej Poczesne miejsce wśród rzekomo negatywnych skutków podpiętrzeń zajmują dwa poniższe przykłady: „jętki, trafiając podczas lotów kompensacyjnych w górę potoku na długą cofkę, nie znajdują odpowiednich warunków do rozmnażania się”. Autor nie przytacza żadnego dowodu na potwierdzenie tej karkołomnej tezy ani nie wyjaśnia, dlaczego jętki nie polecą paręset metrów wyżej, by tam, w odpowiednich warunkach, odbyć gody i złożyć jaja. W górskich potokach – bo chyba takie cieki miał na myśli autor, pisząc o lotach kompensacyjnych – nie ma długich, ciągnących się kilometrami zbiorników zaporowych.

Autor nie wyjaśnia także, jakie szkody dla fauny, dla przyrody wynikałyby z faktu, że ileś jętek nie złożyłoby jaj. Czy znikłaby populacja tego gatunku?

Druga teza jest nie tylko karkołomna, ale całkowicie błędna i nieprawdziwa: „Podniesiony poziom wód gruntowych może zniszczyć siedliska fauny glebowej, np. gatunków ryjących nory”. Żyjące na dnie dolin rzecznych myszy, norniki czy krety nauczyły się żyć w warunkach sezonowych zmian poziomu wód gruntowych. W przypadku powolnego podnoszenia się poziomu tych wód mieszkańcy nor po prostu przeprowadzają się nieco wyżej. W dolinach podpiętrzonych rzek nigdy nie zabrakło, nie brakuje i nie będzie brakować miejsc na kopanie nor.

4.3. Podwyższona temperatura wody w podpiętrzeniach rzekomą przyczyną eksterminacji ryb Listę zagrożeń nieistniejących zamyka następujący cytat z raportu: „Lessard i Hayes (2003) [14] stwierdzili, że liczebność populacji ryb spadła z 906 szt./ha powyżej zapory do 268 szt./ha poniżej zapory”. Rozumowanie cytowanych autorów tej kuriozalnej publikacji nie podlega żadnym regułom logiki.

W cieplejszej o parę stopni górnej wodzie jest trzy razy więcej ryb niż w dolnej. Ta cieplejsza woda spływa w dół i drastycznie zmniejsza liczebność ryb, a zwłaszcza populacji pstrąga potokowego? Przecież to jest totalna bzdura!

Wytłumaczenie rzekomego spadku liczby ryb (o 638 sztuk!) jest dziecinnie proste: Liczebności ryb w rzekach nie wolno podawać w liczbie osobników na hektar, lecz na jednostkę objętości bądź na kilometr biegu rzeki. Objętość słupa wody, czyli przestrzeni życiowej ryb, pod powierzchnią 1 ha w niepodpiętrzonym odcinku rzeki o średniej głębokości 1 m wynosi 10 tys. m3, a w odcinku podpiętrzonym, np. o głębokości

43

A. Giziński | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 32–39

3 m, przestrzeń życiowa jest trzy razy większa.

Z reguły w tym odcinku jest co najmniej trzy razy więcej ryb. I to właśnie, a nie podwyższona temperatura wody, jest główną przyczyną różnic w ilości ryb w swobodnie płynącej rzece i w odcinku podpiętrzonym.

Nie rozumiem, jak taka praca mogła być opublikowana. Nie rozumiem, jak współautor raportu mógł nie zauważyć takich nonsensów.

Poza tym w naukowym czasopiśmie nie wolno mówić o „spadku zagęszczenia” na stanowisku poniżej tamy, bo nikt nie badał zagęszczenia ryb na tym stanowisku ani przed podpiętrzeniem, ani po podpiętrzeniu, ale w swobodnie płynącym cieku, powyżej górnej granic cofki. Prawdziwe jest jedynie twierdzenie, że na stanowisku górnym było 906 ryb/ha i że były wśród nich gatunki zimnolubne oraz że na stanowisku dolnym ryb było ponad trzy razy mniej (268 szt./ha).

Z powyższego stwierdzenia wynika niepodważalny, przemawiający nie przeciw budowie, lecz za budową MEW wniosek: Kompleks warunków środowiskowych, jakie oferuje rybom podpiętrzenie, tj. większa przestrzeń życiowa, lepsze warunki pokarmowe i większa różnorodność środowiskowa, z nawiązką rekompensuje rybom, także zimnolubnym, parostopniowe podwyższenie temperatury.

5. Podsumowanie i wnioski Przeciwnicy budowy zapór usiłują dowieść, że każde podpiętrzenie „niszczy przyrodę”, a po stronie zysków stawiają jedynie produkcję odnawialnej energii przez elektrownie wodne. Zapominają przy tym o tak oczywistych korzyściach towarzyszących niemal każdemu podpiętrzeniu, jak poprawa jakości wody i retencyjności wodnej, czy ochrona przed powodzią.

Szczególnie naganne pod względem etycznym jest wymyślanie zagrożeń nieistniejących (rozdz. 4).

Nowym, bardzo groźnym narzędziem służącym blokowaniu budowy wszelkich podpiętrzeń i elektrowni wodnych stało się wprowadzenie do polskiego prawa ochrony środowiska programu Natura 2000 oraz sprzecznej z łacińską kulturą prawną zasady przezorności.

Dotychczasowe, skandaliczne wręcz orzecznictwo Unii Europejskiej wykazało, że nawet znikome naruszenie obszaru Natura 2000 może się stać podstawą odmowy wydania zezwolenia na planowaną inwestycję. Apeluję zatem: • do Grupy ENERGA o współorganizację i finansowanie, najlepiej we wrześniu 2014, konferencji naukowej przyrodników, prawników i hydrotechników poświęconej Naturze 2000 i zasadzie przezorności Andrzej Giziński

• do polskich parlamentarzystów europejskich, by krytycznie przyjrzeli się orzecznictwu UE dotyczącemu sieci Natura 2000 • do Generalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska, aby autorstwa ważnych dokumentów nie powierzała fanatycznym przeciwnikom budowy zapór na polskich rzekach.

Bibliografia 1. Bałazy S., Ryszkowski L., Strategia ochrony żywych zasobów w Polsce, Zakład Badań Środowiska Rolniczego i Leśnego, Poznań, 1991.

2. Błędzki L.A., Ekologia zooplanktonu Zbiornika Włocławskiego, rozprawa doktorska, Zakład Hydrobiologii Uniwersytetu Mikołaja Kopernika w Toruniu, 1989.

3. Bohr R., Giziński A., Wstępne studia hydrobiologiczne nad niektórymi elementami flory i fauny Brdy oraz jeziora Stoczek jako terenu przyszłego zbiornika zaporowego pod Koronowem, Przyroda Polski Zachodniej 1960, nr 4, 3–4: 47–69.

4. Bukowski Z., Zadania samorządu powiatowego i gminnego w zakresie ochrony środowisk, wynikające z dostosowania do prawodawstwa Wspólnoty Europejskiej [w:] Harmonizacja polskiego prawa ochrony środowiska ze standardami europejskimi. Zadania organów administracji w zakresie ochrony środowiska, s. 43–59, Przysiek k. Torunia, 2004.

5. Churski Z. (red.), Uwarunkowania przyrodnicze i społeczno-ekonomiczne zagospodarowania dolnej Wisły, Toruń, 1993.

6. Dembowska E., Fitoplankton Zbiornika Włocławskiego w latach 1994–2000, rozprawa doktorska, Zakład Hydrobiologii Uniwersytetu Mikołaja Kopernika w Toruniu, 2002.

7. Giziński A., Kentzer A., Żytkowicz R., Ekologiczne skutki kaskadowej zabudowy dolnej Wisły (prognoza oparta na wynikach badań zbiornika włocławskiego) [w:] Churski Z. (red.), Uwarunkowania przyrodnicze i społeczno-ekonomiczne zagospodarowania dolnej Wisły, Wyd. TNT, 1993, s. 179–188.

8. Giziński A., Paliwoda A., The Bottom fauna of the water reservoirs which newly came into being in the neighbourhood of the Koronowo Dam Reservoir, Zeszyty Naukowe UMK w Toruniu, Prace Limnologiczne 1972, nr 7, s. 95–108.

9. Giziński A., Wolnomiejski N., Fauna denna Zbiornika Koronowskiego

w pierwszych latach po zalaniu, Zeszyty Naukowe UMK w Toruniu, Nauki Matematyczno-Przyrodnicze, 15, Biologia 1966, nr 9, s. 117–128.

10. Giziński A., Wolnomiejski N., Zoobenthos of Koronowo Dam Reserwoir in its 10th and 15th year of existnce. AUNC Toruń, Prace Limnologiczne 1982, nr 13, s. 35–50.

11. Giziński A., Żytkowicz R., Wstępna hydrobiologiczna charakterystyka Zbiornika Włocławskiego, XII Zjazd Hydrobiologów Polskich w Lublinie, streszczenie referatów, s. 67–68, 1983.

12. Kakareko T., Ekologia leszcza (Abramis brama L.) w zbiorniku włocławskim, Rozprawa doktorska, Zakład Hydrobiologii UMK w Toruniu, 2000.

13. Kentzer A., Giziński A., Zmiany jakości wód dolnej Wisły w latach 1986–2009, Acta Energetica 2013, nr 2/15, s. 97–101.

14. Lessard J.I., Hayes D.B., Effects of elevated water temperature of on Fish and macroinvertebrate communities below small dams. River Res. Applic 19, 7, s. 721–732.

15. Mastalerz P, Ekologiczne kłamstwa ekowojowników, Wyd. II. Wyd. Chemiczne, Wrocław, 2005.

16. Matuszkiewicz J.M., Wiśniewolski W., Zmiany środowiska przyrodniczego obserwowane w okresie funkcjonowania zbiornika, tom II, załącznik nr 1, Warszawa, grudzień 2002.

17. Napiórkowski P., Zooplankton dolnej Wisły na odcinku od Wyszogrodu do Torunia, Wpływ zbiornika włocławskiego na strukturę tego zgrupowania, rozprawa doktorska, Zakład Hydrobiologii UMK w Toruniu, 2002.

18. Półtorak T., Zooplankton of the postgravel pitponds of Rzeszów Dam Reservoir covering their area now, Part II, Zooplankton of the dam reservoir, AUNC Toruń, Limnologikal Papers 1992, nr 17, s. 73–89.

19. Wolnomiejski N., Giziński A., Bottom fauna of the Koronowo Dam Reservoir in its fifth and sixth year of existence.

AUNC Toruń, Prace Limnol. 1976, nr 9, s. 125-137.

20. Zauke G.P. i in., Trace Metals in tripton, zooplankton, Zoobenthos, Reeds and selected Lakes in North – Central Poland. Internat, Rev hydrobiol. 1988, nr 83, s. 5–6, 505–526.

21. Żbikowski J., Struktura populacji pelofilnego mabrozoobentosu Zbiornika Włocławskiego, praca doktorska, Zakład Hydrobiologii UMK w Toruniu, 1985.

22. Żelazo, J., Uwarunkowania przyrodnicze zagospodarowania dolnej Wisły, Acta Energetica 2013, nr 2/15, s. 69–76.

emerytowany prof. zw.

Uniwersytet Mikołaja Kopernika w Toruniu e-mail: agizinski@op.pl Ekolog – hydrobiolog. Do września 2003 roku był kierownikiem Zakładu Hydrobiologii Instytutu UMK w Toruniu, niemal od 30 lat prowadził tam kompleksowe badania dolnej Wisły, a zwłaszcza zbiornika włocławskiego. Efektem tych badań jest ok. 100 publikowanych i niepublikowanych opracowań (w tym dziewięciu doktoratów) na temat ekologii zbiornika. W 2000 roku wszedł w skład zespołu ekspertów, powołanego przez KERM „w sprawie budowy stopnia wodnego Nieszawa-Ciechocinek”, który wykonał na zlecenie Sejmu RP ekspertyzy na ten temat.

44

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 45–53

The development of hydro power in Poland. The most important hydro engineering facilities

Author Wojciech Majewski

Keywords water resources, hydropower potential, hydropower plants, pumped-storage plants

Abstract Poland is a country with scarce water resources, which places it in this regard at the end of the list of European countries. Also the capacity of retention reservoirs in Poland is very small compared to other neighbouring European countries, and does not exceed 6% of the average annual runoff from its territory. This results in the low hydropower potential. What is more, this low potential is used to a limited extent only, in contrast to most European countries. The first hydropower facilities were built in Poland in the interwar period. The development of hydropower facilities intensified in Poland after World War II. They were the low and high head plants, but also facilities with equilibrium reservoirs and reversible units. After World War II, in Poland, within its new borders, there were a lot of small hydropower plants, which initially were ignored by utility companies and were devastated. Later, they were gradually activated. The construction of new facilities, modernization of existing ones, as well as reconstruction of those degraded, are often obstructed by significant ecological restrictions. This paper presents these processes and describes the major hydropower facilities in Poland.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2013303

1. Introduction The use of water’s kinetic or the potential energy has been known since ancient times. The first engine, which replaced the power of muscles, first human and then animal, was a water wheel driven by the energy of flowing water. It was used to carry water to a higher level. Further on the water wheel was being refined, and used for other purposes. The main limitation of this device was that its energy could be used only in the place of its generation. It was used to drive grain and powder mills, saw mills, fullers and hammers in water smithies [4, 5]. These devices have significantly contributed to the industrialization of many countries and the increase in their economic significance. Over time, the inefficient water wheels were replaced with much more efficient water turbines. The enormous development of hydropower throughout the world in the late nineteenth century was stimulated by the coupling of the water turbine to electric generator, transformation of electric current to higher voltage levels, and electricity transmission over even long distances, where it was needed.

In the early development of hydropower, the electricity output of a few hydro plants was sufficient, and sometimes too much, for the relatively small demand. Several such examples we have here in Poland, and in other countries. Over time, large capacity thermal power plants were built, covering the increasing demand

for electricity. Hydropower plants, despite their decreasing share in power systems, still maintained an important role, being able to quickly turn on and off, and to operate with high efficiency when partially loaded.

Poland is a country with scarce water resources, which puts us in this regard at the end of the list of European countries. Also the capacity of retention reservoirs in Poland is very small compared to other neighbouring European countries, and does not exceed 6% of the average annual runoff from its territory [7]. These factors result in a low hydropower potential. What’s more, this low potential is used to a limited extent only, in contrast to most European countries.

In Poland several high power pumped-storage plants were developed, as well as classic hydropower plants with equilibrium reservoirs and reversible units.

This paper presents the development of hydropower in Poland in the interwar period and after World War II. Basic data of the designs, construction, and operation of a number of hydroelectric facilities is provided.

2. Origins of hydropower in Poland It can be assumed that the first hydroelectric plants in Poland were built in the interwar period, and even before Poland regained its independence.

45

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 45–53

2.1. Radunia Cascade First hydroelectric facility was the Radunia Cascade, procured by the Senate of the Free City of Gdańsk in 1910–1937 [3]. The Radunia Cascade consists of eight hydroelectric plants with a total installed capacity 14 MW. The Cascade’s electricity output covered the demand of the city of Gdańsk.

Plant

Year of construction

Installed capacity (kW)

Head (m)

Rutki

1910

448

12.20

Łapino

1927

2294

13.80

Bielkowo

1924

7200

44.80

Straszyn

1910

2450

13.80

Prędzieszyn

1937

872

4.50

Kuźnice

1934

875

4.21

Juszkowo

1937

250

4.25

Pruszcz 1

1921

100

6.90

Pruszcz 2

2005

250

5.56

Tab. 1. Hydropower plants in the Radunia Cascade

Fig. 1. Łapino hydropower plant in the Radunia River

The Radunia River is a left-hand tributary of the Motława River, which flows into the Gulf of Gdańsk. The Radunia’s total length is 103 km, and its basin area is 837 km². The difference in elevation between the river’s source and mouth is 162 m. The Radunia flows from a depression, ca. 4 km long , near Lake Stężyckie, at an altitude of 165 m above sea level, and flows through the lake complex called Raduńskie Circle of the Kashubian Lake District.

Certain sections of the Radunia have the characteristics of foothill rivers (terrain slope up to 6.800). The Radunia mouths to the Mołtawa in Żuławy Gdańskie in the vicinity of Krępiec village near Gdańsk.

The hydropower plants built in the Radunia River, with a total capacity 14 MW are in service until today, and constitute monuments of the pre-war industrial architecture, available for sightseeing (Tab. 1). The plant interiors have largely retained their original furnishings.

Pruszcz 2 hydropower plant was built in 2005. At the Straszyn reservoir a water treatment plant was developed, which currently supplies the city of Gdańsk with tap water.

2.2. Żur and Gródek hydropower plants Other examples of hydroelectric plants built in Poland in the interwar period are Żur and Gródek plants in the Wda River. Żur power plant was built in 1928–1930. It was designed and constructed by Alfons Hoffmann, later a professor at the Institute of Hydraulic Engineering of the Polish Academy of Sciences in Gdańsk.

46

Fig. 2. View to Lake Żurskie with derivation channel and hydropower plant

The hydroelectric power station was equipped with two Kaplan turbines by Voith, with a total installed capacity 9 MW. Water is supplied to the plant from Lake Żurskie via 900 m long derivation channel (Fig. 2), and further on via two reinforced-concrete pipelines with 4 m diameters.

The Gródek plant was designed in 1912, and its construction commenced two years later. The plant was gradually commissioned only in 1923–1927. The Gródek plant operates on the basis of a retention reservoir with area of ca. 90 ha.

The reservoir was formed by damming the Wda River by 12 m with an earth dam in Gródek, with bottom outlets and a gatecontrolled weir. Water from the reservoir is directed to the power station via a 1240 m long derivation channel. Owing to the derivation the plant’s head has been increased by 6 m over the damming level, i.e. up to 18 m. In three vertical power tunnels with diameters 4.0 m three Francis turbines are set horizontally,

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 45–53

Fig. 4. View to Rożnów dam from the tail water. Visible spillways closed with segments, and bottom outlets

electricity to the then developed Central Industrial Area, and was connected with Tarnów by a 150 kV power line.

Fig. 3. View to Gródek hydroelectric plant with inlet channel

with a total capacity of 3.5 MW. Their tail water is the Wda River.

The installed discharge is 28.2 m³/s. The average annual electricity output is 13.8 GWh. In 1928 a 140 km long 60 kV power line was built to supply electricity to the Gdynia port construction site. It is also worth mentioning that initially both these plants produced a lot of electricity, for which there was no market. To remedy this, A. Hoffmann set up at the power plant a facility manufacturing electrical appliances (irons, kettles, pots, space heaters), to increase the demand for electricity. It is also worth recalling that these products were on display at EXPO 1939 in the USA. Some of them survived for many years and are still operable.

2.3. Rożnów dam and power plant The first design of the Rożnów dam and power plant was prepared already in 1920–1930 by prof. K. Pomianowski. He was later endorsed by Prof. G. Narutowicz. Catastrophic flood in the Dunajec basin in 1934 accelerated the start of construction. Construction work was carried out in 1935–1941, and the plant was commissioned in 1942. One of the main builders was Wacław Balcerski, who later became a professor at the Technical University of Gdańsk.

The dam is concrete gravity of the height 32.5 m. Its construction has created a water reservoir with length 22 km, area 16 km2, and initial volume 193 hm3. The facility was designed for flood control and power generation. The dam is provided with seven spillways closed with segment gates and 5 outlet works. The dam has been also provided with a very well-functioning fish-pass for migratory fish.

The hydropower plant has four vertical Kaplan turbines with rated capacity of 50 MW (4 . 12.5 MW), head 29 m, and installed discharge 240 m3/s. The Rożnów plant was supposed to supply

2.4. Porąbka dam and power plant The Porąbka dam was the first concrete gravity dam erected in Poland. It was built in 1928–1937, and impounds the Soła River’s water into Lake Międzybrodzkie. The main purpose of the dam and reservoir was flood control. It was designed by Prof. G. Narutowicz. The dam height is 37.3 m.

Porąbka hydropower station was built after WWII, in 1951– 1954. It is equipped with two vertical Kaplan turbo generators with capacity 6.1 MW each, and a Francis turbine with capacity 0.4 MW, which covers the plant’s own needs.

In later years, Lake Międzybrodzkie created by the damming, became the lower reservoir of Porąbka-Żar pumped-storage plant.

2.5. Dychów hydropower plant The plant was built in 1933–1936 in the Bóbr River. After World War II it was included in the territory of Poland. The facility is operable in the normal mode, but it operates mainly as pumped-storage plant. In 2002–2005 it was upgraded and its capacity increased to 90 MW (three Kaplan turbines). Its installed discharge is 330 m3/s with the head in the range of 24–30 m. The yearly electricity output is 80 GWh. The pumpturbine cycle efficiency is 71%.

3. Hydropower in Poland after WW II In post-war Poland the issues of navigation and water management were the responsibility of the Ministry of Navigation and Water Management. In 1960 the Central Office for Water Management was established, subordinated directly to the Prime Minister.

After World War II the recovering Polish economy needed a lot of electricity and water. In 1952, at Gdańsk University of Technology the Hydraulic Engineering Department was created, and a year later the Institute of Hydroengineering at the Polish Academy of Sciences (IBW PAN) with a modern hydraulic laboratory. The Hydraulic Engineering Department was set for the training of 47

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 45–53

engineering personnel needed to carry out future hydraulic and hydroelectric engineering projects, while IBW PAN was mandated for studies related to these projects. Numerous plans were developed for construction of new hydraulic and hydropower facilities. Already the first water management plan developed in the 1960s by Water Management Committee of the Polish Academy of Sciences stressed the lower Vistula’s (dolna Wisła) great importance for navigation and power generation [2].

In 1968–1971 Polish specialists, in cooperation with the United Nations Development Programme, developed a project of comprehensive development of the Vistula River (Wisła) water system. It assumed solution of a number of important water management problems in the basin, including the entire river’s use for power generation.

The “Comprehensive program of development and use of the Vistula River”, hereinafter abbreviated as “The Vistula Programme”, referred to the proposed comprehensive economic development of the country, and featured strong propaganda accents. It is worth underlining today that “The Vistula Programme” included a comprehensive approach to water management issues, taking into account not only their technical and economic, but also natural, cultural and recreational aspects. However, it was not implemented due to lack of substantial justification of many projects, lack of financial coverage and the lack of implementation of capacity of Polish enterprises.

A programme was also devised, entitled Lower Vistula Cascade (Kaskada Dolnej Wisły, KDW) [1], which provided for the construction of a cascade of eight barrages with run-of-river reservoirs in the lower Vistula (dolna Wisła) section (from the Narew mouth to the Vistula (Wisła) up to the Vistula (Wisła) mouth to the sea). The lower Vistula (dolna Wisła) accounts for ca. 50% of Poland’s entire hydropower potential. The cascade was proposed as a compact system with the basic navigation and power generation purpose. In the project’s framework the first barrage in Włocławek was commissioned in 1970.

Advanced were plans to build the next project in Ciechocinek, downstream of Włocławek, and another one in Wyszogród, upstream. Development of the Ciechocinek barrage site was initiated. Unfortunately, the economic crisis of the 1980s ruled out the implementation of the next barrages of the KDW. The structure of renewable energy generation in Poland is presented in Tab. 2.

Share in global output [%]

Share in RES output [%]

Electricity output [GWh/ year]

Aggregate installed capacity [MW]

Biomass power plants

3.708

53.18

5788

126.0

Hydroelectric plants

1.871

26.84

2922

554.4

Wind farms

1.160

16.63

1822

1180.3

Biogas power plants

0.233

3.34

363

82.9

Total

6.98

100

10895

1943.6

Renewable energy source

Tab. 2. Renewable electricity generation structure in Poland in 2010 48

It is worth noting that the current use of electricity generated in hydroelectric power plants does not exceed 12% of the hydropower technical potential.

According to the notice of the Minister of Economy dated 15 November 2011 (Monitor Polski No. 110, item 1112) “Analysis of the accomplishment of quantitative objectives and results in the generation of electricity from renewable energy sources”: the total electricity output in Poland in 2010 amounted to 156.1 TWh, including 10.9 TWh from renewable energy sources, which accounted for 7% of the total electricity output in Poland.

According to the forecast, the demand for electricity will continue to increase. It will be in 2015–182 TWh, in 2020–205 TWh, and in 2030–280 TWh (source: Ministry of Economy).

Should the current percentage share of electricity from hydroelectric power plants be maintained, in 2020 years they would have to generate 4.1 TWh compared to 2.9 TWh in 2010.

Compliance with the EU recommendation of 15% RES share in the energy mix in 2020 would require generation of 31 GWh, including ca. 7.8 TWh of hydroelectricity. This is a very serious challenge for the hydropower sector.

Hydropower generation is growing in all continents at a very high rate. The annual rate of the installed capacity increment is estimated at ca. 3%. Europe is the only continent, where a large part of attractive locations have already been developed. Data from 2011 indicate that the use of convenient locations in EU countries varies from 93% in Ireland to 4.8% in Hungary, and 17.1% in Poland.

Poland ranks the second lowest on the list. What’s more, capital expenditures for the construction of both small and large hydropower plants in Poland are on average twice as high as in other European countries, and three times higher than in Germany.

This is so because of the impact of numerous environmental organizations that have blocked the development of large-scale hydropower generation, and set additional barriers for small hydropower plants. The Polish hydropower sector suffered particularly, because it was also adversely affected by the 1970s and 1980s economic crises. It should be emphasized, however, that hydropower generation capacity was restored and systematically developed in the 1950s and 1960, which brought about the commissioning of hydropower plants in Solina and Włocławek in 1969 and 1970, respectively. The stagnation in conventional hydropower until the 1990s was accompanied by the development of small hydro plants and upgrades of large ones. In parallel, the pumped-storage capacity was also developed. In 1971 the Żydowo pumped storage plant was commissioned, followed by Porąbka-Żar in 1980, and Żarnowiec three years later.

3.1. Koronowo hydropower plant The Koronowo hydro plant is set in the Brda River in the Kujawsko-Pomorskie voivodeship. Its concept design was developed still in the interwar period by professors K. Pomianowski and A. Hoffmann. The construction lasted from 1956 to 1961.

An earth dam at km 49.15 of the Brda creates a reservoir with capacity 80 hm3 and area 1,600 ha. The SSQ flow in the dam cross-section is 24.8 m3/s. The impoundment height is 20 m.

The dam is provided with two bottom outlets with aggregated discharge 78 m3/s.

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 45–53

The power plant is located at km 38.8 of the Brda River. The installed discharge is 2 . 60 m3/s. The installed head – 26 m. Water from the reservoir is directed to the power station via a derivation formed by crosscuts between natural lakes, and then through an inlet weir on Lake Białe, and through a 1350 m long running channel, up to a water lock (the derivation enabled the head increase by 6 m over the damming level, i.e. up to 26 m).

Further on water is supplied through steel pipes 4.8m in diameter to turbines. The plant building accommodates two vertical hydro turbo generator sets with Kaplan turbines, set in spiral chambers.

The turbines are coupled with synchronous generators 15.5 MVA working on the voltage 10.5 kV. The plant is connected to the 110 kV grid. The plant’s tail water is the Tryszczyn reservoir.

Fig. 5. Koronowo hydropower plant. View of two pipelines supplying water to the plant

3.2. Tresna hydropower plant The Tresna hydropower plant is located at an earth dam in km 40.0 of the Soła River. The dam and power plant were commissioned in 1967. The impoundment elevation is 25.4 m. The dam creates a flood control reservoir with capacity 96 hm3, included in Soła Cascade (Tresna, Porąbka, Czaniec). The reservoir area is 964 ha. The dam is equipped with bottom outlet works and a surface overflow.

The hydroelectric power plant is equipped with two vertical 10.5 MW Kaplan turbines. It was upgraded in 2001–2003. The installed head is 20.4 m, and the installed discharge 122 m3/s. The average annual electricity production is 32 GWh.

3.3. Lower Vistula Cascade The lower Vistula’s (dolna Wisła) significant relevance for navigation and power generation has been appreciated for many years.

Already at the end of the nineteenth century the lower Vistula (dolna Wisła), then in the Prussian Partition (from Silno village to the sea), was trained for navigation. In the interwar period the opportunity of the lower Vistula’s (dolna Wisła) use for power generation

Fig. 6. View from Tresna hydropower plant’s tail water, with earth dam in the background

was highlighted. After World War II the idea returned of the lower Vistula’s (dolna Wisła) use for power generation and navigation by way of a cascade of barrages. The first KDW concept was devised already in 1957 as a study of the Polish Academy of Sciences and Hydroprojekt engineering centre, concluding many years of research and design work of Polish scientists and water engineers.

In the 1990s the concept returned. The lower Vistula (dolna Wisła) accounts for ca. 50% of Poland’s entire hydropower potential. KDW has been a very complex development project, including important economic, social and natural aspects in the territory of former six, and current three, voivodeships (Mazowieckie, KujawskoPomorskie and Pomorskie).

KDW was meant to be a compact system of eight low-head barrages with run-of-river reservoirs so designed that head water at downstream barrage reached the upstream barrages’s tail water [1]. Due to the flooded area reduction it was assumed that the distances between the barrages will be in the range of 30 to 50 km. It was assumed that all plants would operate in the flow-through mode.

The KDW impact area covers ca. 14% of Poland’s population. There are two major metropolitan areas: Gdańsk and Bydgoszcz/Toruń.

In addition, there are several cities in the region, such as Tczew, Malbork, Kwidzyn, Grudziądz, Świecie, Chełmno, Ciechocinek, Nieszawa, Włocławek, Płock, and Wyszogród. Economic activity in the region is associated with large plants in the chemical, pulp and paper, and petrochemical industries. Agriculture in the region is facing serious problems of water shortage due to very low rainfall. The unemployment is there unfortunately high.

One of KDW elements is the Włocławek barrage commissioned in 1970.

3.4. Włocławek hydropower plant The Włocławek power plant and the entire barrage is subject to a separate paper. Therefore, only basic information is provided here.

The Włocławek barrage (km 674.75) was commissioned in 1970, as part of the proposed KDW. A run-of-river reservoir was formed at it, with length ca. 55 km and initial capacity 400 million m3.

The barrage consists of a main dam, 10 span weir, hydropower plant with an installed capacity of 160.2 MW, fish ladder, navigation lock, and side dams. The Wloclawek project was the first of 49

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 45–53

Polish region, where water resources are scarce.

The design and construction of such a large hydro engineering facility was a pioneer effort in Poland. As it turned out later, many of the project’s negative consequences were not taken into account, such as the effects of intense erosion downstream of the barrage, or the changes in the ice regime in the absence of implementation of the cascade’s next projects.

3.5. Solina-Myczkowce hydropower plant The Solina dam was commissioned in 1968 in the San River’s km 325, thus creating a reservoir with capacity 472 hm3 and area 22 km2. The maximum height of this concrete gravity dam is 82 m, and its impoundment elevation is 60 m. The dam is provided with three spillway spans and bottom outlet works. The dam’s length is 665 m. The reservoir’s primary func-

Fig. 1. The Lower Vistula Cascade concept of the 1990s

Fig. 7. View of Solina earth dam, hydropower plant, and reservoir

Fig. 2. Włocławek barrage layout

the proposed power generation and navigation cascade. In 1979 preparations started for the construction of the next barrage in Ciechocinek, by completing the technical design and preparing the construction site. The economic crisis of the 1980s cancelled this project. Till today that is by more than 40 years, the Włocławek barrage has operated independently, bringing about many benefits, but also a number of adverse consequences, primarily due to the lack of the next project that would increase the elevation of its tailwater.

The Włocławek barrage location was chosen due to favourable topographical conditions, good power generation options, and the concept of the Central Canal, which was to start in the Włocławek reservoir and provide water to the heavily industrialized southern 50

tions include flood control, power generation, and recreation.

There is a hydroelectric power plant at the earth dam, with installed capacity 200 MW after an upgrade in 2000–2003. It has four Francis turbines, two of which are reversible. Owing to its equilibrium reservoir the plant can operate in either peak, or pumped-storage, mode. The dam’s and power plant’s overflow part was subject to comprehensive research at the Hydroengineering Institute of the Polish Academy of Sciences in Gdańsk. It’s design was prepared

by Hydroelectric Power Plant Engineering Office in Warsaw.

The Myczkowce earthen dam, with height 17.5 m and impoundment height 15.5 m, is located in km 319 of the San River, and creates a 9 hm3 equilibrium reservoir for the Solina power plant.

Length of the dam – 386 m. There is a 8.3 MW power plant at the dam.

3.6. Czorsztyn-Niedzica hydropower plant The idea to construct a dam, reservoir, and hydropower plant in Czorsztyn-Niedzica was known already before World War II. A special impulse for this project was provided by a flood in the Dunajec River area in 1934.

After 22 years of construction, in 1997, the Czorsztyn-Niedzica

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 45–53

dam, reservoir, and power plant were commissioned, in km 173 of the Dunajec River. The reservoir, with a total capacity of 232 hm3 and flood capacity 63 hm3, serves primarily the flood control purpose. The reservoir area is 1,226 ha. The reservoir is also used for power generation, and for tourism and recreation.

The dam is of the earthen type, its impoundment height is 54.5 m. The reservoir is located within the limits of Pieniny National Park, near Czorsztyn and Niedzica castles. Downstream of the Czorsztyn-Niedzica reservoir, an equilibrium reservoir is situated in Sromowce Wyżne.

The hydroelectric power plant is equipped with two reversible Deriaz turbine-generator units with 92 MW power in the turbine mode, operating on 40–50 m head. Now the plant operates

The Dębe power plant’s installed capacity is 20 MW. It is equipped with four turbo generator sets with Kaplan turbines with diameter 4.8 m. The nominal flow is 107 m3/s, and nominal head – 5,7 m. The electricity output is 91 GWh per annum. The turbines are coupled to 6.25 MVA generators.

A regional road runs on the barrage’s crest.

4. Pumped-storage power plants In the early post-war period the demand for electricity during the day, week, or even month, was very uneven. Electricity was generated mainly by thermal power plants, incapable of quick output adjustment. This resulted in periods of electricity surplus and shortage. The only way to solve this problem is to use pumped-storage plants, which in an excess energy period use the energy to pump water to the upper reservoir, and during an energy shortage period operate in the turbine cycle to generate needed electricity. This system is cost-effective due to the high efficiency of the entire cycle, now already over 70%. At the beginning pumped storage power plants were provided with separate pump and turbine units. Over time, reversible units were used that can operate either as a pump or as a turbine.

In some classic hydropower plants that operated in peak or subpeak periods, and were provided with downstream equilibrium reservoirs, reversible unit could be installed. They were used to pump water from the equilibrium reservoir to the head reservoir in a period of electricity surplus. Examples of such hydropower plants are: Dychów, Solina and Czorsztyn-Niedzica.

Typical pumped storage power plants in Poland are: Żydowo, Żarnowiec and Porąbka-Żar.

4.1. Żydowo pumped storage plant Fig. 8. View of Czorsztyn-Niedzica dam, with surface overflow and power plant, and with reservoir

mainly in the turbine mode.

The Sromowce Wyżne reservoir is of the equilibrium type, and it enables the Czorsztyn-Niedzica power plant’s operation in the peak and pumped-storage mode. The power plant is of the flow-through type, and is equipped with four propeller turbines with vertical axes. They operate at head range 3.4–10.3 m.

Downstream of the Sromowce Wyżne weir discharge is constant, either 9 or 12 m3/s, depending on the season, which feeds the Dunajec River’s lower section.

3.7. Dębe hydropower plant Resulting from the construction in 1958–1963 of an earthen earth dam in km 22 of the Narew River, a run-of-river reservoir was formed, with capacity 90 hm3 and area 3300 ha. The impoundment height is 7 m. The barrage consists of an earthen dam with impoundment height 7 m, 5-span weir, and 21 MW hydropower plant. The reservoir is not used for flood control. It has neither a navigation lock, nor fish pass. In addition to power generation, it serves for recreation, fish farming, water supply, and is connected to Warsaw through the Żerań Channel with Żerań navigation lock.

The first concept of the Żydowo pumped-storage plant was devised already in 1932. As the upper and lower reservoirs it utilized two lakes situated close to each other, but with significantly different water surface elevations. The plant’s initial designed power was 45 MW. A new design of the plant was drawn up in 1957. Its construction lasted from 1964 to 1971. The plant is located in the district of Koszalin (Zachodnio-Pomorskie voivodeship).

Its upper reservoir is Lake Kamienne with area 78–100 ha (depending of water level). Its operational layer’s capacity is 3.3 hm3. The lower reservoir is Lake Kwiecko with area 140 ha.

The difference in the both lakes’ water surface levels is 83 m. Their shores are distant by ca. 2 km.

Both lakes are connected by a 1,300 m long open channel.

The channel width is 12 m, depth 9 m, and the maximum flow velocity – 2.20 m/s. The channel set in a special structure extends into three steel pipelines with a diameter of 5 m and length of 467 m. The pipelines supply water to three Francis turbines. Two turbines are reversible, and one conventional. The maximum power in turbine cycle is 156 MW, and the installed discharge – 240 m3/s. The two reversible turbines consume 136 MW in pump cycle. The volume of water stored in the operational layer of Lake Kamienne (upper reservoir) is sufficient for the plant’s operation at full power for 4.5 hours.

51

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 45–53

operation at full power for 5.5 hours. This amounts of energy has the value of 3.6 GWh. The hydroelectric power plant is equipped with four Francis -type reversible turbines ofthe total capacity 716 MW. Its maximum power in the pump cycle is 800 MW. The hydroelectric power plant is connected to the lake by an open channel with length of 835 m, width 250 m, and the maximum depth 13 m. The velocity in the channel does not exceed 1 m/s.

Fig. 9. View of Żydowo hydropower plant and its open channel and pipelines

4.2. Żarnowiec pumped storage plant The Żarnowiec pumped storage plant – the largest hydroelectric power plant in Poland – is located in the Pomorskie voivodeship. The plant’s construction commenced in 1976, and completed with its commissioning in 1983. Construction was planned of a power generation complex consisting of a nuclear plant and a pumped storage plant. Lake Żarnowieckie was supposed to serve as the nuclear plant’s cooling water reservoir, and at the same time as the pumped storage plants’ lower reservoir.

The concept of nuclear power plant construction was conceived in 1972. The construction was preceded by a comprehensive study of Lake Żarnowieckie and the nearest region. The plant was to consist of four reactors with a total capacity of 1,600 MW. The construction began in 1982, and eight years later it was decided to stop it. When the construction was interrupted, the project implementation’s progress was estimated at 45–50%.

The plant’s upper reservoir was constructed on the hills surrounding the lake as an artificial reservoir with area 122 ha, operational capacity 13.6 hm3 and total capacity 16 hm3.

Fluctuations in the water level in the upper reservoir are 16 m.

The water surface elevation in the upper reservoir is over 100 m above sea level The reservoir has earth embankment and is completely covered with a layer of asphalt.

Lake Żarnowieckie is on the course of the Piaśnica River. Its area is 1470 ha, and capacity 121 hm3. The lake’s maximum depth is 19,4 m. The outflow from the lake is through a weir which allows to adjust the water surface level in the lake and the outflow from it. Fluctuations in the water level in the lake as a result of the power plant operation are ca. 1 m in the daily cycle.

The upper reservoir is connected to the power plant with four steel pipelines with initial diameter 7.1 m and final diameter (at the inlet to the plant) 5.4 m. The pipeline length is 1 100 m, and the maximum discharge through all pipes – 700 m3/s.

The volume of water in the upper reservoir enables the plant 52

Fig. 10. View of the upper reservoir of the pumped-storage power plant, pipelines, and Lake Żarnowieckie

4.3. Porąbka-Żar pumped storage plant The first concept of the Porąbka-Żar pumped-storage plant was devised already in 1952. This resulted from favourable geographical and hydrological conditions formed by the water reservoir in the Soła River, with capacity 28 hm3, created by the construction of Porąbka concrete gravity dam, and nearby Mount Żar, exceeding the water surface level in the reservoir by over 400 m.

In 1979 the facility was commissioned as the second largest, in terms of its capacity, and the first underground pumped -storage power plant. The plant has four reversible Francis turbine units with turbine power 4 . 125 MW and pump power 4 . 135 MW. The rotor diameter is 3.10 m. The static head is 440 m. The plant is capable of turbine operation for four hours, and pump operation for 5.5 hours. Its nominal discharge is 35 m3/s. The entire cycle’s efficiency is 75%. Power tunnels directing water and the whole power plant are inside the mountain.

The plant’s average annual electricity production is 640 GWh, while energy consumption amounts to ca. 840 GWh. The upper reservoir was constructed as artificial atop Mount Żar.

The reservoir’s bottom is completely paved with asphalt, and its capacity is ca. 0,5 hm3.

5. Conclusions Poland has scarce water resources, due to its specific geographical positioning (low rainfall, high evaporation), and in addition little developed hydro engineering and hydroelectric infrastructure.

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 45–53

As a consequence, its hydropower potential is modest, and, moreover, it is utilised to a small extent (ca. 12%). However, in Poland hydropower ranks second in electricity generation from renewable sources and is an important factor in the National Power System (NPS). All Polish strategic development documents refer to the need to increase the retention storage capacity in water reservoirs, which would result in substantial opportunities of utilising such heads for electricity generation. An obstacle to such solutions is too restrictive environmental law, and lack of political will of the government to take action.

Polish hydropower generation began to develop at the beginning of the twentieth century, thanks to small hydropower facilities. After Poland had regained independence in 1918, the first fast very ambitious plans were devised for the development of hydropower generation, navigation and broadly meant water resources management. Unfortunately, destroyed by war and partitions, the country was not able to complete these ambitious plans in the short period between wars. They were reconsidered, however, immediately after World War II. The first hydroelectric facilities were engineered, developed, and built by Polish planners, designers and builders. These projects were and still are important for the NPS operation. This successful period of hydropower development resulted from good governance of the Central Office for Water Management.

Important hydro engineering facilities were built: the Włocławek barrage and Solina dam. Only after many years of construction the Czorsztyn-Niedzica dam was completed with a hydroelectric power plant and a large flood control reservoir.

An important addition to these conventional hydroelectric facilities were pumped storage plants, which play an important role in the power system.

REFERENCES

1. Kaskada Dolnej Wisły [The Lower Vistula Cascade], PROEKO Warsaw 1993 2. Majewski W., Wykorzystanie dolnej Wisły do celów energetycznych i żeglugowych [Use of the Lower Vistula River for power generation and navigation], ENERGA SA, Gdańsk 2011.

3. Majewski W. et al., Charakterystyka Raduni i jej zlewni w świetle RDW [Characteristics of the Radunia River and its catchment in the light of WFD], IBW PAN Publishers, Gdańsk 2005.

4. Małe elektrownie wodne – poradnik [Small hydropower plants – a guide], edited by M. Hoffmann, Warsaw 1991.

5. Michałowski S., Plutecki J., Energetyka wodna [Hydropower generation], Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warsaw 1975.

6. Wisła. Monografia rzeki [The Vistula, A monograph of the river], Wydawnictwa Komunikacji i Łączności, Warsaw 1982.

7. Zbiorniki wodne w Polsce [Water reservoirs in Poland], KZGW, Warsaw 2011.

Wojciech Majewski IMGW-PIB Institute of Meteorology and Water Management in Warsaw e-mail: wmaj@ibwpan.gda.pl Graduated from the Faculty of Hydraulic Engineering of the Gdańsk University of Technology, and completed postgraduate studies at the University of Glasgow. Since 1990 he has been a titular professor in hydraulic engineering and water management. He works at the Institute of Meteorology and Water Management in Warsaw.

Vice-chairman of the Committee for Water Management of the Polish Academy of Sciences. He has directed the implementation of many important domestic and international projects in hydraulics, hydrology, and water engineering. Prof. Majewski has participated in numerous national and international conferences, presenting papers and general lectures. He has supervised many doctoral dissertations and reviewed doctoral and habilitation dissertations, and scientific works as grounds for professorship applications. He is the author of more than 300 publications in Polish and English in the field of hydraulic engineering and water management. Prof.

Majewski is an outstanding engineering and scientific authority at home and abroad.

53

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 45–53

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 44–53. When referring to the article please refer to the original text.

PL

Rozwój energetyki wodnej w Polsce.

Najważniejsze obiekty hydrotechniczne Autor

Wojciech Majewski

Słowa kluczowe

zasoby wodne, potencjał hydroenergetyczny, elektrownie wodne, elektrownie szczytowo-pompowe

Streszczenie

Polska jest krajem o skromnych zasobach wodnych, co stawia nas pod tym względem na końcu listy krajów europejskich. Również pojemność zbiorników retencyjnych w Polsce jest bardzo niska w porównaniu z innymi sąsiadującymi z nami krajami europejskimi i nie przekracza 6% średniego rocznego odpływu z terenu kraju. Wynikiem tego jest również niski potencjał hydroenergetyczny. Co więcej, ten niski potencjał jest wykorzystany jedynie w niewielkim stopniu w przeciwieństwie do większości krajów europejskich.

Pierwsze obiekty hydroenergetyczne w Polsce powstały w okresie międzywojennym. Rozwój inwestycji hydroenergetycznych nastąpił w Polsce po II wojnie światowej. Były to elektrownie niskiego i wysokiego spadu, ale również obiekty ze zbiornikami wyrównawczymi, posiadające jednostki odwracalne. Po II wojnie światowej na terenie Polski, w nowych granicach, było bardzo dużo małych elektrowni wodnych, które w początkowym okresie nie stanowiły zainteresowania organizacji energetycznych i ulegały dewastacji. Później zaczęto je stopniowo uruchamiać. Na przeszkodzie budowy nowych, modernizacji istniejących lub odbudowy zdegradowanych obiektów często jednak stają znaczne ograniczenia ekologiczne. W artykule przedstawiono te procesy, jak również opis istniejących większych obiektów hydroenergetycznych w Polsce.

1. Wprowadzenie Wykorzystanie energii kinetycznej czy potencjalnej wody znane było od czasów starożytnych. Pierwszą maszyną napędową, która zastąpiła siłę mięśni ludzkich, a następnie zwierząt, było koło wodne napędzane energią płynącej wody. Służyło ono do przenoszenia wody na wyższy poziom.

W dalszym etapie udoskonalano koło wodne, które wykorzystywano do innych celów. Podstawowym ograniczeniem tego urządzenia był fakt, że energię można było spożytkować tylko w miejscu jej wytwarzania. Służyło ono do napędu młynów zbożowych i prochowych, tartaków, foluszy czy młotów w kuźniach wodnych [4, 5]. Te urządzenia przyczyniły się w sposób istotny do uprzemysłowienia wielu krajów i wzrostu ich znaczenia gospodarczego. Z biegiem czasu mało sprawne koła wodne zastąpiono turbinami wodnymi o dużo wyższych sprawnościach. Do olbrzymiego rozwoju elektrowni wodnych na całym świecie pod koniec XIX wieku przyczyniło się sprzężenie turbiny wodnej z generatorem elektrycznym, transformacja napięcia prądu elektrycznego na wyższe napięcia i przesyłanie wytworzonej energii elektrycznej nawet na duże odległości, tam gdzie była ona potrzebna.

W początkowym okresie rozwoju hydroenergetyki ilość wyprodukowanej energii elektrycznej w nielicznych elektrowniach wodnych była wystarczająca, a czasami nawet zbyt duża na stosunkowo niewielkie zapotrzebowanie. Kilka takich przykładów mamy w Polsce i w innych krajach.

Z biegiem czasu powstawały elektrownie cieplne o dużych mocach, zapewniających wzrastające zapotrzebowanie na energię elektryczną. Elektrownie wodne, mimo zmniejszającego się ich udziału w systemach energetycznych, utrzymały nadal ważną rolę, posiadając możliwość szybkiego włączania się i wyłączania oraz pracy z dużą sprawnością przy częściowym obciążeniu.

Polska jest krajem o skromnych zasobach wodnych, co stawia nas pod tym względem na końcu listy krajów europejskich. Również

54

pojemność zbiorników retencyjnych w Polsce jest bardzo niska w porównaniu z innymi sąsiadującymi z nami krajami europejskimi i nie przekracza 6% średniego rocznego odpływu z terenu kraju [7]. Wynikiem tych czynników jest niski potencjał hydroenergetyczny. Co więcej, ten niski potencjał jest wykorzystany jedynie w niewielkim stopniu w przeciwieństwie do większości krajów europejskich.

W Polsce powstało kilka elektrowni szczytowo-pompowych dużej mocy, jak również klasyczne elektrownie wodne ze zbiornikami wyrównawczymi wyposażone w człony odwracalne.

W artykule przedstawiono rozwój energetyki wodnej w Polsce w okresie międzywojennym i po II wojnie światowej. Podano podstawowe dane dotyczące projektów, budowy i eksploatacji wielu obiektów hydroenergetycznych.

2. Początki hydroenergetyki w Polsce Można przyjąć, że pierwsze elektrownie wodne na terenie Polski powstały w okresie międzywojennym, a nawet jeszcze przed uzyskaniem przez Polskę niepodległości.

2.1. Kaskada Raduni Jedną z pierwszych inwestycji hydroenergetycznych była Kaskada Raduni zrealizowana przez Senat Wolnego Miasta Gdańska w latach 1910–1937 [3]. Kaskada Raduni składa się z ośmiu elektrowni wodnych o łącznej mocy instalowanej 14 MW. Kaskada elektrowni wytwarzała energię elektryczną potrzebną wówczas do pokrycia zapotrzebowania przez miasto Gdańsk.

Rzeka Radunia jest lewostronnym dopływem Motławy, która odpływa do Zatoki Gdańskiej. Całkowita długość Raduni wynosi 103 km, a powierzchnia zlewni 837 km². Różnica poziomów między źródłem i ujściem rzeki wynosi 162 m.

Radunia wypływa z obniżenia terenu o długości ok. 4 km, nieopodal Jeziora Stężyckiego, na wysokości 165 m n.p.m. i przepływa przez kompleks jezior

Fot. 1. Elektrownia wodna Łapino na Raduni

zwanych Kółkiem Raduńskim Pojezierza Kaszubskiego. Radunia na niektórych odcinkach ma cechy rzeki o charakterze podgórskim (spadek sięgający 6,80‰). Do Motławy Radunia uchodzi na Żuławach Gdańskich w okolicy miejscowości Krępiec pod Gdańskiem.

Zbudowane na Raduni elektrownie wodne o łącznej mocy 14 MW czynne są do dzisiaj i stanowią zabytki przedwojennej architektury przemysłowej, udostępniane do zwiedzania (tab. 1). Wnętrza siłowni w dużej mierze zachowały oryginalne wyposażenie.

Elektrownia wodna Pruszcz 2 została zbudowana w 2005 roku. Natomiast przy zbiorniku Straszyn powstał zakład uzdatniania wody, który zaopatruje obecnie miasto Gdańsk w wodę komunalną.

2.2. Elektrownie Żur i Gródek Drugim przykładem elektrowni wodnych wybudowanych w Polsce w okresie międzywojennym są Żur i Gródek na rzece Wdzie.

Elektrownia Żur została zbudowana w latach 1928–1930. Jej projektantem i budowniczym był Alfons Hoffmann, późniejszy profesor w Instytucie Budownictwa Wodnego PAN w Gdańsku.

Elektrownia wodna była wyposażona w dwie turbiny Kaplana firmy Voith o łącznej mocy

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 45–53

Nazwa elektrowni

Rok budowy

Moc instalowana kW

Spad m

Rutki

1910

448

12,20

Łapino

1927

2294

13,80

Bielkowo

1924

7200

44,80

Straszyn

1910

2450

13,80

Prędzieszyn

1937

872

4,50

Kuźnice

1934

875

4,21

Juszkowo

1937

250

4,25

Pruszcz 1

1921

100

6,90

Pruszcz 2

2005

250

5,56

Tab. 1. Elektrownie wodne Kaskady Raduni

Fot. 2. Widok Jeziora Żurskiego z kanałem derywacyjnym i elektrownią wodną

instalowanej 9 MW. Wodę do elektrowni z Jeziora Żurskiego doprowadza kanał derywacyjny o długości 900 m (fot. 2), a dalej dwa rurociągi żelbetowe o średnicy 4 m.

Projekt elektrowni Gródek powstał w 1912 roku, a budowę rozpoczęto dwa lata później.

Stopniowe uruchomienie elektrowni nastąpiło dopiero w latach 1923–1927.

Elektrownia Gródek pracuje na bazie zbiornika retencyjnego o powierzchni ok. 90 ha.

Zbiornik powstał przez spiętrzenie Wdy o 12 m zaporą ziemną w Gródku, z upustami

jest kanałem derywacyjnym o długości 1240 m. Dzięki derywacji w elektrowni uzyskano zwiększenie spadu o 6 m od piętrzenia na zaporze, czyli do 18 m.

W trzech pionowych sztolniach o średnicy 4,0 m umieszczono trzy turbiny Francisa w układzie poziomym o łącznej mocy 3,5 MW. Ich dolną wodą jest rzeka Wda. Przełyk zainstalowany wynosi 28,2 m³/s. Średnia produkcja roczna energii elektrycznej to 13,8 GWh. W 1928 roku wybudowano linię energetyczną o napięciu 60 kV i długości 140 km, zasilającą budowę portu Gdynia w energię elektryczną. Warto również wspomnieć, że początkowo obie te elektrownie wytwarzały dużo energii elektrycznej, na którą nie było zbytu. Chcąc temu zaradzić, A. Hoffmann stworzył przy elektrowniach zakład produkujący urządzenia elektryczne (żelazka, czajniki, garnki, grzejniki), żeby zwiększyć zapotrzebowanie na energię elektryczną. Warto również przypomnieć, że urządzenia te znalazły się na wystawie EXPO w 1939 roku w Stanach Zjednoczonych. Niektóre z nich przetrwały wiele lat i wciąż można ich używać.

2.3. Zapora i elektrownia Rożnów Pierwszy projekt zapory i elektrowni Rożnów był już przygotowany w latach 1920–1930 przez prof. K. Pomianowskiego.

Później został on poparty przez prof.

G. Narutowicza. Katastrofalna powódź w zlewni Dunajca w 1934 roku przyspieszyła rozpoczęcie budowy. Prace budowlane wykonano w latach 1935–1941, a uruchomienie elektrowni nastąpiło w 1942 roku. Jednym z głównych wykonawców tego obiektu był Wacław Balcerski, późniejszy profesor Politechniki Gdańskiej.

Fot. 4. Widok zapory Rożnów od strony wody dolnej.

Widoczne przelewy zamykane segmentami i wyloty upustów dennych

Fot. 3. Widok elektrowni wodnej Gródek z kanałem dopływowym

dennymi i jazem zasuwowym. Woda ze zbiornika do elektrowni doprowadzana

Zapora jest betonowa typu ciężkiego o wysokości 32,5 m. W wyniku jej budowy powstał zbiornik wodny o długości 22 km, powierzchni 16 km2 i pojemności początkowej 193 hm3. Obiekt miał charakter przeciwpowodziowy i energetyczny. Zapora wyposażona jest w siedem przelewów zamykanych zasuwami segmentowymi oraz pięć upustów dennych. Zapora została wyposażona również w bardzo dobrze funkcjonującą przepławkę dla ryb wędrownych.

Elektrownia wodna posiada cztery pionowe turbiny Kaplana o mocy znamionowej 50 MW (4 · 12,5 MW), spadzie 29 m i przepływie instalowanym 240 m3/s. Elektrownia Rożnów miała zaopatrywać w energię

elektryczną powstający Centralny Okręg Przemysłowy (COP) i została połączona z Tarnowem linią energetyczną 150 kV. 2.4. Zapora i elektrownia Porąbka Zapora Porąbka była pierwszą zaporą betonową typu ciężkiego wzniesioną w Polsce.

Budowa przebiegała w latach 1928–1937.

Zapora spiętrza wody Soły, tworząc Jezioro Międzybrodzkie. Głównym celem budowy zapory i zbiornika była ochrona przeciwpowodziowa. Projektantem zapory był prof.

G. Narutowicz. Wysokość zapory wynosi 37,3 m.

Elektrownia wodna Porąbka została wybudowana dopiero po wojnie w latach 1951– 1954. Wyposażono ją w dwa pionowe turbozespoły Kaplana o mocy 6,1 MW każdy oraz turbinę Francisa o mocy 0,4 MW, wytwarzającą energię elektryczną na potrzeby własne.

W latach późniejszych utworzone przez spiętrzenie Jezioro Międzybrodzkie stało się zbiornikiem dolnym elektrowni szczytowo-pompowej Porąbka-Żar.

2.5. Elektrownia wodna Dychów Elektrownia została wybudowana w latach 1933–1936 na rzece Bóbr. Po II wojnie światowej znalazła się na terenie Polski.

Elektrownia może pracować w trybie normalnym, ale głównie jako szczytowo-pompowa. W latach 2002–2005 została zmodernizowana i moc jej wzrosła do 90 MW (trzy turbiny Kaplana). Przepływ instalowany wynosi 330 m3/s przy spadzie w granicach 24–30 m. Roczna produkcja energii elektrycznej wynosi 80 GWh. Sprawność cyklu turbinowo-pompowego wynosi 71%.

3. Hydroenergetyka w Polsce po II wojnie światowej W Polsce powojennej sprawy żeglugi i gospodarki wodnej znajdowały się w gestii Ministerstwa Żeglugi i Gospodarki Wodnej. W 1960 roku powołano Centralny Urząd Gospodarki Wodnej podległy bezpośrednio prezesowi Rady Ministrów.

Po II wojnie światowej odbudowująca się gospodarka polska potrzebowała dużych ilości energii elektrycznej oraz wody.

W 1952 roku na Politechnice Gdańskiej utworzono Wydział Budownictwa Wodnego, a rok później powstał Instytut Budownictwa Wodnego PAN (IBW PAN) z nowoczesnym laboratorium hydraulicznym. Wydział Budownictwa Wodnego nastawiony był na szkolenie kadr inżynierskich potrzebnych do realizacji przyszłych projektów hydrotechnicznych i hydroenergetycznych, a IBW PAN miał wykonywać prace badawcze związane z tymi projektami.

Powstało wiele planów budowy nowych obiektów hydrotechnicznych i hydroenergetycznych. Już w pierwszym planie gospodarki wodnej, opracowanym w latach 60. przez Komitet Gospodarki Wodnej Polskiej Akademii Nauk, podkreślono bardzo duże znaczenie dolnej Wisły dla celów żeglugowych i energetycznych [2].

W latach 1968–1971 opracowany został przez polskich specjalistów, przy współudziale Programu Rozwoju ONZ, projekt kompleksowego rozwoju systemu wodnego rzeki Wisły. Zakładał on rozwiązanie wielu ważnych problemów gospodarki wodnej w dorzeczu, w tym także energetyczne wykorzystanie całej Wisły.

55

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 45–53

Opracowany pod koniec lat 70. „Kompleksowy program zagospodarowania i wykorzystania Wisły”, zwany w skrócie „Programem Wisła”, nawiązywał do planowanego wszechstronnego rozwoju gospodarczego kraju i nosił silne akcenty propagandowe. Warto dziś podkreślić, że „Program Wisła” zawierał wszechstronne podejście do zagadnień gospodarki wodnej, uwzględniając nie tylko problemy techniczne i gospodarcze, ale również przyrodnicze, kulturowe i rekreacyjne. Nie został on jednak zrealizowany ze względu na brak merytorycznego uzasadnienia wielu inwestycji, brak pokrycia finansowego oraz brak możliwości wykonawczych polskich przedsiębiorstw.

Powstał również program pod nazwą Kaskada Dolnej Wisły (KDW) [1], na mocy którego na odcinku dolnej Wisły (od ujścia Narwi do ujścia Wisły do morza) powstać miała kaskada ośmiu stopni piętrzących ze zbiornikami przepływowymi. Dolna Wisła skupia ok. 50% całego ekonomicznego potencjału hydroenergetycznego Polski.

Kaskada miała charakter zwarty o podstawowym celu żeglugowo-energetycznym.

W ramach tego projektu oddano w 1970 roku do eksploatacji pierwszy stopień Włocławek. Zaawansowane były plany budowy następnego stopnia Ciechocinek, poniżej Włocławka, i Wyszogród powyżej.

Rozpoczęto przygotowanie placu budowy stopnia Ciechocinek. Niestety, kryzys ekonomiczny lat 80. przekreślił realizację następnych stopni KDW. Strukturę produkcji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł w 2010 roku przedstawia tab. 2.

Warto podkreślić, że obecne wykorzystanie energii elektrycznej wytwarzanej w elektrowniach wodnych nie przekracza 12% potencjalnych możliwości technicznych energetyki wodnej.

Zgodnie z obwieszczeniem ministra gospodarki z 15 listopada 2011 roku (Monitor Polski nr 110, poz. 1112) „Analiza realizacji celów ilościowych i osiągniętych wyników w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii”: globalna produkcja energii elektrycznej w Polsce w 2010 roku wynosiła 156,1 TWh, w tym z odnawialnych źródeł 10,9 TWh, co stanowiło 7% globalnej produkcji energii elektrycznej w Polsce. Zgodnie z prognozą zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie stale rosło. Wyniesie ono w 2015 roku – 182 TWh, w 2020 roku – 205 TWh, a w 2030 roku – 280 TWh (źródło: na podstawie danych z Ministerstwa Gospodarki).

Gdyby utrzymać obecny procent wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach wodnych, to w 2020 roku musiałyby one wytwarzać 4,1 TWh rocznie w stosunku do 2,9 TWh w 2010 roku.

Przyjęcie produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w wysokości 15% w 2020 roku, co zaleca UE, wymagałoby wytwarzania 31 GWh, w tym z elektrowni wodnych ok. 7,8 TWh. To bardzo poważne wyzwanie dla energetyki wodnej.

Rozwój energetyki wodnej na wszystkich kontynentach jest obecnie niezwykle dynamiczny. Szacuje się, że roczny wzrost mocy zainstalowanej będzie wynosił ok. 3%. Europa jest jedynym kontynentem, na którym duża część atrakcyjnych

56

Źródło energii

Elektrownie na biomasę

Udział w produkcji globalnej [%] 3,708

Udział w produkcji ze źródeł odnawialnych [%] 53,18

Produkcja energii [GWh/rok] 5 788

Sumaryczna moc instalowana [MW] 126,0

Elektrownie wodne

1,871

26,84

2 922

554,4

Elektrownie wiatrowe

1,160

16,63

1 822

1 180,3

Elektrownie na biogaz

0,233

3,34

363

82,9

Razem

6,980

100,00

10 895

1 943,6

Tab. 2. Struktura produkcji odnawialnej energii elektrycznej w Polsce w 2010 roku

lokalizacji została już zagospodarowana.

Dane z 2011 roku wskazują, że wykorzystanie dogodnych lokalizacji w krajach UE oscyluje od 93% w Irlandii, do 4,8% na Węgrzech i 17,1% w Polsce. Polska znajduje się na drugim miejscu od końca tej listy.

Co więcej, nakłady na budowę zarówno małych, jak i dużych elektrowni wodnych w naszym kraju są średnio dwukrotnie wyższe niż w innych krajach europejskich, a trzykrotnie wyższe niż w Niemczech.

Wpływ na taką sytuację mają bardzo liczne organizacje proekologiczne, które doprowadziły do zablokowania rozwoju dużej energetyki wodnej oraz powstania dodatkowych barier dla małych elektrowni wodnych.

Sektor energetyki wodnej w Polsce ucierpiał na tym szczególnie, gdyż dodatkowo dotknął go w latach 70. i 80. kryzys ekonomiczny. Trzeba podkreślić jednak odbudowę i systematyczny rozwój energetyki wodnej w latach 50. i 60., zakończonych uruchomieniem w 1969 roku elektrowni wodnej Solina i w 1970 roku elektrowni wodnej Włocławek. Trwającej do lat 90. stagnacji konwencjonalnej energetyki wodnej towarzyszył rozwój małej energetyki wodnej oraz modernizacji dużych elektrowni wodnych.

Równolegle nastąpił również rozwój elektrowni szczytowo-pompowych (ESP).

W 1971 roku uruchomiono ESP Żydowo, w 1980 roku ESP Porąbka-Żar, a trzy lata później ESP Żarnowiec.

3.1. Elektrownia wodna Koronowo Elektrownia wodna Koronowo znajduje się na rzece Brdzie w województwie kujawsko-pomorskim. Koncepcję budowy opracowali jeszcze w okresie międzywojennym profesorowie K. Pomianowski oraz A. Hoffmann. Budowa trwała od 1956 do 1961 roku. Zapora ziemna na 49,15 km Brdy tworzy zbiornik o pojemności 80 hm3 i powierzchni 1600 ha. Przepływ SSQ w przekroju zapory wynosi 24,8 m3/s.

Wysokość piętrzenia wynosi 20 m. Zapora wyposażona jest w dwa upusty denne o sumarycznej przepustowości 78 m3/s.

E lekt row ni a wo dna znaj duj e się na 38,8 km rzeki Brdy. Przepływ instalowany wynosi 2 · 60 m3/s. Instalowany spad – 26 m. Woda ze zbiornika do elektrowni doprowadzana jest derywacją utworzoną poprzez wykonanie pomiędzy naturalnymi jeziorami przekopów, a następnie przez jaz wlotowy nad Jeziorem Białym i kanałem roboczym o długości 1350 m do zamka wodnego (dzięki derywacji w elektrowni uzyskano zwiększenie spadu o 6 m od piętrzenia na zaporze, czyli do 26 m). Dalej woda przez rurociągi stalowe o średnicy 4,8 m doprowadzana

Fot. 5. Elektrownia wodna Koronowo. Widok dwóch rurociągów doprowadzających wodę do elektrowni

jest do turbin. W budynku elektrowni zabudowane są dwa pionowe hydrozespoły z turbinami Kaplana, umieszczonymi w spiralnych komorach. Turbiny sprzężone są z generatorami synchronicznymi o mocy 15,5 MVA, pracującymi na napięciu 10,5 kV. Elektrownia współpracuje z siecią 110 kV. Dolną wodą elektrowni jest zbiornik Tryszczyn.

3.2. Elektrownia wodna Tresna Elektrownia wodna Tresna znajduje się przy zaporze ziemnej na 40,0 km rzeki Soły. Zapora i elektrownia zostały oddane do eksploatacji w 1967 roku. Wysokość piętrzenia wynosi 25,4 m. Zapora tworzy zbiornik przeciwpowodziowy o pojemności 96 hm 3 , wchodzący w skład Kaskady Soły (Tresna, Porąbka, Czaniec).

Powierzchnia zbiornika to 964 ha. Zapora wyposażona jest w upusty denne oraz przelew powierzchniowy.

Elektrownia wodna wyposażona jest w dwie turbiny pionowe Kaplana o mocy 10,5 MW każda. Przeszła modernizację w latach 2001–2003. Spad instalowany wynosi 20,4 m, a przełyk instalowany 122 m3/s. Produkcja energii elektrycznej w roku średnim to 32 GWh.

Fot. 6. Widok od strony wody dolnej elektrowni wodnej Tresna na tle zapory ziemnej

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 45–53

3.3. Kaskada Dolnej Wisły (KDW) Od wielu lat uważano, że dolna Wisła posiada istotne walory żeglugowe i energetyczne. Już pod koniec XIX wieku dolna Wisła, znajdująca się na terenie zaboru pruskiego (od miejscowości Silno do morza), została uregulowana w celach żeglugowych. W okresie międzywojennym zwrócono uwagę na możliwości energetycznego wykorzystania dolnej Wisły. Po II wojnie powróciła idea energetycznego i żeglugowego wykorzystania dolnej Wisły w postaci kaskady stopni piętrzących.

Pierwsza koncepcja KDW powstała już w 1957 roku jako opracowanie Polskiej Akademii Nauk i Hydroprojektu, podsumowujące wieloletnie prace badawcze i projektowe polskich naukowców oraz hydrotechników. W latach 90. powrócono do tej koncepcji. Dolna Wisła stanowi ok.

50% potencjału hydroenergetycznego całej Polski. KDW była bardzo złożonym przedsięwzięciem inwestycyjnym, wiążącym ważne aspekty gospodarcze, społeczne i przyrodnicze na obszarze dawnych sześciu, a obecnie trzech województw (mazowieckiego, kujawsko-pomorskiego i pomorskiego).

KDW miała być zwartym systemem ośmiu stopni wodnych niskiego spadu ze zbiornikami przepływowymi zrealizowanymi w taki sposób, żeby piętrzenie na stopniu niższym sięgało do stanowiska dolnego stopnia wyższego [1]. Ze względu na ograniczenie powierzchni terenów zalewowych przyjęto, że odległości między stopniami będą w granicach od 30 do 50 km.

Zakładano, że wszystkie elektrownie będą pracować przepływowo.

Rys. 1. Koncepcja Kaskady Dolnej Wisły z lat 90.

Obszar, na który oddziałuje KDW, obejmuje ok. 14% ludności Polski. Znajdują się tu dwie duże aglomeracje: gdańska i bydgosko-toruńska. Ponadto w regionie tym leży wiele miast, takich jak Tczew, Malbork, Kwidzyn, Grudziądz, Świecie, Chełmno, Ciechocinek, Nieszawa, Włocławek, Płock i Wyszogród.

Aktywność gospodarcza tego regionu związana jest z dużymi zakładami przemysłu chemicznego, celulozowo-papierniczego i petrochemicznego. Rolnictwo w tym rejonie boryka się z poważnymi problemami niedoboru wody z powodu bardzo niskich opadów. Występuje tam, niestety, duże bezrobocie.

Rys. 2. Układ stopnia wodnego Włocławek

Jednym z elementów KDW jest stopień wodny Włocławek oddany do eksploatacji w 1970 roku.

3.4. Elektrownia wodna Włocławek Elektrowni wodnej Włocławek i całemu stopniowi poświęcony będzie odrębny artykuł. Dlatego tu znajdą się jedynie podstawowe informacje.

Stopień wodny Włocławek (km 674,75) został oddany do eksploatacji w 1970 roku, w ramach projektowanej KDW. Powstał przy nim zbiornik wodny przepływowy o długości ok. 55 km i początkowej pojemności 400 mln m3. Stopień składa się z zapory czołowej, 10-przęsłowego jazu, elektrowni wodnej o mocy instalowanej 160,2 MW, przepławki dla ryb, śluzy żeglugowej oraz zapór bocznych. Stopień Włocławek był pierwszym z projektowanej kaskady energetyczno-żeglugowej. W 1979 roku rozpoczęto prace przy budowie następnego stopnia Ciechocinek, przez wykonanie projektu technicznego i przygotowanie placu budowy.

Kryzys ekonomiczny lat 80. przekreślił realizację tego projektu. Do dziś, to jest przez przeszło 40 lat, stopień Włocławek pracuje samodzielnie, przynosząc wiele korzyści, ale również wiele negatywnych konsekwencji, głównie ze względu na brak następnego stopnia podpiętrzającego jego wodę dolną.

Wybór lokalizacji stopnia Włocławek wynikał z korzystnych warunków topograficznych, dobrych możliwości energetycznych oraz koncepcji kanału centralnego, który miał brać początek w zbiorniku Włocławek i przerzucać wodę w silnie uprzemysłowiony rejon Polski południowej, charakteryzujący się poważnym deficytem zasobów wodnych.

Projektowanie i budowa tak dużego obiektu hydrotechnicznego była pracą pionierską w Polsce. Jak się później okazało, nie przewidziano wielu negatywnych konsekwencji tego projektu, jak na przykład skutków intensywnej erozji poniżej stopnia czy zmiany reżimu lodowego w przypadku braku realizacji następnych stopni kaskady.

3.5. Elektrownia wodna Solina-Myczkowce Zapora Solina została oddana do eksploatacji w 1968 roku na rzece San na 325 km,

tworząc zbiornik o pojemności 472 hm3 i powierzchni 22 km2. Zapora betonowa typu ciężkiego ma wysokość maksymalną 82 m i wysokość piętrzenia 60 m. Zapora wyposażona jest w trzy przęsła przelewowe oraz upusty denne. Długość zapory to 665 m. Podstawową funkcją zbiornika jest ochrona przeciwpowodziowa, produkcja energii elektrycznej oraz rekreacja.

Przy zaporze znajduje się elektrownia wodna o mocy instalowanej 200 MW po modernizacji w latach 2000–2003. Ma cztery turbiny Francisa, z czego dwie są rewersyjne. Dzięki zbiornikowi wyrównawczemu elektrownia może pracować jako szczytowa oraz jako szczytowo-pompowa.

Kompleksowe badania części przelewowej zapory i elektrowni wodnej przeprowadzono w Instytucie Budownictwa Wodnego PAN w Gdańsku. Projekt wykonało Biuro Projektów Siłowni Wodnych w Warszawie.

Zapora ziemna Myczkowce o wysokości 17,5 m i wysokości piętrzenia 15,5 m znajduje się na 319 km rzeki San i tworzy zbiornik wyrównawczy dla elektrowni Solina o pojemności 9 hm3. Długość zapory – 386 m. Przy zaporze znajduje się elektrownia wodna o mocy 8,3 MW.

Fot. 7. Widok zapory, elektrowni wodnej i zbiornika Solina

3.6. Elektrownia Czorsztyn-Niedzica Idea utworzenia zapory, zbiornika i elektrowni wodnej Czorsztyn-Niedzica znana była już przed II wojną światową.

Szczególny impuls tej inwestycji dała powódź w rejonie Dunajca w 1934 roku.

57

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 45–53

Po 22 latach budowy w 1997 roku oddano do eksploatacji zaporę, zbiornik i elektrownię Czorsztyn-Niedzica, zlokalizowaną na 173 km Dunajca. Zbiornik ma charakter przeciwpowodziowy o pojemności całkowitej 232 hm3 i pojemności powodziowej 63 hm3. Powierzchnia zbiornika wynosi 1226 ha. Zbiornik wykorzystywany jest też do celów energetycznych oraz turystyczno-rekreacyjnych. Typ zapory – ziemna o wysokości piętrzenia 54,5 m. Zbiornik znajduje się w rejonie Pienińskiego Parku Narodowego w pobliżu zamków Czorsztyn i Niedzica. Poniżej zbiornika CzorsztynNiedzica umiejscowiony jest zbiornik wyrównawczy Sromowce Wyżne.

Fot. 8. Widok zapory Czorsztyn-Niedzica, wraz z przelewem powierzchniowym i elektrownią, oraz zbiornika

Elektrownia wodna wyposażona jest w dwa odwracalne turbozespoły Deriaza o mocy w trybie turbinowym 92 MW, pracujące na spadzie 40–50 m. Obecnie elektrownia pracuje głównie w trybie turbinowym.

Zbiornik Sromowce Wyżne ma charakter wyrównawczy i pozwala na pracę elektrowni Czorsztyn-Niedzica w trybie szczytowym i pompowym. Elektrownia ma charakter przepływowy i posiada cztery turbiny śmigłowe o osi pionowej. Pracują one na spadach w granicach 3,4–10,3 m. Poniżej jazu Sromowce Wyżne jest stały przepływ 9 lub 12 m3/s, zależnie od pory roku, który zasila dolny odcinek Dunajca.

3.7. Elektrownia Dębe W wyniku budowy w latach 1958–1963 zapory ziemnej na 22 km rzeki Narwi powstał zbiornik przepływowy o pojemności 90 hm3 i powierzchni 3300 ha. Wysokość piętrzenia to 7 m. W skład stopnia wchodzi zapora ziemna o wysokości piętrzenia 7 m, 5-przęsłowy jaz oraz elektrownia wodna o mocy 21 MW. Zbiornik nie spełnia roli przeciwpowodziowej. Nie posiada śluzy żeglugowej ani przepławki dla ryb. Oprócz funkcji energetycznej pełni on rolę rekreacyjną, hodowli ryb, zaopatrzenia w wodę i połączony jest z Warszawą Kanałem Żerańskim ze śluzą żeglugową Żerań.

Elektrownia Dębe posiada moc instalowaną 20 MW. Wyposażona jest w cztery turbozespoły z turbinami Kaplana o średnicy 4,8 m.

Przepływ nominalny wynosi 107 m3/s, a spad nominalny – 5,7 m. Produkcja energii elektrycznej wynosi 91 GWh rocznie.

Turbiny są sprzężone z generatorami o mocy 6,25 MVA. Po koronie stopnia przebiega droga wojewódzka.

58

4. Elektrownie szczytowo-pompowe W początkowym okresie powojennym zapotrzebowanie na energię elektryczną w ciągu dnia, tygodnia, a nawet miesiąca, było bardzo nierównomierne. Głównym producentem energii elektrycznej w Polsce były elektrownie cieplne, które nie mają możliwości szybkich zmian wytwarzania energii. Powstawały więc okresy nadmiaru i niedoboru energii. Jedynym sposobem rozwiązania tego problemu jest zastosowanie elektrowni szczytowo-pompowych, które w okresie nadmiaru energii wykorzystują ją do pompowania wody do zbiornika górnego, a w czasie niedoboru energii pracują w cyklu turbinowym, wytwarzając potrzebną energię elektryczną. Zastosowanie tego systemu jest opłacalne dzięki wysokiej sprawności całego cyklu, dziś już przekraczającego 70%.

W początkowym okresie w elektrowniach szczytowo-pompowych istniały pompy jako osobne jednostki i turbiny też jako jednostki osobne. Z biegiem czasu zaczęto stosować jednostki odwracalne, które mogą pracować jako pompy i jako turbiny.

W niektórych klasycznych elektrowniach wodnych, pracujących szczytowo lub podszczytowo i posiadających poniżej zbiorniki wyrównawcze, stało się możliwe instalowanie członów odwracalnych. Były one wykorzystywane do pompowania wody ze stanowiska dolnego (zbiornika wyrównawczego) na stanowisko górne w okresie nadmiaru energii. Przykładami takich elektrowni wodnych są: Dychów, Solina i Czorsztyn-Niedzica.

Typowymi elektrowniami szczytowo-pompowymi w Polsce są: Żydowo, Żarnowiec i Porąbka-Żar.

4.1. Elektrownia szczytowo-pompowa Żydowo Pierwsza koncepcja elektrowni szczytowo-pompowej Żydowo powstała już w 1932 roku. Wykorzystywała ona jako zbiornik górny i dolny dwa jeziora położone niedaleko siebie, ale różniące się znacznie rzędną zwierciadła wody. Początkowo projektowana moc tej elektrowni wynosiła 45 MW. Nowy projekt tej elektrowni powstał w 1957 roku. Budowa trwała w latach 1964–1971. Elektrownia położona jest w powiecie koszalińskim (województwo zachodnio-pomorskie).

Jako zbiornik górny wykorzystywane jest jezioro Kamienne o powierzchni 78–100 ha (zależnie od napełnienia). Warstwa użytkowa ma pojemność 3,3 hm3. Zbiornik dolny stanowi jezioro Kwiecko o powierzchni

Fot. 9. Widok kanału otwartego, rurociągów i elektrowni wodnej Żydowo

140 ha. Różnica poziomów między zwierciadłami wody w obu jeziorach wynosi 83 m.

Odległość między brzegami jezior – ok. 2 km.

Oba jeziora są połączone kanałem otwartym o długości 1300 m. Szerokość kanału wynosi 12 m, głębokość 9 m, a maksymalna prędkość przepływu – 2,20 m/s. Kanał w specjalnej budowli przechodzi w trzy rurociągi stalowe o średnicy 5 m i długości 467 m. Rurociągi doprowadzają wodę do trzech turbin Francisa. Dwie turbiny są odwracalne, a jedna klasyczna. Maksymalna moc w cyklu turbinowym wynosi 156 MW, a przełyk instalowany – 240 m3/s. W cyklu pompowym dwie turbiny odwracalne mają 136 MW. Ilość wody zmagazynowana w warstwie eksploatacyjnej jeziora Kamienne (zbiornik górny) wystarcza na pracę elektrowni pełną mocą przez 4,5 godz.

4.2. Elektrownia szczytowo-pompowa Żarnowiec (ES-P) E l e kt row n i a s z c z y t owo - p omp ow a Żarnowiec – największa elektrownia wodna w Polsce – położona jest w województwie pomorskim. Budowę rozpoczęto 1976 roku, a oddano do eksploatacji w 1983 roku.

Planowano budowę kompleksu energetycznego, składającego się z elektrowni jądrowej oraz elektrowni szczytowo-pompowej.

Jezioro Żarnowieckie miało służyć jako zbiornik wody chłodzącej dla elektrowni jądrowej i jednocześnie jako zbiornik dolny elektrowni szczytowo-pompowej.

Koncepcja budowy elektrowni jądrowej narodziła się w 1972 roku. Budowę poprzedziły kompleksowe badania Jeziora Żarnowieckiego i najbliższego regionu.

Elektrownia miała składać się z czterech reaktorów o łącznej mocy 1600 MW. Budowę rozpoczęto w 1982 roku, a osiem lat później podjęto decyzję o jej przerwaniu. W momencie zamknięcia budowy stan zaawansowania inwestycji oceniano na poziomie 45–50%.

Zbiornik górny ES-P został wykonany na wzgórzach otaczających jezioro jako sztuczny o powierzchni 122 ha, pojemności użytkowej 13,6 hm3 i całkowitej 16 hm3.

Wahania poziomu wody w zbiorniku górnym wynoszą 16 m. Rzędna zwierciadła wody w zbiorniku górnym wynosi ponad 100 m n.p.m. Zbiornik ma obwałowania ziemne i jest całkowicie pokryty warstwą asfaltu.

Jezioro Żarnowieckie znajduje się na przebiegu rzeki Piaśnicy. Posiada powierzchnię 1470 ha i pojemność 121 hm3. Maksymalna głębokość jeziora to 19,4 m. Jezioro na odpływie zostało wyposażone w jaz pozwalający na regulację poziomów wody w jeziorze i wartości odpływu. Wahania poziomu wody w jeziorze w wyniku pracy elektrowni wynoszą ok. 1 m w cyklu dobowym.

Zbiornik górny jest połączony z elektrownią czterema rurociągami stalowymi o średnicy początkowej 7,1 m, a końcowej (przy wlocie do elektrowni) 5,4 m. Długość rurociągów to 1100 m, a maksymalny przepływ wszystkimi rurociągami – 700 m3/s. Pojemność wody w zbiorniku górnym pozwala na pracę elektrowni pełną mocą przez 5,5 godz.

Stanowi to zasób energii o wartości 3,6 GWh. Elektrownia wodna jest wyposażona w cztery turbiny odwracalne typu Francisa

W. Majewski | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 45–53

Fot. 10. Widok zbiornika górnego elektrowni szczytowo-pompowej, rurociągów, elektrowni i Jeziora Żarnowieckiego

o łącznej mocy 716 MW. Moc maksymalna w cyklu pompowym stanowi 800 MW. Elektrownia wodna jest połączona z jeziorem kanałem otwartym o długości 835 m, szerokości 250 m i maksymalnej głębokości 13 m. Prędkości przepływu w kanale nie przekraczają 1 m/s.

4.3. Elektrownia szczytowo-pompowa Porąbka-Żar Pierwsza koncepcja budowy elektrowni szczytowo-pompowej Porąbka-Żar powstała już w 1952 roku. Wynikała ona z korzystnych warunków geograficzno-hydrologicznych – zbiornika wodnego na Sole o pojemności 28 hm3, utworzonego przez budowę zapory betonowej, ciężkiej Porąbka i pobliskiej góry Żar, przewyższającej poziom zwierciadła wody w zbiorniku o ponad 400 m.

W 1979 roku została oddana do eksploatacji druga co do wielkości mocy i pierwsza podziemna elektrownia szczytowo-pompowa. Elektrownia wyposażona jest w cztery turbozespoły odwracalne Francisa o mocy w trybie turbinowym 4 · 125 MW i 4 · 135 MW w trybie pompowym. Średnica wirnika to 3,10 m. Spad statyczny wynosi

440 m. Elektrownia ma możliwość pracy przez cztery godziny w trybie turbinowym i 5,5 godz. w trybie pompowym. Przełyk nominalny wynosi 35 m3/s. Sprawność całego cyklu wynosi 75%. Sztolnie doprowadzają wodę. Cała elektrownia znajduje się we wnętrzu góry. Średniorocznie elektrownia wytwarza 640 GWh energii elektrycznej, pobierając z sieci ok. 840 GWh. Zbiornik górny o pojemności 0,5 hm3 został wykonany w sposób sztuczny na szczycie góry Żar. Dno zbiornika jest całkowicie wyasfaltowane i posiada pojemność ok. 0,5 hm3.

5. Podsumowanie Polska ma skromne zasoby wodne, co wynika z jej specyficznego położenia geograficznego (niskie opady, wysokie parowanie), a ponadto mało rozwiniętą infrastrukturę hydrotechniczną i hydroenergetyczną. W konsekwencji dysponuje skromnym potencjałem hydroenergetycznym, który dodatkowo jest wykorzystany w małym stopniu (ok. 12%).

Mimo to w Polsce hydroenergetyka zajmuje drugie miejsce w produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (pierwsze miejsce zajmują elektrownie na biomasę, a trzecie elektrownie wiatrowe), co stanowi ważny czynnik w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Wszystkie polskie strategiczne dokumenty rozwoju mówią o konieczności zwiększenia pojemności retencyjnej w zbiornikach wodnych, co stwarzałoby duże możliwości wykorzystania powstałych tak spiętrzeń do produkcji energii elektrycznej. Na przeszkodzie takim rozwiązaniom stoi zbyt restrykcyjne prawo ekologiczne i brak politycznej woli rządu do podjęcia działań.

Polska energetyka wodna zaczęła się rozwijać z początkiem XX wieku dzięki niewielkim obiektom hydroenergetycznym.

Po uzyskaniu przez Polskę niepodległości

w 1918 roku szybko powstały pierwsze bardzo ambitne plany rozwoju energetyki wodnej, żeglugi i szeroko pojętej gospodarki wodnej. Niestety, zniszczony wojną i rozbiorami kraj w krótkim okresie międzywojennym nie był w stanie zrealizować tych ambitnych planów. Powrócono do nich jednak zaraz po zakończeniu II wojny światowej.

Zaczęły powstawać pierwsze obiekty hydroenergetyczne za pomocą polskiego potencjału projektowego, badawczego i wykonawczego. Stanowiły one i stanowią nadal ważne inwestycje w KSE. Ten pomyślny okres rozwoju hydroenergetyki był wynikiem dobrze działającego Centralnego Urzędu Gospodarki Wodnej. Powstały ważne obiekty hydrotechniczne: stopień Włocławek i zapora Solina. Dopiero po wielu latach budowy powstała zapora CzorsztynNiedzica z elektrownią wodną i dużym zbiornikiem przeciwpowodziowym.

Ważnym uzupełnieniem tych klasycznych obiektów hydroenergetycznych były elektrownie szczytowo-pompowe, odgrywające ważną rolę w systemie energetycznym.

Bibliografia 1. Kaskada Dolnej Wisły, PROEKO, Warszawa 1993.

2. Majewski W., Wykorzystanie dolnej Wisły do celów energetycznych i żeglugowych, ENERGA SA, Gdańsk 2011.

3. Majewski W. i in., Charakterystyka Raduni i jej zlewni w świetle RDW, Wydawnictwo IBW PAN, Gdańsk 2005.

4. Małe elektrownie wodne – poradnik, red.

M. Hoffmann, Warszawa 1991.

5. Michałowski S., Plutecki J., Energetyka wodna, Wydawnictwa NaukowoTechniczne, Warszawa 1975.

6. Wisła. Monografia rzeki, Wydawnictwa Komunikacji i Łączności, Warszawa 1982.

7. Zbiorniki wodne w Polsce, KZGW, Warszawa 2011.

Wojciech Majewski

prof. dr hab. inż.

Instytut Meteorologii i Gospodarki Wodnej PIB w Warszawie e-mail: wmaj@ibwpan.gda.pl Absolwent Wydziału Budownictwa Wodnego Politechniki Gdańskiej oraz studiów podyplomowych Uniwersytetu w Glasgow. Od 1990 roku jest profesorem tytularnym o specjalności inżynieria i gospodarka wodna. Pracuje w IMGW-PIB w Warszawie. Jest wiceprzewodniczącym Komitetu Gospodarki Wodnej PAN. Kierował realizacją wielu ważnych projektów krajowych i międzynarodowych dotyczących hydrauliki, hydrologii i inżynierii wodnej. Uczestniczy w krajowych i międzynarodowych konferencjach, przedstawiając referaty i referaty generalne. Był promotorem wielu prac doktorskich oraz recenzentem prac doktorskich, habilitacyjnych i dorobku naukowego na tytuł profesora. Jest autorem ponad 300 publikacji w języku polskim i angielskim z dziedziny inżynierii i gospodarki wodnej. Wybitny autorytet inżynierski i naukowy w kraju i za granicą.

59

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 3/16 (2013) | 60–65

Start-up of a power unit of a thermal power plant auxiliary system with supply from a hydropower plant

Authors Zbigniew Lubośny Krzysztof Dobrzyński Jacek Klucznik

Keywords blackout, power system restoration, auxiliary systems

Abstract This article discusses the issues related to a power unit of a thermal power plant start-up with the use of a hydropower plant. Hydropower plant can supply and will enable start-up of auxiliary equipment in a power unit of a thermal power plant. Due to high capacity of auxiliary drives, startup of auxiliaries in a thermal power plant after blackout (and boiler shutdown) is not possible from emergency energy sources in the power plant. In such a case an external electricity source with high capacity is required.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2013304

1. Introduction Connection of the National Power System (Krajowy System Energetyczny, NPS) to the UCPTE system (then Union for the Coordination of the Transmission of Electricity – UCTE, currently European Network of Transmission Systems Operators for Electricity – ENTSOE) on 18 October 1995 required from the national system and the systems of Central Europe, which then formed the CENTERL system, many efforts to adapt national systems for automation, control and procedures to the ones applied and used in the UCPTE system. At that time, strong emphasis was placed on development of procedures and preparation of automation systems for protection and restoration of the power system. Those requirements are still applicable today.

UCPTE (ENTSOE) requirements impose the obligation to develop, among other things, the plans for protection and restoration of the power system after a major system failure, for example a blackout, in cooperating power systems. As part of those plans the following can be done in the NPS: • switching to house load operation mode of power units in base-load power plants • start-up of thermal power plants with the use of power plants which are able to self-start-up (mainly hydropower plants).

Ability of power units in the NPS to participate in protection and restoration of the power system is illustrated in Fig. 1. In the case of thermal power plants it shows the number of units which are able to switch to house load operation mode (green) in the power plant, the number of units which can operate in island mode in the power plant, i.e. an island consisting of several generating units and loads (magenta). Ability of those generating unit 60

Fig. 1. NPS base-load power plants in the system protection and restoration plan (PSE-Operator)

to work in a particular operating mode is determined mainly by turbine and boiler control systems.

The process of the power system restoration may be carried out in several ways, which is dependent on the condition of system operation resulting from a system failure and implemented protection operations of the system.

Blackout, which is the least troublesome for the system, may apply to a subsystem. One example is the failure in Szczecin (8 April 2008). In this case, the units in base-load power plants, at least most of them, remain in operation with the grid and loads.

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 3/16 (2013) | 60–65

Restoration of voltage in a subsystem with blackout is then a relatively simple task involving connecting of deactivated lines and loads to the healthy part of the power system.

A major system failure may be defined as a failure which has made the majority (or all) units switch to house load operation mode. This means that blackout applies to the entire system or a significant part of it. However, because in this case the units in thermal power plants operate (for auxiliary purposes), it is possible to reconstruct the system by connecting power lines and transformers (establishing transmission and distribution grid) and further by sequential connection of loads (restoration of power in subsystems).

An extreme case of major system failure is blackout in the system and shutdown of units in (all) thermal power plants. Power units in thermal power plants are not able to start on their own after shutdown, which is not understood here as switching to auxiliaries supply, but as stopping of the turbine and shutdown of the boiler. This lack of self-starting ability is a result of the fact that start-up of power units requires powering up of large auxiliary loads like feed water pump, cooling water pump, induced and forced draught fans, and coal mills. Only when those (and other minor) devices are energized is it possible to turn on the boiler, then start the steam turbine, excite the synchronous generator, then possibly synchronize generator to the grid and feed power to the grid (load). Local self-starting electricity sources in power plants are back-up generators powered by Diesel engines with low power compared to the aforementioned drives. They are not able to ensure that large pumps, fans and coal mills are started up.

This means that a self-starting electricity source with high power is required to start a deactivated unit in a thermal power plant.

Hydropower plants with sufficient power rating are such sources in power systems. As shown in Fig. 1, in the NPS there are six such power plants, i.e. plants able to start a power unit in a thermal power plant and thus provided for this purpose in the power system protection and restoration plan, including two pumpedstorage power plants (Żarnowiec and Żydowo). This number is not satisfactory.

An increase in the number of hydropower plants which may not only start power units in thermal power plants, but also simultaneously and quickly join the subsystem restoration process (supply for consumers) should be desired. We can imagine that directly after blackout the connections between hydropower plants in Włocławek, Żarnowiec, Żydowo and the hydropower plant considered for the Vistula (Wisła) River below Włocławek are established. Those sources would be able to supply at least some loads in the area in which they are located. At the same time, start-up lines to power plants in Pątnów, Pelplin (in plans), Ostrołęka could be created. Operation of those plants as part of the reconstructed grid with supply for some energy consumers may be beneficial due to consumption of reactive power by loads. Consumption of reactive power by loads would compensate, at least in part, the power generated in excess by high voltage power lines, i.e. with rated voltage of 220 kV and 400 kV. The process of start-up of a power unit in a thermal power plant from a hydropower plant is shown below as an example of efficiency of the basic stage of system restoration after blackout,

i.e. after shutdown of a thermal power plant (including the boiler). The example refers to a power unit in Pątnów Power Plant and Włocławek Hydropower Plant [2, 3, 7]. Practically, it also refers to the hydropower plant considered on the Vistula (Wisła) River, below the dam in Włocławek. The difference in the case of start-up in the considered hydropower plant is small, and it applies only to a part of the transmission line, i.e. the 110 kV line between Włocławek Azoty Power Station and Włocławek Hydropower Plant (in the presented variant) or the considered hydropower plant.

2. Structure of starting system for the power unit in Pątnów Power Plant Włocławek Hydropower Plant is planned for Pątnów Power Plant as a black start source. The argument for such a solution is a relatively small distance of Włocławek Hydropower Plant, i.e. approx. 90 km, from Pątnów Power Plants, and easy separation of the start-up line. It should be noted that in view of high reactive power generated by power lines, construction of start-up lines composed of lines with rated voltage of 400 kV and 220 kV should be avoided, as far as possible.

The fundamental problem associated with black start of a thermal power plant is the supply of auxiliary equipment and systems, including activation of the largest – in terms of power – motors of auxiliary equipment. The main risk associated with starting of those devices is the possible stall of asynchronous motors (such motors are usually used in this case) as a result of an extensive decrease in voltage, caused by the flow of inrush motors current through the start-up line. Activation of that auxiliary equipment (pumps, fans and coal mills) practically ensures the ability to start the power unit, and thus the plant itself.

Pątnów Power Plant is a condensing plant with a cooling circuit using water from nearby Gosławickie Lake. It consists of six power units with a capacity of 200 MW (Pątnów I) and a power unit with a capacity of 474 MW (Pątnów II). The power unit in Pątnów I Power Plant consists of the following equipment [7]: • OP-650b boiler manufactured by RAFAKO fuelled by brown coal • TK200 steam turbine manufactured by Zamech. It is a 3-stage impulse turbine with reheating and regeneration system. The turbine is equipped with two steam condensers, two injector sets supplied with steam from deaerator with a working pressure of 6 ata • TWW-200-2 Dolmel synchronous generator with the following rating: Sn = 235 MVA, Pn = 200 MW, Un = 15.75 kV, In = 8625 A, cosφn = 0.85, fn = 50 Hz, nn = 3000 rpm • TW240000/220 3-phase, 2-winding unit transformer with the following rating: Sn = 240 MVA, UnG = 250 kV, UnD = 15.75 kV, InG = 554 A, InD = 8798 A, uk = 15.5%, connection group Yd11 • auxiliary TRDT 20000/20 3-phase, 3-winding transformer with tap changer and the following rating: Sn=20/10/10 MVA, Un=15.75 6 • 0.2625/6.3/6.3 kV, ukGDI = 7.62%, ukGDII = 7.3%, ukDD = 19.05%.

In addition to the equipment listed above the unit includes auxiliary equipment, such as pumps, fans, coal mills and others. They are driven by electric motors powered from unit substations with 61

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 3/16 (2013) | 60–65

a voltage of 6 kV and 0.4 kV. The 6 kV auxiliary substation is divided and consists of two sections, PATRA6 and PATRB6 (acc. to designations in Fig. 2) for unit no. 6. Its basic power supply comes from an auxiliary transformer (TZ6), with back-up power supply from a common substation in the plant (PATPR2). The 0.4 kV auxiliary substation is also divided into two sections, supplied separately from the 6 kV using two 6/0.4 kV/kV transformers with rated power of 800 kVA each.

The start-up line to the common substation in the plant (PATPR2) in the direction of Włocławek Hydropower Plant consists of the following (Fig. 2): • TR3 transformer connecting busbars with a voltage of 6 kV and 10 kV. That transformer is plugged in the third winding of AT autotransformer connecting 220 kV and 110 kV busbars in the substation of Pątnów Power Plant • AT autotransformer (at the moment of start-up the circuit breaker in the transformer bay of the 110 kV substation of this transformer is open) • Pątnów - Włocławek Azoty power line with a rated voltage of 220 kV and a length of 75 km.

• WLA-AT2 autotransformer in Włocławek Azoty substation connecting 220 kV and 110 kV busbars • Włocławek Azoty - Włocławek Wschód power line with a rated voltage of 110 kV and a length of 18 km • T3 unit transformer in Włocławek Wschód substation connecting 110 kV and 10 kV busbars (busbars in duo-unit of Włocławek Hydropower Plant).

The power source of the auxiliary system in Pątnów Power Plant during its restart after blackout consists of two hydroelectric sets

in Włocławek Power Plant (which constitute the aforementioned duo-unit). The hydroelectric set consists of [7]: • PŁ-661-W-800 Kaplan turbine with the following rating: Pn = 27.8 MW, Hnom = 10.5 m, ΔH = 5.22 – 12.7 m, nn = 57.7 rpm, nspeed = 130 rpm, Qn = 365 m3/s • EGRK-150 turbine power and angular speed control system.

The system controls the opening of the wicket gate and position of rotor blades • synchronous generator with the following rating: Sn= 31.8 MVA, Un = 10.5 kV, In = 1750 A, cosφn = 0.85, fn = 50 Hz, nn = 57.7 rpm, Uwn = 260 V, Iwn = 1390 A, Tm = 6.5 s • Excitation system and voltage control system consisting of DC exciter with a power of 450 kW and RNGT-51 transductor voltage controller • 3-phase, 2-winding unit transformer with the following rating: Sn = 63.5 MVA, UnG = 121 kV, UnD = 10.5 kV, uk = 10.5%, connection group Yd11.

The start-up line connecting power units in Włocławek Hydropower Plant and Pątnów Power Plant – in accordance with the data presented in the previous chapter – consists of power lines (overhead, cables and busbars) with a rated voltage of 220 kV, 110 kV, 6 kV and the transformers coupling those busbars and lines. Fig. 2 shows the diagram of the start-up line with the adjacent NPS components. In this figure, unit no. 5 of the power plant and auxiliary unit no. 6 are connected for operation. The synchronous generator of unit no. 6 is turned off. Fig. 3 shows the separate start-up line before connection of large auxiliary motors of unit no. 6. Only minor loads supplied from auxiliary busbars of unit no. 6 are connected.

Fig. 2. Diagram of supply line for auxiliary equipment in unit no. 6 of Pątnów I Power Plant and Włocławek Hydropower Plant.

An example distribution of power for connection of the starting system to the power system 62

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 3/16 (2013) | 60–65

Fig. 3. Diagram of supply circuit for auxiliary equipment in unit no. 6 of Pątnów I Power Plant and Włocławek Hydropower Plant.

Status before start-up of motors of auxiliary equipment

3. Start-up sequence of auxiliary equipment The system experiment [2, 3], as well as studies using a mathematical model [7] consisted of the following: activation of hydroelectric sets of Włocławek Hydropower Plant, configuration of start-up line, sequential start of auxiliary equipment in unit no. 6 of Pątnów I Power Plant, activation of the unit in the power plant, synchronisation of the unit with the power system and switching of auxiliary power supply of the unit from the 200 MW generator tap.

Activation of duo-unit of Włocławek Power Plant consisted of: • start-up of HZ4 hydrogenerator with auxiliary supply from a Diesel unit • 0.4 kV auxiliary supply of “starting” duo-unit (hydrogenerators HZ1, HZ2) from hydrogenerator HZ4 • start-up of HZ1 and HZ2 hydrogenerators (duo unit) • switching the duo-unit to the separate start-up line.

Those actions lead to energizing to the common substation of Pątnów Power Plant (PATPR2) and further to energizing busbars of auxiliary substation PATRA6 and PATRB6.

The voltage value on auxiliary substation PATRA6 and PATRB6 busbars was 6 kV, whereas the voltage on duo-unit busbars was equal to rated voltage, i.e. 10.5 kV. Then, auxiliary equipment in unit no. 6 of Pątnów Power Plant was activated in sequence by starting asynchronous motors in the following order: 1.

2.

3.

4.

Cooling water pump no. 8 Main condensate pump 6A Slurry pump Feed water pump 6C

Pn=1000 kW [ch] Pn = 250 kW [k1] Pn = 250 kW [k2] Pn = 3150 kW [wz]

5. Main condensate pump 6B Pn = 250 kW [k3] 6. Exhaust fan 6A Pn = 700 kW [s1] 7. Exhaust fan 6C Pn = 700 kW [s2] 8. Forced draught fan 6A Pn = 500 kW [p1] 9. Forced draught fan 6A Pn = 500 kW [p2] 10. Coal mill 6A Pn = 430 kW [m1] 11. Coal mill 6B Pn = 430 kW [m2] 12. Coal mill 6C Pn = 430 kW [m3] Total: ΣPn = 8690 kW The sequence of the above-mentioned steps and the overall active power consumption by auxiliary equipment in unit no. 6 of Pątnów Power Plant are shown in Fig. 4. It should be noted that at each stage of start-up the overall power consumed by the connected equipment is lower than the total of active power rating of that equipment, which is due to its operation under partial load. The start-up itself is also in the form of idling (fans and mills) or partial load (pumps).

The selected parameters characterising the start-up process for auxiliary motors are shown in Tab. 1. The data and Fig. 4 indicate that mills and fans are characterised by the longest starting time Tr. In addition, the highest drop of voltage ΔU occurs at start-up of the device with the highest power rating, i.e. feed water pump.

This means that the motor of the feed water pump is the element most vulnerable to stalling.

The next (and last) operation carried out during the system experiment is synchronous generator excitation and its synchronization with the grid. Once the above-mentioned operations are complete, the auxiliary substation is switched to basic power supply, i.e. from the synchronous generator by the auxiliary transformer of unit no. 6.

63

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 3/16 (2013) | 60–65

9000

7000

6000

Active Pow r [kW]

system failure. Unfortunately, many years of operation of the National Power System without large (national) scale blackout, successfully inhibits the ability (or desire) to invest in such facilities and solutions. The initiative of ENERGA SA regarding the construction of a hydropower plant on the Vistula (Wisła) River is fortunately changing that way of thinking.

4

8000

6

7

8 9

10

11

12

5

5000

1

4000

3000

2

3

2000

REFERENCES

1000

0 Time

Fig. 4. Start-up of auxiliary equipment and the overall active power consumed by auxiliary equipment in unit no. 6 during its start-up (numbering of connected equipment in accordance with the list shown above)

Device

Pn [kW]

Pmax [kW]

ΔU [as above]

Imax [kA]

Tr [s]

1000

2460

0.15

0.65

4.1

250

650

0.05

0.15

1.3

Cooling water pump Main condensate pump Slurry pump

250

650

0.05

0.22

1.3

Feed water pump

3150

6350

0.29

1.92

7

Main condensate pump

250

610

0.04

0.28

1.3

Exhaust fan

700

2060

0.12

0.54

32

Forced draught fan

500

1050

0.07

0.29

7.5

Coal mill

430

860

0.06

0.22

49

Tab. 1. Selected parameters that characterise start-up of auxiliary motors

The success of the above confirms that it is possible to start the power unit of the thermal power plant, and therefore to start the entire fossil fuel power plant (the other units in the power plant are started from the first activated unit) from the hydroelectric power plant through the transmission line.

4. Conclusions Based on the considerations above we can formulate the following observation. Development of the hydropower sector in Poland in the form of large (relatively large) hydropower plants is justified (in addition to many other known and compelling reasons) because of the security of the power system operation (energy security). The self-starting capability of hydropower plants should not be underestimated. It is a value which is revealed in fact, but also unfortunately, only in cases of a major

64

1. Bajorek Z., Teoria maszyn elektrycznych [Theory of electric machines], Warsaw 1982.

2. Study of operation of Włocławek Hydropower Plant on a separate grid. Report of the experiment on start-up of a 200 MW power unit no. 6 in Pątnów Power Plant with auxiliary supply from Włocławek Hydropower Plant of 20/06/1998, Institute of Power Engineering Gdańsk Division, Control Department, Warsaw 1998.

3. Study of rotational speed and voltage control system for hydroelectric sets in Włocławek Hydropower Plant in order to determine their technical condition, scope of upgrading and capability of operation on the separate grid in the case of blackout in the KSE (NPS), Institute of Power Engineering Gdańsk Division, Department of Electrohydraulic Equipment, Warsaw 1998.

4. Kundur P., Power System Stability and Control, McGraw-Hill, Inc., New York 1993.

5. Laudyn D., Pawlik M., Strzelczyk F., Elektrownie [Power plants], Warsaw 1995.

6. Pawlik M., Skierski J., Układy i urządzenia potrzeb własnych elektrowni [Auxiliary systems and equipment in power plants], Warsaw 1986.

7. Szczerba Z., Lubośny Z., Zajczyk R., Modelowanie rozruchów urządzeń potrzeb własnych bloków elektrowni cieplnych przy zasilaniu z odległych elektrowni wodnych w programie PSLF [Modelling of start-up of auxiliary equipment of power units in thermal power plants with supply from distant hydropower plants in the PSLF program]. Stage II. Analiza rozruchu układu potrzeb własnych i toru przesyłowego elektrownia wodna Włocławek – elektrownia Pątnów [Analysis of start-up of the auxiliary system and Włocławek Hydropower Plant – Pątnów Power Plant transmission line], Unipol s.c., March 2000.

8. Skierski J., Nieliniowy model matematyczny silnika asynchronicznego do analizy stanów przejściowych w trakcie wybiegu grupowego [Non-linear mathematical model of asynchronous motor for analysis of transients during group operation], Przegląd Elektrotechniczny 1978, R LIV, z. 2.

9. Śliwiński T., Głowacki A., Parametry rozruchowe silników indukcyjnych [Start-up parameters of induction motors], Warsaw 1982.

10. Janiczek R., Eksploatacja elektrowni cieplnych [Operation of thermal power stations], Warsaw 1980.

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 3/16 (2013) | 60–65

Zbigniew Lubośny Gdańsk University of Technology e-mail: z.lubosny@ely.pg.gda.pl Graduate of Gdańsk University of Technology. A professor of engineering since 2004. Currently an associate professor at Gdańsk University of Technology. His main areas of interest include: mathematical modelling, power system stability, power system control, use of artificial intelligence application in power system control, and modelling and control of wind turbines.

Krzysztof Dobrzyński Gdańsk University of Technology e-mail: k.dobrzynski@eia.pg.gda.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering of Warsaw University of Technology in 1999. In 2012 he obtained his doctorate at the Faculty of Electrical Engineering and Automation of Gdańsk University of Technology. A lecturer at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His areas of interest include cooperation of distributed generation sources with the power system, mathematical modelling, power system control, and intelligent systems in buildings.

Jacek Klucznik Gdańsk University of Technology e-mail: j.klucznik@eia.pg.gda.pl Graduated as M.Sc. from the Faculty of Electrical and Control Engineering at Gdańsk University of Technology (1999). Five years later he obtained his Ph.D. A lecturer at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His areas of interest include control systems for generators and turbines, wind power generation, and power system automatic protections.

65

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 60–65

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 60–65. When referring to the article please refer to the original text.

PL

Rozruch urządzeń potrzeb własnych bloku elektrowni cieplnej przy zasilaniu z elektrowni wodnej Autorzy

Zbigniew Lubośny Krzysztof Dobrzyński Jacek Klucznik

Słowa kluczowe

blackout, odbudowa systemu elektroenergetycznego, urządzenia potrzeb własnych elektrowni

Streszczenie

W artykule przedstawiono zagadnienia związane z rozruchem bloku elektrowni cieplnej z wykorzystaniem elektrowni wodnej.

Elektrownia wodna zasila i umożliwia rozruch urządzeń potrzeb własnych bloku elektrowni cieplnej. Rozruch urządzeń potrzeb własnych cieplnej elektrowni systemowej po blackout (i wyłączeniu kotła), ze względu na duże moce napędów potrzeb własnych, nie jest możliwy z samostartujących źródeł energii na terenie danej elektrowni. Wymagane jest wówczas zewnętrzne źródło energii elektrycznej dużej mocy.

1. Wstęp Przyłączenie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) 18 października 1995 roku do systemu UCPTE (następnie Union for the Coordination of the Transmission of Electricity – UCTE, a obecnie European Network of Transmission Systems Operators for Electricity – ENTSOE) obwarowane zostało koniecznością podjęcia przez system krajowy, a także przez systemy państw Europy Środkowej tworzące wówczas system CENTREL, wielu działań zmierzających do dostosowania krajowych układów automatyki, regulacji oraz procedur postępowania do stosowanych i praktykowanych w systemie UCPTE. Między innymi duży nacisk położono wówczas na opracowanie procedur i przygotowanie układów automatyki do obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego. Wymagania te obowiązują również obecnie.

Wymagania UCPTE (ENTSOE) nakładają na współpracujące systemy elektroenergetyczne obowiązek opracowania m.in. planów obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego po tzw. dużej awarii systemowej, na przykład po tzw. blackout.

W ramach tych planów w KSE przewiduje się możliwość: • przechodzenia bloków elektrowni systemowych do pracy na potrzeby własne (PPW) • uruchamiania elektrowni cieplnych z elektrowni samostartujących, głównie wodnych.

Zdolność bloków elektroenergetycznych w KSE do udziału w obronie i odbudowie systemu elektroenergetycznego ilustruje rys. 1. W przypadku elektrowni cieplnych podana jest tu liczba bloków danej elektrowni, które są w stanie przejść do pracy na potrzeby własne (kolor zielony), oraz liczba bloków danej elektrowni, które są w stanie pracować w układzie wydzielonym, tj. wyspie składającej się z kilku bloków wytwórczych oraz odbiorów (kolor fioletowy). O zdolności do pracy tych bloków wytwórczych w danym trybie pracy decydują głównie układy regulacji turbin i kotłów.

66

Rys. 1. Elektrownie systemowe KSE w planie obrony i odbudowy systemu (PSE-Operator)

Proces odbudowy systemu elektroenergetycznego może być realizowany na kilka sposobów, co uzależnione jest od stanu pracy systemu, do którego doprowadziła awaria systemowa i realizowane działania obronne systemu.

W najmniej dokuczliwym dla systemu przypadku zanik zasilania (blackout) może dotyczyć podsystemu. Za przykład niech posłuży awaria szczecińska (8 kwietnia 2008). W takim przypadku bloki elektrowni systemowych, a przynajmniej ich większość, pozostają w pracy z siecią i odbiorami. Odbudowa napięcia w podsystemie z blackout jest wówczas zadaniem względnie prostym, polegającym na przyłączeniu wyłączonych linii i odbiorów do pracującego systemu elektroenergetycznego.

Dużą awarią systemową można określić awarię, która doprowadziła do przejścia znaczącej części (ewentualnie wszystkich bloków) do pracy na potrzeby własne.

Oznacza to, że brak zasilania obejmuje cały system lub jego znaczącą część. Ponieważ jednak w tym przypadku bloki elektrowni cieplnych pracują (na potrzeby własne), możliwa jest odbudowa systemu przez załączenie linii elektroenergetycznych i transformatorów (tworzenie sieci przesyłowej i rozdzielczej) oraz dalej przez sekwencyjne załączanie odbiorów (odbudowa zasilania w podsystemach).

Skrajnym przypadkiem dużej awarii systemowej jest zanik zasilania w systemie oraz wyłączenie z pracy bloków (wszystkich) elektrowni cieplnych. Bloki elektrowni cieplnych nie są w stanie uruchomić się samodzielnie po wyłączeniu, które nie jest rozumiane tu jako przejście bloku do pracy na potrzeby własne, ale jako zatrzymanie turbiny i wyłączenie kotła. Ta niemożność samorozruchu wynika z faktu, że rozruch bloku wymaga załączenia dużych odbiorów potrzeb własnych, jak pompa wody

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 60–65

zasilającej, pompa wody chłodzącej, wentylatory ciągu i podmuchu, młyny węglowe itd. Dopiero załączenie tych odbiorów (oraz innych pomniejszych) umożliwia uruchomienie kotła, następnie załączenie turbiny parowej, a w dalszej kolejności wzbudzenie generatora synchronicznego, ewentualną synchronizację z siecią oraz wyprowadzenie mocy do sieci (odbiorów).

Lokalne, tj. elektrowniane, samostartujące źródła energii elektrycznej w elektrowniach to rezerwowe generatory napędzane silnikami Diesla o małej w stosunku do wymienionych napędów mocy. Nie są one w stanie zapewnić możliwości uruchomienia dużych pomp, wentylatorów i młynów węglowych.

Powyższe oznacza, że w celu uruchomienia wyłączonego bloku elektrowni cieplnej potrzebne jest samostartujące źródło energii elektrycznej o dużej mocy.

Takimi źródłami w systemach elektroenergetycznych są elektrownie wodne o odpowiednio dużej mocy znamionowej. Jak wynika z rys. 1 w KSE elektrowni takich, tj. zdolnych do uruchomienia bloku elektrowni cieplnej i tym samym przewidzianych do tego celu w planie obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego, jest sześć, w tym dwie szczytowo-pompowe (Żarnowiec i Żydowo). Liczby tej nie można uznać za zadowalającą.

Wzrost liczby elektrowni wodnych mogących, oprócz uruchomienia bloków elektrowni cieplnych, równocześnie i szybko włączać się w proces odbudowy podsystemów (zasilania odbiorców) należy uznać za pożądany. Można sobie wyobrazić, że bezpośrednio po blackout odbudowywane są powiązania pomiędzy elektrowniami wodnymi Włocławek, Żarnowiec, Żydowo i rozważana elektrownia wodna ulokowana na Wiśle poniżej Włocławka. Źródła te byłyby w stanie zasilać przynajmniej część odbiorów w rejonie kraju, w którym się znajdują, a równocześnie tworzone mogłyby być tory rozruchowe do elektrowni Pątnów, Pelplin (elektrownia planowana), Ostrołęka itd. Praca wymienionych elektrowni w ramach odbudowywanej sieci z zasilaniem części odbiorów może być korzystna ze względu na pobór mocy biernej przez odbiory. Pobór mocy biernej przez odbiory kompensowałby, przynajmniej częściowo, moc, która w nadmiarze jest generowana przez linie elektroenergetyczne najwyższych napięć, tj. linie o napięciu znamionowym 220 kV i 400 kV.

Poniżej, jako przykład efektywności podstawowego etapu odbudowy systemu po blackout, tj. po wyłączeniu z pracy elektrowni cieplnej (z wyłączeniem kotła), przedstawiono proces rozruchu bloku elektrowni cieplnej z elektrowni wodnej.

Przedstawiony przykład dotyczy bloku elektrowni Pątnów i elektrowni wodnej Włocławek [2, 3, 7]. Praktycznie odnosi się on również do rozważanej elektrowni wodnej na Wiśle, poniżej zapory we Włocławku. Różnica w przypadku realizacji rozruchu z rozważanej elektrowni wodnej jest mała, a dotyczy tylko części toru przesyłowego, tj. linii 110 kV, pomiędzy stacją elektroenergetyczną Włocławek Azoty a elektrownią wodną Włocławek (w wariancie prezentowanym) lub elektrownią wodną rozważaną.

2. Struktura układu rozruchu bloku elektrowni Pątnów Dla elektrowni Pątnów jako elektrowni rozruchowej – w jednym z wariantów – przewiduje się elektrownię wodną Włocławek. Argumentem przemawiającym za takim rozwiązaniem jest względnie bliskie położenie elektrowni wodnej Włocławek, tj. w odległości ok. 90 km od elektrowni Pątnów, oraz łatwość wydzielenia toru rozruchowego. Warto zaznaczyć, że ze względu na dużą moc ładowania linii elektroenergetycznych w miarę możliwości unika się tworzenia torów rozruchowych złożonych z linii o napięciu znamionowym 400 kV i 220 kV. Podstawowym problemem związanym z rozruchem elektrowni cieplnej jest zasilenie urządzeń i układów jej potrzeb własnych, a w tym przede wszystkim uruchomienie największych – co do mocy – napędów silnikowych urządzeń potrzeb własnych. Głównym zagrożeniem związanym z uruchamianiem tych napędów jest możliwość utknięcia silników asynchronicznych (zwykle tego typu silniki są tu stosowane) w wyniku zbytniego obniżenia się napięcia, spowodowanego przepływem prądu rozruchowego silników przez tor rozruchowy. Uruchomienie tych urządzeń potrzeb własnych (pomp, wentylatorów i młynów węglowych) praktycznie gwarantuje możliwość uruchomienia bloku elektroenergetycznego i tym samym elektrowni.

Elektrownia Pątnów jest elektrownią kondensacyjną z obiegiem chłodzenia wodą z pobliskiego Jeziora Gosławickiego. Składa się ona z sześciu bloków elektroenergetycznych o mocy 200 MW (Pątnów I) i bloku o mocy 474 MW (Pątnów II). W skład bloku elektrowni Pątnów I wchodzą następujące urządzenia [7]: • kocioł typ OP-650b produkcji RAFAKO, paliwem jest tu węgiel brunatny • turbina parowa typu TK200 produkcji Zamech. Jest to turbina 3-kadłubowa, akcyjna, z międzystopniowym przegrzewem pary, z układem regeneracyjnym. Turbina wyposażona jest w dwa powierzchniowe skraplacze pary, dwa zespoły smoczków, zasilane parą z odgazowywacza o ciśnieniu roboczym 6 ata • ge n e r ator s y n ch ron i c z ny t y pu T WW-200-2 pro du kc ji D olmel o danych znamionowych: Sn=235 MVA, Pn=200 MW, Un = 15,75 kV, In = 8625 A, cosφn = 0,85, fn=50 Hz, nn=3000 obr./min • t r a n s f o r m a t o r b l o k o w y t y p u TW240000/220, 3-fazowy, 2-uzwojeniowy o danych znamionowych: Sn=240 MVA, UnG=250 kV, UnD=15,75 kV, InG=554 A, InD=8798 A, uk=15,5%, grupa połączeń Yd11 • transformator odczepowy potrzeb własnych TRDT 20000/20, 3-fazowy, 3-uzwojeniowy, z regulacją po stronie górnego napięcia o danych znamionowych: Sn=20/10/10 MVA, Un=15,75 6 · 0,2625/6,3/6,3 kV, u kGDI=7,62%, ukGDII=7,3%, ukDD=19,05%.

Poza wymienionymi urządzeniami w skład bloku wchodzą urządzenia potrzeb własnych, takie jak pompy, wentylatory, młyny węglowe i inne. Są one napędzane silnikami elektrycznymi zasilanymi z rozdzielni blokowych na poziomie napięcia

6 kV i 0,4 kV. Rozdzielnia potrzeb własnych 6 kV jest sekcjonowana i składa się z dwóch sekcji PATRA6, PATRB6 (według oznaczeń jak na rys. 2) dla bloku nr 6. Jej zasilanie podstawowe realizowane jest z transformatora potrzeb własnych (TZ6), a zasilanie rezerwowe z rozdzielni potrzeb ogólnych elektrowni (PATPR2). Rozdzielnia potrzeb własnych 0,4 kV podzielona jest również na dwie sekcje, zasilane osobno z rozdzielni 6 kV za pomocą dwóch transformatorów 6/0,4 kV/kV o mocy znamionowej 800 kVA każdy.

Tor uruchomieniowy od rozdzielni potrzeb ogólnych elektrowni (PATPR2) w kierunku elektrowni wodnej Włocławek tworzą (rys. 2): • transformator TR3 łączący szyny o napięciu 6 kV i 10 kV. Transformator ten jest wpięty w trzecie uzwojenie autotransformatora AT łączącego szyny 220 kV i 110 kV rozdzielni elektrowni Pątnów • autotransformator AT (w czasie rozruchu wyłącznik w polu transformatorowym rozdzielni 110 kV tego transformatora jest otwarty) • linia elektroenergetyczna o napięciu znamionowym 220 kV Pątnów – Włocławek Azoty i długości 75 km • a u t o t r a n s f o r m a t o r W L A - AT 2 w rozdzielni Włocławek Azoty łączący szyny o napięciu 220 kV i 110 kV • linia elektroenergetyczna o napięciu znamionowym 110 kV Włocławek Azoty – Włocławek Wschód o długości 18 km • transformator blokowy T3 w rozdzielni Włocławek Wschód łączący szyny o napięciu 110 kV i 10 kV (szyny duobloku elektrowni wodnej Włocławek). Źródłem zasilania układu potrzeb własnych elektrowni Pątnów w czasie restartu tej elektrowni po blackout są dwa hydrozespoły elektrowni Włocławek (tworzące wspomniany wyżej duoblok). W skład hydrozespołu wchodzą [7]: • turbina Kaplana typu PŁ-661-W-800 o danych znamionowych: Pn=27,8 MW, H nom =10,5 m, ∆H=5,22–12,7 m, nn=57,7 obr./min, nrozbieg=130 obr./min, Qn=365 m3/s • układ regulacji mocy i prędkości kątowej turbiny typu EGRK-150. Układ ten steruje otwarciem aparatu kierowniczego i położeniem łopatek wirnika • generator synchroniczny o danych z nam i onow ych : S n = 3 1 , 8 M VA , Un=10,5 kV, In=1750 A, cosφn=0,85, fn=50 Hz, nn=57,7 obr./min, Uwn=260 V, Iwn=1390 A, Tm=6,5 s • układ wzbudzenia i regulacji napięcia składający się ze wzbudnicy prądu stałego o mocy 450 kW i transduktorowego regulatora napięcia RNGT-51 • transformator blokowy 3-fazowy, 2-uzwojeniowy o danych znamionowych: Sn= 63,5 MVA, UnG=121 kV, UnD=10,5 kV, uk=10,5%, grupa połączeń Yd11.

Tor rozruchowy łączący bloki elektrowni wodnej Włocławek z blokami elektrowni cieplnej Pątnów – zgodnie z danymi przedstawionymi w poprzednim rozdziale – stanowią linie elektroenergetyczne (napowietrzne, kablowe i tory szynowe) o napięciu znamionowym 220 kV, 110 kV, 6 kV oraz transformatory sprzęgające te

67

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 60–65

Następnie sekwencyjnie uruchamiano urządzenia potrzeb własnych bloku nr 6 elektrowni Pątnów I, dokonując rozruchu silników tych urządzeń w następującej kolejności:

Rys. 2. Schemat toru zasilania urządzeń potrzeb własnych bloku nr 6 elektrowni Pątnów I z elektrowni wodnej Włocławek. Przykładowy rozpływ mocy dla przypadku połączenia układu rozruchowego z systemem elektroenergetycznym

1. Pompa wody chłodzącej nr 8 Pn= 1000 kW [ch] 2. Pompa kondensatu głównego 6A Pn= 250 kW [k1] 3. Pompa bagrowa Pn= 250 kW [k2] 4. Pompa wody zasilającej 6C Pn= 3150 kW [wz] 5. Pompa kondensatu głównego 6B Pn= 250 kW [k3] 6. Wentylator spalin 6A Pn= 700 kW [s1] 7. Wentylator spalin 6C Pn= 700 kW [s2] 8. Wentylator podmuchu 6A Pn= 500 kW [p1] 9. Wentylator podmuchu 6A Pn= 500 kW [p2] 10. Młyn węglowy 6A Pn= 430 kW [m1] 11. Młyn węglowy 6B Pn= 430 kW [m2] 12. Młyn węglowy 6C Pn= 430 kW [m3] Razem: ΣPn= 8690 kW

Rys. 3. Schemat toru zasilania urządzeń potrzeb własnych bloku nr 6 elektrowni Pątnów I z elektrowni wodnej Włocławek. Stan przed rozruchem napędów dużych odbiorów potrzeb własnych

szyny i linie. Schemat toru rozruchowego wraz z przylegającymi elementami KSE przedstawiono na rys. 2. Na tym rysunku blok nr 5 elektrowni oraz potrzeby własne bloku nr 6 są załączone do pracy. Generator synchroniczny bloku nr 6 jest wyłączony.

Z kolei na rys. 3 przedstawiono wydzielony tor rozruchowy w stanie przed załączeniem dużych napędów potrzeb własnych bloku nr 6. Załączone są tylko drobne odbiory zasilane z szyn potrzeb własnych bloku nr 6.

3. Sekwencja rozruchu urządzeń potrzeb własnych Eksperyment systemowy [2, 3], a także badania na modelu matematycznym [7] polegały na uruchomieniu hydrozespołów elektrowni wodnej Włocławek, skonfigurowaniu toru rozruchowego, uruchomieniu urządzeń potrzeb własnych bloku nr 6 elektrowni Pątnów I, uruchomieniu bloku elektrowni, zsynchronizowaniu bloku z systemem elektroenergetycznym oraz na przełączeniu zasilania potrzeb własnych bloku z odczepu generatora 200 MW.

68

Uruchomienie duobloku elektrowni Włocławek polegało na: • uruchomieniu hydrozespołu HZ4 przy zasilaniu jego potrzeb własnych z agregatu Diesla • zasileniu potrzeb własnych 0,4 kV duobloku „rozruchowego” (hydrozespołów HZ1, HZ2) z hydrozespołu HZ4 • uruchomieniu hydrozespołów HZ1 i HZ2 tworzących duoblok • przełączeniu duobloku na wydzielony tor rozruchowy.

Powyższe działania prowadziły do podania napięcia na rozdzielnię potrzeb ogólnych elektrowni Pątnów (PATPR2) i dalej na szyny rozdzielni potrzeb własnych PATRA6 i PATRB6.

Wartość napięcia na szynach rozdzielni potrzeb własnych PATRA6 i PATRB6 była równa 6 kV, natomiast napięcie na szynach duobloku było równe znamionowemu, tj.

10,5 kV.

Sekwencję powyższych czynności łączeniowych wraz z sumarycznym poborem mocy czynnej przez urządzenia potrzeb własnych bloku nr 6 elektrowni Pątnów przedstawiono na rys. 4. Warto zwrócić uwagę na fakt, że na każdym etapie rozruchu sumaryczna moc pobierana przez załączone urządzenia jest mniejsza od sumy mocy czynnych znamionowych tych urządzeń, co wynika z ich pracy w stanie obciążenia częściowego.

Sam rozruch ma również charakter rozruchu na biegu jałowym (wentylatory i młyny) lub z częściowym obciążeniem (pompy).

Wybrane parametry charakteryzujące proces rozruchu napędów potrzeb własnych zestawiono w tab. 1. Z danych tych oraz z rys. 4 wynika, że najdłuższym czasem rozruchu Tr charakteryzują się młyny i wentylatory.

Natomiast największy spadek napięcia ΔU występuje w czasie rozruchu największego co do mocy znamionowej urządzenia, tj. pompy wody zasilającej. Oznacza to, że silnik pompy wody zasilającej jest najbardziej zagrożony utknięciem.

Kolejną (i ostatnią) czynnością realizowaną w czasie trwania eksperymentu systemowego jest wzbudzenie generatora oraz jego synchronizacja z systemem elektroenergetycznym. Po zakończeniu wymienionych czynności dokonywane jest przełączenie rozdzielni potrzeb własnych na zasilanie podstawowe, tzn. z generatora synchronicznego przez transformator potrzeb własnych bloku nr 6.

Sukces powyższego potwierdza możliwość uruchomienia bloku danej elektrowni cieplnej i tym samym możliwość uruchomienia całej elektrowni cieplnej (pozostałe bloki elektrowni uruchamiane są z pierwszego uruchomionego bloku cieplnego) z danej elektrowni wodnej poprzez dany tor przesyłowy.

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 60–65

9000

4

8000

7000

Moc czynna [kW]

6000

6

7

8

9

11

10

12

5

5000

4000

1

3000

2

3

2000

1000

0 Czas

Rys. 4. Przebieg rozruchu urządzeń potrzeb własnych oraz wartość sumaryczna mocy czynnej pobieranej przez urządzenia potrzeb własnych bloku nr 6 w czasie jego rozruchu (numeracja załączanych urządzeń zgodna z wykazem przedstawionym powyżej)

Urządzenie

Pn [kW]

Pmax [kW]

1000

2460

0,15

0,65

4,1

Pompa kondensatu głównego

250

650

0,05

0,15

1,3

Pompa bagrowa

250

650

0,05

0,22

1,3

3150

6350

0,29

1,92

7,0

Pompa kondensatu głównego

250

610

0,04

0,28

1,3

Wentylator spalin

700

2060

0,12

0,54

32,0

Wentylator podmuchu

500

1050

0,07

0,29

7,5

Młyn węglowy

430

860

0,06

0,22

49,0

Pompa wody chłodzącej

Pompa wody zasilającej

ΔU [j.w.]

Imax [kA]

Tr [s]

Tab. 1. Wybrane parametry charakteryzujące rozruch silników napędów potrzeb własnych

4. Wnioski Podsumowując przedstawione powyżej rozważania, można sformułować następujące spostrzeżenie. Rozwój elektroenergetyki wodnej w kraju, w postaci dużych (względnie dużych) elektrowni wodnych, jest uzasadniony (oprócz wielu innych znanych i ważkich powodów) ze względu na bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego (bezpieczeństwo elektroenergetyczne). Zdolność elektrowni wodnych do samorozruchu jest

wartością nie do przecenienia. Jest wartością, która w istocie, ale również niestety, ujawnia się dopiero w warunkach dużej awarii systemowej. Wieloletnia praca Krajowego Systemu Elektroenergetycznego bez black-outu na skalę krajową efektywnie, niestety, hamuje zdolność (lub chęć) do inwestowania w tego typu obiekty i rozwiązania. Inicjatywa ENERGA SA dotycząca budowy elektrowni wodnej na Wiśle zmienia na szczęście ten sposób myślenia.

Bibliografia 1. Bajorek Z., Teoria maszyn elektrycznych, Warszawa 1982.

2. Badania pracy elektrowni wodnej Włocławek na sieć wydzieloną.

Sprawozdanie z eksperymentu systemowego uruchomienia bloku elektroenergetycznego nr 6 200 MW elektrowni Pątnów przy zasilaniu jego potrzeb własnych z elektrowni wodnej Włocławek wykonanego w dniu 20.06.1998, Instytut Energetyki o. Gdańsk, Zakład Regulacji, Warszawa 1998.

3. Badania układów regulacji prędkości obrotowej i napięcia hydrozespołów w EW Włocławek w celu określenia ich stanu technicznego, zakresu modernizacji i możliwości pracy na sieć wydzieloną w przypadku zaniku napięcia w KSE, Instytut Energetyki o. Gdańsk, Zakład Urządzeń Elektrohydraulicznych Elektrowni, Warszawa 1998.

4. Kundur P., Power System Stability and Control, McGraw-Hill, Inc., New York 1993.

5. Laudyn D., Pawlik M., Strzelczyk F., Elektrownie, Warszawa 1995.

6. Pawlik M., Skierski J., Układy i urządzenia potrzeb własnych elektrowni, Warszawa 1986.

7. Szczerba Z., Lubośny Z., Zajczyk R., Modelowanie rozruchów urządzeń potrzeb własnych bloków elektrowni cieplnych przy zasilaniu z odległych elektrowni wodnych w programie PSLF. Etap II. Analiza rozruchu układu potrzeb własnych i toru przesyłowego elektrownia wodna Włocławek – elektrownia Pątnów, Unipol s.c., marzec 2000.

8. Skierski J., Nieliniowy model matematyczny silnika asynchronicznego do analizy stanów przejściowych w trakcie wybiegu grupowego, Przegląd Elektrotechniczny 1978, R LIV, z. 2.

9. Śliwiński T., Głowacki A., Parametry rozruchowe silników indukcyjnych, Warszawa 1982.

10. Janiczek R., Eksploatacja elektrowni cieplnych, Warszawa 1980.

Zbigniew Lubośny

prof. dr hab. inż.

Politechnika Gdańska e-mail: z.lubosny@ely.pg.gda.pl Wychowanek Politechniki Gdańskiej. Od 2004 roku jest profesorem nauk technicznych. Obecnie zatrudniony na swojej macierzystej uczelni na stanowisku profesora nadzwyczajnego. Obszar zainteresowań to: modelowanie matematyczne, stabilność systemu elektroenergetycznego, sterowanie systemem elektroenergetycznym, zastosowanie sztucznej inteligencji do sterowania systemem elektroenergetycznym, modelowanie i sterowanie elektrowniami wiatrowymi.

Krzysztof Dobrzyński

dr inż.

Politechnika Gdańska e-mail: k.dobrzynski@eia.pg.gda.pl Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej w 1999 roku. W 2012 roku uzyskał tytuł doktorski na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Pracuje jako adiunkt w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Obszar zainteresowań to współpraca źródeł generacji rozproszonej z systemem elektroenergetycznym, modelowanie matematyczne, sterowanie systemem elektroenergetycznym, instalacje inteligentne w budynkach.

Jacek Klucznik

dr inż.

Politechnika Gdańska e-mail: j.klucznik@eia.pg.gda.pl Studia magisterskie ukończył na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (1999). Pięć lat później uzyskał tytuł doktorski. Pracuje jako adiunkt w Katedrze Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. Zajmuje się układami regulacji generatorów i turbin, energetyką wiatrową oraz elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową.

69

I. Ankiersztejn | Acta Energetica 3/16 (2013) | 70–74

The Lower Vistula Cascade Author Ireneusz Ankiersztejn

Keywords hydropower, barrage, barrage cascade, installed discharge (Qinst.), installed capacity

Abstract This article outlines the development and modifications of the Lower Vistula Cascade concept in order to meet changing requirements for utilisation of the river for power generation and navigation purposes. In the years 1957–1993 the Lower Vistula Cascade concept was modified in order to achieve the maximum power generation capacity (an example was the high efficiency of the hydropower station at the Włocławek Barrage, built in 1970 as the first and so far the only barrage of the proposed cascade). In the 1990s the potential economic benefits of the Vistula River management were re-evaluated in favour of natural and landscape merits, and another multi-variant modification of the Lower Vistula Cascade concept was carried out applying the principles of sustainable development and environmental protection. The analysis of the cascade variants considered in 1999 led to the conclusion that there is no justification for the project implementation, with the exception of the barrage located downstream of Włocławek (NieszawaCiechocinek), the construction of which is essential for the Włocławek Barrage safety.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2013305

1. Characteristics of the lower Vistula The lower Vistula (dolna Wisła) notion refers to the river’s 391 km section between the Narew River’s mouth to the Vistula and the Baltic Sea. This section is very diverse in terms of technical development, river bed formation, and water flow conditions.

• Over ca. 70 km from the Narew River mouth to the Płock Town area (Włocławek reservoir backwater) the Vistula -flows freely in its wide braided riverbed with many islands and clumps conducive to the formation of ice jams and as a waterway it represents Class Ia. • Between Płock and Włocławek stretches the Włocławek reservoir’s bowl at a length of ca. 55 km; the waterway over the reservoir complies with Class Va. • Downstream of the Włocławek Barrage the riverbed is subject to the intense processes of erosion and accumulation, caused by the barrage’s uneven operation (mainly of the power plant’s), the range of which is observed at the length of ca.

43 km, down to the Silno village, as a waterway this stretch barely meets the requirements of Class Ia. • The remaining section, from Silno to the mouth of the sea (ca.

223 km), the Vistula has been fully trained in the late nineteenth century and, despite of significant degradation of the riverbed training structures, its bank line remains fixed and cross section remains stable, and the navigation conditions meet the requirements of Class II (Class III downstream of Tczew). Hydrological conditions determined by flow volatility are presented in Tab. 1.

70

Water-gauge cross section

Observed flows m3/s Maximum

Minimum

Mean discharge from at least 15 years m3/s

Kępa Polska

5972

158

914

Tczew

7840

253

1060

Tab. 1. The lower Vistula’s River characteristic flows

In the lower Vistula (dolna Wisła) section ca. 65% of the river’s hydro energy resources is concentrated, which accounts for ca.

1/3 of the technically feasible hydropower potential of the Polish rivers, assessed in a water power cadastre at ca. 12,100 GWh/year.

Full utilisation of the lower Vistula hydropower potential would provide annually ca. 4000 GWh of sustainable energy, freely available throughout the year.

2. The Lower Vistula Cascade The lower Vistula (dolna Wisła) section is characterized by significant navigation and hydropower merits, which have been exploited since the late nineteenth century, including the river’s training for navigation within the limits of the Prussian Partition (from Silno village to the sea). After Poland’s independence was regained in 1918, planned organizational activities were launched to make the river suitable for navigation and and to provide flood protection. These efforts, interrupted by the

I. Ankiersztejn | Acta Energetica 3/16 (2013) | 70–74

outbreak of WWII in 1939, were resumed in 1945 and continued until the beginning of the 1950s.

In 1952 the Committee for Water Management appointed at the Polish Academy of Sciences began to develop “Guidelines for long-term plan of water management in Poland”, which provided for the construction of navigation/ hydropower barrages over the entire length of the Vistula River (Wisła), considered as a waterway connecting the Silesia region to the Baltic. This concept attributed particular importance to use of the lower Vistula’s (dolna Wisła) significant hydropower potential.

In the years 1956–1957, Hydroprojekt (currently DHV Hydroprojekt) in cooperation with the Polish Academy of Sciences, developed a concept of the construction of a cascade of barrages hydropower stations at the Vistula stretch from the Narew mouth to Tczew town [1]. Lower Vistula Cascade (Kaskada Dolnej Wisły, KDW) was designed as a compact system of the eight low-head barrages with flow-through reservoirs dammed up to the annual mean discharge (SSQ) downstream of the preceeding structure.

It is necessary to obtain a sufficient water depth downstream of the damming barrier (so-called dam support) in order to avoid bottom erosion and river bed devastation.

The proposed KDW included also a Warsaw – North barrage upstream of the Narew mouth, which was supposed to be a natural upper limit for the lower Vistula engineering, and planned for implementation concurrently with the cascade.

Characteristics of the barrages with installed hydropower capacities and electricity outputs are presented in Tab. 2.

Barrage

Location on the Vistula River km

NWL m a.s.l.

Static head m

Qav mean annual Installed flow capacity capacity MW 3 m /sec.

Mean annual power output GWh

1.

Warsaw – North

539.5

81.0

9.0

557

70

280

2.

Wyszogród

585.5

72.0

8.0

860

90

410

3.

Płock

618.0

64.0

6.7

922

85

350

4.

Włocławek

674.8

57.3

11.3

930

160

640

5.

Ciechocinek

713.0

46.0

8.5

948

100

460

6.

Solec Kujawski

759.0

37.5

7.5

980

95

410

7.

Chełmno

808.0

30.0

8.0

1005

100

516

8.

Nowe

868.0

22.0

9.5

1019

100

516

9.

Tczew

903.5

12.5

8.5

1030

90

440

–

–

68.0

–

820

3742

Total 2–9

Tab. 2. KDW fall stages as per the 1957 concept

The cascade’s primary function was to generate hydroelectricity for its use in the power system for emergency and regulatory applications in the daily alignment cycle, i.e. operation in the demand peak hours using water stored throughout the rest of the day. During higher discharges the HPPs could be used to generate sub-peak electricity, and at the inflow equal to Qinst the power stations would operate in the run-of the river mode.

Besides power generation, KDW was meant to fulfil an important

navigation function providing a navigable waterway of the IV international class from the Warsaw capital city to the Baltic Sea. Moreover, some beneficial effects were expected in all areas of the economy, functionally or territorially related to the Vistula River and its valley. The KDW construction would also trigger beneficial developments in water management: • improved conditions of water resources due to reservoir retention • improved conditions of high water flows • increased resources and stabilised levels of ground water.

The KDW concept became the basis for preliminary engineering of the Warsaw – North and Włocławek barrages. The Włocławek Barrage predesign was approved in 1959, and the decision to implement it was made. The barrage location was selected due to its auspicious topographic conditions, high efficiency of hydropower generation (the highest head), and intention to prepare the site for the planned central canal that would take water from the Włocławek reservoir. The barrage construction was commenced in 1962, and completed in 1970.

Detailed solutions of the other KDW barrages (locations, engineering specifications) were never approved and in the following years underwent various modifications in the subsequent studies of the use of water resources and the Vistula River engineering.

In 1968 “Input data for Ciechocinek” were developed (by Hydroprojekt) as the next KDW stage identified for implementation. Further engineering work was undertaken in the late 1970s, when “Proposal for project location” and “Engineering and economic assumptions” (ZTE) were developed. After the ZTE’s approval in 1979 the engineering documentation development was undertaken, and simultaneously the construction of the barrage site background facilities was commenced. All these works were interrupted in 1981 due to lack of funds.

At the time of political and economic crisis in Poland (1980–1989) two studies were procured on the Vistula management, which presented modernized KDW variants (6 or 8 barrages), while stressing the need to build the Ciechocinek barrage, due to the highly unsatisfactory condition of the river bed downstream of the Włocławek Barrage.

The last update of the 1957 KDW concept was attempted in 1993, when Hydroprojekt and Energoprojekt-Warszawa prepared the concept: “The Lower Vistula Cascade. A preliminary economic analysis”. Subject to the analysis was the eight-dam option (including the existing Włocławek Barrage) developed in the “General concept” of 1980 (Option II), which was considered the best in engineering terms.

By changing the locations of a few stages, the damming elevations were retained as proposed in 1957, for the sake of the “compact cascade” idea, which ensured adequate flooding downstream each barrage in order to prevent erosion. The analysis assumed providing each of the cascade’s power plants with six turbines, and the total installed discharge of each plant (2190–2400 m3/s) was ca. 2–3 times higher that the Vistula’s (mean annual flow, which resulted from the assumption that the plants would operate in the circulation mode with the same number of active turbines at each subsequent stage. At lower flows in the Vistula the plants would operate under the peak regime, using the daily 71

I. Ankiersztejn | Acta Energetica 3/16 (2013) | 70–74

accumulation in the cascades’ top reservoir (Wyszogród barrage) of usable capacity of ca. 45.6 million m3. The power plants’ installed capacity totalled 1,339 MW, and their average annual electricity output 4,293 GWh. Conclusions of the economic analysis identified the direct electricity output, as well as reduction of harmful emissions and nonenergy benefits of economic importance as the project’s main (63.5%, 19.2%, and 17.3%, respectively) outcomes.

The cost-benefit analysis for resignation from the project option showed that the measurable economic losses incurred by the project abandoning in the first 33 years would be equal to the capital expenditures on its implementation.

In the 1990s, as a result of increased environmental trends, the Vistula’s economic merits, on which the KDW concept had been based, were revaluated in favour of its natural and landscape values. The lack of consistency in the implementation of further water management programs in Poland had yielded to the idea of rejecting any commercial use of the river whatsoever, to preserve the Vistula’s current condition, and to convert it, and its whole valley, to natural parks and protected landscape areas (Natura 2000).

In this situation, the Ministry of Environment, Natural Resources and Forestry found all the previous studies on the KDW to be invalid, and in 1997 commissioned a re-examination of the necessary and acceptable activities in the lower Vistula section, including problems associated with threats to the Włocławek Barrage, unfit for standalone operation. In 1998–1999 Hydroprojekt Warsaw developed “A Concept of the Lower Vistula River Management”, which was meant to provide the basis for making decisions on the river future engineering by applying the principles of sustainability and the need to protect the natural environment values.

Under this concept, the following three Vistula River management options were considered: option W1 – provided for leaving the river in its present condition, limiting the activities to flood protection, securing the river bed and the existing engineering structures, including the construction of a permanent permanent damming sill downstream the Włocławek Barrage option W2 – provided for the construction of a next barrage with a hydropower plant downstream the Włocławek Barrage, assuming that it will be the last barrage on the lower Vistula (dolna Wisła), for the river sections upstream and downstream of the Włocławek Barrage the implementation was provided for of the W1 programme option option W3 – included three concepts (W3A, W3B, W3C) of the construction of the full cascade of barrages in the lower Vistula (dolna Wisła), ensuring use of the river’s hydropower potential in a cost-effective manner with the least adverse environmental impact, where: • option W3A was an update of the previously proposed solutions • option W3B considered the concept of a cascade of low levels with approach flumes • option W3C presented the preferred concept resulting from analysis of the two previous options.

In the all cascade options the hydropower plants at the barrages were of the run of the river type, in contrast to the previous 72

concepts, which provided for peak and intervention operation.

This also applied to the hydro plants at the Nieszawa barrage downstream Włocławek inW2 option.

In options W3A and W3C the hydropower plant’s basic specifications (number of turbines and Qinst.) were standardized. The plants were to be equipped with four turbines with a total installed discharge of 1300 m3/s. Basic specification of the barrages proposed in the preferred option W3C are presented in tab. 3.

Qinst of plant m3/sec

Installed power capacity MW

Mean annual output GWh

Static head m

70.5

1300

69.5

370

7.0

613.2

63.5

1300

60.5

325

6.2

674.8

57.3

2190

160.2

700

11.3

Nieszawa

703.7

46.0

1300

70.0

408

8.5

5.

Solec Kujawski

758.0

37.5

1300

79.0

430

8.5

6.

Chełmno

801.5

29.0

1300

68.0

363

7.0

7.

Grudziądz

829.5

22.0

1300

56.5

319

7.0

8.

Gniew

876.3

15.0

1300

76.0

439

11.3

639.7

3 354

66.8

Barrage

River km

1.

Wyszogród

584.0

2.

Wiączemin

3.

Włocławek (existing)

4.

#

Total

NWL m a.s.l.

Tab. 3. Lower Vistula Cascade barrages as per option W3C in the 1999 concept

The 1999 KDW concept, adjusted to the conditions laid down by the Ministry of Environment, Natural Resources and Forestry is much less favourable in terms of performance and energy effects than all the cascade options previously considered in 1957–1993.

Generally, it is characterized by the utilization of the Vistula River (Wisła) hydropower potential, estimated at ca. 4000 GWh per annum, which in the subsequent concepts amounted to: • KDW concept (1957): 3742 GWh, i.e. 94% • KDW concept (1980): 4293 GWh, i.e. 107% • KDW concept, W3C option (1999): 3354 GWh, i.e. 84%.

The 1999 KDW concept was summarised with the following conclusions from the analysis of the considered cascade options.

The lower Vistula (dolna Wisła) management by way of the barrage cascade construction cannot be justified under any of the considered options (W3A, W3B and W3C), both for economic reasons and strongly negative assessment of its environmental impact.

The necessary and urgent project in the lower Vistula (dolna Wisła) section is the construction of Nieszawa Barrage, which satisfies the requirements of the Włocławek Barrage necessary protection. The Nieszawa Barrage implementation does not rule out the long-term possibility of the construction of the cascade’s further structures.

The W3B option should be excluded from the considered cascade upgrade options in the current economic environment the options W3A and W3C, based on direct energy benefits only,

I. Ankiersztejn | Acta Energetica 3/16 (2013) | 70–74

are on the verge of positive evaluation (W3A), or do not meet the positive economic assessment criteria (W3C) with simultaneous negative assessment of its environmental impact.

Validity of these conclusions are hardly questionable in face of the views currently dominant in Poland, based on spread around opinions of high adverse impact of the until recently natural use of rivers for the purpose of shipping and power generation, which are reflected in ignoring hydropower in the country’s economic development plans.

The “Forecast of demand for fuel and energy by 2030” prepared by the Ministry of Economy in 2009 (Annex 2 [6 ]) identifies wind powers, the 2030 output of which is expected to be 18 000 GWh, as the basic factor of the assurance of compliance with the EU renewable energy objectives. The planned development of electricity generation capacity in period 2006–2030 provides for the growth of wind power capacity from 173 MW (2006) to 7,867 MW (2030), and quite insignificant development of small hydro power plants (69 MW and 298 MW, respectively), completely ignoring flow-through and pumped storage plants.

At the same time it was decided to change the plant’s operating regime to the run-of-the river. The temporary damming sill, made of gabion-reinforced rip-rap, has no effect on improving the operating conditions of the lock – unavailable for navigation in periods of low and medium water levels, and it does not change the unfavourable conditions in the front (earth) dam.

After rejecting the cascade construction concept, the Włocławek Barrage safety issue was thoroughly analyzed in the “Concept of variant W2 of the Vistula River management” (Hydroprojekt, 1999) with the presentation of alternative solutions of stabilizing the minimum downstream water level (permanent damming sill or a barrage on the Nieszawa-Ciechocinek section).

Since then other design studies were developed (Hydroprojekt 2002, 2005, 2007, 2008), whereby various alternatives of the Nieszawa-Ciechocinek barrage’s hydro engineering solutions were verified in view of minimizing their environmental impacts and ensuring the required environmental compensation. None of these studies, however, has brought about the desired result in the form of the government’s approval of the implementation of the project necessary for the Włocławek Barrage safe operation.

3. The Włocławek barrage

4. Summary

The only facility of the planned KDW, built according to the assumptions proposed in the 1957 concept, is the Włocławek Barrage.

To start the KDW implementation from the Włocławek Barrage was justified with the energy efficiency of its hydropower plant.

The plant has been equipped with six turbo-generator sets of total installed discharge 2,190 m3/s, and installed capacity 160.2 MW. The electricity output was planned at 640 GWh/year. The actual output has exceeded the plan: • average annual electricity output (1971–2000): 739 GWh/year • maximum output (1980): 1043 GWh. The Włocławek Barrage, designed as the first one of the cascade, is fit for operation in the conditions of stabilized downstream water level, which the planned Ciechocinek Barrage was supposed to ensure. Failure to build the stage fundamentally changed the Włocławek damming facilities’ operating conditions, which had been provided for by neither the design’s assumptions nor its solutions.

Until 2002 the plant operated under the peak – intervention regime in the daily alignment cycle, retaining constant discharge Qbiol. = 350 m3/s, which corresponded to one-turbine flow. Setting the plant to full discharge operation resulted with a rapid flow growth to Qinst = 2190 m3/s at the barrage’s bottom stage. Absence of the designed flooding (support) of the barrage’s bottom stage gave rise to intense erosion of the river bed, resulting in decrease in the water level downstream of the barrage (2.5 m after 30 years of service) and increase in the damming height from the designed H = 11.3 m to H = 14, 3 m.

Progressive lowering of the bottom and the lower water level has created very unfavourable operating conditions of the weir and the plant, threatening the safety of all damming facilities of the barrage. To improve the weir and plant working conditions an ad hoc solution was applied of a temporary damming sill retaining the minimum downstream water level of the barrage.

The concept of Lower Vistula Cascade construction proposed in 1957 was an attempt at comprehensive management of a section of the river with substantial hydropower and shipping merits, the use of which would have a significant impact on the economic and social development of the entire region. All KDW variants considered over more than 40 years, provided an opportunity to make full use of the hydropower resources concentrated in this stretch of the Vistula River. Operation of the KDW hydropower plants generating ca. 4000 GWh of electricity would double the current utilisation of our water resources.

Hydropower generation, which, due to limited resources in Poland, cannot play an important role in the primary energy generation, is important for the power system’s regulation and as a contingency reserve. The electricity generated in the KDW hydropower plants would supply the areas located mainly in the northern and north-eastern parts of Poland, which would significantly reduce the losses of transmission from the southern Polish region, where the main electricity generation sources are located.

The government’s current approach to the lower Vistula (dolna Wisła) management issue and its subordination to the environmental idea imposed by international and national NGOs, rules out any effort aimed at the river’s economic exploitation, regardless of the legitimate economic, economic and social benefits.

This also applies to the construction in Poland of new hydropower plants with a capacity exceeding 5 MW, which have been omitted in the plans of electricity generation capacity development presented in the document of the Ministry of Economy[6] adopted by the Council of Ministers in November 2009.

Preference for wind power as the primary source of renewable energy may be highly unreliable and expensive compared to hydropower. The construction of large wind farms is already considered a serious threat to the environment, and is not accepted by some local communities.

73

I. Ankiersztejn | Acta Energetica 3/16 (2013) | 70–74

REFERENCES

1. Kaskada Dolnej Wisły. Koncepcja 1957 [The Lower Vistula Cascade. The 1977 Concept], CBS i PBW Hydroprojekt, Warsaw 1957.

2. Kaskada Dolnej Wisły. Wstępna analiza ekonomiczna Etap II [“The Lower Vistula Cascade. Preliminary Economic Analysis Phase II], BSiPE Energoprojekt Warsaw, Hydroprojekt Warszawa sp. z o.o., Warsaw 1993.

3. Koncepcja zagospodarowania dolnej Wisły [A Concept of the Lower Vistula River’s Management], Hydroprojekt Warszawa sp. z o.o., Warsaw 1999.

4. Raport Zespołu Ekspertów w sprawie budowy stopnia wodnego Nieszawa-Ciechocinek dla zabezpieczenia stopnia Włocławek [Expert Team’s Report on the Nieszawa-Ciechocinek Barrage Construction for Protection of the Włocławek Barrage], Warsaw 2000.

5. Budowa stopnia wodnego w Nieszawie-Ciechocinku. Koncepcja programowo-przestrzenna z wariantowym studium wykonalności.

Część I i II [Construction of Barrage in Nieszawa-Ciechocinek.

Programme-Spatial Concept with Multi-Variant Feasibility Study,. Parts I and II] Hydroprojekt Warszawa sp. z o.o., Warsaw 2002–2005.

6. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku [The Polish Energy Policy until 2030], Ministry of Economy, Warsaw 2009.

Ireneusz Ankiersztejn DHV Hydroprojekt sp. z o.o. e-mail: biuro@hydroprojekt.com.pl Graduate of Sanitary and Water Engineering Faculty of Warsaw University of Technology. Professional activities began in WPBWJ Hydrobudowa 1 at the construction of the Sulejow water storage reservoir, then in Hydroprojekt in Warsaw (currently DHV Hydroprojekt), WPBWJ “ Hydrobudowa”, and Tecon Ltd. Since 1996 in DHV Hydroprojekt as a senior / general designer, and Water Engineering Department Manager. Selected design works: Rakowice barrage on the Bóbr River, Feasibility Study of the Nieszawa-Ciechocinek Barrage, Pre-feasibility Study of the Middle Vistula Development, Modernisation of the Żagań Barrage on the Bóbr River, Flood Protection of the Warsaw City - the left-side embankment with the Czerniakowski Port flood gate.

74

I. Ankiersztejn | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 70–74

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 70–74. When referring to the article please refer to the original text.

PL

Kaskada Dolnej Wisły Autor

Ireneusz Ankiersztejn

Słowa kluczowe

energetyka wodna, stopień wodny, kaskada stopni piętrzących, przełyk instalowany elektrowni (Qinst.), moc instalowana elektrowni

Streszczenie

W artykule przedstawiono zarys tworzenia i modyfikacji koncepcji budowy Kaskady Dolnej Wisły (KDW) jako sposobu zagospodarowania rzeki do celów energetycznych i żeglugowych. W latach 1957–1993 koncepcja KDW została zmodyfikowana w celu uzyskania maksymalnych efektów energetycznych (przykładem była wysoka efektywność elektrowni wodnej przy stopniu wodnym Włocławek, zbudowanym w 1970 roku jako pierwszy i jedyny stopień projektowanej kaskady). W latach 90. potencjalne korzyści z wykorzystania gospodarczego Wisły uległy przewartościowaniu na rzecz walorów przyrodniczych i krajobrazowych, a kolejna wielowariantowa modyfikacja koncepcji KDW została przeprowadzona przy zastosowaniu zasad ekorozwoju i ochrony środowiska przyrodniczego. Analiza wariantów kaskady, rozpatrywanych w 1999 roku, doprowadziła do wniosku o braku uzasadnienia realizacji tego przedsięwzięcia z wyjątkiem stopnia wodnego poniżej Włocławka (Nieszawa-Ciechocinek), którego budowa jest niezbędna dla zabezpieczenia stopnia we Włocławku.

1. Charakterystyka dolnej Wisły Pojęcie dolnej Wisły odnosi się do odcinka rzeki o długości 391 km pomiędzy ujściem Narwi do Wisły a Morzem Bałtyckim.

Odcinek ten jest bardzo zróżnicowany pod względem zagospodarowania technicznego, ukształtowania koryta i warunków przepływu wody.

• Na długości ok. 70 km od ujścia Narwi do rejonu Płocka (cofka zbiornika Włocławek) Wisła jest rzeką swobodnie płynącą w szerokim korycie roztokowym z wieloma wyspami i kępami sprzyjającymi powstawaniu zatorów lodowych; jako droga wodna reprezentuje klasę Ia. • Pomiędzy Płockiem a Włocławkiem rozci ąga się czasza zbior ni ka Włocławskiego o długości ok. 55 km; szlak drogi wodnej wytyczony na zbiorniku spełnia warunki klasy Va. • Poniżej stopnia Włocławek koryto rzeki podlega intensywnym procesom erozyjno-akumulacyjnym, spowodowanym nierównomierną pracą stopnia (głównie elektrowni), których zasięg obserwowany jest na długości ok. 43 km, do miejscowości Silno; jako droga wodna odcinek ten z trudem spełnia wymagania klasy Ia. • Na pozostałym odcinku, od Silna do ujścia do morza (ok. 223 km), Wisła została w pełni uregulowana w końcu XIX w. i pomimo znacznej degradacji budowli regulacyjnych koryto rzeki zachowuje utrwaloną linię brzegową i stabilny przekrój, a warunki żeglugowe spełniają wymagania klasy II (poniżej Tczewa klasy III). Warunki hydrologiczne określone zmiennością przepływów przedstawia tab. 1.

Przekrój wodowskazowy

Przepływy obserwowane m3/s

Przepływ średni z wielolecia m3/s Maksymalne Minimalne

Kępa Polska

5972

158

914

Tczew

7840

253

1060

Tab. 1. Przepływy charakterystyczne dolnej Wisły

Na odcinku dolnej Wisły skoncentrowane jest ok. 65% zasobów energii wodnej tej rzeki, co stanowi ok. 1/3 technicznie dostępnego potencjału hydroenergetycznego rzek Polski, określonego w katastrze sił wodnych na ok. 12 100 GWh/rok.

Pełne wykorzystanie możliwości energetycznych dolnej Wisły pozwoliłoby na uzyskanie w ciągu roku ok. 4000 GWh (mln kWh) energii pochodzącej ze źródła odnawialnego, dostępnego bez ograniczeń przez cały rok.

2. Kaskada Dolnej Wisły Odcinek dolnej Wisły charakteryzuje się istotnymi walorami żeglugowymi i energetycznymi, których wykorzystywanie rozpoczęto już pod koniec XIX wieku, m.in. w granicach zaboru pruskiego (od miejscowości Silno do morza) wykonano regulację rzeki dla celów żeglugowych. Po odzyskaniu niepodległości w 1918 roku przystąpiono do planowych działań organizacyjnych zmierzających do użeglownienia Wisły i zapewnienia ochrony przeciwpowodziowej. Realizacja tych działań, przerwana z powodu wybuchu wojny w 1939 roku, została wznowiona po jej zakończeniu i kontynuowana do początku lat 50.

Lp.

W 1952 roku w Komitecie Gospodarki Wodnej utworzonym przy Polskiej Akademii Nauk przystąpiono do opracowania „Założeń planu perspektywicznego gospodarki wodnej w Polsce”, w którym m.in. przewidziano budowę stopni wodnych żeglugowo-energetycznych na całej długości Wisły, rozpatrywanej jako droga wodna łącząca Śląsk z Bałtykiem. Szczególne znaczenie w tej koncepcji przypisano wykorzystaniu znaczącego potencjału energetycznego dolnej Wisły.

W latach 1956–1957 została opracowana w CBS i PBW Hydroprojekt, przy współpracy z Polską Akademią Nauk, koncepcja budowy kaskady stopni piętrzących z elektrowniami wodnymi na odcinku Wisły od ujścia Narwi do Tczewa [1]. KDW miała być zwartym systemem ośmiu stopni wodnych niskiego spadu, ze zbiornikami przepływowymi spiętrzonymi do poziomu wody średniej rocznej (SSQ) w dolnym stanowisku stopnia poprzedzającego. Jest to konieczne dla uzyskania odpowiedniej głębokości wody poniżej stopnia piętrzącego (tzw. podparcie stopnia) w celu uniknięcia erozji dna i dewastacji koryta.

Do projektowanej KDW został również dołączony stopień Warszawa – Północ, położony powyżej ujścia Narwi, który miał

Nazwa stopnia

km rzeki

NPP m n.p.m.

Spad statycz. m

Qśr roczne Moc m3/sek. instal. MW

Produkcja śr. roczna GWh

1.

Warszawa – Północna

539,5

81,0

9,0

557

70

280

2.

Wyszogród

585,5

72,0

8,0

860

90

410

3.

Płock

618,0

64,0

6,7

922

85

350

4.

Włocławek

674,8

57,3

11,3

930

160

640

5.

Ciechocinek

713,0

46,0

8,5

948

100

460

6.

Solec Kujaw.

759,0

37,5

7,5

980

95

410

7.

Chełmno

808,0

30,0

8,0

1005

100

516

8.

Nowe

868,0

22,0

9,5

1019

100

516

9.

Tczew

903,5

12,5

8,5

1030

90

440

–

–

68,0

–

820

3742

Razem 2–9

Tab. 2. Stopnie KDW wg koncepcji z 1957 roku

75

I. Ankiersztejn | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 70–74

być naturalnym górnym ograniczeniem zabudowy dolnej Wisły i był przewidywany do realizacji równocześnie z kaskadą.

Charakterystykę stopni z zestawieniem mocy instalowanej i produkcji energii elektrycznej przedstawiono w tab. 2.

Podstawową funkcją kaskady miała być produkcja energii elektrycznej wykorzystywanej w systemie energetycznym do celów interwencyjnych i regulacyjnych w cyklu wyrównania dobowego, tzn. praca w godzinach szczytów energetycznych z wykorzystaniem wody zmagazynowanej w pozostałej części doby. W okresie większych przepływów praca elektrowni mogła być wykorzystywana do produkcji energii podszczytowej, a przy dopływie równym Qinst elektrownie pracowałyby przepływowo.

Oprócz funkcji energetycznej KDW miała spełniać istotną funkcję żeglugową, tworząc drogę wodną IV klasy międzynarodowej na odcinku od Warszawy do Bałtyku.

Ponadto przewidywano uzyskanie korzystnych efektów we wszystkich dziedzinach życia gospodarczego, związanego funkcjonalnie lub terenowo z Wisłą i jej doliną.

Budowa KDW spowodowałaby również korzystne zmiany w sferze gospodarki wodnej: • poprawę stanu zasobów wodnych dzięki retencji zbiornikowej • poprawę warunków przepływu wielkich wód • zwiększenie zasobów i ustabilizowanie poziomu wód gruntowych.

Koncepcja KDW stała się podstawą do opracowania projektów wstępnych stopni Warszawa – Północ i Włocławek.

Projekt wstępny stopnia Włocławek został zatwierdzony w 1959 roku i podjęto decyzję o jego realizacji. Wybór lokalizacji stopnia wynikał z korzystnych warunków topograficznych, wysokiej efektywności produkcyjnej elektrowni wodnej (najwyższy spad) oraz zamiaru przygotowania warunków do budowy planowanego kanału centralnego, który miał pobierać wodę ze zbiornika Włocławek. Budowa stopnia rozpoczęła się w 1962 roku, a zakończenie prac nastąpiło w 1970 roku.

Szczegółowe rozwiązania pozostałych stopni KDW (lokalizacja, parametry techniczne) nie zostały nigdy zatwierdzone i w następnych latach ulegały różnym modyfikacjom w kolejnych pracach studialnych, dotyczących wykorzystania zasobów wodnych i zabudowy hydrotechnicznej Wisły.

W 1968 roku zostały opracowane „Dane wyjściowe dla stopnia Ciechocinek” (CBS i PBW Hydroprojekt) jako następnego stopnia KDW wskazanego do realizacji. Dalsze prace projektowe podjęto w drugiej połowie lat 70., kiedy opracowano „Wniosek o ustalenie lokalizacji inwestycji” i „Założenia techniczno-ekonomiczne” (ZTE). Po zatwierdzeniu ZTE w 1979 roku przystąpiono do wykonania dokumentacji technicznej i równocześnie rozpoczęto realizację obiektów zaplecza budowy stopnia.

Wszystkie prace zostały przerwane w 1981 roku z powodu braku środków finansowych.

W czasie kryzysu polityczno-gospodarczego w Polsce (1980–1989) powstały dwa opracowania studialne dotyczące zagospodarowania Wisły, w których prezentowano zmodernizowane warianty KDW (6 lub 8 stopni), przy równoczesnym podkreśleniu

76

konieczności budowy stopnia Ciechocinek, ze względu na wysoce niezadowalający stan koryta rzeki poniżej stopnia we Włocławku.

Ostatnią próbę aktualizacji koncepcji KDW z 1957 roku podjęto w 1993 roku, kiedy Hydroprojekt Warszawa i Energoprojekt Warszawa przygotowały koncepcję: „Kaskada dolnej Wisły. Wstępna analiza ekonomiczna”. Do analizy wybrano wariant ośmiostopniowej zabudowy (w tym istniejący stopień Włocławek) opracowanej w „Koncepcji generalnej” z 1980 roku (wariant II), który uznano za najbardziej celowy pod względem technicznym.

Dokonując zmiany lokalizacji kilku stopni, pozostawiono rzędne piętrzenia przyjęte w koncepcji z 1957 roku, dla zachowania zasady „kaskady zwartej”, zapewniającej odpowiednie zatopienie dolnego stanowiska każdego stopnia w celu uniknięcia erozji.

W analizie założono wyposażenie każdej elektrowni wodnej kaskady w sześć turbin, a łączny przełyk instalowany każdej z elektrowni (2190–2400 m3/s) był ok. 2–3-krotnie większy od przepływu średniego rocznego Wisły, co wynikało z przyjętego założenia, że praca elektrowni miała być przewałowa z jednakową ilością czynnych turbin na kolejnych stopniach. W przypadku mniejszych przepływów w Wiśle elektrownie miały pracować w reżimie szczytowym, korzystając z dobowej akumulacji w górnym zbiorniku kaskady (stopień Wyszogród) o pojemności użytecznej ok. 45,6 mln m3. Moc instalowana elektrowni wynosiła łącznie 1339 MW, a średnia roczna produkcja energii elektrycznej 4293 GWh. We wnioskach z przeprowadzonej analizy ekonomicznej stwierdzono, że głównymi efektami realizacji kaskady będą korzyści energetyczne bezpośrednie (63,5%), jak i wynikające z ograniczenia emisji szkodliwych substancji (19,2%) oraz korzyści pozaenergetyczne o istotnym znaczeniu gospodarczym (17,3%).

Analiza kosztów zaniechania wykazała, że w przypadku rezygnacji z budowy KDW wymierne straty gospodarcze, ponoszone w okresie pierwszych 33 lat, będą równe nakładom inwestycyjnym na jej realizację.

W latach 90., w wyniku wzrostu tendencji proekologicznych, ocena walorów gospodarczych Wisły, stanowiących podstawę koncepcji KDW, uległa przewartościowaniu na rzecz walorów przyrodniczych i krajobrazowych. Dotychczasowy brak konsekwencji w realizacji kolejnych programów gospodarki wodnej w Polsce został zastąpiony ideą odrzucenia jakiegokolwiek gospodarczego wykorzystania rzeki, zachowania obecnego stanu Wisły i przekształcenia jej, wraz z całą doliną, w parki przyrodnicze i obszary chronionego krajobrazu (Natura 2000).

W tej sytuacji Ministerstwo Ochrony Środowiska, Zasobów Naturalnych i Leśnictwa uznało za nieobowiązujące wszystkie wcześniejsze opracowania dotyczące KDW i w 1997 roku zleciło ponowne przeanalizowanie koniecznych i możliwych do akceptacji działań na odcinku dolnej Wisły, z uwzględnieniem problemów związanych z zagrożeniem nieprzystosowanego do samodzielnej pracy stopnia we Włocławku. W latach 1998–1999 Hydroprojekt Warszawa opracował „Koncepcję zagospodarowania dolnej Wisły”, która miała na celu

stworzenie podstaw do podejmowania decyzji o sposobie przyszłego zagospodarowania rzeki przy zastosowaniu zasad ekorozwoju i konieczności ochrony walorów środowiska przyrodniczego.

W ramach tej koncepcji rozpatrzono trzy warianty zagospodarowania dolnej Wisły: wariant W1 – zakładał pozostawienie rzeki w stanie obecnym, ograniczając działania do ochrony przeciwpowodziowej, zabezpieczenia koryta rzeki i istniejących budowli inżynierskich, w tym budowy stałego progu podpiętrzającego dolne stanowisko stopnia we Włocławku wariant W2 – przewidywał budowę następnego stopnia wodnego z elektrownią poniżej stopnia we Włocławku, przy założeniu, że będzie to ostatni stopień na dolnej Wiśle; na odcinkach rzeki powyżej i poniżej Włocławka przyjęto realizację programu według wariantu W1 wariant W3 – obejmował trzy koncepcje (W3A, W3B, W3C) budowy pełnej kaskady stopni na dolnej Wiśle, zapewniające wykorzystanie potencjału energetycznego rzeki w sposób uzasadniony ekonomicznie przy najmniejszych negatywnych skutkach dla środowiska.

Przy czym : • wariant W3A stanowił aktualizację rozwiązań z lat poprzednich • wariant W3B rozpatrywał koncepcję budowy kaskady niskich stopni z kanałami derywacyjnymi • wariant W3C prezentował koncepcję preferowaną, wynikającą z analizy obu poprzednich wariantów.

We wszystkich wariantach kaskady elektrownie wodne przy stopniach miały charakter przepływowy, odmiennie niż w poprzednich koncepcjach, gdzie przewidywano pracę szczytową i interwencyjną. Dotyczyło to również elektrowni przy stopniu Nieszawa poniżej Włocławka w wariancie W2.

W wariantach W3A i W3C podstawowe parametry elektrowni (liczba turbin i Qinst.) zostały ujednolicone. Elektrownie miały być wyposażone w cztery turbiny o łącznym przełyku instalowanym 1300 m 3 /s.

Podstawowe dane dla stopni rozpatrywanych w preferowanym wariancie W3C przedstawiono w tab. 3.

Koncepcja KDW z 1999 roku, dostosowana do warunków określonych przez MOŚZNiL, jest znacznie mniej korzystna pod względem parametrów i efektów energetycznych niż wszystkie warianty kaskady rozpatrywane wcześniej w latach 1957–1993. Najogólniej charakteryzuje to stopień wykorzystania potencjału hydroenergetycznego dolnej Wisły, szacowanego na ok. 4000 GWh w skali roku, który w kolejnych wersjach koncepcji wynosi: • koncepcja KDW (1957): 3742 GWh, tj.

94% • koncepcja KDW (1980): 4293 GWh, tj.

107% • koncepcja KDW, W3C (1999): 3354 GWh, tj. 84%.

W podsumowaniu koncepcji KDW z 1999 roku przedstawiono następujące wnioski wynikające z analizy rozpatrywanych wariantów kaskady: • Zagospodarowanie dolnej Wisły poprzez budowę kaskady stopni wodnych nie

I. Ankiersztejn | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 70–74

Lp.

Nazwa stopnia

km rzeki

Qinst NPP elektrowni m n.p.m. m3/sek

Moc instalowana MW

Produkcja śr. roczna GWh

Spad statyczny m

1.

Wyszogród

584,0

70,5

1300

69,5

370

7,0

2.

Wiączemin

613,2

63,5

1300

60,5

325

6,2

3.

Włocławek (istn.)

674,8

57,3

2190

160,2

700

11,3

4.

Nieszawa

703,7

46,0

1300

70,0

408

8,5

5.

Solec Kujaw.

758,0

37,5

1300

79,0

430

8,5

6.

Chełmno

801,5

29,0

1300

68,0

363

7,0

7.

Grudziądz

829,5

22,0

1300

56,5

319

7,0

8.

Gniew

876,3

15,0

1300

76,0

439

11,3

639,7

3354

66,8

Razem Tab. 3. Stopnie kaskady dolnej Wisły wg wariantu W3C koncepcji z 1999 roku

znajduje uzasadnienia w żadnym z rozpatrywanych wariantów (W3A, W3B i W3C), zarówno ze względów ekonomicznych, jak i zdecydowanie negatywnej oceny skutków dla środowiska przyrodniczego.

• Niezbędnym i pilnym przedsięwzięciem na odcinku dolnej Wisły jest budowa stopnia w Nieszawie, spełniającego warunki koniecznego zabezpieczenia stopnia we Włocławku. Realizacja stopnia Nieszawa nie przekreśla perspektywicznej możliwości budowy dalszych stopni kaskady.

• Z rozpatrywanych wariantów aktualizacji kaskady należy wykluczyć wariant W3B. Warianty W3A i W3C w obecnych warunkach gospodarczych, w oparciu jedynie o bezpośrednie korzyści energetyczne, są na granicy oceny pozytywnej (W3A) lub nie spełniają kryteriów pozytywnej oceny ekonomicznej (W3C) przy równoczesnej negatywnej ocenie skutków dla środowiska przyrodniczego.

Aktualność tych wniosków trudno kwestionować przy obecnie dominujących w Polsce poglądach, opartych na rozpowszechnianych opiniach o wysokiej szkodliwości naturalnego do niedawna wykorzystania rzek dla celów żeglugowych i energetycznych, znajdujących odzwierciedlenie przy pomijaniu energetyki wodnej w planach rozwoju gospodarczego kraju.

W „Prognozie zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, opracowanej przez Ministerstwo Gospodarki w 2009 roku (załącznik 2 [6]), przewidziano, że do osiągnięcia celów unijnych w zakresie rozwoju energetyki odnawialnej podstawowe znaczenie będzie miała energia z elektrowni wiatrowych, których produkcja w 2030 roku ma wynieść 18 000 GWh. W planowanym rozwoju mocy wytwórczych energii elektrycznej w latach 2006–2030 przewidziano wzrost mocy elektrowni wiatrowych ze 173 MW (2006) do 7867 MW (2030) oraz niewiele znaczący rozwój małych elektrowni wodnych (odpowiednio 69 MW i 298 MW), pomijając całkowicie elektrownie wodne przepływowe i szczytowo-pompowe.

3. Stopień wodny Włocławek Jedynym obiektem planowanej KDW, zbudowanym na podstawie założeń opracowanych w koncepcji z 1957 roku, jest stopień Włocławek.

Rozpoczęcie realizacji KDW od budowy stopnia we Włocławku było uzasadnione wysoką efektywnością energetyczną elektrowni wodnej. Elektrownia została wyposażona w sześć turbozespołów o łącznym przełyku instalowanym 2190 m3/s, których moc instalowana wynosi 160,2 MW. Planowana wielkość produkcji energii elektrycznej miała wynosić 640 GWh/rok. Uzyskane efekty energetyczne okazały się znacznie wyższe od planowanych : • średnia wielkość produkcji energii (1971– 2000): 739 GWh/rok • maksymalna wielkość produkcji (1980): 1043 GWh. Stopień Włocławek, zaprojektowany jako jeden ze stopni kaskady, jest przystosowany do pracy w warunkach ustabilizowanego zwierciadła wody w dolnym stanowisku, co miał zapewnić projektowany stopień Ciechocinek. Zaniechanie budowy tego stopnia spowodowało zasadniczą zmianę warunków eksploatacji obiektów piętrzących we Włocławku, których nie przewidywały ani założenia, ani rozwiązania projektowe.

Do 2002 roku elektrownia pracowała w systemie szczytowo-interwencyjnym w cyklu wyrównania dobowego, zachowując stały odpływ Qbiol. = 350 m3/s, co odpowiadało przepływowi przez jedną turbinę.

Włączenie elektrowni do pracy pełnym przełykiem powodowało gwałtowny wzrost przepływu do Qinst = 2190 m3/s w dolnym stanowisku stopnia. Brak projektowanego zatopienia (podparcia) dolnego stanowiska stał się przyczyną intensywnej erozji koryta rzeki, powodującej obniżenie poziomu wody poniżej stopnia (2,5 m po 30-letniej eksploatacji) i wzrost wysokości piętrzenia z projektowanej H = 11,3 m do H = 14,3 m.

Postępujące obniżanie się dna i poziomu wody dolnej stworzyło bardzo niekorzystne warunki hydrauliczne pracy jazu i elektrowni, powodujących niekorzystne zjawiska, stanowiących zagrożenie bezpieczeństwa wszystkich obiektów piętrzących stopnia. Dla poprawy warunków pracy jazu i elektrowni zastosowano doraźne rozwiązanie w postaci tymczasowego progu podpiętrzającego, utrzymującego minimalny poziom zatopienia dolnego stanowiska. Równocześnie podjęto decyzję o zmianie systemu pracy elektrowni na przepływowy. Tymczasowy próg piętrzący, wykonany z narzutu kamiennego umocnionego

gabionami, nie ma wpływu na poprawę warunków eksploatacji śluzy – niedostępnej dla żeglugi w okresach stanów niskich i średnich, a także nie zmienia niekorzystnych warunków w rejonie zapory czołowej (ziemnej).

Po odrzuceniu koncepcji budowy KDW problem bezpieczeństwa stopnia we Włocławku został dokładnie przeanalizowany w „Koncepcji zagospodarowania dolnej Wisły w wariancie W2” (Hydroprojekt, 1999) z przedstawieniem wariantowych rozwiązań podpiętrzania dolnego stanowiska (stały próg piętrzący lub stopień wodny w rejonie Nieszawa-Ciechocinek).

Od tego czasu powstały kolejne opracowania projektowe (Hydroprojekt 2002, 2005, 2007, 2008), w których wariantowe rozwiązania hydrotechniczne stopnia NieszawaCiechocinek były weryfikowane w kierunku minimalizacji oddziaływania na środowisko i zapewnienia wymaganej kompensacji przyrodniczej. Prace te nie przyniosły jednak oczekiwanego rezultatu w postaci akceptacji rządu dla realizacji inwestycji niezbędnej do bezpiecznego funkcjonowania stopnia we Włocławku.

4. Podsumowanie Koncepcja budowy Kaskady Dolnej Wisły przedstawiona w 1957 roku była próbą kompleksowego zagospodarowania odcinka rzeki, posiadającego znaczące walory hydroenergetyczne i żeglugowe, których wykorzystanie miałoby istotny wpływ na rozwój gospodarczy i społeczny całego regionu.

Wszystkie warianty KDW, rozpatrywane na przestrzeni ponad 40 lat, dawały możliwość pełnego wykorzystania skoncentrowanych na tym odcinku Wisły zasobów energii wodnej. Uruchomienie elektrowni wodnych KDW produkujących ok. 4000 GWh energii zwiększyłoby dwukrotnie obecny stan wykorzystania naszych zasobów wodnych.

Energetyka wodna, która ze względu na ograniczone zasoby nie może w Polsce odgrywać istotnej roli w produkcji energii podstawowej, ma duże znaczenie dla regulacji systemu energetycznego oraz jako rezerwa interwencyjna. Energia produkowana w elektrowniach KDW zasilałaby głównie tereny położone w północnej i północno-wschodniej części kraju, co znacznie zmniejszyłoby straty na przesyle energii z rejonu Polski południowej, gdzie znajdują się główne źródła wytwarzania energii elektrycznej.

Obecne podejście administracji państwowej do problemu zagospodarowania dolnej Wisły oraz podporządkowanie idei proekologicznej, narzuconej przez międzynarodowe i krajowe organizacje pozarządowe, wyklucza podejmowanie działań zmierzających do gospodarczego wykorzystania rzeki bez względu na uzasadnione korzyści gospodarcze, ekonomiczne i społeczne. Dotyczy to również budowania w Polsce nowych elektrowni wodnych o mocy przekraczającej 5 MW, które zostały pominięte w planach rozwoju mocy wytwórczych energii elektrycznej przedstawionych w dokumencie Ministerstwa Gospodarki [6], przyjętym przez Radę Ministrów w listopadzie 2009 roku.

Preferowanie elektrowni wiatrowych jako podstawowego źródła energii odnawialnej

77

I. Ankiersztejn | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 70–74

może okazać się wysoce zawodne i kosztowne w porównaniu z energetyką wodną.

Budowa dużych farm wiatrowych już obecnie uważana jest za poważne zagrożenie dla środowiska i nie jest akceptowana przez niektóre lokalne społeczności.

Ireneusz Ankiersztejn

Bibliografia 1. Kaskada Dolnej Wisły. Koncepcja 1957, CBS i PBW Hydroprojekt, Warszawa 1957.

2. Kaskada Dolnej Wisły. Wstępna analiza ekonomiczna Etap II, BSiPE Energoprojekt Warszawa, Hydroprojekt Warszawa sp. z o.o., Warszawa 1993.

3. Koncepcja zagospodarowania dolnej Wisły, Hydroprojekt Warszawa sp. z o.o., Warszawa 1999.

4. Raport Zespołu Ekspertów w sprawie budowy stopnia wodnego NieszawaCiechocinek dla zabezpieczenia stopnia Włocławek, Warszawa 2000.

5. Budowa stopnia wodnego w NieszawieCiechocinku. Koncepcja programowo-przestrzenna z wariantowym studium wykonalności. Część I i II, Hydroprojekt Warszawa sp. z o.o., Warszawa 2002–2005.

6. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2009.

mgr inż.

Hydroprojekt Warszawa sp. z o.o. e-mail: malgorzata.jaznicka@hydroprojekt.com.pl Absolwent Inżynierii Sanitarnej i Wodnej Politechniki Warszawskiej. Rozpoczął aktywność zawodową w WPBWJ Hydrobudowa 1 na budowie zbiornika wodnego Sulejów, po czym pracował w CBSiPBW Hydroprojekt w Warszawie, w WPBWJ „Hydrobudowa” i Tecon sp. z o.o. Od 1996 roku zatrudniony w Hydroprojekcie Warszawa sp. z o.o. jako starszy/generalny projektant, kierownik pracowni hydrotechnicznej. Ważniejsze prace projektowe: stopień wodny Rakowice na rzece Bóbr, koncepcja programowo-przestrzenna stopnia wodnego Nieszawa-Ciechocinek, koncepcja programowo-przestrzenna zagospodarowania Wisły środkowej i regulacji rzeki, modernizacja stopnia wodnego Żagań na rzece Bóbr, zabezpieczenie przeciwpowodziowe Warszawy na odcinku lewobrzeżnym z bramą przeciwpowodziową Portu Czerniakowskiego.

78

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

Barrage in Włocławek Author Andrzej Tersa

Keywords Lower Vistula Cascade, Włocławek Barrage, Włocławek Power Plant, Hydroprojekt Warszawa, barrage operation, barrage repairs, operation of power plant, failure rate of power plant equipment, maintenance costs for barrage structures

Abstract The barrage (SW) in Włocławek was designed as one of eight barrages in the Lower Vistula Cascade, located at 674.85 km of the river. It was designed and built entirely by Polish companies.

Only turbines were manufactured by the Soviets.

The next barrage (in Ciechocinek) has not been constructed, high damming waters passing through the barrage have eroded the bottom at the lower position, whereas the power plant, which has been in peak operation for many years, also contributed to accelerated erosion of the river bed below the barrage, to a reduction of the bottom levels of the river, and, as a consequence, also to a reduction of low water level.

Subsequent decisions on water management permits have banned operation of the plant at varying levels of upper water as prevention against the destructive influence of peak operation of the plant by making the conditions for further operation of the barrage stricter.

The most significant effects of the 43-year plus operation of Włocławek Barrage, the first in the uncompleted cascade, should include the following: erosion and reduction of water level at the lower position, loosening of the body of the earth dam and the bottom of the weir, damage to concrete structures, damage to steel structures or accumulation of load in Włocławek Reservoir.

In the first period of operation of both the barrage and the power plant no major failures were observed, and the operation was smooth, excluding the year 1982, when a powerful ice jamming near Płock contributed to flooding. This also meant quite low costs of barrage operation.

The last fifteen years has been a period of increased failure rate of barrage structures and equipment due to a long period of operation, resulting in necessary repairs and modernisation. It has also been a period of increased expenditure.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2013306

1. Operation of Włocławek Barrage 1.1. Brief characteristics of the barrage Włocławek Barrage was designed in Hydroprojekt in 1953–1959 as an element of the lower Vistula (dolna Wisła) Cascade. The general designer of Włocławek Barrage and co-author of the cascade concept was Stefan Czernik M.Sc. During construction the position of general designer was taken by Eryk Bobiński, PhD. The preliminary design of the barrage was approved, and the government made the decision to build it in 1959.

Works on technical designs of individual structures of the barrage were carried out in 1960–1965. The chief designers of basic structures of the barrage were as follows: power plant – Antoni Zimmermann, weir – Janusz Bielakowski, lock – Leszek Biegała, head dam – Halina Sochocka, side dams – Bogumił Karczewski and Witold Stefaniak, outer harbours and channel regulation

– Kazimierz Aleksiński, construction organisation – Witold Krzepkowski. The chief designers coordinated work of teams and workshops of Energoprojekt and Hydroprojekt Warszawa. The road bridge design was developed in Transprojekt Warszawa.

Works on the construction site were initiated in 1962.

Before the construction began, the design was the subject of the so-called saving review in 1960–1961. It was a national campaign undertaken because of too large an investment front, a chronic illness of the socialist economy. The condition set by the authorities for implementation of the investment project was to make savings in the statement of construction costs. Teams of experts who did not participate in the project and the general designer as an observer were appointed to carry out the review.

That team had full freedom in making changes to the project in order to achieve savings, without bearing any responsibility for decisions taken. Those decisions became the cause of significant 79

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

problems and risks occurring at the barrage and reservoir in Włocławek throughout the period of its operation. Those include the following: • lowered estimation of numerical value of design and control water, as well as related reduction of the number of weir spans from 12 to 10 • reduction of the dam crest and road through the barrage from the elevation of 61.00 to 60.20 m a.s.l.

• reduction of class of side dams near Płock.

The first decision meant reduction of the barrage capacity for high water and huge ice – a serious problem, still waiting for solution. The second decision meant reduction of the safety margin in the case of passage of high water and damming of upper water higher than assumed in the project. The consequence of the third decision was overflow of water dammed by jam through side dams in January 1982. At that time, the water level exceeded 1 m above the crest of side dams.

Włocławek Barrage was supposed to be one of eight barrages in the Lower Vistula Cascade (Kaskada Dolnej Wisły, KDW), located at 674.85 km of the river. It was designed and built entirely by Polish companies. Only turbines were manufactured by the Soviets (the list of participants of the investment project is published at the end of the article). Hydraulic model testing was carried out at the Institute of Hydraulic Engineering of the Polish Academy of Sciences in Gdańsk. Officially, the barrage was put into service on 17 October 1970. The first turbine sets in the plant and the lock were activated in autumn 1969 and in summer 1969, respectively.

Unfortunately, due to degradation of the country’s economic situation, the KDW construction program was cancelled, and Włocławek Barrage has remained the only barrage constructed on this section of the river so far.

It was planned that once the next step is constructed, peak operation would be applied to optimise the use of the hydropower plant and to enable multiple activation of hydroelectric sets each day, in accordance with the compulsory principle of maintaining the upper water level in the zone between elevations of 56.50 to 57.30 m a.s.l. In other words, it was assumed that maintaining the water level at the lower position of Włocławek Barrage by the next barrage would enable total shutdown of the structure for several hours and collection of water for hours of peak demand.

It was also assumed that until the next barrage (in Ciechocinek) is complete, it was necessary to let through the minimum set flow around the clock to ensure necessary filling of the river bed below the barrage, thus forcing work during hours when energy was cheaper and in excess. Peak and intervention operation was planned only for use of water surplus.

The next barrage (in Ciechocinek) has not been constructed, high damming waters passing through the barrage have eroded the bottom at the lower position, whereas the power plant, which has been in peak operation for many years, also contributed to accelerated erosion of the river bed below the barrage, to reduction of the bottom levels of the river, and, as a consequence, also to reduction of low water level.

Fortunately, those changes coincided with an increase in the daily demand for energy and electricity. The minimum and maximum 80

energy load of the National Power System have become less extreme, and the flow operation of the power plant, based only on inflow, has proved to be the optimal from the point of view of financial benefits.

Włocławek Barrage and power plant have been in operation for more than 43 years. The barrage consists of the following structures: • head dam (earth filter dam height: 20 m, length: 635 m) • weir (concrete, dock weir 10 . 20 m, width: 245 m) • fish pass (Larinier type, cascade pass, 33 baffles, head between baffles: 0.4 m) • hydropower plant (installed capacity: 160.2 MW, six turbine sets per 27.8 MW) • navigation lock (length: 115 m, width: 12 m, head: 11.3 m).

1.2. Reservoir Włocławek Reservoir, the so-called Włocławek Lake, was created as a result of damming of water by the dam in Włocławek; it extends upstream, as far as to Płock. This artificial reservoir is the largest in terms of area and second largest in terms of volume in Poland. It is in the shape of a ribbon lake, with a length of 58 km and an average width of 1.2 km. The lake occupies the region of the former area between levees and is located within four morphological units: Warsaw and Płock Valley on the left bank, Dobrzyń and Płock Upland on the right bank. Such terrain topography means that low-lying areas on the left bank are protected against flood waters and damming by earth side dams with a total length of approx. 30 km. Above the reservoir it is protected with levees on both river banks.

Basic reservoir parameters: • average width: 1.2 km, maximum: 3.0 km • average depth: 5.5 m, maximum: 15.0 m • usable capacity: 53.0 million m3, total: 370.0 million m3.

It is a flow-through reservoir. Daily variations in damming height do not exceed 0.3 m and range between elevations of 57.0 to 57.3 m a.s.l. The maximum permitted variation in the reservoir water level may not go beyond the layer contained between elevations of 56.50 to 58.50 m a.s.l. This does not allow for retention of large amounts of water, but is essential in controlling flood wave on that section of the Vistula (Wisła) River. Because of the relatively small volume of the reservoir, water contained in it is exchanged 70 times per year, which prevents the loss of oxygenation, in contrast to the lakes in which the process of water exchange is many times longer.

1.3. Consequences of use of a single barrage Since the barrage in Ciechocinek has not been constructed, subsequent decisions on water management permit have banned operation of the plant at varying levels of upper water as prevention against the destructive influence of peak operation of the plant by making the conditions for further operation of the barrage more strict.

At low flows in the river, the reduction of the bed bottom below Włocławek has already exceeded 3 m and has made it necessary to:

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

• i ncrease the minimum flow rate from the initial 300 to more than 450 m3/s • install the electrical braking system for hydroelectric sets due to a lack of sufficient immersion of turbine rotors • construction of a temporary checkdam for low water below the barrage • frequent maintenance and repairs of bank and bottom embankments.

This resulted in major operating difficulties.

The most significant effects of the over 43-year operation of Włocławek Barrage include: a) erosion and reduction of water level at the lower position of the barrage b) loosening of the body of the earth dam and the bottom of the weir c) damage to concrete structures d) damage to steel structures e) accumulation of load in Włocławek Reservoir. a. Erosion and reduction of water level at the lower position of the barrage Construction and operation of the barrage have led to: • interruption in continuity of load movement in the river bed • washing of the bottom at the lower position of the plant, weir and lock.

Many years of use of the plant in the peak-intervention system has been characterised by: • multiple changes in flows rates ranging from 350 to 2100 m3/s in 24-hour periods • large fluctuations in water level below the barrage after shutdown of the hydropower plant.

According to the studies carried out in 1994: • the Vistula (Wisła) river bed is subject to intensive erosion and accumulation processes, over a length of approx. 43 km below the barrage • the deep erosion process results in lowering of the bed bottom (erosive section with a length of over 28 km), then in formation of accumulation load deposits on the remaining section • the front of the erosive zone moves at approx. 1.1 km/year and may reach the beginning of the regulated section of the lower Vistula (dolna Wisła) River by 2020 • approx. 23.15 million m3 of bottom material disappeared in 1967–1994 on the entire eroded section, i.e. 860 thousand m3/ year on average • average lowering of the bottom on a 7 km section below the dam has exceeded 2.5 m, locally reaching a depth of 4–5 m.

Deep erosion of the river bed causes permanent reduction of the water level in the river: • in 1967–2002 low water levels in the river in the water gauge cross-section were reduced by: for low water Q = 350 m3/s: 2.60 m for mean water Q = 930 m3/s: 2.26 m for bank-full discharge Q = 2230 m3/s: 1.56 m.

• the dynamics of reduction of low water level increased in the observed periods (5–6 years) until the mid 80s; currently it is decreasing:

1967–2002

1996–2002

for low water Q = 350 m3/s

7.6 cm/year

3.3 cm/year

for mean water Q = 930 m3/s

6.1 cm/year

3.1 cm/year

for power plant water Q = 2100 m3/s

4.1 cm/year

3.1 cm/year

Consequences of erosion of the bottom and of reduction of low water level.

• Exceeding operating conditions of the barrage structures permitted in the project, which threatens their safety and proper operation: » the minimum low water levels permitted in the project were as follows: –– acc. to the structure stability condition: 44.50 m a.s.l.

–– acc. to the turbine suction height condition: 44.60 m a.s.l. (operating manual of 1989) –– acc. to the depth at the lock sill condition: 44.80 m a.s.l. » actual low water levels in the river bed (2012)

Designation of flow rate

Flow rate at Włocławek Barrage [m3/s]

Low water level at weir and power plant m nNN

Low water level at checkdam m nNN

Qgw

350

44.46

42.95

Qmin

450

44.58

43.14

Qavg

915

45.13 (2013)

44.08 (2013)

Data of 2012 and 2013 on the basis of the water gauge for low checkdam water (acc. to ASTKZ – automatic system of technical dam control) indicate that the water level below the checkdam has been reduced at approx. 1 cm/year for 350 m3/s, 2 cm/year for 450 m3/s, and 3.5 cm/year for 960 m3/s –– the project assumed support by Ciechocinek Barrage, NPP = 46.00 m a.s.l.

MinPP = 45.20 m a.s.l.

• Deterioration of operating conditions of the head earth dam, including the following: » increase in damming height » intensified filtration in the body and base of the earth dam, leading to suffosion reducing the density of the body of the dam (especially at the base of the dam body, at the lower position), as a consequence to reduction of stability coefficient of the downstream slope of the dam • Deterioration of operating conditions of the weir: » increase in damming height » intensified filtration in the ground, under the weir dock » deterioration of energy dissipation at outflow, which causes formation of vortices, consequently damage to the elements that protect the downstream apron protective and formation of bumps below rigid protective elements » increased filtration under feet of retaining walls of the right abutment of the weir, leading to slow washing of small grains from the body of the earth dam and from feet of retaining walls of the right abutment

81

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

» deterioration of conditions for passage of ice through the weir, resulting in an increase of energy of ice floe impact with the concrete bottom of the stilling basin and accelerated devastation of concrete in the weir structure and protective elements below the weir • Deterioration of operating conditions of the fish pass: » increase in damming height, leading to growing difference in water levels at the upper and lower position » increase in difference between water levels between individual baffles in the fish pass (≥ 40 cm), thus increasing flow rate in passage holes, which makes it impossible for weaker fish species to migrate upstream • Deterioration of operating conditions of the lock: » the system for filling and emptying the lock chamber may not be used in the full designed range because of the following: űű exposure of outlets of circulation channels in the lower head and lock chamber űű dangerous disturbances of water stream in the chamber and excessive water speed at the lock outflow (increased speed and vortices, washouts) űű safe height of gate valve lifting in circulation channels in the lower head was set at 20 cm (designed height: 220 cm) » the chamber emptying time was extended to approx.

1 hour » the lock is non-operational for many months because of low water depth at the lower position of the lock (approx.

1.0 m) during low flows • Deformation of the shape of the river bed, change of flow characteristics, and damage to the regulatory structure system below the barrage: » change in the cross-section, from a two-thread channel into a single thread channel, with exclusion of participation of tributaries and flood terraces » concentration of flow on the main bed, resulting in an increased erosion » foundations of the regulatory structures are located above the mean water level, and many of them are raised above water level at Qinst El. b. Loosening of the body of the earth dam and the bottom of the weir Many years of use of the power plant in the peak-intervention system, characterised by many changes of flows in the range of 350 to 2100 m3/s in 24-hour periods, has had an adverse impact on both the earth body of the dam and its base, as well as on the base of the weir, its stilling plate and weir revetments. The results of piezometric measurements indicate a close relationship between the filtration curve in the body of the dam and low water level.

In the past, rapid changes in hydraulic gradients of filtration occurred in the area between the water level in the left abutment of the earth dam and low water level as a result of frequent changes of flows. Because of high gradients, filtration caused the 82

following: • loosening of ground in the base of wall foundations • loosening of ground in the base of plates that protect the downstream apron, especially below the right span of the weir • suffosion in the body of the dam, on its left abutment.

In many examined points the density was ID < 0.3, and underwater visual inspection of the stilling plate and weir revetments has shown cones formed from the sand washed from the ground between the protective plates. Loosening of ground under the feet of retention walls at the right abutment of the weir has been observed, which threatens their stability and stability of bottom reinforcements below the outflow.

Measurements of vertical and horizontal (absolute and relative) movements of selected control points of the dam, weir, fish pass, power plant and lock have been carried out regularly from the moment of construction of Włocławek Barrage. Settling of the earth body of the dam is a natural process for this type of construction.

The analysis of results of measurements of settlement and activity in time shows that the process is running smoothly. On the basis of the data on settling, included in evaluations of the Centre for Technical Control of Dams at the Institute of Meteorology and Water Management (OTKZ IMGW) in Warsaw for Włocławek Barrage, it should be noted that over 43 years the settling process has generally run smoothly, and the total maximum values for that settling period reached 42.8-80.0 mm. Total maximum values of settling are not significantly different from settling of similar structures. Acc. to studies by the OTKZ IMGW, the settling rate has been approx.

1–2 mm/year on average. c. Damage to concrete structures Many years of use of Włocławek Barrage have also affected concrete structures. Numerous flaws caused by manufacturing defects and concrete ageing process can be observed. The following manufacturing defects should be mentioned: non-uniform concrete structure, numerous deficiencies in blocks, leaking construction joints, poor quality of closing of expansion gaps.

Effects caused by a 43-year operation include: concrete surface corrosion, concrete loss, lack of steel covering, fractures and cracks with efflorescence and damaged expansion joints. Cracks and fissures in concrete blocks are caused by water freezing in them and impacts of ice floes. d. Damage to steel structures Many years of use of Włocławek Barrage have also affected steel structures. The following can be seen on all structures: deep corrosion, which may cause loss of functionality of some devices and elements, structure loss due to corrosion or mechanical impact, destroyed damaged structural parts (bent rails, guide bars, ladders, etc.) Deep corrosion has completely blocked the bait water pipeline in the fish pass, and the mechanisms of manual drives of entrances and exists in the pass. e. Accumulation of load Systematic research shows that the tank acts as a kind of treatment plant for the river waters by gathering river load and part of

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

pollution brought by water. In spite of this, the content of heavy metals and other pollutants in sediments is comparable, in many parameters even lower, than in the cleanest Masurian Lakes.

A major operating problem is caused by waste flowing to the power plant. The amount of waste is increasing each year; this is because the river banks are not cleaned up and the Regional Water Management Board (RZGW) allocates limited funds for that purpose. The amount of incoming waste is estimated at even 5,000 m3 per year; a particularly large part comes with the spring flood wave, including up to 30 tonnes of wood.

1.4. Barrage repairs performed by 2013 a. year 2000 • Injection protection of the base of foundations plates in the right retention wall in the weir was made. Multipoint support of those plates was introduced with the use of the so-called flexible sleeve injection to form concrete columns. The injection also resulted in partial additional densification of ground between columns. This technical procedure was carried out primarily due to threatened stability of some sections of retention wall, which was indicated by geodetic measurements • Works on injection protection of the base of downstream apron plates in the weir were initiated and lasted to 2004. They were supported with concrete columns similarly to foundation plates of retention walls in the loosened areas found in tests • Checkdam for low water was constructed jointly by the following: Regional Water Management Board in Warsaw and the owner of the power plant, ENERGA Warsaw Hydro sp. z o.o. (since that year, the owner of Włocławek Power Plant has been actively engaged in repair works – in terms of both organisation and finance). b. year 2003 • Repair of deep slotted drainage system at the base of the downstream slope at the left abutment of the dam was initiated and lasted for two years; its purpose was to lower the groundwater table elevation in front of the dam, behind the weir retention wall from low water, and a significant reduction in hydraulic gradients under the retention wall (especially important for the section of the wall located on sandy ground) and the downstream apron plates in the first span of the weir. Gravel, double-layered slotted drainage system was constructed in the form of palisade with overlapping large diameter columns filled with filtration soil. Water from drainage, gathered in the collection chamber, is discharged by gravity to the lower position of the barrage, the area at the base of the downstream slope, adjacent to the right shore of the natural island left intact during construction. In design assumptions the drainage should work automatically and also protect the soil in the body of the dam against external suffosion. Analysis of pizometric measurements in the body and in front of the dam shows that after the drainage system had been put into service in 2006 the groundwater table behind the retention wall was lowered by approx. 1.5 m, then the level of water was slowly and gradually rising.

c. year 2004 • Drainage wells were made in the weir plates to reduce buoyancy. d. year 2005 • Sealing of pillar expansion joints in the weir was made. e. year 2006 • Jet grouting was made before the entire weir. f. year 2007 • The following were made to secure the foot of the downstream slope in the middle part of the dam (the area of the old river bed of the Vistula (Wisła) River to the right of the island left during construction): drainage wells to collect the water flowing from the foot of the slope and to discharge it to the so-called bay, i.e. to the lower position of the earth dam, and cover/additional loading of the foot of the slope over the entire width of the old river bed with sandy material slitted from the Vistula (Wisła) River Those works were aimed to collect and discharge waters leaking from the foot of the downstream slope in the dam to the lower position in a controlled manner, and to improve the stability of the body of the dam in the region. g. 2009 • ASTKZ of the Hydropower Plant was connected to the general ASTKZ system for the entire barrage in Włocławek with the main position located in the RZGW Inspectorate building in Włocławek. h. 2011 • Overhaul of a temporary checkdam for the lower position of the power plant, weir and fish pass was completed, thus ensuring the minimum levels for stability and proper operation of the plant. This task was carried out by shared users of the barrage: RZGW Warszawa and ENERGA Hydro. The cost of this task was over PLN 8 million, which was covered mostly by ENERGA Hydro. i. 2012 • Dredging works in the reservoir basin (contribution of EH in the task costs: nearly PLN 2 million) and works related to filling of potholes in the weir and to removal of mud (contribution of ENERGA Hydro: PLN 0.8 million). j. 2013 • Continuation of dredging works in the reservoir basin (estimated contribution of EH: PLN 3.3 million) and works related to filling of potholes in the weir (the share amount planned by EH: PLN 0.8 million). There are also plans to restore the reserve of tetrapods used in 2012 for filling of pothole (estimated contribution of EH: PLN 0.35 million).

83

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

The scope of repair and maintenance works in the area of the reservoir and dam has been gradually increasing since 2000.

It is affected by growing cooperation of two main users of the barrage: Regional Water Management Board in Warsaw and ENERGA Hydro. The financial and material scope of that cooperation is shown in Tab. 1.

There is no doubt that the aforementioned works will significantly extend the period of operation of structures at Włocławek Barrage, including: head dam, technical control system, weir, fish pass, power plant and lock. However, they can not permanently stop the lowering of the bottom at the lower position, which threatens the safety of Włocławek Barrage.

The temporary checkdams are used only for damming the weir, fish pass and power plant. The lock and the head dam still operate under increased damming, unpredicted by the designers.

1.5. Planned repairs of the barrage Based on the agreement of 2009 with the RZGW in Warsaw Hydroprojekt sp. z o.o. has prepared design documentation “Reconstruction and Repair of Structures at the Barrage in Włocławek: Head Dam, Control and Measurement System (ASTKZ), Weir, Lock with Outer Harbour and Fish Pass – Włocławek District, Kujawsko-Pomorskie Voivodeship”. Under the agreement concluded in Warsaw with RZGW ENERGA Hydro will cover the entire costs associated with preparation of the project (cost: PLN 6.6 million). In accordance with the Terms of Reference (ToR), the scope of study will include the following structures (determined in the agreement): • Structure 1 – improvement of density of the body and base of the head dam, construction of filtration barrier along the retention wall at the left abutment of the dam • Structure 2 – expansion of the automatic control and measuring system (ASTKZ) in the barrage • Structure 3 – repair of the weir in terms of structure, mechanical and electrical equipment • Structure 4 – repair of the lock and outer harbours • Structure 5 – reconstruction of fish pass.

Works included in the Operational Programme Infrastructure and Environment “Improvement of Technical Condition and Flood Safety of Włocławek Barrage” – deepening and silting of outwash at the reservoir entrance (Płock area) – should be added to the aforementioned tasks. Those works have not yet been carried out, so their cost is tens of millions of PLN. Their implementation will improve the navigability in the reservoir and control of flood waters, as well as prevent the formation of ice jamming at the reservoir entrance, thus increasing the flood safety above the reservoir.

At the same time, the following are planned: extension of the dam crest on the section from the right abutment to the exit to the lower position, along the national road from the downstream side, construction of complementary section of the side dam, barrage in Wistka and discharge of drainage water on the left abutment of the dam.

The following are to be performed as part of the planned repair works: 84

For the head dam equipment • Improvement of density of the body and base of the dam in the area adjacent to the weir abutment and in the area of the downstream slope adjacent to the stone heap in the central part of the dam • Installation of complementary filtration barrier along the retention wall at the right abutment of the weir, with reconstruction of the existing drainages located behind the weir wall, in the left abutment of the earth dam • Inclusion of all the piezometer operating in the body and base of the dam to the ASTKZ • Extension of the dam crest (due to pedestrian and bicycle traffic systematically increasing at this point, causing risk of accidents) from the low water side, on the section from the the car park on the right abutment of the dam to the exit to the lower position of the dam • Improvement of the quality of concrete protective elements for the upstream slope of the dam.

For the automatic system for technical dam control (ASTKZ) • Gradual disassembly of the old system with control and instrumentation equipment (AkPiA) to maintain continuity of monitoring of the barrage condition during repairs • Installation of control and instrumentation equipment and the new automatic system for technical dam control, integrated with the hydropower plant system. The new system includes all components of Włocławek Barrage.

For the weir equipment In the underwater part – mainly sealing of expansion joints and gaps in retention wall, overflow edges, pillars, and related works.

In the above-water part – mainly repair of expansion joints and gaps in retention walls of abutments and pillars, removal of cracks and gaps, supplementation of concrete losses, securing the surface of concrete structure, repairs of seals, repairs of steel elements in the weir and communications equipment.

For the lock equipment Overhaul of the lock with all equipment, and main and associated objects is planned, including: • concrete in the lock structure and guide bars in outer harbours • concrete plates used for protection in outer harbours • steel elements in the lock structure and in its equipment • pedestrian, bicycle, horizontal and vertical passageways • drainage system.

For the fish pass There are plans to converse the existing fish pass from Larinier type type to vertical-slot type and to adapt its parameters to the current guidelines for migratory fish species typical of this segment of the Vistula (Wisła) River, such as: barbel, common nase, lamprey, vimba bream, sea trout and salmon, in accordance with the arrangements made with the Team for Protection and Development of Living Aquatic Resources and the FAO expert acting within the Technical Cooperation Project TCP/POL/3201 with the FAO experts, implemented in consultation with the government of the Republic of Poland.

The reconstruction will be thorough, resulting in creation of a new fish pass structure, with the parameters compatible with the guidelines contained in the study of FAO/DVWK, Fish passes

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

– Design, dimensions and monitoring. Rome, FAO, 2002.

An interesting feature available for everybody and aimed at increasing the attractiveness of visits to the power plant will be two windows for observation of fish migration through the fish pass (for researchers and visitors) and a fish trap (for periodic catches for research purposes).

2. Power plant operation 2.1. Brief history of Włocławek Power Plant In November 1971 the barrage structures were distributed between two ministries, responsible for water and energy management in Poland. The reservoir and the head dam, weir, fish pass and navigation lock were assigned to the Central Office of Water Management (Centralny Urząd Gospodarki Wodnej), and to the subordinate District Water Management Board in Warsaw (Okręgowy Zarząd Wodny w Warszawie), whereas the hydropower plant was managed by the Power Distribution Company for the Northern District in Bydgoszcz (Zakłady Energetyczne Okręgu Północnego w Bydgoszczy) in the then Energy Union (Zjednoczenie Energetyki).

The Group of Hydropower Plants in Straszyn (Zespół Elektrowni Wodnych w Straszynie) was responsible for operation of Włocławek Power Plant and most hydropower plants in the Central Pomerania (Pomorze Środkowe) which were the members of the Power Distribution Company for the Northern District in Bydgoszcz until 1973. Already in spring 1968, the then Deputy Director for Technical Affairs, Stanislaw Cicholski, got the delegation of the Director of the Power Distribution Company for the Northern District in Bydgoszcz (ZEOPn) to represent the interests of the energy sector, i.e. ZEOPn – the future owner of the power plant, in the site during advanced stage of construction of Włocławek Barrage.

The power plant launched under the management of Stanisław Cicholski was complete in 1971, and Stanisław Cicholski began to act as the power plant manager, still within the structure of the Group of Hydropower Plants in Straszyn.

After reorganisation of the energy department in 1973, hydropower plants in Gródek and Żur on the Wda and in Włocławek formed the Hydropower Plant Region based in Włocławek, subordinated to the Power Distribution Plant in Toruń.

In 1976, with the introduction of the new administrative division in the country, the Hydropower Plant Region in Włocławek was dissolved, and the Power Distribution Plant in Toruń began to use Włocłwek Power Plant. A company named Elektrownia Wodna we Włocławku sp. z o.o. was established in the framework of the above-mentioned enterprise on 1 March 1998, with the range of activity including full operation of the power plant – electricity production and keeping the power and hydroelectric devices in operation and in readiness.

On July 2007 Włocławek Power Plant became part of ENERGA Elektrownie Straszyn sp. z o.o. (currently: ENERGA Hydro sp. z o.o.), a company established as a result of transformation of the Group of Hydropower Plants in Straszyn, meaning that the power plant “has returned to its place” after 30 years.

2.2. Basic technical parameters of the plant • installed discharge of 6 turbines: 2,190 m3/s • installed capacity: 160.2 MW • working discharge of 6 turbines: 1,860 m3/s • power rating per turbine: 27,8 MW • turbine rotor diameter: 8.0 m • elevation of turbine rotor axis: 47.00 m a.s.l.

• generator apparent/active power: 31.8 MVA/26.7 MW • acceptable head range: 5.2–12.7 m • maximum annual production (2010): 1,043 GWh • average production (1971–2010): 747 GWh/year.

Włocławek Power Plant (ENERGA Hydro received approval to use that name from the City Council in Włocławek) with installed capacity of more than 160 MW and energy production of 700 GWh per year is the largest run-of-river power plant in Poland.

It generates over 20% of the electricity produced in the national hydropower plants.

2.3. Hydro-engineering structure of the hydropower plant Concrete in the plant was thoroughly tested by the Institute of Civil Engineering at the Wrocław University of Technology.

The issue was addressed as a result of quite numerous cracks of concrete in connection with water leaking through it. It was necessary to examine the nature of cracks and whether the leaking water may have a destructive effect on concrete.

The results of works of the Wrocław University of Technology allow us to formulate the following conclusions: • concrete condition in Włocławek Hydropower Plant does not endanger the structural safety • injection and reinforcing operations are necessary, and should involve modification of the concrete microstructure; the same applies to surface sealing of that concrete • water leaking through the system of cracks does not cause any major corrosion processes in concrete and reinforcement • regular monitoring of all leaks in concrete of Włocławek Power Plant is necessary • suction pipes should be emptied only when it is absolutely necessary – however, efforts should be made to empty the pipes at low water levels, as quickly as possible.

At the request of ENERGA Hydro, in connection with failures of the previous long-term sealing works carried out indoors (galleries, suction pipes), the authors of comprehensive evaluation referred to the opinion expressed by the power plant, which recognised that sealing of concrete at contact point with the reservoir water is a priority. This applies to the area where waters under full pressure infiltrate deep into concrete, and their secondary effect are leaks to interior rooms. Sealing of water leakage points will not have a significant impact on intensity of filtration processes in the structure as a whole.

The final evaluation reads as follows: “It is, of course, possible to apply a different generation of concrete seals – in the form of geomembranes, which can also be used successfully on the upstream side. They are quite widely used around the world, particularly in the case of high intensity of cracks. They may be 85

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

successfully applied to the structure concrete on the upstream side, also underwater.”

Other relevant data on the stability and safety of the power plant, based on annual evaluations prepared by the Centre for Technical Control of Dams at the Institute of Meteorology and Water Management (IMGW), does not indicate that the results of the measurements of structure displacement deviate from acceptable and expected values.

Regular controls (ASTKZ) of indicators for movement of the plant on the ground and on the deeper Miocene layer, with 5-minute time steps, show lack of risks caused by loss of stability by the structure. Similarly, the indications of piezometers and deep drainage wells show that hydrostatic pressure in the ground is at the level of low water elevation. Feeler gauges installed on two main expansion joints indicate only seasonal changes caused by temperature variations.

The amount of leakage through the plant concrete is 5–30 l/min, depending on the season. Those values are significantly lower than the ones determined for such structures, in particular when the age of the plant is taken into account.

Bottom below the plant – bathymetric measurements carried out since 2008 do not indicate any major losses in the bottom in the area to the checkdam. The average reduction of the bottom level below the barrage is approx. 4 cm/year.

It was determined that the life of the checkdam would be 10 years, to the construction of the next barrage. That barrage was never built – restoration of the checkdam was necessary after 10 years.

2.4. Failure rate of equipment in the power plant a) Failure rate of hydroelectric sets in the power plant Sealing of turbine rotors In the first years of operation there were problems with sealing of turbine rotors, resulting in frequent failures and oil leaks from the control system to the Vistula (Wisła) River. Approx. in 1975 the seal type was changed, and no longer had to be replaced each year. In the subsequent years, the seal bonding technology was changed from curing into gluing using Loctite 495 adhesive. Because of the sizes of the turbine and the seal it is necessary to cut it before assembly and gluing at the propeller. The seal has a diameter of 1280 mm and is made by pressing in the form. Own mixture recipe was developed at the beginning of the 90s. Currently, seal failures occur only occasionally (once every few years).

Wear of turbine inlet guide vanes Turbine inlet guide vanes were made of ordinary steel and placed in wooden bearings (lignum vitae). In the 80s. the pins in vanes and bearings began to fret, resulting in large water leaks. The manufacturer of turbines proposed a new type of bearing made of composite material (teflon, caproate, epoxide) and a new set of vanes with rust-proof pins. New blades were installed in hydroelectric set (Hz 2); the removed blades were regenerated and installed on other hydroelectric sets. Now, after more than 20 years, there are no more problems with the bearings.

86

Imbalance of turbines At the end of the 1980s. it was found that the dynamic condition of two turbines, Hz 1 and Hz 3, deteriorated – vibrations of the shaft within the rubber bearing reached 2 mm because of imbalance. Dynamic condition of turbines was tested, but the cause was not found. One-sided wear of shaft cover within the rubber bearing was found after disassembly of hydroelectric sets.

Covers were regenerated during overhaul of turbines. Significant differences in weights of individual vanes were found after their disassembly. The vanes weighed 14.5–15.3 tonnes, resulting in large imbalance. Differences in sizes of vanes were also observed: the blade width was approx. 5 m, with differences of up to 90 mm. Once the overhaul was complete, Hydropomp Łódź was contracted to balance rotors in hydroelectric sets Hz 1 and Hz 3. Approx. 2 tonnes of hot lead were poured to balance the bossing, whereas 150 tonne weights were welded in the rotor of hydroelectric set Hz 1. The dynamic condition was significantly improved and is within acceptable limits.

Wear of turbine control units Original control units were made by LMZ Leningrad. After 30 years they were not suitable for further operation. Sleeves of actuators were worn out, and the control system based on magnetic amplifiers was obsolete. This resulted in an improper control and in difficulties with meeting the performance parameters in turbines. Because at the end of the 1990s. the Russians refused to cooperate, modernisation was carried out by the Institute of Power Engineering in Gdańsk. b) Failure rate of electrical equipment 1999 • short circuit at power evacuation from generator no. 6 – flooding during repair of the roof of the machinery room 2000 • grounding of pole shoe at rotor of generator no. 4 – replacement of the pole shoe • damaged concrete at the point of support of the stator housing of generator no. 5 caused bz vibration (short circuit in the 110 kV grid) 2002 • grounding of pole shoe at rotor of generator no. 6 – repair of the pole shoe • grounding of pole shoe at rotor of generator no. 1 – repair of the pole shoe 2007 • grounding of the stator of generator no. 1 – breakdown of insulation during voltage test (replacement of 17 stator winding bars) 2010 • damage to the breaker compartment in generator no. 1 on phase L1 – replacement of the breaker

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

2011 • damage to lightning protector on the 110 kV side of unit no.

1 – emergency transformer shutdown 2012 • damage to the valve on the pipeline connecting the conservator with the transformer tank in block no. 3 – oil leak.

2.5. Repair of equipment in the power plant a) Repair of hydroelectric sets In the first period from 1970 to 1983 hydroelectric sets were repaired once a year. Repairs were carried out by Zakład Remontowy Energetyki Gdańsk. The scope of repair included: • inspection of bearing in hydroelectric set with backlash removal • cleaning of bearing coolers and generator • replacement of seals of the inlet guide vanes • inspection of seals of the turbine rotor • repair of faults caused by operation.

Since 1984 repairs of turbines have been carried out by own teams within the plant.

The first signs of wear of hydroelectric sets could be seen after 20 years of operation, and modernisation of all the hydroelectric sets began:

Tasks of RZGW Icebreaking Dredging works in the reservoir basin Maintenance of drainage network Electricity costs

1982 – the first general overhaul of hydroelectric set Hz 4, caused by frequent activation of oil pumps in the turbine control system.

After disassembling the hydroelectric set, seizure of piston and piston grooves were found on the piston controlling the turbine rotor blades. After 20 years, the situation was repeated, and seizure occurred again. The reasons could not be found despite analysis of measurements. Problems with turbine control still happen. After consultation with the manufacturer of turbines it was found that there were probably errors in production of the rotor – difficult to find due to its size and weight. The rotor piston is 2 meters in diameter, and a complete rotor weighs 114 tonnes. In 1995 the manufacturer of turbines, NPO Turboatom, proposed replacement of turbine rotors with more modern version, including change of vane sealing 1989–1994 – general overhauls of inlet guides with replacement of inlet guide vanes in hydroelectric set Hz 2 and regeneration of vane pins in other hydroelectric sets. At the same time, wooden vane bearings were replaced with composite bearings supplied by the manufacturer of turbines, Turboatom Charków 1999–2004 – general overhauls of turbines with disassembly of hydroelectric sets and regeneration of turbine rotors and turbine shafts. Once the cycle of overhaul was complete it was necessary to balance two hydroelectric sets where imbalance of shafts exceeded limit values

2010

2011

2012

TOTAL

RZGW

ENERGA

TOTAL

RZGW

ENERGA

TOTAL

RZGW

ENERGA

4,000

3,000

1,000

3,100

2,325

775

4,750

1,663

3,088

–

–

–

–

–

–

5,300

1,855

3,445

1 000

–

1 000

1 300

0

1 300

1 400

490

910

750

–

740

1 300

0

1 300

1 400

490

910

Ongoing maintenance costs: pumping stations, side dams, head dam, weir back-up dam, floodgate

2 000

1 000

1 000

800

400

400

1 200

420

780

Repair of checkdam

3100

0

3 100

850

0

850

–

–

–

1 250

438

813

154

286

Filling of potholes on downstream apron in the weir

–

–

–

–

–

–

Removal and installation of pancake ice bulkheads

180

108

72

200

120

80

440

Compensation for negative effects of damming

100

60

40

110

55

55

110

39

72

Restoration of the drainage system for N. Duninów

380

0

380

–

–

–

–

–

–

Water quality impact assessment and update of water management permit

150

75

75

154

77

77

–

–

–

Maintenance of ASTKZ

32

16

16

40

20

20

30

11

20

Inspection of alarm system

52

26

26

60

30

30

42

15

27

Underwater inspection of the barrage after flow of spring waters

90

45

45

–

–

–

–

–

–

Maintenance of gate valves no. 4 and 6

20

10

10

–

–

–

–

–

–

Caulking of gate valves in the weir

18

9

9

–

–

–

–

–

–

–

–

15

Maintenance of hoists Assessment of technical condition of the bridge TOTAL Share in costs

–

– 5

10

–

–

–

–

–

15

5

10

11 872

4 349

7 523

7 914

3 027

4 887

15 952

5 583

10 369

100%

36,6%

63,4%

100%

38,2%

61,8%

100%

35%

65%

Tab. 1. Maintenance costs for Włocławek barrage in 2010–2012 87

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

Włocławek Power Plant*

Unit

2007**

2008

2009

2010

2011

2012

2013 (plan)

Production

MWH

757,806

698,073

820,161

1,102,609

856,973

603,524

760,068

Total costs

tys. zł

19,169

32,208

27,229

40,354

31,518

43,828

48,581

1. Direct maintenance costs

tys. zł

15,037

29,491

24,073

36,750

26,161

25,887

26,405

• maintenance cost for the barrage, share of RZGW

tys. zł

–

–

–

4,482

3,144

7,679

10,387

• other operating costs

tys. zł

15,037

26,473

20,974

32,268

23,016

18,208

16,018

tys. zł

4,132

2,718

3,155

3,604

5,357

17,941

22,176

2. Indirect maintenance costs • markup on departmental costs

tys. zł

0

773

940

1,158

2,360

7,379

7,874

• markup on overhead costs

tys. zł

4,132

1,945

2,216

2,447

2,998

10,561

14,302

tys. zł

2,794

14,165

7,692

11,284

15,465

13,613

7,830

Modernisation expenses incurred

* Włocławek Power Plant in the Structure of ENERGA Hydro since 2007 ** 2007 – production, entire year, costs for second half of the year Tab. 2. Production and maintenance costs for Włocławek power plant in 2007–2013, source: Controlling and Analysis Department at ENERGA Hydro sp. z o.o. (20 June 2013)

2001–2002 – modernisation of turbine control systems and manufacturing of new control units by the Institute of Power Engineering in Gdańsk

2013 – a computer system for supervising the plant operation is being installed.

2007–2012 – modernisation of generator stators by Alstom Wrocław

Structures in the hydraulic structures of Włocławek Barrage were maintained and repaired at the expense and with the effort of water management units. The costs of maintenance, repairs and modernisations of the power plant were borne by the owner of the plants. Such a procedure was applied until 2000, when RZGW in Warsaw and the owner of the plant made a joint decision to construct the checkdam for the low water position of the plant and weir.

Thus, they initiated the period in which maintenance of the barrage is co-financed by its users – RZGW in Warsaw and ENERGA Group (currently by the company ENERGA Hydro sp. z o.o.)., with the exception of objects associated with navigation and lock.

A system for distribution of maintenance and task costs was developed, then confirmed by provisions of the next water management permit, which defines the following proportions: ENERGA – 65%, RZGW – 35%.

On the basis of the statements of maintenance costs for structures in the barrage (Tab. 1) and in the power plant (Tab. 2) from the point of view of ENEREGA Hydro, we can assess the extent of works related to maintenance of the barrage, as well as the proportions of operating costs for the barrage and the power plant. The power plant maintenance costs are several times (from approx. 2.4 to approx. 7-times, in respective years) higher than the barrage maintenance costs.

The presented costs apply only to maintenance of the barrage, excluding maintenance costs for the power plants and lock.

The statement of maintenance costs for the barrage show their variability in respective years. This is largely determined by financial potential of users. The following proportions are fixed: the largest part of maintenance costs for the barrage (30 to 40%, depending on availability of resources and ice conditions) are incurred for icebreaking each year. We should, however, expect a change in proportions if the task involving dredging of the reservoir and removal of outwash, especially in the initial zone of the reservoir.

2013 – installation of a new system for monitoring vibration in hydroelectric sets.

In addition to those large-scale repair and modernisation works, the following repairs and modernisations of auxiliary equipment were carried out: • replacement of valves on locks on the upper water side (valves designed by Energoprojekt Gdańsk, manufactured by FUGO Konin) • replacement of compressors • replacement of process water pumps • overhaul of trash screens • replacement of two oil pumps • overhaul of oil system.

Works planned for the coming years: • upgrade of the turbine cooling system • replacement of oil pumps (ultimately 10 pumps) • installation of a new grille cleaner. b) Modernisation of electrical equipment 2001–2002, replacement of speed governors (type: RTKS-12) 2002–2004 – replacement of voltage regulators G1 – G6 (type: RNGA-5) 2007–2012 – replacement of static excitation systems with new voltage regulators (type: WGSY-37, generators G1 – G6) 2007–2012 – installation of systems for measuring air gap, magnetic flux, vibration of stator bars and temperatures of stator bars in generators G1 - G6 (VibroSystem) 88

3. Maintenance costs

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

4. Summary Due to the high availability of all components and relatively low maintenance costs, the barrage with the plant and lock is a functional facility, useful from many points of view: • economic: navigation, tourism and recreation • power sector • flood protection • impact on the environment: improvement of hydrographic conditions in the area of impact, purification of waters in the Vistula (Wisła) River, development of ecosystem.

Respective owners of the power plant have operated in conditions of significant business benefits throughout years of work of the facility. This was facilitated by the following in respective periods: • variation in daily demand for electricity and associated differences in energy prices • favourable prices of electricity coming from renewable sources, which undoubtedly includes hydropower.

Reservoir Over 40 years of operation the reservoir has developed its own rich ecosystem. Certain stabilization of the groundwater level and its increase above the dam have prevented environmental degradation of the river valley, which involves its drying as a result of low precipitation rate in the region and forcing of river into the bottom. A huge forest complex in the Gostyniński Landscape Park has been revived and is developing. The resulting ecosystem was populated with many new species of fauna, including rare species of birds such as: common gull, heron, cormorant and white-tailed eagles, whose populations are increasing. Animals vulnerable to water pollution, such as otters and beavers, also appeared in the region. There are more species of fish in water than before damming. The presence of catfish was found in the reservoir, with sizes of individual specimens exceeding even 2 metres. This is a well-functioning natural system.

The reservoir, called the Włocławek Lake, has become an interesting recreational location. It is fostered by good conditions for recreational sailing and for organising regatta, especially for lovers of inland navigation and fishing. Recreational facilities have been developed in the form of private lodgings, agritourism farms, recreation centres and ports for sailing equipment. Fishing is also developing in the area.

Dam Permanent slowing down of the erosion process below the bottom and ensuring adequate operation of structures, which will surely extend their service life, may be caused by the following projects: 1) construction of several additional spans in the weir, leading to reduction of dependable flow rate at the end of revetments of the weir and power plant to 30 m3/s/m (compared to the current value of 42 m3/s/m).

2) supporting of Włocławek Barrage with damming of the second solid barrage with standard damming equal to the level assumed in the design for Włocławek Barrage.

Mechanical section After more than 40 years of operation the condition of turbines is good, failures are not too frequent. The modernisations have improved their condition and they can continue to operate without failures. After 10 years of operation of the power plant it was thought that the life of its equipment is planned for 30–50 years. Experience gained from operation of the power plant clearly indicates another 40 years of its use.

Electrical section Electrical equipment of primary and secondary circuits operates practically without any failures. They require periodic maintenance and modernisation, resulting from technological and technical progress in this field, which lead to improved operation and optimisation of operating costs.

After modernisation of generators carried out by Alstom, they can be overloaded to 31 MW, which allows using increased inflows to the reservoir more efficiently.

The barrage and power plant have been working for more than 40 years. None of the components in the barrage, hydraulic structure and power plant show failure rate beyond the operating standards. Experience shows that further decades of failure-free operation can be expected, with maintenance costs still significantly lower than the comprehensive benefits obtained from operation of the barrage and its components.

5. Conclusion The following institutions should be mentioned due to historical obligation and to remind which entities carried out the investments related to the barrage and power plant in Włocławek: Central investor: Centralny Urząd Gospodarki Wodnej, Warsaw Direct investor: Zarząd Inwestycji Budowy Kaskady Dolnej Wisły, Włocławek.

General contractors: Warszawskie Przedsiębiorstwo Budownictwa Wodno-Inżynierskiego Hydrobudowa – 1; Włocławskie Przedsiębiorstwo Budownictwa WodnoInżynierskiego Hydrobudowa – 11; Przedsiębiorstwo Geologiczno-Inżynierskie Budownictwa Wodnego Hydrogeo in Warsaw.

Subcontractors: Energomontaż-Południe, Katowice; Elektrobudowa, Katowice; Mostostal, Gdańsk; Okręgowy Zarząd Wodny, Warsaw; Przedsiębiorstwo Hydrologiczne, Gdańsk; Płockie Przedsiębiorstwo Robót Mostowych; Włocławskie Przedsiębiorstwo Budownictwa Ogólnego.

Project Management Office: Centralne Biuro Studiów i Projektów Budownictwa Wodnego Hydroprojekt, Warsaw-Włocławek.

Cooperating offices: Biuro Studiów i Projektów Energetycznych Energoprojekt, Warsaw; Warszawskie Biuro Studiów i Projektów Transportu Drogowego i Lotniczego Transprojekt.

Suppliers: Charkowskij Turbinnyj Zawod, Kharkiv; Uralelektrotiażmasz, Sverdlovsk; Leningradskij Mietaliczeskij Zawod, Leningrad; Miecha- niczeskij Zawod, Zaporizhia; Zjednoczenie Przemysłu Budowy Maszyn Ciężkich – Zemak, Warsaw; Fabryka Maszyn i Urządzeń – Femak, Kluczbork; Fabryka Transformatorów i Aparatury Trakcyjnej – Elta, Łódź; 89

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | 79–90

Pomorskie Zakłady Budowy Maszyn – Makrum, Bydgoszcz; Zjednoczenie Przemysłu Budowy Urządzeń Chemicznych – Chemak, Warsaw; Skierniewickie Zakłady Budowy Urządzeń Chemicznych Chemostal, Skierniewice.

REFERENCES 1. Koncepcja przebudowy i remontu obiektów SW Włocławek [Concept of reconstruction and renovation of facilities in Włocławek Barrage], DHV Hydroprojekt, Warsaw 2009.

2. Projekt budowlany przebudowy i remontu obiektów SW Włocławek [Building permit design for reconstruction and renovation of facilities in Włocławek Barrage], DHV Hydroprojekt, Warsaw 2011.

3. Projekt budowlany przebudowy i remontu obiektów SW Włocławek [Detailed design for reconstruction and renovation of facilities in Włocławek Barrage], DHV Hydroprojekt, Warsaw 2012.

4. Elektrownia Wodna Włocławek [Włocławek Hydropower Plant], 1970–2012, ENERGA Hydro sp. z o.o., Issue No. 4, Pruszcz Gdański 2012.

5. Pomiary konsumpcji dolnego stanowiska jazu i elektrowni, lata 2009–2010 [Consumption measurements for lower position of the weir and power plant, 2009–2010], ENERGA Hydro sp. z o.o.

Andrzej Tersa Electrical power engineer ENERGA Hydro sp. z o.o. e-mail: andrzej.tersa@energa.pl Electrical power engineer, a graduate of the Gdańsk University of Technology. From 1969 acted as Vice President of the Board of Hydro ENERGA sp. z o.o. in ENERGA Group (previously Power Distribution Company in Gdańsk). In 2000 he was transferred to the Department of Hydropower Plants in Straszyn, which was transformed into a company in 2003. In 2003–2013 he acted as President of the Board of ENERGA Hydro, and managed successive acquisitions and consolidations of water assets in ENERGA Group. He has been Vice President of the Board since August 2013.

90

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 79–90

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 79–90. When referring to the article please refer to the original text.

PL

Stopień wodny we Włocławku Autor

Andrzej Tersa

Słowa kluczowe

Kaskada Dolnej Wisły, stopień wodny Włocławek, elektrownia Włocławek, Hydroprojekt Warszawa, eksploatacja stopnia wodnego, remonty stopnia wodnego, eksploatacja elektrowni, awaryjność urządzeń elektrowni, koszty utrzymania obiektów stopnia wodnego

Streszczenie

Stopień wodny (SW) Włocławek był zaprojektowany jako jeden z ośmiu stopni Kaskady Dolnej Wisły, zlokalizowany na 674,85 km rzeki. Zaprojektowany i zbudowany całkowicie przez polskie firmy. Jedynie turbiny były produkcji radzieckiej.

Kolejny stopień (w Ciechocinku) nie powstał, wielkie wody wezbraniowe przechodzące przez stopień erodowały dno na dolnym stanowisku, a elektrownia, pracując szczytowo wiele lat, przyczyniała się również do przyspieszonej erozji koryta rzeki poniżej stopnia, obniżania się z roku na rok poziomów dna rzeki, a w konsekwencji również zwierciadła wody dolnej.

Kolejne decyzje o pozwoleniu wodnoprawnym, jako przeciwdziałanie destrukcyjnemu oddziaływaniu szczytowej pracy elektrowni, zakazały pracy elektrowni przy zmieniającym się poziomie wody górnej, wprowadzając dodatkowe obostrzenia warunków dalszej pracy stopnia.

Do najistotniejszych skutków ponad 43-letniej eksploatacji SW Włocławek, pierwszego w niezrealizowanej kaskadzie, należy zaliczyć: erozję i obniżenie poziomu wody na dolnym stanowisku, rozluźnienie korpusu zapory ziemnej i podłoża jazu, niszczenie konstrukcji betonowych, niszczenie konstrukcji stalowych czy akumulację niesionego rumowiska w zbiorniku włocławskim.

W pierwszym okresie eksploatacji zarówno stopnia wodnego, jak i elektrowni nie notowano znaczących awarii, a eksploatacja przebiegała bez zakłóceń, wyłączając rok 1982, kiedy to potężny zator lodowy w okolicach Płocka przyczynił się do powodzi. Oznacza to również niewysokie koszty eksploatacji stopnia.

Ostatnie piętnastolecie to okres zwiększonej awaryjności obiektów i urządzeń stopnia wynikającej z długiego okresu eksploatacji, a za tym konieczności remontów i modernizacji. To również okres zwiększonych nakładów.

1. Eksploatacja stopnia wodnego Włocławek 1.1. Krótka charakterystyka SW Stopień wodny Włocławek projektowano w Hydroprojekcie w latach 1953–1959 jako element Kaskady Dolnej Wisły. Generalnym projektantem stopnia Włocławek i współautorem koncepcji kaskady był mgr inż. Stefan Czernik. Już w trakcie budowy funkcję generalnego projektanta przejął dr Eryk Bobiński. Projekt wstępny stopnia został zatwierdzony i rząd w 1959 roku podjął decyzję o budowie.

W latach 1960–1965 trwały prace nad projektami technicznymi poszczególnych obiektów stopnia. Głównymi projektantami podstawowych obiektów stopnia byli: elektrowni – Antoni Zimmermann, jazu – Janusz Bielakowski, śluzy – Leszek Biegała, zapory czołowej – Halina Sochocka, zapór bocznych – Bogumił Karczewski i Witold Stefaniak, awanportów i regulacji koryta – Kazimierz Aleksiński, organizacji budowy – Witold Krzepkowski. Główni projektanci koordynowali prace zespołów i pracowni branżowych Hydroprojektu oraz Energoprojektu Warszawa. Projekt mostu drogowego powstał w Transprojekcie Warszawa. Prace na placu budowy ruszyły w 1962 roku.

Zanim rozpoczęto budowę, w latach 1960–1961 projekt poddano tzw. rewizji oszczędnościowej. Była to ogólnokrajowa akcja podjęta na skutek zbyt szerokiego wówczas frontu inwestycyjnego, chronicznej choroby gospodarki socjalistycznej. Warunkiem realizacji projektu inwestycji, postawionym przez władze, było dokonanie oszczędności w zestawieniu kosztów budowy. Do przeprowadzenia rewizji powołano zespoły ekspertów nieuczestniczących w projekcie i generalnego projektanta w roli obserwatora. Zespół taki miał pełną swobodę

w dokonywaniu zmian w projekcie w celu uzyskania oszczędności, nie ponosząc przy tym żadnej odpowiedzialności za podjęte decyzje. Decyzje te stały się przyczyną istotnych problemów i zagrożeń występujących na stopniu i zbiorniku Włocławek przez cały okres eksploatacji. Wśród nich należy wymienić: • obniżenie oszacowania wartości liczbowej wody miarodajnej i kontrolnej oraz odpowiednio zredukowanie liczby świateł jazu z 12 do 10 • obniżenie korony zapory i przejścia drogowego przez stopień z rzędnej 61,00 do 60,20 m n.p.m.

• obniżenie klasy zapór bocznych w rejonie Płocka.

Pierwsza decyzja oznaczała zmniejszenie przepustowości stopnia na przejście wielkiej wody i lodów – problem poważny, czekający na rozwiązanie. Druga decyzja oznaczała zmniejszenie zapasu bezpieczeństwa przy przejściu wielkiej wody i powstaniu nadpiętrzenia górnej wody większego, niż założono w projekcie. Konsekwencją decyzji trzeciej było przelanie się przez zapory boczne wody spiętrzonej zatorem w styczniu 1982 roku. Poziom wody przekraczał wówczas 1 m nad koroną zapór bocznych.

SW Włocławek był pomyslany jako jeden z ośmiu stopni Kaskady Dolnej Wisły, zlokalizowany na 674,85 km rzeki.

Zaprojektowany i zbudowany całkowicie przez polskie firmy. Jedynie turbiny były produkcji radzieckiej (listę uczestników realizacji inwestycji opublikowano na końcu artykułu). Hydrauliczne badania modelowe zostały wykonane w Instytucie Budownictwa Wodnego PAN w Gdańsku.

Oficjalnie został oddany do eksploatacji 17 października 1970 roku. Uruchomienie pierwszych turbozespołów elektrowni nastąpiło jesienią 1969 roku, a śluzy latem

1969 roku. Niestety, z powodu pogarszania się kondycji gospodarczej kraju program budowy Kaskady Dolnej Wisły załamał się, a SW Włocławek pozostał jedynym zrealizowanym dotychczas stopniem na tym odcinku rzeki.

Planowano, że po wybudowaniu kolejnego stopnia, w celu optymalnego wykorzystania elektrowni wodnej stosowana będzie praca szczytowa, umożliwiająca wielokrotne uruchamianie hydrozespołów w ciągu doby, zachowując obligatoryjną zasadę utrzymywania poziomu górnej wody w strefie między rzędnymi 56,50–57,30 m n.p.m.

Innymi słowy zakładano, że utrzymywanie poziomu wody na dolnym stanowisku stopnia Włocławek przez następny stopień miało umożliwiać całkowite wyłączanie obiektu na kilka godzin i gromadzenie w ten sposób wody na godziny zapotrzebowania szczytowego. Do czasu ukończenia kolejnego stopnia w Ciechocinku założono też konieczność przepuszczania przez całą dobę ustalonego minimalnego przepływu, gwarantującego niezbędne napełnianie koryta rzeki poniżej stopnia, co wymuszało pracę w godzinach, kiedy energia była tańsza i w nadmiarze. Praca szczytowa i interwencyjna przewidywana była jedynie przy zużywaniu nadwyżek wody.

Kolejny stopień w Ciechocinku nie powstał, wielkie wody wezbraniowe przechodzące przez stopień erodowały dno na dolnym stanowisku, a elektrownia, pracując szczytowo wiele lat, przyczyniała się również do przyspieszonej erozji koryta rzeki poniżej stopnia, obniżania się z roku na rok poziomów dna rzeki, a w konsekwencji również zwierciadła wody dolnej.

Szczęśliwie zmiany te zbiegły się z ewolucją dobowego przebiegu zapotrzebowania na energię i moc elektryczną. Złagodzeniu uległy przebiegi tzw. dolin i szczytów obciążenia energetycznego Krajowego

91

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 79–90

Systemu Elektroenergetycznego, a przepływowa praca elektrowni, bazująca jedynie na dopływie, okazała się pracą optymalną z punktu widzenia korzyści finansowych.

Eksploatacja SW Włocławek wraz z elektrownią trwa już ponad 43 lata. W skład stopnia wchodzą następujące obiekty: • zapora czołowa (ziemna, filtracyjna, wysokość 20 m, długość 635 m) • jaz (betonowy, dokowy, 10 . 20 m, szerokość 245 m) • przepławka dla ryb (komorowa, kaskadowa, 33 komory, spad między komorami 0,4 m) • elektrownia wodna (moc instalowana 160,2 MW, sześć turbozespołów po 27,8 MW) • śluza żeglugowa (długość 115 m, szerokość 12 m, spad 11,3 m).

1.2. Zbiornik Zbiornik włocławski, tzw. Jezioro Włocławskie, powstał na skutek spiętrzenia wód zaporą wodną we Włocławku, rozciąga się w górę rzeki aż do Płocka. Jest największym pod względem powierzchni i drugim co do objętości sztucznym zbiornikiem w Polsce. Ma kształt jeziora rynnowego o długości 58 km i średniej szerokości 1,2 km. Zajmuje obszar dawnego międzywala rzeki i jest położony w obrębie czterech jednostek morfologicznych: Kotliny Warszawskiej i Płockiej na lewym brzegu, a na prawym Wysoczyzny Dobrzyńskiej i Płockiej. Takie ukształtowanie terenu sprawiło, że nisko położone obszary lewego brzegu chronione są przed wodami powodziowymi i piętrzeniem zaporami bocznymi ziemnymi o łącznej długości ok. 30 km. Powyżej zbiornika wałami przeciwpowodziowymi na obu brzegach rzeki.

Podstawowe parametry zbiornika: • szerokość średnia: 1,2 km, maksymalna: 3,0 km, • głębokość średnia: 5,5 m, maksymalna: 15,0 m, • pojemność użytkowa: 53,0 mln m3, całkowita: 370,0 mln m3.

Zbiornik ma charakter przepływowy.

Dobowe wahania poziomu piętrzenia nie przekraczają 0,3 m i zawierają się między rzędnymi 57,0–57,3 m n.p.m.

Dopuszczalne maksymalne wahania poziomu wody zbiornika nie mogą wykraczać poza warstwę zawartą pomiędzy rzędnymi 56,50–58,50 m n.p.m. Nie daje to możliwości retencjonowania znacznych ilości wody, jednak ma istotne znaczenie przy prowadzeniu fali powodziowej w tym odcinku Wisły. Stosunkowo mała pojemność zbiornika powoduje, że znajdująca się w nim woda wymienia się ok.

70 razy w ciągu roku, co zapobiega utracie jej natlenienia, w odróżnieniu od jezior, w których proces wymiany wody trwa wielokrotnie dłużej.

1.3. Skutki eksploatacji pojedynczego stopnia wodnego Ponieważ stopień w Ciechocinku nie powstał, kolejne decyzje o pozwoleniu wodnoprawnym, jako przeciwdziałanie destrukcyjnemu oddziaływaniu szczytowej pracy elektrowni, zakazały pracy elektrowni przy zmieniającym się poziomie wody górnej, wprowadzając dodatkowe obostrzenia warunków dalszej pracy stopnia.

92

Przy niskich przepływach w rzece obniżenie dna koryta poniżej Włocławka przekroczyło już 3 m i wymusiło konieczność: • zwiększenia minimalnego przepływu z początkowych 300 do ponad 450 m3/s • zainstalowania systemu hamowania elektrycznego hydrozespołów, ze względu na brak odpowiedniego zanurzenia wirników turbin • budowy tymczasowego progu podpiętrzającego dolną wodę poniżej stopnia • częstego wykonywania remontów i napraw umocnień brzegowych i dennych.

Powstały w ten sposób znaczne utrudnienia eksploatacyjne.

Do najistotniejszych skutków ponad 43-letniej eksploatacji SW Włocławek należy zaliczyć: a) erozję i obniżenie poziomu wody na dolnym stanowisku stopnia b) rozluźnienie korpusu zapory ziemnej i podłoża jazu c) niszczenie konstrukcji betonowych d) niszczenie konstrukcji stalowych e) akumulację niesionego rumowiska w zbiorniku włocławskim. a. Erozja i obniżenie poziomu wody na dolnym stanowisku stopnia Wybudowanie i eksploatacja stopnia spowodowały: • przerwanie ciągłości ruchu rumowiska w korycie rzeki • rozmywanie dna na dolnym stanowisku elektrowni, jazu i śluzy.

Wieloletnia eksploatacja elektrowni w systemie szczytowo-interwencyjnym charakteryzowała się: • wielokrotnością zmian przepływów w przedziale 350–2100 m3/s w okresach dobowych • dużymi wahaniami zwierciadła wody poniżej stopnia po wyłączeniu EW. Według badań przeprowadzonych w 1994 roku: • na długości ok. 43 km poniżej stopnia koryto Wisły podlega intensywnym procesom erozyjno-akumulacyjnym • proces erozji wgłębnej powoduje obniżanie się dna koryta (odcinek erozyjny dł. ponad 28 km), a następnie tworzenie odkładów akumulacyjnych rumowiska na pozostałym odcinku • czoło strefy erozyjnej przemieszcza się z szybkością ok. 1,1 km/rok i w perspektywie do 2020 roku może osiągnąć początek uregulowanego odcinka dolnej Wisły • w latach 1967–1994 na całym erodowanym odcinku ubyło ok. 23,15 mln m3 materiału dennego, tj. średnio 860 tys. m3/rok • średnie obniżenie dna na odcinku 7 km poniżej zapory przekroczyło 2,5 m, osiągając lokalnie głębokość 4–5 m.

Erozja wgłębna koryta powoduje stałe obniżanie się zwierciadła wody w rzece: • w latach 1967–2002 zwierciadła wody dolnej w rzece w przekroju wodowskazowym stopnia obniżyły się: dla wody niskiej Q = 350 m3/s: 2,60 m dla wody średniej Q = 930 m3/s: 2,26 m dla wody brzegowej Q = 2230 m3/s: 1,56 m.

• dynamika obniżania się poziomu wody dolnej wzrastała w obserwowanych okresach (5–6 lat) do połowy lat 80., obecnie wykazuje tendencję malejącą:

1967–2002

1996–2002

dla wody niskiej Q = 350 m3/s

7,6 cm/rok

3,3 cm/rok

dla wody średniej Q = 930 m3/s

6,1 cm/rok

3,1 cm/rok

dla wody elektrowni Q = 2100 m3/s

4,1 cm/rok

3,1 cm/rok

Konsekwencje erozji dna i obniżania się wody dolnej: • Przekroczenie dopuszczonych w projekcie warunków pracy obiektów stopnia, zagrażające ich bezpieczeństwu i właściwej eksploatacji: » dopuszczone w projekcie minimalne poziomy WD były następujące: űű z warunku stateczności obiektów: 44,50 m n.p.m. űű z warunku wysokości ssania turbin: 44,60 m n.p.m. (instrukcja eksploatacji z 1989 roku) űű z warunku głębokości na progu śluzy: 44,80 m n.p.m. » rzeczywiste poziomy WD w korycie rzeki (2012).

Wielkość przepływu SW Włocławek [m3/s]

Poziom wody dolnej WD jazu i elektrowni m nNN

Poziom wody dolnej progu podpiętrz. m nNN

Qgw

350

44,46

42,95

Qmin

450

44,58

43,14

915

45,13 (2013)

44,08 (2013)

Oznaczenie przepływu

Qśr

Dane z 2012 i 2013 roku, w oparciu o wodowskaz wody progowej dolnej (wg ASTKZ – automatycznych systemów kontroli obiektów hydrotechnicznych), wskazują, że poziom wody poniżej progu obniżał się w tempie ok. 1 cm/rok dla 350 m3/s, 2 cm/ rok dla 450 m3/s, i 3,5 cm/rok dla 960 m3/s • projekt zakładał podparcie stopniem Ciechocinek NPP = 46,00 m n.p.m.

MinPP = 45,20 m n.p.m.

• Pogorszenie warunków pracy zapory ziemnej czołowej, w tym: » wzrost wysokości piętrzenia » intensyfikacja filtracji w korpusie i podłożu zapory ziemnej prowadząca do sufozji zmniejszającej stopień zagęszczenia korpusu zapory (szczególnie u podstawy korpusu zapory na stanowisku dolnym), a w konsekwencji do obniżenia współczynnika stateczności odpowietrznej skarpy zapory • Pogorszenie warunków pracy jazu: wzrost wysokości piętrzenia » intensyfikacja filtracji w podłożu pod dokami jazu » pogorszenie warunków rozpraszania energii na wypadzie, co powoduje tworzenie się wirów, a w konsekwencji niszczenia ubezpieczeń poszuru i powstawanie wybojów poniżej ubezpieczeń sztywnych » zwiększenie filtracji pod stopami murów oporowych prawego przyczółka jazu; prowadzące do powolnego wymywania drobnych ziaren

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 79–90

z korpusu zapory ziemnej i spod stóp murów oporowych prawego przyczółka » pogorszenie warunków przepuszczania lodów przez jaz, skutkujące zwiększeniem energii uderzenia kry o betonowe dno niecki wypadowej i przyspieszoną dewastację betonów konstrukcji jazu oraz ubezpieczeń poniżej jazu • Pogorszenie warunków pracy przepławki: » wzrost wysokości piętrzenia prowadzący do zwiększenia różnicy poziomów wody w stanowiskach górnym i dolnym » wzrost różnicy zwierciadeł wody pomiędzy poszczególnymi komorami przepławki (≥ 40 cm), a tym samym zwiększenie prędkości przepływu w otworach tranzytowych, uniemożliwiających migrację w górę rzeki słabszym gatunkom ryb • Pogorszenie warunków pracy śluzy: » system napełniania i opróżniania komory śluzy nie może być użytkowany w pełnym, projektowanym zakresie z uwagi na: - odsłonięcie wylotów kanałów obiegowych w głowie dolnej i komorze śluzy - niebezpieczne zaburzenia strug wody w komorze i nadmierne prędkości wody na wypadzie śluzy (zwiększone prędkości i wiry, rozmycia) - bezpieczną wysokość podnoszenia zasuw w kanałach obiegowych w głowie dolnej określono na 20 cm (projektowana 220 cm) » czas opróżniania komory śluzy wydłużył się do ok. 1 godziny » mała głębokość wody na dolnym stanowisku śluzy (ok. 1,0 m) przy przepływach niżówkowych powoduje wielomiesięczne wyłączenia śluzy z eksploatacji • Deformacja kształtu koryta rzeki i zmiana charakterystyki przepływów oraz zniszczenie systemu budowli regulacyjnych poniżej stopnia: » zmiana przekroju koryta z dwudzielnego na jednodzielne z wyłączeniem udziału koryt bocznych i tarasów zalewowych » koncentracja przepływu w korycie głównym powodująca wzmożoną erozję » fundamenty budowli regulacyjnych znajdują się powyżej poziomu wody średniej, a wiele z nich wznosi się powyżej zwierciadła wody przy Qinst El. b. Rozluźnienie korpusu zapory ziemnej i podłoża jazu Wieloletnia eksploatacja elektrowni w systemie szczytowo-interwencyjnym, która charakteryzowała się wielokrotnymi zmianami przepływów w zakresie 350–2100 m 3/s w okresach dobowych, miała niekorzystny wpływ zarówno na korpus ziemny zapory i jej podłoże, jak również na podłoże jazu, jego płyty wypadowej i umocnień sztywnych jazu.

Wyniki pomiarów piezometrycznych wskazują na ścisły związek pomiędzy położeniem krzywej filtracji w korpusie zapory a poziomem wody dolnej.

W przeszłości, w wyniku częstych zmian przepływów, dochodziło do gwałtownych zmian wartości gradientów hydraulicznych filtracji w obszarze pomiędzy zwierciadłem

wody w korpusie lewego przyczółka zapory ziemnej a zwierciadłem wody dolnej.

Filtracja ze względu na wysokie gradienty powodowała: • rozluźnienie gruntu w podłożu fundamentów tych murów • rozluźnienie gruntu w podłożu płyt ubezpieczenia poszuru, szczególnie w strefie poniżej prawego przęsła jazu • sufozję w części korpusu zapory na jej lewym przyczółku.

W wielu badanych punktach stopień zagęszczenia miał wartość ID ≤ 0,3, a podwodne oględziny stanu płyty wypadu i umocnień sztywnych jazu wykazywały pomiędzy płytami ubezpieczenia występowanie stożków ukształtowanych z wypłukiwanego z podłoża piasku. Zaobserwowano rozluźnienie podłoża pod stopami murów oporowych prawego przyczółka jazu, zagrażające ich stateczności oraz stabilności umocnień dna poniżej wypadu.

Pomiary przemieszczeń pionowych i poziomych (względnych i bezwzględnych) wybranych punktów kontrolnych zapory, jazu, przepławki, elektrowni i śluzy są systematycznie prowadzone od czasu budowy stopnia wodnego Włocławek. Osiadanie ziemnego korpusu zapory jest procesem naturalnym dla tego typu konstrukcji.

Z analizy wyników pomiaru wielkości osiadań i akcji w czasie wynika, że proces ten przebiega płynnie. Opierając się na danych dotyczących osiadań, zamieszczonych w ocenach OTKZ IMGW Warszawa dla zapory Włocławek, należy stwierdzić, że na przestrzeni 43 lat proces osiadania w zasadzie przebiega płynnie, a sumaryczne maksymalne za ten okres osiadania osiągnęły wartości 42,8–80,0 mm. Sumaryczne maksymalne osiadania nie są wartościami odbiegającymi od osiadań podobnych obiektów. Tempo osiadań według badań OTKZ IMGW wynosiło dotychczas średnio ok. 1–2 mm/ rok. c. Niszczenie konstrukcji betonowych Wieloletnia eksploatacja SW Włocławek odcisnęła swoje piętno również na betonowych konstrukcjach. Widoczne są liczne usterki spowodowane wadami wykonawczymi i procesami starzenia się betonu.

Z wad wykonawczych można wymienić: niejednorodność struktury betonu, liczne raki w masywie, nieszczelne styki przerw roboczych, niesolidnie wykonane zamknięcia szczelin dylatacyjnych.

Skutki spowodowane 43-letnią eksploatacją obejmują: korozję powierzchniową betonu, ubytki betonu, brak otuliny stali, pęknięcia i rysy z wykwitami oraz uszkodzenia uszczelnień dylatacji. Pęknięcia i rozwarcia szczelin w blokach betonowych spowodowane zostały przez zamarzanie w nich wody oraz uderzenia kry lodowej. d. Niszczenie konstrukcji stalowych Wieloletnia eksploatacja SW Włocławek nie oszczędziła też konstrukcji stalowych.

Na wszystkich obiektach widoczne są: głęboka korozja grożąca utratą funkcjonalności niektórych urządzeń i konstrukcji, ubytki konstrukcji spowodowane korozją lub urazami mechanicznymi, zniszczone elementy konstrukcji (pokrzywione bariery ochronne, prowadnice, drabinki itp.).

Głęboka korozja całkowicie unieruchomiła rurociąg wody wabiącej w przepławce dla ryb oraz mechanizmy ręcznych napędów zamknięć wejść i wyjść przepławki.

e. Akumulacja niesionego rumowiska Prowadzone systematycznie badania naukowe wykazują, że zbiornik działa jako swego rodzaju oczyszczalnia wód rzeki, gromadząc w sobie rumowisko rzeczne i część prowadzonych przez wodę zanieczyszczeń. Pomimo tego, zawartość metali ciężkich i innych zanieczyszczeń w osadach jest porównywalna, a w wielu parametrach nawet niższa niż w najczystszych jeziorach mazurskich.

Dużym problemem eksploatacyjnym są przypływające do elektrowni śmieci. Ilość śmieci z każdym rokiem wzrasta, przyczyną jest brak uporządkowania brzegów rzek i ograniczone nakłady RZGW na ten cel.

Ilość dopływających śmieci szacuje się nawet do 5000 m3 rocznie, szczególnie dużo przypływa z wiosenną falą wezbraniową, w tym do 30 ton drewna.

1.4. Remonty stopnia wodnego wykonane do 2013 roku a. Rok 2000 • Wykonano iniekcyjne zabezpieczenie podłoża płyt fundamentowych prawego muru oporowego jazu. Za pomocą tzw. iniekcji manszetowej poczyniono wielopunktowe podparcie tych płyt przez wytworzone za pomocą iniekcji kolumny betonowe. Iniekcja ta spowodowała także częściowe dogęszczenie gruntu pomiędzy kolumnami. Ten zabieg techniczny został wykonany w pierwszej kolejności ze względu na zagrożenie stateczności niektórych sekcji muru oporowego, co wykazywały pomiary geodezyjne • Rozpoczęto trwające do 2004 roku iniekcyjne zabezpieczanie podłoża płyt poszuru jazu. Podobnie jak płyty fundamentowe murów oporowych w strefach rozluźnień stwierdzonych badaniami zostały one podparte kolumnami betonowymi • Próg podpiętrzający poziom wody wolnej wykonały wspólnie: Regionalny Zarząd Gospodarki Wodnej Warszawa i właściciel elektrowni ENERGA Hydro sp. z o.o. (od tego roku do prac remontowych stopnia wodnego właściciel elektrowni Włocławek włącza się czynnie – organizacyjnie i finansowo). b. Rok 2003 • Rozpoczęto, trwający dwa lata, remont głębokiego drenażu szczelinowego u podstawy skarpy odpowietrznej lewego przyczółka zapory, którego zadaniem jest obniżenie rzędnej zwierciadła wody gruntowej na przedpolu zapory za prawym murem oporowym jazu od WD i znaczące zmniejszenie gradientów hydraulicznych pod murem oporowym (szczególnie ważne dla odcinka muru posadowionego na podłożu piaszczystym) i płytami poszuru pierwszego przęsła jazu. Żwirowy, dwuwarstwowy drenaż szczelinowy wykonany został w postaci palisady z zachodzących na siebie kolumn wielkośrednicowych, których wnętrze wypełnione jest gruntem filtracyjnym.

Woda z drenażu, zbierana w komorze zbiorczej, odprowadzana jest grawitacyjnie do dolnego stanowiska stopnia, w rejon podstawy skarpy odpowietrznej na styku z prawym brzegiem pozostawionej w czasie budowy naturalnej wyspy.

Drenaż w założeniach projektowych ma działać automatycznie i chronić także grunt w korpusie zapory przed sufozją

93

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 79–90

wewnętrzną. Z analizy pomiarów piezometrycznych w korpusie i na przedpolu zapory wynika, że po oddaniu drenażu do eksploatacji w 2006 roku zwierciadło wody gruntowej za murem oporowym obniżyło się o ok. 1,5 m, po czym poziom wody powoli lecz sukcesywnie się podnosił. c. Rok 2004 • Wykonano studnie drenażowe w płytach wypadu jazu dla zmniejszenia wyporu. d. Rok 2005 • Wykonano uszczelnienie dylatacji filarów jazu. e. Rok 2006 • Przesłona przeciwfiltracyjna jet grouting, przed całym jazem. f. Rok 2007 • Dla zabezpieczenia podnóża skarpy odpowietrznej w środkowej części zapory (rejon dawnego starorzecza Wisły w prawo od pozostawionej w czasie budowy wyspy) wykonano: studnie drenażowe ujmujące wypływającą z podnóża skarpy wodę i odprowadzono ją do tzw. zatoczki, tj. do dolnego stanowiska zapory ziemnej, oraz przykrycie/ dociążenie podnóża skarpy na całej szerokości starorzecza materiałem piaszczystym narefulowanym z Wisły. Prace te miały na celu ujęcie i odprowadzenie w sposób kontrolowany wód przesączających się z podnóża odpowietrznej skarpy zapory do dolnego stanowiska oraz poprawę warunków stateczności korpusu zapory w tym rejonie. g. Rok 2009 • ASTKZ elektrowni wodnej został podłączony do ogólnego systemu ASTKZ dla całego stopnia wodnego Włocławek ze stanowiskiem głównym zlokalizowanym w budynku Inspektoratu RZGW we Włocławku. h. Rok 2011 • Zakończono, trwający dwa lata, remont tymczasowego progu podpiętrzającego dolne stanowisko elektrowni, jazu i przepławki, zapewniając minimalne poziomy dla zapewnienia stateczności i poprawnej pracy elektrowni. Zadanie to realizowane było przez współużytkowników SW: RZGW Warszawa i ENERGA Hydro.

Koszt realizacji tego zadania wyniósł ponad 8 mln zł, który w większości został pokryty przez spółkę ENERGA Hydro. i. Rok 2012 • Rozpoczęto prace pogłębiarskie w czaszy zbiornika (udział EH w kosztach zadania: blisko 2 mln zł) oraz rozpoczęto prace związane z wypełnieniem wybojów na poszurze jazu wraz z likwidacją zgrzępy (udział ENERGA Hydro: 0,8 mln zł). j. Rok 2013 • Kontynuacja prac pogłębiarskich w czaszy zbiornika (szacowany udział EH: 3,3 mln zł) oraz prac polegających na wypełnieniu wybojów na poszurze jazu (planowana wysokość partycypacji EH: 0,8 mln zł).

Planuje się również odtworzenie rezerwy tetrapodów zużytych w 2012 roku na zabudowę wyboju (szacowany udział EH: 0,35 mln zł).

Począwszy od 2000 roku, zakres prac remontowych i utrzymania w obszarze zbiornika i zapory systematycznie wzrasta.

Przyczynia się do tego rozwijająca się

94

współpraca dwóch głównych użytkowników stopnia: Regionalnego Zarządu Gospodarki Wodnej w Warszawie i spółki ENERGA Hydro. Finansowy i rzeczowy zakres tej współpracy przedstawia tabela nr 1.

Nie ulega wątpliwości, że wymienione wyżej roboty w istotny sposób wydłużą okres funkcjonowania obiektów SW Włocławek, w tym: zapory czołowej, systemu technicznej kontroli obiektu, jazu, przepławki, elektrowni i śluzy. Jednak nie zahamują one stale występującego procesu obniżania się dna dolnego stanowiska, zagrażającego bezpieczeństwu SW Włocławek.

Tymczasowy próg podpiętrza tylko jaz, przepławkę i elektrownię. Śluza i zapora czołowa nadal pracują w warunkach nieprzewidywanego przez projektantów zwiększonego piętrzenia.

1.5. Remonty stopnia wodnego przewidziane do wykonania Na p o dst awie umow y z RZGW w Warszawie z 2009 roku Hydroprojekt sp. z o.o. przygotował dokumentację projektową „Przebudowa i remont obiektów Stopnia Wodnego we Włocławku: zapory czołowej, systemu kontrolno-pomiarowego (ASTKZ), jazu, śluzy z awanportami oraz przepławki dla ryb – pow. Włocławek, woj. kujawsko-pomorskie”. Spółka ENERGA Hydro, na mocy zawartego porozumienia z RZGW w Warszawie, w całości pokryje koszty związane z przygotowaniem projektu (koszt: 6,6 mln zł). Zakres opracowania, zgodnie ze specyfikacją istotnych warunków zamówienia (SIWZ), obejmował niżej wymienione (umownie wydzielone) obiekty: • Obiekt 1 – poprawa stanu zagęszczenia korpusu i podłoża zapory czołowej, wykonanie przesłony przeciwfiltracyjnej wzdłuż muru oporowego na lewym przyczółku zapory • Obiekt 2 – rozbudowa automatycznego systemu pomiarowo-kontrolnego stopnia (ASTKZ) • Obiekt 3 – remont jazu w zakresie konstrukcji, urządzeń mechanicznych i elektrycznych • Obiekt 4 – remont śluzy i awanportów • Obiekt 5 – przebudowa przepławki dla ryb.

Do wyżej wymienionych prac należałoby dodać zadanie zawarte w Programie Operacyjnym Infrastruktura i Środowisko „Poprawa stanu technicznego i bezpieczeństwa powodziowego Stopnia Wodnego Włocławek” – pogłębianie i refulacja nanosów w wejściu do zbiornika (okolice Płocka). Prace te dotychczas nie były realizowane, więc ich koszt to wiele dziesiątków milionów złotych. Ich wykonanie usprawni żeglowność zbiornika, prowadzenie wód wezbraniowych i zapobiegnie tworzeniu się zatorów lodowych na wejściu do zbiornika, a przez to poprawi zabezpieczenie przeciwpowodziowe powyżej zbiornika.

Jednocześnie przewidziano m.in.: poszerzenie korony zapory na odcinku od prawego przyczółka do zjazdu na dolne stanowisko, wzdłuż drogi krajowej od strony odpowietrznej, budowę uzupełniającego odcinka zapory bocznej stopień Wistka oraz odprowadzenie wód drenażowych na lewym przyczółku zapory.

W ramach planowanych prac remontowych przewidziano m.in.:

W zakresie urządzeń zapory czołowej • Poprawę stanu zagęszczenia korpusu i podłoża zapory w strefie przyległej do przyczółka jazu oraz w strefie skarpy odpowietrznej, przylegającej do kamiennej pryzmy w środkowej części zapory • Realizację uzupełniającej przesłony przeciwfiltracyjnej wzdłuż muru oporowego prawego przyczółka jazu, z przebudową istniejących drenaży usytuowanych za murem jazu, w lewym przyczółku zapory ziemnej • Włączenie do ASTKZ wszystkich działających w korpusie i podłożu zapory piezometrów • Poszerzenie korony zapory (ze względu na systematycznie wzrastające w tym miejscu natężenie ruchu pieszo-rowerowego, stwarzające zagrożenie wypadkami) od strony wody dolnej, na odcinku od parkingu na prawym przyczółku zapory do zjazdu na dolne stanowisko zapory • Poprawę stanu betonowego ubezpieczenia skarpy odwodnej zapory.

W zakresie automatycznego systemu technicznej kontroli zapory (ASTKZ) • Etapowy demontaż starego systemu wraz z urządzeniami AKPiA (aparatura kontrolno-pomiarowa i automatyka) w celu zachowania ciągłości monitorowania stanu stopnia w trakcie realizacji remontu • Zabudowę całkowicie nowego systemu AKPiA oraz nowego ASTKZ, zintegrowanego z systemem elektrowni wodnej.

Nowy system obejmuje wszystkie obiekty składowe SW Włocławek.

W zakresie urządzeń jazu W części podwodnej głównie uszczelnienia dylatacji i szczelin muru oporowego, progów przelewów, filarów i prace powiązane.

W części nadwodnej głównie remont dylatacji i szczelin murów oporowych przyczółków i filarów, likwidację rys i szczelin, uzupełnienie ubytków betonów i zabezpieczenie powierzchni konstrukcji betonowej, remonty zamknięć, remont elementów stalowych konstrukcji jazu i wyposażenia komunikacyjnego.

W zakresie urządzeń śluzy Planowany jest gruntowny remont śluzy wraz ze wszystkimi urządzeniami i obiektami głównymi i towarzyszącymi, m.in.: • betonów konstrukcji śluzy i prowadnic awanportów • betonowych płyt ubezpieczenia w awanportach • elementów stalowych konstrukcji śluzy i jej urządzeń • ciągów komunikacyjnych pieszych, kołowych, poziomych i pionowych • instalacji odwodnienia i drenażu.

W zakresie przepławki dla ryb Planuje się przebudowę konstrukcji istniejącej przepławki z typu komorowego na szczelinowy i dostosowanie jej parametrów do aktualnych wytycznych dla typowych dla tego odcinka Wisły gatunków ryb wędrownych, takich jak: brzana, świnka, minóg rzeczny, certa, troć wędrowna i łosoś, zgodnie z uzgodnieniami dokonanymi z Zespołem ds.

Ochrony i Rozwoju Żywych Zasobów Wód i ekspertem FAO, działającymi w ramach Programu Współpracy Technicznej TCP/POL/3201 z ekspertami FAO,

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 79–90

realizowanego w porozumieniu z rządem Rzeczypospolitej Polskiej.

Przebudowa będzie gruntowna, w jej wyniku powstanie praktycznie nowa konstrukcja przepławki o parametrach zgodnych z wytycznymi zawartymi w opracowaniu FAO/DVWK, Fish passes – Design, dimensions and monitoring. Rome, FAO, 2002.

Ciekawostką, dostępną dla wszystkich, podnoszącą atrakcyjność wizyt w elektrowni, będą dwa okna do obserwacji migracji ryb przepławką (dla naukowców i zwiedzających) oraz pułapka dla ryb (do okresowych odłowów badawczych).

2. Eksploatacja elektrowni 2.1. Krótka historia elektrowni Włocławek W listopadzie 1971 roku obiekty stopnia zostały rozdzielone między dwa ówczesne resorty zarządzające w kraju gospodarką wodną oraz energetyką. Zbiornik wraz z obiektami, zaporę czołową, jaz, przepławkę dla ryb oraz śluzę żeglugową przekazano Centralnemu Urzędowi Gospodarki Wodnej, a w jego ramach Okręgowemu Zarządowi Wodnemu w Warszawie, natomiast elektrownię wodną przejęły Zakłady Energetyczne Okręgu Północnego w Bydgoszczy w ówczesnym Zjednoczeniu Energetyki.

Do 1973 roku eksploatację elektrowni Włocławek oraz większości elektrowni wodnych Pomorza Środkowego, wchodzących w skład zakładów Energetycznych Okręgu Północnego w Bydgoszczy, prowadził Zespół Elektrowni Wodnych w Straszynie. Już wiosną 1968 roku ówczesny zastępca dyrektora do spraw technicznych Stanisław Cicholski uzyskał delegację dyrektora Zakładów Energetycznych Okręgu Północnego w Bydgoszczy do reprezentowania interesów energetyki, tj. ZEOPn – przyszłego właściciela elektrowni, na terenie zaawansowanej już budowy stopnia wodnego Włocławek.

Rozruch elektrowni pod kierunkiem Stanisława Cicholskiego zakończył się w 1971 roku, a Stanisław Cicholski rozpoczął pełnienie funkcji kierownika elektrowni, nadal w strukturze Zespołu Elektrowni Wodnych w Straszynie.

Po reorganizacji resortu energetyki w 1973 roku elektrownie wodne Gródek i Żur na Wdzie oraz Włocławek utworzyły Rejon Elektrowni Wodnych z siedzibą we Włocławku, podporządkowany Zakładowi Energetycznemu Toruń.

Od 1976 roku, wraz z wprowadzeniem nowego podziału administracyjnego kraju, Rejon Elektrowni Wodnych Włocławek został rozwiązany, a elektrownię Włocławek użytkował Zakład Energetyczny Toruń.

W ramach tego przedsiębiorstwa powołana została 1 marca 1998 roku spółka o nazwie Elektrownia Wodna we Włocławku sp. z o.o., z zakresem działalności obejmującym pełną eksploatację elektrowni – produkcję energii elektrycznej oraz utrzymania ruchu i gotowości urządzeń elektroenergetycznych i hydrotechnicznych.

Od lipca 2007 roku elektrownia Włocławek weszła w skład ENERGA Elektrownie Straszyn sp. z o.o. (obecnie: ENERGA Hydro sp. z o.o.), spółki powstałej w wyniku przekształceń Zespołu Elektrowni Wodnych w Straszynie, czyli po ponad 30 latach elektrownia „wróciła na swoje miejsce”.

2.2. Podstawowe parametry techniczne elektrowni • przełyk instalowany 6 turbin: 2190 m3/s • moc instalowana: 160,2 MW • przełyk roboczy 6 turbin: 1860 m3/s • moc nominalna jednej turbiny: 27,8 MW • średnica wirnika turbiny: 8,0 m • rzędna osi wirnika turbiny: 47,00 m n.p.m.

• moc pozorna/czynna generatora: 31,8 MVA/26,7 MW • dopuszczalny zakres spadów: 5,2–12,7 m • maksymalna produkcja roczna (2010): 1043 GWh • produkcja średnia (1971–2010): 747 GWh/rok.

Elektrownia Włocławek (na używanie takiej nazwy Spółka ENERGA Hydro otrzymała zgodę Rady Miasta Włocławka) z mocą instalowaną ponad 160 MW i produkcją energii rzędu 700 GWh rocznie jest największą przepływową elektrownią wodną w Polsce. Wytwarza się tu ponad 20% energii elektrycznej powstającej w krajowych hydroelektrowniach.

2.3. Budowla hydrotechniczna elektrowni wodnej Betony elektrowni poddane zostały gruntownym badaniom wykonywanym przez Instytut Inżynierii Lądowej i Wodnej Politechniki Wrocławskiej. Temat ten podjęto w związku z dość licznymi pęknięciami betonów w połączeniu z wyciekającą przez nie wodą. Należało sprawdzić, jakiego charakteru są te pęknięcia i na ile przeciekająca woda może wpływać destrukcyjnie na betony.

Wyniki prac Politechniki Wrocławskiej pozwalają sformułować m.in. następujące stwierdzenia: • stan betonów EW Włocławek nie zagraża bezpieczeństwu budowli • zbędne są zabiegi iniekcyjno-wzmacniające, polegające na modyfikacji mikrostruktury tych betonów; to samo dotyczy zabiegów powierzchniowego uszczelniania tych betonów • woda przeciekająca systemem spękań nie indukuje poważnych procesów korozyjnych betonów oraz zbrojenia • konieczne jest ciągłe monitorowanie wszystkich przecieków w betonach EW Włocławek • opróżnianie rur ssących należy wykonywać tylko wtedy, gdy jest to bezwzględnie niezbędne – powinno się jednak dążyć do tego, aby opróżnianie następowało przy niskich stanach wody oraz trwało możliwie krótko.

Na wniosek ENERGA Hydro, w związku z niepowodzeniami dotychczasowych wieloletnich prac uszczelniających wykonywanych wewnątrz pomieszczeń (galerii, rur ssących), autorzy kompleksowej oceny ustosunkowali się do przedstawionego im stanowiska elektrowni, sprowadzającego się do uznania za zadanie pierwszoplanowe uszczelnianie betonów na ich kontakcie z wodą zbiornikową. Chodzi o obszar, gdzie wody pod pełnym ciśnieniem infiltrują w głąb betonów, a ich skutkiem wtórnym są wycieki do pomieszczeń wewnętrznych. Zamykanie miejsc wyciekania wody nie zmieni w istotnym stopniu natężenia procesów filtracji w budowli jako całości.

W ocenie końcowej zapisano: „Możliwa jest oczywiście do zastosowania inna generacja uszczelnień betonów – w postaci geomembran, które mogą być również stosowane z powodzeniem od strony odwodnej. Na świecie mają one dość szerokie zastosowanie – szczególnie w przypadku występującej dużej intensywności spękań. Z powodzeniem mogą one być nałożone na betony konstrukcji od strony odwodnej w tym również pod wodą”.

Inne istotne dane co do stateczności i bezpieczeństwa elektrowni, na podstawie corocznych ocen opracowywanych przez Ośrodek Technicznej Kontroli Zapór IMGW, nie wskazują, aby wyniki pomiarów przemieszczeń budowli odbiegały od dopuszczalnych i oczekiwanych wartości.

Prowadzone na bieżąco (ASTKZ) kontrole z krokiem czasowym 5 minut wskaźników na przesuw elektrowni po podłożu, jak i po głębiej położonej warstwie mioceńskiej, świadczą o braku zagrożeń z tytułu utraty stateczności budowli. Podobnie wskazania piezometrów i studni drenażu głębokiego ukazują ciśnienie hydrostatyczne w podłożu na poziomie rzędnej dolnej wody.

Szczelinomierze zainstalowane na dwóch głównych dylatacjach wykazują jedynie zmiany sezonowe, wywołane wahaniami temperatur.

Ilość przecieków przez betony elektrowni wynosi – w zależności od pory roku – 5–30 l/ min. To wartości znacznie niższe od określanych dla budowli tego typu, w szczególności gdy weźmie się pod uwagę wiek elektrowni.

Dno poniżej elektrowni – wykonywane od roku 2008 pomiary batymetryczne nie wskazują na istotne ubytki w dnie w obszarze do progu stabilizującego. Poniżej progu średnie obniżanie się dna wynosi ok. 4 cm/rok. Żywotność progu stabilizującego, podpiętrzającego, określono na 10 lat do czasu budowy kolejnego stopnia. Stopień nie powstał – po 10 latach konieczny był remont odtworzeniowy progu.

2.4. Awaryjność urządzeń elektrowni a) Awaryjność hydrozespołów elektrowni Uszczelnienia wirników turbin W pier wszych latach eksploatacji problemem były uszczelnienia wirników turbin, co powodowało częste awarie i wycieki oleju z układu regulacji do Wisły.

Ok. 1975 roku zmieniono typ uszczelnienia i zaprzestano corocznych wymian uszczelnień. W kolejnych latach zmieniono technologię klejenia uszczelek z wulkanizacji na klejenie za pomocą kleju Loctite 495.

Ze względu na gabaryty turbiny i uszczelki konieczne jest jej rozcięcie do montażu i sklejenie na łopacie. Uszczelka ma średnicę 1280 mm i jest wykonywana przez tłoczenie w formie. Na początku lat 90. opracowano własną recepturę mieszanki. Obecnie awarie uszczelnień występują sporadycznie (raz na kilka lat).

Zużycie aparatów kierowniczych turbin Turbiny miały łopaty aparatu kierowniczego wykonane ze zwykłej stali i ułożyskowane w drewnianych łożyskach (drewno gwajakowe). W latach 80. czopy łopat i łożyska zaczęły się wycierać, co powodowało duże przecieki wody. Producent turbin zaproponował nowy typ ułożyskowania wykonany z kompozytu (teflon, kapron, epoksyd) i nowy komplet łopat z nierdzewnymi

95

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 79–90

czopami. Nowe łopaty zamontowano na Hz 2, a zdemontowane zregenerowano i montowano na kolejnych hydrozespołach.

Obecnie po ponad 20 latach, nie ma już problemu z tymi łożyskami.

Niewyważenie turbin Pod koniec lat 80. stwierdzono znaczne pogorszenie stanu dynamicznego dwóch turbin Hz 1 i Hz 3, gdzie drgania wału w obrębie łożyska gumowego, na skutek niewyważenia, dochodziły do 2 mm. Przeprowadzono badania stanu dynamicznego turbin i nie znaleziono przyczyny. Po zdemontowaniu hydrozespołów stwierdzono jednostronne wytarcie koszulki wału w obrębie łożyska gumowego. Koszulki zregenerowano w ramach remontu kapitalnego turbin.

Po demontażu łopat stwierdzono znaczne różnice wagi poszczególnych łopat. Łopaty ważyły 14,5–15,3 tony, co powodowało duże niewyważenie. Również zaobserwowano różnice w gabarytach łopat: szerokość pióra to ok. 5 m, a różnice dochodzą do 90 mm.

Po skończeniu remontów zlecono firmie Hydropomp Łódź doważenie wirników Hz 1 i Hz 3. Do wyważenia w komory opływki wirnika wlano na gorąco ok. 2 t ołowiu, a w wirniku hydrozespołu Hz 1 wspawano ciężary o masie 150 kg. Stan dynamiczny poprawił się znacznie i mieści się w dopuszczalnych granicach.

Zużycie regulatorów turbin Oryginalne regulatory wykonał LMZ Leningrad. Po 30 latach nie nadawały się do dalszej eksploatacji. Tuleje układów wykonawczych wytarły się, a układ sterujący oparty na wzmacniaczach magnetycznych był przestarzały. Powodowało to nieprawidłową regulację i trudności z dotrzymaniem parametrów pracy turbin. Ponieważ Rosjanie pod koniec lat 90. odmawiali współpracy, modernizacji podjął się Instytut Energetyki w Gdańsku. b) Awaryjność urządzeń elektroenergetycznych rok 1999 • zwarcie na wyprowadzeniu mocy generatora nr 6 – zalanie wodą w czasie remontu dachu maszynowni rok 2000 • doziemienie nabiegunnika wirnika generatora nr 4 – wymiana nabiegunnika • uszkodzenia betonów w miejscach podparcia obudowy stojana generatora nr 5 powstałe w wyniku wibracji (zwarcie w sieci 110 kV) rok 2002 • doziemienie nabiegunnika wirnika generatora nr 6 – naprawa nabiegunnika • doziemienie nabiegunnika wirnika generatora nr 1 – naprawa nabiegunnika rok 2007 • doziemienie stojana generatora nr 1 – przebicie izolacji podczas próby napięciowej (wymiana 17 prętów uzwojenia stojana) rok 2010 • uszkodzenie komory wyłącznika generatora nr 1, na fazie L1 – wymiana wyłącznika rok 2011 • uszkodzenie odgromnika strony 110 kV bloku nr 1 – awaryjne wyłączenie transformatora rok 2012 • uszkodzenie zaworu na rurociągu łączącym konserwator z kadzią transformatora blokowego nr 3 – wyciek oleju.

96

2.5. Remonty urządzeń elektrowni a) Remonty hydrozespołów W pierwszym okresie od 1970 do 1983 roku hydrozespoły były remontowane raz w roku.

Remonty wykonywał Zakład Remontowy Energetyki Gdańsk. Zakres remontu obejmował: • przegląd łożysk hydrozespołu z kasowaniem luzów • czyszczenie chłodnic łożysk i generatora • wymianę uszczelnień czopów aparatu kierowniczego • przegląd uszczelnień wirnika turbiny • usuwanie usterek powstałych w trakcie eksploatacji.

Od 1984 roku remonty turbin były wykonywane przez brygady własne elektrowni.

Po 20 latach eksploatacji zaczęły występować pierwsze oznaki zużycia hydrozespołów i zaczęto modernizację wszystkich hydrozespołów: rok 1982 – pierwszy remont kapitalny hydrozespołu Hz 4, spowodowany częstym załączaniem pomp olejowych w układzie regulacji turbiny. Po zdemontowaniu hydrozespołu na tłoku sterującym łopatami wirnika turbiny stwierdzono zatarcia tłoka oraz wpustów prowadzących tłok. Po 20 latach sytuacja się powtórzyła i znów nastąpiło zatarcie. Pomimo oględzin pomiarów nie znaleziono jego przyczyn.

W dalszym ciągu zdarzają się problemy z regulacją turbiny. Po konsultacjach z producentem turbin stwierdzono prawdopodobne błędy w wykonaniu wirnika – ze względu na gabaryty i ciężar trudne do znalezienia. Tłok wirnika ma 2 metry średnicy, a kompletny wirnik waży 114 ton. Producent turbin NPO Turboatom zaproponował w 1995 roku wymianę wirników turbin na nowocześniejsze ze zmianą uszczelnienia łopat lata 1989–1994 – remonty kapitalne aparatów kierowniczych z wymianą łopat aparatu kierowniczego hydrozespołu Hz 2 i regeneracją czopów łopat na pozostałych hydrozespołach. Jednocześnie wymieniono drewniane łożyska łopat na kompozytowe, dostarczone przez producenta turbin NPO Turboatom Charków lata 1999–2004 – remonty kapitalne turbin z demontażem hydrozespołów z regeneracją wirników turbin i wałów turbin. Po wykonaniu tego cyklu remontów konieczne było doważanie dwóch hydrozespołów, gdzie niewyważenie wałów przekraczało wartości dopuszczalne lata 2001–2002 – modernizacja układów regulacji turbin i wykonanie nowych regulatorów przez Instytut Energetyki Gdańsk lata 2007–2012 – modernizacja stojanów generatorów przez Alstom Wrocław rok 2013 – wykonano nowy system monitoringu drgań hydrozespołów.

Oprócz przywołanych dużych prac remontowych i modernizacyjnych wykonano remonty i modernizacje urządzeń pomocniczych: • wymiana zastawek remontowych na zamknięciach od strony wody górnej (zastawki zaprojektował Energoprojekt Gdańsk, a wykonał FUGO Konin) • wymiana sprężarek • wymiana pomp wody technicznej • remont krat wlotowych do turbin • wymiana dwóch pomp olejowych • remont instalacji olejowej.

Planowane prace na najbliższe lata: • modernizacja układu chłodzenia turbin • wymiana pomp olejowych (docelowo 10 szt.)

• wykonanie nowej czyszczarki krat. b) Modernizacje urządzeń elektroenergetycznych lata 2001–2002 – wymiana regulatorów obrotów (typ: RTKS-12) lata 2002–2004 – wymiana regulatorów napięcia G1 – G6 (typ: RNGA-5) lata 2007–2012 – montaż statycznych układów wzbudzenia wraz z nowymi regulatorami napięcia (typ: WGSY-37 generatorów G1 – G6) lata 2007–2012 – montaż układów pomiaru szczeliny powietrznej, strumienia magnetycznego, drgań prętów stojana oraz temperatur prętów stojana generatorów G1 – G6 (VibroSystem) rok 2013 – instalowany jest komputerowy system nadzoru pracy elektrowni.

3. Koszty utrzymania Obiekty budowli hydrotechnicznej stopnia Włocławek utrzymywane były i remontowane kosztem i staraniem jednostek gospodarki wodnej. Utrzymanie, remonty i modernizacje elektrowni obciążało koszty właściciela elektrowni. Stan taki trwał do ok.

2000 roku, kiedy RZGW Warszawa i właściciel elektrowni podjęli wspólną decyzję o budowie progu podpiętrzającego stanowisko dolnej wody elektrowni i jazu.

Tym samym zapoczątkowano okres współfinansowania utrzymania stopnia, z wyłączeniem obiektów związanych ze śluzą i żeglugą, przez jego współużytkowników – RZGW w Warszawie i Grupę ENERGA (obecnie poprzez spółkę ENERGA Hydro sp. z o.o.).

Wypracowano system podziału kosztów utrzymania i realizacji zadań, potwierdzony zapisami w kolejnym pozwoleniu wodnoprawnym, które definiuje proporcje: ENERGA – 65%, RZGW – 35%.

Na podstawie zestawień kosztów utrzymania obiektów stopnia wodnego (tab. 1) i elektrowni (tab. 2), z punktu widzenia ENEREGA Hydro, można ocenić zakres prac związanych z utrzymaniem stopnia, jak i proporcje kosztów prac eksploatacyjnych stopnia i elektrowni. Koszty utrzymania elektrowni są kilkakrotnie (od ok. 2,4 do ok.

7-krotnie, w poszczególnych latach) wyższe od kosztów utrzymania stopnia.

Podane koszty dotyczą wyłącznie utrzymania stopnia wodnego, z wyłączeniem kosztów utrzymania elektrowni i śluzy.

Z zestawienia kosztów utrzymania stopnia wodnego widać ich zmienność w kolejnych latach. Jest to warunkowane w dużym stopniu możliwościami finansowymi użytkowników. Niezmienne są proporcje: największą część kosztów utrzymania stopnia (30 do 40%, w zależności od dostępności środków i warunków lodowych) pochłania corocznie lodołamanie. Należy się jednak liczyć ze zmianą proporcji, jeśli zacznie być realizowane zadanie pogłębiania zbiornika i usuwania nanosów, szczególnie w początkowej strefie zbiornika.

4. Podsumowanie Stopień wodny wraz z elektrownią i śluzą, z uwagi na wysoką dyspozycyjność jego wszystkich elementów oraz niskie

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 79–90

Zadania RZGW

2010

2011

2012

RAZEM

RZGW

ENERGA

RAZEM

RZGW

ENERGA

RAZEM

RZGW

ENERGA

4 000

3 000

1 000

3 100

2 325

775

4 750

1 663

3 088

–

Lodołamanie Prace pogłębiarskie w czaszy zbiornika

–

Konserwacja sieci odwodnienia Koszty energii elektrycznej

5 300

1 855

3 445

1 000

–

1 000

1 300

–

1 300

1 400

490

910

750

–

740

1 300

–

1 300

1 400

490

910

1 000

800

400

400

1 200

420

780

3 100

850

–

850

–

–

–

200

120

–

–

–

55

55

–

–

Podstawowe koszty bieżące utrzymania: pompowni, zapór bocznych, zapory czołowej, zapory awaryjnej jazu, bramy powodziowej

2 000

Remont progu stabilizacyjnego

3 100

–

–

1 000 –

Wypełnienie wybojów na poszurze jazu

–

–

Demontaż i montaż przegród śryżowych

180

108

–

–

–

Odtworzenie rezerwy tetrapodów

–

– 72

–

80

–

–

1 250

–

438

813

440

154

286

–

–

–

39

72

–

–

–

Odszkodowania za ujemne skutki piętrzenia

100

60

40

110

Odbudowa systemu odwodnienia Nowy Duninów

380

0

380

–

Operator wodnoprawny i aktualizacja nowego pozwolenia wodnoprawnego

150

75

75

154

77

77

–

–

–

Konserwacja ASTKZ

32

16

16

40

20

20

30

11

20

Przegląd sygnalizacji alarmowej

52

26

26

60

30

30

42

15

27

Przeglądy podwodne stopnia po przejściu wód wiosennych

90

45

45

–

–

–

–

–

–

Konserwacja zasuw jazu

20

10

10

–

–

–

–

–

Konserwacja urządzeń dźwigowych

18

9

9

–

–

–

15

5

10

Ocena stanu technicznego mostu

–

–

–

–

15

5

10

15 952

5 583

10 369

RAZEM

–

11 872

Udział w kosztach

100%

–

4 349

7 523

36,6%

63,4%

7 914 100%

3 027

4 887

38,2%

61,8%

110

100%

–

35%

65%

Tab. 1. Koszty utrzymania stopnia wodnego EW Włocławek w latach 2010–2012

Elektrownia Włocławek*

2011

2012

2013 (plan)

1 102,609

856,973

603,524

760,068

40,354

31,518

43,828

48,581

24,073

36,750

26,161

25,887

26,405

3,017

3,100

4,482

3,144

7,679

10,387

15,037

26,473

20,974

32,268

23,016

18,208

16,018 22,176

Jednostka

2007**

2008

2009

Produkcja

MWH

757,806

698,073

820,161

Koszty ogólne

tys. zł

19,169

32,208

27,229

1. Bezpośrednie koszty utrzymania

tys. zł

15,037

29,491

tys. zł

–

tys. zł

• koszty utrzymania stopnia wodnego, partycypowane z RZGW • pozostałe koszty eksploatacyjne 2. Pośrednie koszty utrzymania

2010

tys. zł

4,132

2,718

3,155

3,604

5,357

17,941

• narzut kosztów wydziałowych

tys. zł

0

773

940

1,158

2,360

7,379

7,874

• narzut kosztów ogólnozakładowych

tys. zł

4,132

1,945

2,216

2,447

2,998

10,561

14,302

tys. zł

2,794

14,165

7,692

11,284

15,465

13,613

7,830

Nakłady modernizacyjne

* elektrownia Włocławek – w strukturze ENERGA Hydro od lipca 2007 ** rok 2007 – produkcja całoroczna, koszty za II półroczne Tab. 2. Produkcja i koszty utrzymania elektrowni Włocławek 2007–2013, źródło: Wydział Kontroli i Analiz ENERGA Hydro sp. z o.o. (20 czerwca 2013)

stosunkowo koszty utrzymania, jest obiektem sprawnym i przydatnym z wielu punktów widzenia: • gospodarczego: żegluga, turystyka i rekreacja • elektroenergetycznego • ochrony przeciwpowodziowej • wpływu na środowisko: poprawa stosunków wodnych w obszarze oddziaływania, oczyszczanie wód Wisły, czy rozwój ekosystemu.

Kolejni właściciele elektrowni działali przez lata funkcjonowania obiektu w warunkach znaczących korzyści biznesowych. Sprzyjały temu w kolejnych okresach: • zróżnicowanie przebiegu dobowego popytu na energię elektryczną i związane z tym różnice cen energii

• korzystne ceny energii elektrycznej pochodzącej ze źródła odnawialnego, jakim niewątpliwie jest hydroenergia.

Zbiornik Na przestrzeni 40 lat eksploatacji zbiornik wytworzył własny, bogaty ekosystem. Pewna stabilizacja poziomu wód gruntowych oraz ich podwyższenie powyżej zapory powstrzymały degradację przyrodniczą doliny rzeki, polegającą na jej osuszaniu w rezultacie niskich opadów w regionie oraz wcinaniem się rzeki w dno. Odżył i rozwija się wielki kompleks leśny Gostynińskiego Parku Krajobrazowego. Powstały ekosystem zasiedlony został wieloma nowymi gatunkami fauny, w tym rzadkimi gatunkami ptaków, jak: mewa pospolita, czaple, kormorany

i orły bieliki, których populacje wzrastają.

Pojawiły się też zwierzęta wrażliwe na zanieczyszczenie wody, jak wydry i bobry.

W wodzie występuje więcej gatunków ryb, niż to miało miejsce przed spiętrzeniem.

Stwierdzono obecność w zbiorniku suma, którego wielkość pojedynczych osobników przekracza nawet 2 metry. Jest to sprawnie funkcjonujący układ przyrodniczy.

Zbiornik zwany Jeziorem Włocławskim stał się też z czasem ciekawym obiektem rekreacyjno-wypoczynkowym. Sprzyjają temu dobre warunki do żeglowania rekreacyjnego i do organizacji regat, zwłaszcza dla amatorów żeglarstwa śródlądowego i wędkarstwa. Rozrosła się baza wypoczynkowa w postaci kwater prywatnych,

97

A. Tersa | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 79–90

gospodarstw agroturystycznych, ośrodków zbiorowego wypoczynku i przystani sprzętu pływającego. Rozwija się wędkarstwo.

Zapora Trwałe spowolnienie procesu erozji dna poniżej stopnia i zapewnienie właściwej eksploatacji obiektów, co niewątpliwie wpłynie na wydłużenie okresu ich użytkowania, mogą spowodować dwa przedsięwzięcia: 1) dobudowa kilku przęseł jazu prowadząca do obniżenia natężenia przepływu miarodajnego na końcu umocnień sztywnych jazu i elektrowni do wartości 30 m3/s/m (dziś jest to wartość 42 m3/s/m), 2) podparcie SW Włocławek piętrzeniem drugiego, stałego stopnia o normalnym piętrzeniu równym poziomowi zakładanemu w projekcie SW Włocławek.

Część mechaniczna Po ponad 40 latach eksploatacji turbiny sprawują się dobrze, awarie nie są zbyt częste. Przeprowadzone modernizacje poprawiły ich stan i mogą dalej pracować bezawaryjnie. Po 10 latach pracy elektrowni sądzono, że trwałość jej urządzeń jest planowana na 30–50 lat. Zebrane doświadczenia z eksploatacji elektrowni każą śmiało prognozować kolejne 40 lat jej użytkowania.

Część elektryczna Urządzenia elektroenergetyczne obwodów pierwotnych i wtórnych elektrowni pracują w zasadzie bezawaryjnie. Wymagają okresowych remontów i modernizacji, wynikających z postępu techniki i technologii w tym obszarze, prowadzą do poprawy funkcjonowania i optymalizacji kosztów obsługi.

Wykonana przez firmę Alstom modernizacja generatorów umożliwia ich przeciążanie do 31 MW, co pozwala pełniej wykorzystywać zwiększone dopływy do zbiornika.

Andrzej Tersa

Stopień wodny wraz z elektrownią funkcjonuje już ponad 40 lat. Żaden z elementów stopnia, budowli hydrotechnicznej i elektrowni nie wykazuje awaryjności wykraczającej poza standardy eksploatacyjne.

Doświadczenie każe oczekiwać kolejnych dziesiątków lat bezawaryjnej eksploatacji, przy kosztach utrzymania wciąż znacząco niższych od wszechstronnych korzyści osiąganych z funkcjonowania stopnia i jego elementów.

5. Zakończenie Z historycznego obowiązku i w celu przypomnienia realizatorów inwestycji stopnia wodnego i elektrowni we Włocławku, wymienić należy instytucje: Inwestor centralny: Centralny Urząd Gospodarki Wodnej, Warszawa Inwestor bezpośredni: Zarząd Inwestycji Budowy Kaskady Dolnej Wisły, Włocławek Generalni wykonawcy: Warszawskie Przedsiębiorstwo Budownictwa Wodno-Inżynierskiego Hydrobudowa – 1; Włocławskie Przedsiębiorstwo Budownictwa Wodno-Inżynierskiego Hydrobudowa – 11; Przedsiębiorstwo Geologiczno-Inżynierskie Budownictwa Wodnego Hydrogeo z Warszawy Podwykonawcy: Energomontaż-Południe, Katowice; Elektrobudowa, Katowice; Mostostal, Gdańsk; Okręgowy Zarząd Wodny, Warszawa; Przedsiębiorstwo Hydrologiczne, Gdańsk; Płockie Przedsiębiorstwo Robót Mostowych; Włocławskie Przedsiębiorstwo Budownictwa Ogólnego.

Kierujące Biuro Projektów: Centralne Biuro Studiów i Projektów Budownictwa Wodnego Hydroprojekt, Warszawa-Włocławek

Biura współpracujące: Biuro Studiów i Projektów Energetycznych Energoprojekt, Warszawa; Warszawskie Biuro Studiów i Projektów Transportu Drogowego i Lotniczego Transprojekt Dostawcy : Charkowskij Turbinnyj Zawod, Charkow; Uralelektrotiażmasz, Swierdłowsk; Leningradskij Mietaliczeskij Zawod, Leningrad; Miechaniczeskij Zawod, Zaporoże; Zjednoczenie Przemysłu Budowy Maszyn Ciężkich – Zemak, Warszawa; Fabryka Maszyn i Urządzeń – Femak, Kluczbork; Fabryka Transformatorów i Aparatury Trakcyjnej – Elta, Łódź; Pomorskie Zakłady Budowy Maszyn – Makrum, Bydgoszcz; Zjednoczenie Przemysłu Budowy Urządzeń Chemicznych – Chemak, Warszawa; Skierniewickie Zakłady Budowy Urządzeń Chemicznych Chemostal, Skierniewice.

Bibliografia 1. Koncepcja przebudowy i remontu obiektów SW Włocławek, DHV Hydroprojekt, Warszawa 2009.

2. Projekt budowlany przebudowy i remontu obiektów SW Włocławek, DHV Hydroprojekt, Warszawa 2011.

3. Projekt wykonawczy przebudowy i remontu obiektów SW Włocławek, DHV Hydroprojekt, Warszawa 2012.

4. Elektrownia Wodna Włocławek, 1970– 2012, ENERGA Hydro sp. z o.o., zeszyt nr 4, Pruszcz Gdański 2012.

5. Pomiary konsumpcji dolnego stanowiska jazu i elektrowni, lata 2009–2010, ENERGA Hydro sp. z o.o.

inżynier elektroenergetyk były prezes zarządu ENERGA Hydro sp. z o.o. e-mail: atersa@wp.pl Inżynier elektroenergetyk, absolwent Politechniki Gdańskiej (1975). Od 1969 roku pracownik dzisiejszej Grupy ENERGA. W 2000 roku przeniesiony do Zakładu Elektrowni Wodnych w Straszynie, który przekształcił w 2003 roku w spółkę. W latach 2003–2013 prezes zarządu spółki ENERGA Hydro, kierujący kolejnymi przejęciami i konsolidacjami aktywów wodnych w Grupie ENERGA. Od czerwca do sierpnia 2013 roku wiceprezes zarządu.

98

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | 99–105

The next dam on the Vistula River below Włocławek Author Janusz Granatowicz

Keywords lower Vistula River, cascade, Siarzewo, overriding public interest

Abstract This paper presents reasons for a decision on construction of the dam on the Vistula River below Włocławek. It includes a justification of the overriding public interest for this construction, the benefits that it will bring and a short description of the project. In addition the criteria for choosing the location are given and parameters of the Włocławek and Siarzewo dams are compared.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2013307

The Vistula River (Wisła) below Włocławek may be perceived as Europe’s last wonderful wild river or as a huge unused commodity which has been abandoned for some reason. The dispute between the supporters of each point of view is a dispute over values. Therefore, it is very difficult to reach a compromise. The supporters of the wild river idea are convinced that the natural state of river is actually a basic value and any human interference is unacceptable. This wildness should in their opinion be protected by all available means to be passed on to future generations in an intact condition. Those who see the Vistula River (Wisła) as an unused resource think that its economic potential should be used reasonably as soon as possible for the common good. Of course the way of developing a navigable river and benefitting from it does not mean the destruction of its natural values and this is possible at the current technical level.

Until the partitions of Poland the Vistula River (Wisła) had constituted the economic axis of Poland and in the 17th century it was the most navigable European river. Annually more than 250 thousand tons of goods, mainly cereal, were transported along it. In the second half of the 17th century the significance of the Vistula River (Wisła) started to decrease. It gradually became a peripheral river. As we know the lower Vistula River (dolna Wisła) section from the mouth of the Drwęca River (Drwęca) to Gdańsk fell under Prussian rule. At the end of the 19th century that section was regulated and the mouth section was completely reconstructed. The excavation of the new outlet (Przekop) eliminated the risk of floods which had been worrying Gdańsk citizens for centuries, especially in spring, when ice starts to float. I cannot help feeling that today these investments would be impossible.

The 19th century was an era of many important discoveries and inventions which completely changed the economic life. At the end of the 19th century the possibility of transforming energy of flowing water, usually dammed, into electric power appeared.

The first hydroelectric power station in the world was established in 1882 in Appleton (USA) on the Fox River. It was developed to

supply power to a paper factory. The first hydroelectric power station in Europe was established in the Godalming tannery in England (1881). It was constructed to supply power for street and home lighting. The first large hydroelectric power station was opened in Deptford, a London district, in 1889. In Poland in the interwar period 12 hydroelectric power stations with a total capacity of 18 MW operated.

Before World War II the largest hydroelectric power station in Poland with the capacity of 4 MW was in Gródek on the Wda River (Wda). It was constructed to supply energy to the dynamically developing town of Gdynia.

After World War II Poland gained more than a dozen hydroelectric plants in the western parts of the country, among others in Pilchowice and Dychów on the Bóbr River (Bóbr). In 1946 the total capacity of Polish power stations came to 160 MW. In the 1960s large hydroelectric power stations were constructed in Solina, Włocławek and Koronowo.

Lower Vistula River – current state The theoretical energy potential of Polish rivers is estimated at approx. 23 TWh/year. However, only 12–14 TWh/year may be used due to technical reasons. Use of 8–8.5 TWh/year is economically justified. This potential is unequally distributed.

Approx. 80% is on the Vistula River (Wisła) and approx. 50% of the whole energy potential is on the lower Vistula River (dolna Wisła).

In Poland only 11% of energy potential of watercourses is used which puts us in last place in Europe.

Plans of energy use of the Vistula River (Wisła) date at the beginning of 20th century. However, only in 1945 did T. Tillinger present the first concept of using the Vistula River (Wisła) energy potential. It was a bold project developed by an eminent Polish hydroengineer. He included in it his thoughts from the period when he had been developing designs of artificial waterways, regulation of the Vistula River (Wisła), canalling of the Bug River (Bug) and 99

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | 99–105

construction of the Żerań Canal as the head of the Department of Artificial Waterways in the Ministry of Public Works, and then as an employee of the General Directorate for Construction of Canals and Directorate for Waterways in Warsaw.

In 1952 the development of “Assumptions of the Perspective Plan of Water Management in Poland” was initiated in the Water Management Committee established at the Polish Academy of Sciences. That plan included, among others, the construction of navigational and energy dams on the whole length of the Vistula River (Wisła) regarded as the waterway connecting Silesia and the Baltic Sea. The use of significant energy potential of the lower Vistula River (dolna Wisła) was of special importance in that concept.

In the years 1956–1957 the concept of constructing the cascade of dams with hydroelectric power stations on the section of the Vistula River (Wisła) from the mouth of the Narew River (Narew) to Tczew was developed in CBS and PBW Hydroproject in cooperation with the PAS. The Lower Vistula Cascade (Kaskada Dolnej Wisły, KDW) was to be a coherent system of eight low head dams with flow reservoirs dammed to the level of average annual flow (SSQ) in the lower position of the preceding dam. Development in a coherent system allowed for obtaining relevant water depth below the dams and for preventing bottom erosion and river bed devastation.

The planned KDW was joined by Warszawa-Północ dam located above the mouth of the Narew River (Narew), which was to be a natural upper limitation of development of the lower Vistula River (dolna Wisła). That dam was to be constructed simultaneously with the cascade. That concept became the basis for developing the initial designs of Warszawa-Północ and Włocławek dams. In 1959 the decision on construction of the Włocławek dam was made. The construction was initiated in 1962 and completed eight years later.

In 1968 CBS and PBW Hydroproject developed the “Output for the Ciechocinek Dam” as the next KDW dam. Technical and economic assumptions were developed as well as the application for establishing the project’s location which was approved in 1979. The technical documentation began to be developed and simultaneously the construction of a temporary plant and facilities of the dam started. The work was interrupted in 1981.

For more than 40 years Włocławek has been functioning as the only one dam without a downstream hydraulic support provided for in the design. This state of work, inconsistent with the design, causes many adverse processes: • continuous bottom erosion which degrades the river bed below the dam • decline of tailwater level, which results in elevated hydraulic head and consequently in exceeding the acceptable values of loads • degradation of facility elements and unfavourable changes in the base.

These processes irrevocably reduce the safety of the whole facility. Only a construction of the new dam downstream may increase the ordinate of tailwater table to the level of 46.0 metres above sea level and will ensure a permanent safety of the existing dam.

100

What is the situation in the European Union?

For more than ten years, in circles averse to the construction of subsequent dams on the lower Vistula River (dolna Wisła), voices have been heard which may be well summarised by the title of an interview by A. Szyłło with T. Mikołajczyk published on 21st December 2012 in “Gazeta Wyborcza”: “The World is Destroying Dams. Why Do We Need a Dam in Nieszawa?” T. Mikołajczyk believes that dam demolishing is routine in the Western countries. To illustrate the evasiveness of this thesis it is enough to say that in the years 2000–2010 the installed generation capacity in hydroelectric power stations increased from 136.5 GW to 145.1 GW in the EU countries. Fig. 1 illustrates the growth of installed generation capacity in individual countries.

Generation capacity [GW] in 2010 EU Generation capacity [GW] in 2000

EU 145,1 136,5 SE 16,7 16,5

UK 4,4 4,3

DE 11,0 9,0 FR 25,5 25,1

PL 2,3 2,1 CZ 2,2 2,1

AT 12,7 11,6

SK 2,5 2,4

IT 21,5 20,3

RO 6,5 6,1 BG 3,0 1,9

ES 18,5 18,0

Fig. 1. Growth of installed generation capacity in EU countries 2000–2010

It should be emphasised that this growth has been obtained while proceeding from a much higher level of use of river energy potential which is respectively as follows: Switzerland – 92%, France – 82%, Germany – 80%, Spain – 79%, Norway – 63%, Sweden – 63% and Austria – 49%.

As the data shows dams are not demolished in Europe but reconstructed to increase installed generation capacity. The following figures show examples of such reconstructions conducted even in facilities that could be regarded as historical.

There is no example throughout the world of demolishing any dam comparable to Włocławek.

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | 99–105

Fig. 2. Reconstruction of the Iffesheim dam on the River Rhine

Fig. 3. Reconstruction of the Chancy-Pougny dam on the Rhone River

Dam below Włocławek ENERGA SA decided on construction of the next dam due to two reasons. The first one is the safety of the Włocławek dam. The second one is the reduction of flood risk of the Włocławek – Ciechocinek region.

The essential problem to be faced is the fact that the location of the dam should result from the hydropower and

Fig. 4. Reconstruction of the Rheinfelden dam on the River Rhine

waterways national development strategy which does not exist.

The KDW concept of 1957 was coherent and whole subordinated to economic purposes. Since that time significant changes have occurred in Europe. After 1989 criteria for assessment of investments, including assessment of economic values of the Vistula River (Wisła), have been revalued.

One has silently accepted the disastrous idea of rejecting any economic use of the river for the benefit of its transformation in the whole inter-embankment zone into areas of special environmental protection. In 2005 the Natura 2000 area was arbitrarily introduced on more than 30% of the Vistula (Wisła) River’s length, including the whole section between Włocławek and Ciechocinek, despite the objection of communities responsible for water management. However, it should be noticed that in spite of restrictive provisions investments on the Natura 2000 site are possible if complying with conditions described in Article 34 of the Environmental Protection Law which reads as follows: “1. If there exist imperative reasons of overriding public interest, including those of a social or economic nature and with the lack of alternative solutions, the local regional director of environmental protection and in the case of coastal areas – the director of the maritime office, may permit the implementation of a plan or taking actions which have a severe impact on the protection objectives of Natura 2000 sites or sites specified on a list mentioned in art. 27 par. 3.1, providing the environmental compensation has been completed as required to maintain the cohesion and proper functioning of the Natura 2000 sites’ network.

2. If significant negative impact concerns priority habitats and species, the permit mentioned in section 1 may be granted only in the following purpose: 1) human life and health protection 101

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | 99–105

2) provision of public safety 3) obtaining beneficial consequences of the superior importance for the environment 4) resulting from necessary requirement of the overriding public interest, after obtaining the opinion of the European Commission”.

Therefore, before making a decision, one should answer the question whether construction of a new dam meets requirements imposed by the Environmental Protection Law. The construction of a new dam below Włocławek: 1. Shall provide permanent safety of the Włocławek Dam 2. Shall reduce flood risk of the Włocławek – Ciechocinek region 3. Shall create a new Va class section of waterway on the Vistula River (Wisła) 4. Shall increase production of energy from renewable sources 5. Shall improve safety of the National Power System (NPS).

According to the president of the management board of the Polish Power Grids: “Włocławek Hydroelectric Power Station is the only source able to self-start located in the central part of the country and expected to be used to launch several large system power stations (Bełchatów, Pątnów, Konin, Adamów).

Construction of the second dam on the Vistula River (Wisła) and planned launch of a second productive source with similar properties should be regarded as very beneficial from the point of view of NPS’s better reconstruction conditions, as it shall efficiently eliminate the risk resulting from having only one source able to start the process of power supply reconstruction in the central part of the country”.

6. Shall contribute to improvement (restoration of the natural state) of the groundwater table in the NieszawskoCiechocińska Valley 7. Shall contribute to the stabilisation of work of surface water intakes.

In the opinion of the ENERGA SA management board the expected positive results of constructing a new dam meet requirements imposed by the Environmental Protection Act and fully justify issuing the permit for this project.

Choosing the location In the opinion of specialists dealing with water management and hydroenergetics the necessity of constructing a dam below Włocławek is obvious. Only the location of the dam requires justification. While choosing the location one should take into account that the dam and reservoir will lie within the Natura 2000 sites: Nieszawa Valley of the Vistula River (Wisła) (PLH 040012), Włocławek Valley of the Vistula River (PLH 040039) and Valley of the lower Vistula River (Wisła) (PLB 040003).

From the point of view of the reservoir users it may be said as follows: the larger the distance of the next dam from Włocławek, the better. This expectation is logical as together with increased length of the reservoir: • Flood protection level increases – larger reservoir will come into being, therefore volume dedicated to flood reserve increases • Longer section of Va waterway will be developed • Energy production will increase. Average gradient of the 102

Vistula River (Wisła) bottom below Włocławek comes to approx. 15 cm per one kilometre. This means that approx.

2.16 MW installed generation capacity can be obtained on each kilometre, which will obviously translate into proportional increase of energy production • NPS security level will increase. A larger reservoir shall enable the storage of a larger reserve (volume) in the event of a blackout • Groundwater level in the Nieszawsko-Ciechocińska Valley will be elevated on a larger area • Stabilisation of operation of surface water intakes will increase.

The safety of the Włocławek dam requires the ordinate of damming on the planned dam, approx. 46.0 metres above sea level in every location. The above-mentioned proves the necessity of reconciling divergent expectations of economic and environmental groups.

At the request of ENERGA SA the company Ove Arup & Partners International Ltd sp. z o.o., Polish branch, developed the study “Ensuring public safety in the area of Włocławek dam with the use of water energy as well as improvement in the potential of water ecosystems and ecosystems dependent on waters”. This study includes 42 detailed reports, including: “Multicriterial analysis of variants for analysed locations and technical solutions” and “Report on environmental impact”.

The process of choosing the location of a new dam below Włocławek took place within the framework of exclusive analysis. The following exclusion criteria were identified before the general analysis of the environmental impact of the project was made: • criterion of safety related to ice phenomena on the Vistula River (Wisła) • criterion of impact on Ciechocinek health resort • criterion of safety of the Włocławek Dam and technological relation of solutions against the project aim.

Results of the exclusive analysis indicated four locational variants: Przypust, Nieszawa, Siarzewo and Siarzewo II. Fig. 5 shows these variants.

As has been pointed out the larger the distance of the new dam from Włocławek, the better. Therefore, Siarzewo II – km 707.9 – is the best location of the four not excluded locations. However, it appeared that Zielona Kępa ecological site can be maintained in an intact state at relatively low cost.

In the study “Ensuring safety (...)” Ove Arup analysed all aspects of project completion: technical, social and environmental including considerations resulting from the Habitats Directive and Framework Water Directive. In the analysis it was taken into account that the main goal of the project with the rank of overriding public interest referring to human health and public safety was at the same time to provide: • lasting safety of the Włocławek Dam • improvement of flood protection • improvement of NPS safety.

Construction of the second dam will effectively eliminate the risk resulting from having only one source able to initiate

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | 99–105

Fig. 5. Potentially possible locational variants of a new dam

Fig. 6. Location of the Siarzewo Dam

reconstruction of power supply in the central part of the country.

Complementary goals, necessary and essential for full accomplishment of the main goal, include: • flood protection of all settlements below theWłocławek Dam • provision of relevant ice-breaking conditions • protection of groundwater and infiltration water intakes • development of approx. 31 km of international class waterway.

Additional goals resulting from accomplishment of complementary goals include: • use of established damming to produce power • use of established retention for agricultural irrigations • use of new dam as important road crossing.

The conclusion of these deliberations is as follows: Siarzewo variant accomplishes the mentioned goals to the largest extent at acceptable (possible to be compensated) interference with the Natura 2000 site.

tourism and sports attractiveness. Currently a boat house is constructed in Włocławek and this region would have the opportunity to develop in the direction of water sports.

• Marinas and a harbour – convenient location of several marinas will be possible along the newly developed reservoir.

In their concept of the dam Ove Arup strive after minimised impact of designed facilities on the natural environment of the Vistula River (Wisła) valley. Therefore the proposed solutions shall enable easy migration of fish and animals, uninterrupted bed load and reduction of possible bottom erosion below the new damming facility. The architecture of both the dam and the reservoir elements was selected with consideration of environmental aspects and minimisation of the negative impact of the project on the Natura 2000 sites.

Fig. 7 and 8 and Tab. 1 below present a comparison of solutions concerning the hydroelectric power station and architecture adopted on the Siarzewo and Włocławek dam.

Operations of the power station on the Siarzewo dam is expected in the flow and compensatory regime. Such a regime

Siarzewo Dam The planned location of the Siarzewo Dam is approximately half way between the following towns on the left river bank: Nieszawa and Ciechocinek. The right bridgehead is planned to be located below the Zielona Kępa Island. With regard to administration Siarzewo Dam will be in the Raciążek commune, Aleksandrów Poviat (left bank) and Czernikowo commune, Toruń Poviat (right bank).

The location of dam elements from the left bank to the right bank will be as follows: bed of a bypass of the dam, earth dam, universal fish pass, hydroelectric power station, salmon fish pass, weir, navigation lock, earth dam. A road crossing will run through the dam.

Technically related projects may be developed after completion of this investment: • Information centre facility – its basic function would be tourist services both for individuals and groups. Its shape would be integrated into the design of the dam.

• Sports canoeing track – this may be proposed due to use of river damming by the dam and when taking into account

Siarzewo

Włocławek

km 706.4 + 500 m

674.75

NPP [m a.s.l. Kr86]

46.00

57.14

MaxPP [m a.s.l. Kr86]

46.50

58.34

MinPP [m a.s.l. Kr86]

45.30

56.34

Ecological flow [m3/s]

355

350

Number of weir spans

15

10

Width of weir spans [m]

25

20

Number of hydrounits

6–8

6

1,800

2,190

70–100

160.2

Damming cross-section

Installed discharge of water [m3/s] Installed generation capacity [MW] Waterway class Approximate length of water reservoir [km]

Va approx. 31.5

Va 55

Tab. 1. Technical parameters of planned Siarzewo dam compared with the Włocławek Dam 103

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | 99–105

Fig. 7. Comparison of optional solution of a hydroelectric power station of the planned one and existing Włocławek dam

Fig. 8. Comparison of the architecture of a hydroelectric power station of the planned and existing Włocławek dam

of operations provides a rhythm of water table fluctuations close to the natural rhythm, both in the reservoir and in the river below.

Basic parameters significant from the point of view of impact on the river bed below the dam include: • hydraulic head 4.86 m against 11.14 m on WLW • installed discharge of water 1,800 m3/s against 2,190 m3/s on WLW • total width of weir 375 m against 200 m on WLW. The above summary shows that the planned Siarzewo dam will constitute a completely different facility with a smaller environmental impact than the Włocławek Dam. The speed downstream will be lower both in the period when flow occurs only through the power station and in the period of freshet flows, that is when part of the flow is directed through the weir. Adopted solutions provide lower flow rate per one linear metre of the bed width, i.e. lower flow concentration. However, the most important advantage of the proposed solution is the minimised variability of speed downstream which results from the adopted work regime (flow and compensatory).

104

Lowering of the bottom below Włocławek results mainly from intervention work of the power station. Changes in flow intensity from 350 to 2,190 m3/s within a few minutes and an equally rapid decline to 350 m3/s accelerated the process of bottom erosion.

The elimination of intervention work in the Siarzewo power station shall eliminate the risk of quick bottom lowering resulting from bottom erosion.

Summary The decision to build another dam on the Vistula River (Wisła) is rational and based on many premises among which the following are the most important: • the necessity of permanent protection of the Włocławek dam • increased flood safety in the Włocławek-Ciechocinek Valley.

Both premises constitute overriding public interest. Every dam on a large river is a multi-functional facility providing many additional benefits. Here we can mention the following benefits: 1. Suppression of excessive bottom erosion along the new reservoir

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | 99–105

2. Improvement in the potential of water ecosystems and ecosystems dependent on waters 3. Provision of better work of the Włocławek Dam through the possibility of regulating outflow from the Włocławek Dam on the second dam 4. Reduction of the risk of occurring ice jams and liquidation of sites of increased sludge production along the new reservoir 5. Waterway of international class between Włocławek and Siarzewo – 31 km new Va class waterway will be developed which will be a continuation of the existing 50 km-long waterway on the Włocławek reservoir 6. Stabilisation of operation of present water intakes – also new intakes for agricultural purposes will be developed 7. The use of damming to produce power. Therefore, NPS security level will increase. Currently Włocławek Hydroelectric Power Station is the only source capable of self-start located in the central part of the country and expected to be used to launch several large system power stations (Bełchatów, Pątnów, Konin, and Adamów). Construction of the second dam on the Vistula River (Wisła) and planned launch of a second productive source with similar properties will be very beneficial from the point of view of NPS’s reconstruction conditions, as it shall efficiently eliminate the risk of having only one source functioning that is able to start the process of power supply reconstruction in the central part of the country 8. Establishment of a road crossing through the Vistula River (Wisła) for the Kujawsko-Pomorski region 9. Opportunity of development of the tourist and leisure base around the new water reservoir.

The larger the reservoir, the greater the flood safety. The larger the distance of the new dam from Włocławek, the greater the abovementioned additional benefits. However, there is no freedom within this scope. There are two main limitations. Ciechocinek is the first one. The location of the dam must be above Ciechocinek, more accurately – above the protective zone of the health resort.

Nature is the second limitation. As the “Report on environmental impact” shows, the location of the new dam in Siarzewo is a compromise solution. The compromise consists of reconciling

the main goals and additional benefits with the environmental protection requirements. The location of Siarzewo allows maintenance of the Zielona Kępa ecological site in an untouched state. Therefore, despite smaller economic benefits, the Siarzewo variant is regarded as the one acceptably meeting requirements of the overriding public interest and as affecting the Natura 2000 sites and environmentally valuable elements at a level allowing full compensation.

REFERENCES

1. Ankiersztejn I., Kaskada Dolnej Wisły [Lower Vistula River Cascade], Acta Energetica 2013, issue 3/16, pp. 70–74.

Granatowicz J., Hydrodynamiczne i energetyczne aspekty eksploatacji kaskady stopni wodnych [Hydrodynamic and Energetic Aspects of Exploitation of the Stage of Fall Cascade], Archiwum Hydrotechniki [Hydroengineering Archive] 1988, Vol. XXXV, pp. 1–2.

2. Majewski W., Wykorzystanie dolnej Wisły do celów energetycznych i żeglugowych [Use of the lower Vistula River for Power and Navigational Purposes], 2Pi Group, Gdańsk, August 2011.

3. Majewski W., Następny stopień na Wiśle: szansa, zagrożenie czy konieczność [Next Stage of Fall on the Vistula River: Chance, Opportunity or Necessity], Water Management 2012, issue 10.

4. Kosiński J., Ochrona przeciwpowodziowa – co mógłby Włocławek?

[Flood Protection – What Can Włocławek Do?], Water Management 2012, issue 11.

5. Materials from IV Conference of Flood Safety in the Water Region of Middle Vistula River, 12 December 2012, Water Centre of SGGW in Warsaw.

6. Study developed by Over Arup & Partners International Limited for ENERGA SA being part of “Documentation Necessary for Construction of the Dam and Power Station on the Vistula River below Włocławek”, 2013.

7. The transport development strategy by 2020 (with perspective by 2030), the Ministry of Transport, Construction and Maritime Economy, January 2013.

8. Material from XX Economic Forum “Cross-border Systemic Relations – MONEY”, 4–5 March 2013, Toruń.

Janusz Granatowicz Energa Invest SA e-mail: janusz.granatowicz@energa.pl Engineer in hydraulic engineering, graduate of the Hydro-engineering Institute of the Gdańsk University of Technology (1972). He started his work in the Central Office of Hydraulic Engineering Studies and Designs Hydroproject (CBS and PBW Hydroproject) in Gdańsk. In the years 1974–1993, he worked at the Hydro-engineering Faculty of the Gdańsk University of Technology, where he defended his doctoral thesis titled Hydrodynamic and Power Aspects of Exploitation of the Stage of Fall Cascade. Expert of the Pomeranian Voivode in environmental impact assessments. Employed in Energa Invest as the head of the Vistula River Project Department since October 2012.

105

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 99–105

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 99–105. When referring to the article please refer to the original text.

PL

Następny stopień na Wiśle poniżej Włocławka Autor

Janusz Granatowicz

Słowa kluczowe

dolna Wisła, kaskada, Siarzewo, nadrzędny interes publiczny

Streszczenie

W artykule przedstawiono powody podjęcia decyzji o budowie stopnia wodnego na Wiśle poniżej Włocławka. Podano uzasadnienie nadrzędnego interesu publicznego dla tej budowy, korzyści, jakie ona przyniesie, oraz krótką charakterystykę stopnia. Omówiono także kryteria wyboru lokalizacji oraz dokonano porównania parametrów stopni Włocławek i Siarzewo.

Wisłę poniżej Włocławka można postrzegać jako wspaniałą, ostatnią już w Europie dużą dziką rzekę lub jako ogromne niewykorzystane dobro, które nie wiedzieć czemu, zostało porzucone. Spór pomiędzy zwolennikami obu punktów widzenia toczy się na płaszczyźnie wartości, co oznacza, że osiągnięcie kompromisu jest bardzo trudne. Zwolennicy dzikiej rzeki są przekonani, że to właśnie naturalny stan rzeki jest podstawową wartością i niedopuszczalna jest jakakolwiek ingerencja człowieka. Ten stan rzeczy, ich zdaniem, należy chronić wszelkimi dostępnymi sposobami, aby przekazać ją następnym pokoleniom w stanie nienaruszonym. Ci, którzy patrzą na Wisłę jako na niewykorzystane dobro, uważają, że należy jak najszybciej w roztropny sposób zagospodarować potencjał gospodarczy rzeki i korzystać z niego dla dobra wspólnego. Sposób zagospodarowania i korzystania z dobrodziejstw spławnej rzeki nie oznacza oczywiście zniszczenia jej walorów przyrodniczych, co przy obecnym poziomie technicznym jest możliwe.

Do czasu rozbiorów Wisła stanowiła gospodarczą oś Polski, a w XVII wieku była to najbardziej użeglowniona rzeka Europy.

Rocznie przewożono nią ponad 250 tys. ton towarów, głównie zboża. Od drugiej połowy XVII wieku znaczenie Wisły systematycznie malało. Odwrócono się od niej jako od rzeki peryferyjnej. Jak wiadomo, odcinek dolnej Wisły od ujścia Drwęcy do Gdańska znalazł się w zaborze pruskim i ten odcinek pod koniec XIX wieku został uregulowany, a odcinek ujściowy całkowicie przebudowany. Wykonanie Przekopu zlikwidowało zagrożenie, które przez wieki nie pozwalało gdańszczanom spać spokojnie, zwłaszcza w okresie wiosennym, gdy ruszają lody.

Trudno oprzeć się wrażeniu, że te inwestycje dzisiaj nie byłyby możliwe.

W XIX wieku dokonano wielu istotnych odkryć i wynalazków, które całkowicie zmieniły życie gospodarcze. Od końca XIX wieku pojawiła się możliwość przekształcenia energii płynącej wody, przeważnie spiętrzonej, na energię elektryczną.

Pierwsza hydroelektrownia na świecie powstała w 1882 roku w Appleton (USA) na rzece Fox. Zbudowano ją w celu dostarczenia prądu do fabryki papieru. W Europie pierwszą była elektrownia wodna w garbarni Godalming (1881) w Anglii. Zbudowano ją w celu dostarczenia prądu do oświetlania ulic i prywatnych domów. Pierwszą dużą hydroelektrownię otwarto w Deptford,

106

dzielnicy Londynu, w 1889 roku. W Polsce w okresie międzywojennym działało 12 elektrowni wodnych o łącznej mocy 18 MW. Przed II wojną światową największa elektrownia wodna w Polsce o mocy 4 MW znajdowała się w Gródku na Wdzie. Zbudowano ją w celu zasilania dynamicznie rozwijającej się Gdyni.

Po II wojnie Polska zyskała na ziemiach zachodnich kilkadziesiąt zakładów hydroenergetycznych, m.in. w Pilchowicach i Dychowie na Bobrze. W 1946 roku moc polskich elektrowni wynosiła łącznie 160 MW. W latach 60. powstały duże elektrownie wodne w Solinie, Włocławku i Koronowie.

Dolna Wisła – stan obecny Teoretyczny potencjał energetyczny polskich rzek szacuje się na ok. 23 TWh/ rok. Ze względów technicznych można wykorzystać jedynie 12 do 14 TWh/rok. Natomiast uzasadnione ekonomicznie jest wykorzystanie 8–8,5 TWh/rok. Potencjał ten jest jednak nierównomiernie rozłożony.

Ok. 80% znajduje się na Wiśle, przy czym na dolnej Wiśle – ok. 50% całego potencjału hydroenergetycznego.

W Polsce wykorzystuje się energetycznie zaledwie 11% potencjału cieków wodnych, co stawia nas na ostatnim miejscu w Europie.

Plany wykorzystania energetycznego Wisły sięgają początku XX wieku. Jednak dopiero w 1945 roku T. Tillinger przedstawił pierwszą koncepcję wykorzystania energetycznego potencjału Wisły. Był to śmiały projekt opracowany przez wybitnego polskiego hydrotechnika, który zawarł w nim swoje przemyślenia z okresu, gdy jako naczelnik wydziału sztucznych dróg wodnych w Ministerstwie Robót Publicznych, a potem pracownik Generalnej Dyrekcji Budowy Kanałów i Dyrekcji Dróg Wodnych w Warszawie, opracowywał projekty sztucznych dróg wodnych, regulacji Wisły, kanalizacji Bugu i budowy Kanału Żerańskiego.

W 1952 roku w Komitecie Gospodarki Wodnej, utworzonym przy Polskiej Akademii Nauk, przystąpiono do opracowania „Założeń planu perspektywicznego gospodarki wodnej w Polsce”. W planie tym przewidziano m.in. budowę stopni wodnych żeglugowo-energetycznych na całej długości Wisły, rozpatrywanej jako droga wodna łącząca Śląsk z Bałtykiem. Szczególne znaczenie w tej koncepcji przypisano wykorzystaniu znaczącego potencjału energetycznego dolnej Wisły.

W latach 1956–1957 w CBS i PBW Hydroprojekt, przy współpracy z PAN, została opracowana koncepcja budowy kaskady stopni piętrzących z elektrowniami wodnymi na odcinku Wisły od ujścia Narwi do Tczewa. Kaskada Dolnej Wisły (KDW) miała być zwartym systemem ośmiu stopni wodnych niskiego spadu ze zbiornikami przepływowymi spiętrzonymi do poziomu wody średniej rocznej (SSQ) w dolnym stanowisku stopnia poprzedzającego.

Zabudowa w zwartym systemie pozwalała na: uzyskanie odpowiedniej głębokości wody poniżej stopnia piętrzącego oraz zapobieżenie erozji dna i dewastacji koryta.

Do planowanej KDW został włączony stopień Warszawa – Północ, położony powyżej ujścia Narwi, który miał być naturalnym górnym ograniczeniem zabudowy dolnej Wisły. Stopień ten był przewidywany do realizacji równocześnie z kaskadą.

Koncepcja ta stała się podstawą do opracowania projektów wstępnych stopni Warszawa – Północ i Włocławek.

W 1959 roku podjęto decyzję o budowie stopnia Włocławek. Budowę rozpoczęto w 1962 roku, a zakończono osiem lat później.

W 1968 roku CBS i PBW Hydroprojekt opracował „Dane wyjściowe dla stopnia Ciechocinek” jako następnego stopnia KDW. Opracowano założenia techniczno-ekonomiczne, a następnie wniosek o ustalenie lokalizacji inwestycji, który zatwierdzono w 1979 roku. Przystąpiono do wykonania dokumentacji technicznej i równocześnie rozpoczęto realizację obiektów zaplecza budowy stopnia. Prace zostały przerwane w 1981 roku.

Od ponad 40 lat Włocławek funkcjonuje jako samotny stopień bez przewidzianego w projekcie hydraulicznego podparcia. Taki stan pracy, niezgodny z założeniami przyjętymi w projekcie, powoduje wiele niekorzystnych procesów: • ciągłą erozję dna, która degraduje koryto rzeki poniżej stopnia • obniżenie poziomu wody dolnej, co oznacza wzrost wysokości piętrzenia i w rezultacie przekroczenia dopuszczalnego stanu obciążeń • degradację elementów budowli i niekorzystne zmiany w podłożu.

Procesy te w sposób nieunikniony zmniejszają bezpieczeństwo całego obiektu. Trwałe bezpieczeństwo stopnia zapewni jedynie budowa stopnia poniżej, który podniesie rzędną zwierciadła wody dolnej do poziomu 46,0 m n.p.m.

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 99–105

rok 2010, moc w GW rok 2000, moc w GW

UNIA EUROPEJSKA 145,1 136,5 SE 16,7 16,5

UK 4,4 4,3

DE 11,0 9,0 FR 25,5 25,1

PL 2,3 2,1 CZ 2,2 2,1

AT 12,7 11,6

IT 21,5 20,3

SK 2,5 2,4 RO 6,5 6,1 BG 3,0 1,9

ES 18,5 18,0

Rys. 1. Przyrost mocy instalowanej w krajach UE w latach 2000–2010

Jak jest w krajach Unii Europejskiej?

Od ponad 10 lat w kręgach niechętnych budowie kolejnych stopni na dolnej Wiśle słychać głosy, które dobrze streszcza tytuł rozmowy A. Szyłło z T. Mikołajczykiem, opublikowanej 21 grudnia 2012 roku w „Gazecie Wyborczej” – „Świat burzy tamy.

Po co nam zapora w Nieszawie”. Zdaniem T. Mikołajczyka w krajach zachodnich burzenie tam to rutyna. Chcąc zilustrować bałamutność tej tezy, wystarczy powiedzieć, że w krajach Unii Europejskiej w latach 2000– 2010 moc zainstalowana w hydroelektrowniach wzrosła ze 136,5 GW do 145,1 GW. Przyrost mocy instalowanej w poszczególnych krajach pokazano na rys. 1.

Należy podkreślić, że przyrost ten uzyskano, wychodząc z nieporównanie wyższego poziomu wykorzystania energetycznego rzek, który wynosi odpowiednio w: Szwajcarii – 92%, Francji – 82%, Niemczech – 80%, Hiszpanii – 79%, Norwegii – 63%, Szwecji – 63% i Austrii – 49%.

Jak wynika z danych, w Europie stopni (zapór) się nie burzy, tylko przebudowuje po to, aby zwiększyć moc instalowaną.

Na kolejnych rysunkach pokazano przykłady takiej przebudowy, przeprowadzonej nawet w obiektach, które można uznać za zabytkowe.

Nie ma na świecie ani jednego przykładu zburzenia stopnia porównywalnego z Włocławkiem.

Stopień wodny poniżej Włocławka ENERGA SA podjęła decyzję o budowie kolejnego stopnia z dwóch przyczyn.

Pierwszy to bezpieczeństwo stopnia Włocławek, a drugi to zmniejszenie

zagrożenia powodziowego rejonu Włocławek – Ciechocinek.

Zasadniczy problem, z którym należało się zmierzyć, polega na tym, że lokalizacja stopnia powinna wynikać ze strategii

rozwoju hydroenergetyki i dróg wodnych opracowanej na poziomie krajowym, a takiej brak. Koncepcja KDW z 1957 roku stanowiła spójną całość podporządkowaną celom gospodarczym. Od tego czasu w Europie nastąpiły zasadnicze zmiany. Po 1989 roku przewartościowaniu uległy kryteria oceny inwestycji, w tym ocena walorów gospodarczych Wisły.

Przyjęto milcząco zgubną ideę odrzucenia jakiegokolwiek gospodarczego wykorzystania rzeki na rzecz przekształcenia jej w całym międzywalu w obszary specjalnej ochrony przyrodniczej. W 2005 roku na ponad 30% długości Wisły, w tym na całym odcinku między Włocławkiem a Ciechocinkiem, wprowadzono w sposób arbitralny, pomimo sprzeciwu środowisk odpowiadających za gospodarkę wodną, obszar Natura 2000. Należy jednak zauważyć, że pomimo restrykcyjnych zapisów inwestycje na obszarze Natura 2000 są możliwe przy spełnieniu warunków zapisanych w artykule 34 Ustawy o ochronie przyrody, który brzmi: „1. Jeżeli przemawiają za tym konieczne wymogi nadrzędnego interesu publicznego, w tym wymogi o charakterze społecznym lub gospodarczym, i wobec braku rozwiązań alternatywnych, właściwy miejscowo regionalny dyrektor ochrony środowiska, a na obszarach morskich – dyrektor właściwego urzędu morskiego, może zezwolić na realizację planu lub działań, mogących znacząco negatywnie oddziaływać na cele ochrony obszaru Natura 2000 lub obszary znajdujące się na liście, o której mowa w art.

27 ust. 3 pkt 1, zapewniając wykonanie kompensacji przyrodniczej niezbędnej do zapewnienia spójności i właściwego funkcjonowania sieci obszarów Natura 2000.

2. W przypadku gdy znaczące negatywne oddziaływanie dotyczy siedlisk i gatunków priorytetowych, zezwolenie, o którym mowa

Rys. 2. Przebudowa stopnia Iffesheim na Renie

107

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 99–105

Rys. 3. Przebudowa stopnia Chancy-Pougny na Rodanie

Rys. 4. Przebudowa stopnia Rheinfelden na Renie

w ust. 1, może zostać udzielone wyłącznie w celu: 1) ochrony zdrowia i życia ludzi; 2) z a p e w n i e n i a bezpieczeństwa powszechnego; 3) uzyskania korzystnych następstw o pierwszorzędnym znaczeniu dla środowiska przyrodniczego; 4) wynikającym z koniecznych wymogów nadrzędnego interesu publicznego, po uzyskaniu opinii Komisji Europejskiej”.

108

Należało więc, przed podjęciem decyzji, odpowiedzieć na pytanie, czy budowa nowego stopnia spełnia wymogi stawiane w Ustawie o ochronie przyrody?

Budowa nowego stopnia poniżej Włocławka: 1. Zapewni trwałe bezpieczeństwo stopnia Włocławek 2. Zmniejszy zagrożenie powodzią rejonu Włocławek – Ciechocinek 3. Utworzy na Wiśle nowy odcinek drogi wodnej klasy Va

4. Zwiększy produkcję energii ze źródeł odnawialnych 5. Poprawi bezpieczeństwo Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE).

W opinii prezesa zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych: „Elektrownia wodna Włocławek jest jedynym źródłem zdolnym do samostartu, zlokalizowanym w centralnej części kraju, przewidywanym do wykorzystania dla uruchomienia kilku dużych elektrowni systemowych (Bełchatów, Pątnów, Konin, Adamów).

Budowę II stopnia na Wiśle i przewidywane uruchomienie drugiego źródła wytwórczego o podobnych właściwościach należy uznać za bardzo korzystne z punktu widzenia poprawy warunków odbudowy KSE, gdyż skutecznie wyeliminuje ryzyko wynikające z posiadania tylko jednego źródła zdolnego do rozpoczęcia procesu odbudowy zasilania w centralnej części kraju”.

6. Przyczyni się do podniesienia (przyw r ó c e n i a s t a nu n at u r a l n e g o ) poziomu wód gruntowych w Dolinie Nieszawsko-Ciechocińskiej 7. Przyczyni się do stabilizacji pracy powierzchniowych ujęć wody.

Spodziewane pozytywne rezultaty budowy nowego stopnia, zdaniem zarządu ENERGA SA, wyczerpują wymagania stawiane przez Ustawę o ochronie przyrody i w pełni uzasadniają udzielenie zezwolenia na tę budowę.

Wybór lokalizacji Konieczność budowy stopnia poniżej Włocławka, w kręgach osób zajmujących się gospodarką wodną, hydroenergetyką, jest oczywista. Uzasadnienia wymaga jedynie lokalizacja stopnia. Przy wyborze lokalizacji należało brać pod uwagę, że stopień i zbiornik powstaną w obszarach Natura 2000: Nieszawska Dolina Wisły (PLH 040012), Włocławska Dolina Wisły (PLH 040039) i Dolina Dolnej Wisły (PLB 040003).

Z punktu widzenia przyszłych użytkowników zbiornika można powiedzieć tak: im dalej od Włocławka zlokalizowany będzie następny stopień, tym lepiej. Takie oczekiwanie jest logiczne, gdyż wraz ze wzrostem długości zbiornika: • Wzrasta poziom zabezpieczenia powodziowego – powstanie większy zbiornik, a więc także wzrasta objętość przeznaczana na rezerwę powodziową • Powstanie dłuższy odcinek drogi wodnej kl. Va • Zwiększy się produkcja energii. Na Wiśle poniżej Włocławka średnie nachylenie dna rzeki wynosi ok. 15 cm na kilometr. Oznacza to, że na każdym kilometrze można zyskać ok. 2,16 MW mocy instalowanej, co oczywiście przełoży się na proporcjonalne zwiększenie produkcji energii • Wzrośnie poziom zabezpieczenia KSE. Większy zbiornik umożliwi przechowywanie większej rezerwy (objętości) na wypadek blackoutu • Nastąpi podniesienie poziomu wód gruntowych w Dolinie NieszawskoCiechocińskiej na większym obszarze • Zwiększy się stabilizacja pracy powierzchniowych ujęć wody.

Bezpieczeństwo stopnia Włocławek wymaga rzędnej piętrzenia, na planowanym stopniu, ok. 46,0 m n.p.m. w każdej lokalizacji.

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 99–105

Rys. 5. Potencjalnie możliwe warianty lokalizacyjne nowego stopnia

Rys. 6. Lokalizacja stopnia Siarzewo

Z powyższego wynika więc konieczność pogodzenia rozbieżnych oczekiwań środowisk gospodarczych i przyrodniczych.

Firma Ove Arup & Partners International Limited sp. z o.o. Oddział w Polsce na zlecenie ENERGA SA wykonała opracowanie „Zapewnienie bezpieczeństwa publicznego w rejonie stopnia Włocławek przy wykorzystaniu energii wody oraz poprawie potencjału ekosystemów wodnych i od wód zależnych”. Na opracowanie to składają się 42 raporty szczegółowe, w tym: „Wielokryterialna analiza wariantów dla analizowanych lokalizacji i rozwiązań technicznych” i „Raport o oddziaływaniu na środowisko”.

Proces wyboru lokalizacji nowego stopnia wodnego poniżej Włocławka odbywał się w ramach analizy wykluczającej.

Zidentyfikowano następujące kryteria

wykluczające na etapie poprzedzającym całościową analizę wpływu projektu na środowisko: • kryterium bezpieczeństwa związane ze zjawiskami lodowymi na Wiśle • kryterium wpływu na uzdrowisko Ciechocinek • kryterium bezpieczeństwa stopnia we Włocławku i powiązania technologicznego rozwiązań wobec celu projektu.

Wyniki analizy wykluczającej wskazały w konsekwencji na cztery warianty lokalizacyjne: Przypust, Nieszawa, Siarzewo, Siarzewo II. Warianty te pokazano na rys. 5.

Jak już zasygnalizowano, im dalej od Włocławka zlokalizowany będzie następny stopień, tym lepiej, zatem z czterech niewykluczonych lokalizacji najlepszą jest oczywiście Siarzewo II – km 707,9.

Okazało się jednak, że stosunkowo

niewielkim kosztem można zachować w stanie nienaruszonym użytek ekologiczny Zielona Kępa.

W opracowaniu „Zapewnienie bezpieczeństwa…” firma Ove Arup przeanalizowała wszystkie aspekty realizacji przedsięwzięcia: techniczne, społeczne, środowiskowe, w tym uwarunkowania wynikające z Dyrektywy Siedliskowej i Ramowej Dyrektywy Wodnej.

W analizie tej wzięto pod uwagę, że celem głównym przedsięwzięcia o randze nadrzędnego interesu publicznego, odnoszącym się do zdrowia ludzkiego i bezpieczeństwa publicznego, jest równoczesne zapewnienie: • tr wałego bezpieczeństwa stopnia wodnego Włocławek • zwiększenia ochrony przeciwpowodziowej • zwiększenia bezpieczeństwa KSE. Budowa drugiego stopnia skutecznie wyeliminuje ryzyko wynikające z posiadania tylko jednego źródła zdolnego do rozpoczęcia procesu odbudowy zasilania w centralnej części kraju.

Celami komplementarnymi, koniecznymi i niezbędnymi dla pełnej realizacji celu głównego, są: • ochrona przeciwpowodziowa wszystkich jednostek osadniczych poniżej stopnia wodnego Włocławek • zapewnienie właściwych warunków lodołamania • ochrona ujęć wody gruntowych i infiltracyjnych • powstanie ok. 31 km drogi wodnej klasy międzynarodowej.

Celami dodatkowymi, które wynikają z realizacji celów komplementarnych, są: • wykorzystanie powstałego spiętrzenia do produkcji energii elektrycznej • wykorzystanie powstałej retencji do nawodnień rolniczych • wykorzystanie nowego stopnia jako ważnej przeprawy drogowej.

Konkluzja tych rozważań jest następująca: wariant Siarzewo najpełniej realizuje przywołane cele, przy akceptowalnej, tzn. możliwej do skompensowania, ingerencji w obszary Natura 2000.

Stopień Siarzewo Planowana lokalizacja stopnia wodnego Siarzewo znajduje się w przybliżeniu w połowie drogi pomiędzy miejscowościami na lewym brzegu rzeki: Nieszawa i Ciechocinek. Prawy przyczółek planuje się zlokalizować powyżej wyspy Zielona Kępa. Administracyjnie stopień Siarzewo położony będzie w obrębie gminy Raciążek w powiecie aleksandrowskim (lewy brzeg) oraz gminy Czernikowo w powiecie toruńskim (prawy brzeg).

Usytuowanie elementów stopnia wodnego od lewego brzegu do prawego będzie następujące: koryto obejścia stopnia, zapora ziemna, przepławka uniwersalna, elektrownia wodna, przepławka łososiowa, jaz, śluza żeglugowa, zapora ziemna. Przez stopień będzie przebiegać przeprawa drogowa.

Inwestycje powiązane technicznie będą mogły powstać po realizacji przedsięwzięcia.

• Budynek pawilonu informacyjnego – podstawową funkcją takiego budynku byłaby obsługa ruchu turystycznego, wycieczek lub indywidualnych osób. Jego kształt byłby wkomponowany w projekt stopnia.

109

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 99–105

• Sportowy tor kajakarstwa górskiego – wykorzystując spiętrzenie rzeki przez stopień oraz biorąc pod uwagę uatrakcyjnienie turystyczne i sportowe, można zaproponować sportowy tor kajakarstwa górskiego. Obecnie jest budowana we Włocławku przystań wioślarska, a rejon ten miałby szansę rozwijać się w kierunku właśnie sportów wodnych.

• Przystanie jachtowe i port – na długości nowo powstałego zbiornika możliwe będzie dogodne zlokalizowanie nawet kilku przystani jachtowych.

W opracowanej przez firmę Ove Arup koncepcji stopnia dążono do ograniczenia do minimum wpływu projektowanych obiektów na naturalne środowisko doliny Wisły. Zaproponowano więc rozwiązania, które pozwolą na swobodną migrację ryb i zwierząt, niezakłócony transport rumowiska oraz redukcję możliwego wymywania dna wywołanego poniżej nowej budowli piętrzącej. Zarówno architektura stopnia, jak i elementów zbiornika zostały dobrane z uwzględnieniem aspektów środowiskowych i minimalizacji negatywnego wpływu inwestycji na obszar Natury 2000.

Poniżej, na rys. 7 i 8 oraz w tab. 1, przedstawiono porównanie rozwiązań elektrowni i architektury, przyjętych na stopniu w Siarzewie i na stopniu Włocławek.

Na stopniu Siarzewo przewiduje się pracę elektrowni w reżimie przepływowo-wyrównawczym. Taki reżim pracy zapewnia rytm wahań zwierciadła wody zbliżony do rytmu naturalnego zarówno w zbiorniku, jak i w rzece poniżej. Podstawowe parametry istotne z punktu widzenia oddziaływania na koryto rzeki poniżej stopnia to: • wysokość piętrzenia 4,86 m, wobec 11,14 m na WLW • instalowany przełyk 1800 m3/s, wobec 2190 m3/s na WLW

Siarzewo

Włocławek

km 706,4 + 500 m

674,75

NPP [m n.p.m. Kr86]

46,00

57,14

MaxPP [m n.p.m. Kr86]

46,50

58,34

MinPP [m n.p.m. Kr86]

45,30

56,34

Przepływ nienaruszalny [m3/s]

355

350

Przekrój piętrzenia

Liczba przęseł jazu

15

10

Światło przęseł jazu [m]

25

20

Liczba hydrozespołów

6–8

6

1800

2190

70–100

160,2

Va

Va

ok. 31,5

55

Przełyk instalowany [m3/s] Moc instalowana [MW] Klasa drogi wodnej Orientacyjna długość zbiornika wodnego [km]

Tab. 1. Parametry techniczne planowanego stopnia Siarzewo w porównaniu ze stopniem Włocławek

• sumaryczne światło jazu 375 m; wobec 200 m na WLW. Z powyższego zestawienia wynika, że planowany stopień Siarzewo będzie całkowicie inną, w mniejszym stopniu oddziałującą na środowisko konstrukcją niż stopień Włocławek. Prędkości na dolnym stanowisku będą mniejsze zarówno w okresie, gdy przepływ będzie odbywał się tylko przez elektrownię, jak i w okresie przepływów wezbraniowych, czyli wówczas, gdy część przepływu będzie kierowana przez jaz. Przyjęte rozwiązania zapewniają bowiem mniejsze natężenie przepływu na metr bieżący szerokości koryta, czyli mniejszą koncentrację przepływu.

Rys. 7. Porównanie opcjonalnego rozwiązania elektrowni wodnej nowego i istniejącego stopnia Włocławek

Rys. 8. Porównanie architektury elektrowni wodnej nowego i istniejącego stopnia Włocławek

110

Najważniejszą zaletą proponowanego rozwiązania jest jednak minimalizacja zmienności prędkości na stanowisku dolnym, będąca konsekwencją przyjętego reżimu pracy, czyli przepływowo-wyrównawczego.

Obniżenie dna poniżej Włocławka jest przede wszystkim skutkiem interwencyjnej pracy elektrowni. Zmiany, w ciągu kilku minut, natężenia przepływu 350–2190 m3/s i równie nagłe zmniejszenie do 350 m3/s przyśpieszały proces erozji wgłębnej. Eliminacja pracy interwencyjnej w elektrowni Siarzewo wyeliminuje zagrożenie szybkiego obniżania dna na skutek erozji wgłębnej.

Podsumowanie Decyzja o budowie kolejnego stopnia na Wiśle jest decyzją racjonalną, podjętą na podstawie wielu przesłanek, z których najważniejsze to: • konieczność trwałego zabezpieczenia stopnia Włocławek • zwiększenie bezpieczeństwa powodziowego w Dolinie Włocławsko-Ciechocińskiej.

Obie przesłanki stanowią nadrzędny interes publiczny. Każdy stopień na dużej rzece jest obiektem wielofunkcyjnym, zapewniającym wiele dodatkowych korzyści. W tym przypadku można mówić o: 1. Powstrzymaniu nadmiernej erozji wgłębnej na długości nowego zbiornika 2. Poprawie potencjału ekosystemów wodnych i od wód zależnych 3. Zapewnieniu lepszej pracy stopnia Włocławek poprzez możliwość regulowania odpływu ze stopnia Włocławek na drugim stopniu 4. Redukcji, na długości nowego zbiornika, ryzyka powstawania zatorów lodowych i likwidacji miejsc zwiększonej produkcji śryżu 5. Drodze wodnej klasy międzynarodowej, pomiędzy Włocławkiem a Siarzewem – powstanie 31 km drogi wodnej klasy Va, która będzie kontynuacją 50-kilometrowej drogi wodnej, istniejącej na zbiorniku włocławskim.

6. Stabilizacji pracy istniejących ujęć wody – powstaną także nowe ujęcia do celów rolniczych 7. Wykorzystaniu piętrzenia do produkcji energii elektrycznej. Tym samym wzrośnie poziom zabezpieczenia KSE. Obecnie elektrownia wodna Włocławek jest jedynym źródłem zdolnym do samostartu, zlokalizowanym w centralnej części kraju, przewidywanym do wykorzystania dla uruchomienia kilku dużych elektrowni systemowych (Bełchatów, Pątnów, Konin, Adamów). Budowa II stopnia na Wiśle i przewidywane uruchomienie drugiego źródła wytwórczego o podobnych właściwościach będzie bardzo korzystne z punktu widzenia poprawy warunków odbudowy KSE, gdyż skutecznie wyeliminuje ryzyko wynikające z funkcjonowania tylko jednego źródła zdolnego do rozpoczęcia procesu odbudowy zasilania w centralnej części kraju 8. Powstaniu ważnej dla regionu kujawsko-pomorskiego przeprawy drogowej przez Wisłę 9. Możliwości rozwoju bazy wypoczynkowo-rekreacyjnej wokół nowego zbior ni ka wo dnego.

J. Granatowicz | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 99–105

Bezpieczeństwo powodziowe będzie tym większe, im większy będzie zbiornik.

Wymienione wyżej dodatkowe korzyści także będą tym większe, im dalej od Włocławka powstanie nowy stopień.

W tym zakresie nie mamy jednak swobody.

Istnieją bowiem dwa główne ograniczenia.

Pierwszym jest Ciechocinek. Lokalizacja stopnia musi mieć miejsce powyżej Ciechocinka, a dokładniej powyżej strefy ochronnej uzdrowiska. Drugie ograniczenie ma charakter przyrodniczy. Jak wynika z „Raportu o oddziaływaniu na środowisko” wariantem kompromisowym jest lokalizacja nowego stopnia w Siarzewie. Kompromis polega na pogodzeniu celów głównych i korzyści dodatkowych z wymogami ochrony przyrody. Lokalizacja Siarzewo pozwala na zachowanie w stanie nienaruszonym użytku ekologicznego Zielona Kępa.

Tak więc pomimo mniejszych korzyści ekonomicznych za wariant spełniający

w akceptowalnym stopniu wymogi nadrzędnego interesu publicznego, a jednocześnie oddziałujący na obszary Natura 2000 oraz na elementy cenne przyrodniczo w stopniu pozwalającym na pełną kompensację, jest wariant Siarzewo.

Bibliografia 1. Ankiersztejn I., Kaskada Dolnej Wisły, Acta Energetica 2013, nr 3/16, s. 70–74.

2. Granatowicz J., Hydrodynamiczne i energetyczne aspekty eksploatacji kaskady stopni wodnych, Archiwum Hydrotechniki 1988, tom XXXV, zeszyt 1–2.

3. Majewski W., Wykorzystanie dolnej Wisły do celów energetycznych i żeglugowych, 2Pi Group, Gdańsk, sierpień 2011.

4. Majewski W., Następny stopień na Wiśle: szansa, zagrożenie czy konieczność,

Gospodarka Wodna 2012, nr 10.

5. Kosiński J., Ochrona przeciwpowodziowa – co mógłby Włocławek?, Gospodarka Wodna 2012, nr 11.

6. Materiały „IV Konferencji bezpieczeństwa powodziowego w regionie wodnym środkowej Wisły”, 12 grudnia 2012 roku, Centrum Wodne SGGW w Warszawie.

7. Opracowania wykonane przez Ove Arup & Partners International Limited dla ENERGA SA składające się na „Dokumentację niezbędną dla budowy zapory i elektrowni na Wiśle poniżej Włocławka”, 2013.

8. Strategia rozwoju transportu do 2020 roku (z perspektywą do 2030 roku), Ministerstwo Transportu, Budownictwa i Gospodarki Morskiej, Warszawa, styczeń 2013.

9. Materiały XX Forum Gospodarczego „Transgraniczne więzi systemowe – PIENIĄDZ”, 4–5 marca 2013, Toruń.

Janusz Granatowicz

dr inż.

Energa Invest SA e-mail: janusz.granatowicz@energa.pl Inżynier budownictwa wodnego, absolwent Instytutu Hydrotechniki Politechniki Gdańskiej (1972). Pracę rozpoczął w Centralnym Biurze Studiów i Projektów Budownictwa Wodnego Hydroprojekt w Gdańsku. W latach 1974–1993 pracował na Wydziale Hydrotechniki Politechniki Gdańskiej, gdzie obronił pracę doktorską „Hydrodynamiczne i energetyczne aspekty eksploatacji kaskady stopni wodnych”. Biegły wojewody pomorskiego w zakresie ocen oddziaływania na środowisko. Od października 2012 roku zatrudniony w Energa Invest SA na stanowisku dyrektora Pionu Projektu Wisła.

111

D. Gąsiorowski, M. Szydłowski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 112–116

Impact of maintenance of floodplains of the Vistula River on high water levels on the section from Włocławek to Toruń

Authors Dariusz Gąsiorowski Michał Szydłowski

Keywords floodplain inundation, gradually varied steady flow, flow capacity of the river, mathematical modeling

Abstract This article describes the methodology of hydraulic calculations to estimate the water levels in open channels for steady gradually varied flow. The presented method has been used to analyse the water level on the Vistula River from Włocławek cross-section to Toruń cross-section. The HEC-RAS modelling system has been used for parameterization of the river channel and floodplains, as well as for flow simulation. The results obtained have been the basis for assessing the impact of maintenance of floodplains on water level during maximum discharges.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2013308

Introduction The analysed section of the Vistula (Wisła) River, with a length of 59.7 km, is located between Włocławek cross-section below the dam, at 675.0 km, and the water gauge cross-section in Toruń, located at 734.7 km (Fig. 1). The average river channel slope is approx. 0.15 ‰. Cross-sections of the river valley on the examined section are characterised by diverse geometry, where main channel and clearly outlined floodplains may be distinguished in most of the analysed cross-sections. The width of the main channel ranges from a few hundred metres to approx. 1 km, while the extent of floodplains (terrace) reaches up to 7 km. The vast part of the area is covered with forests, meadows, pastures and agricultural land.

The flow capacity of the river channel and adjacent floodplains is affected by the cross-sectional geometry, the bottom slope and the type of cover of land that is directly related to flow resistance.

The type of material which the main river channel is made of and the type of cover of floodplains, which affects the roughness of the river valley, may be characterised by Manning’s roughness coefficient [4]. According to [2], the average value of that parameter in the main channel is approx. 0.04 in the analysed area. The minimum value of roughness coefficient in the floodplain is 0.023 for the land covered with grass, while the maximum value of 0.12 is characteristic for the land covered with bushes and trees [4].

High values of roughness coefficient, adopted on the basis of the analysis of aerial photographs and site visits, prove the poor maintenance of floodplains, which leads to reduction of the flow capacity in the river channel, thus contributing to an increase in water level at the same flow rate, as compared to a well-maintained channel.

112

Fig. 1. Schematic diagram of the analysed section of the Vistula River

In the analysed river section the levees of 2nd class are located on the left bank between 683.3 and 689.8 km and between 708.0 and 718.2 km of the river course, which corresponds to a total length of 22.9 km. The levees on the right bank are situated over

D. Gąsiorowski, M. Szydłowski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 112–116

a much shorter distance: below 678.8 km – a section of 1 km and below 711.0 km – a section of 1.8 km, which means a total length of 2.8 km. In the case of most sections the existing levees satisfy their purpose (in accordance with the applicable regulations) as the tops of the levees is located 1 m above the water level elevation, which corresponds to the maximum discharge with exceedance probability p = 1% [1]. However, it should be noted that even though the above-mentioned condition is fulfilled, long-term occurrence of high water levels during flood wave may contribute to a reduction in strength of the levee structure.

Therefore, attempts should be made to ensure that the period of higher water levels in the area between levees is as short as possible. The maintenance of floodplains is undoubtedly a factor that has a direct impact on the value and duration of maximum water levels. Hence, the purpose of this article is to illustrate the impact of reduction in the values of current roughness coefficients, which determine the condition of floodplains of the Vistula (Wisła) River, on the development of high water levels with selected exceedance probabilities. Achievement of that goal has required proper hydraulic calculations.

Differential equation (1) can be solved with an implicit trapezoidal method [5]. According to the method, we obtain the following equation as a result of discretization:

Solution of steady gradually varied flow equation

Only subcritical flow should be expected in the case of the analysed section of the Vistula (Wisła) River. Then, the calculations are usually made in the direction opposite to the flow direction [4, 6].

Water level elevation hj+1, as well as the wetted cross-section area Aj+1(hj+1), and hydraulic radius Rj+1(hj+1) are known as the result of calculations in the previous cross-section or from the initial condition (Fig. 2). On the other hand, function hj, determined by solving a non-linear equation (3), is unknown.

The equation describing steady gradually varied flow may be solved in order to designate the water levels on the analysed river section. Such an equation is derived from Saint Venant equations, with the assumption of a steady flow, i.e. one that does not change over time. The equation obtained this way is an ordinary differential equation, which can be written in the following form [5] without taking into account the lateral inflow:

The discrete equation obtained (3) is a well-known energy conservation equation for steady flow in open channel, in which the loss of mechanical energy ∆h corresponds to the arithmetic mean of the energy line slope in cross-sections j and j +1 over the distance ∆x j:

(4)

Fig. 2. Steady gradually varied flow profile for calculating the water levels

(2)

where R is the hydraulic radius, and n is Manning’s roughness coefficient. The function sought in the form of water level elevation h(x) must satisfy the governing equation (2) for 0 ≤ x ≤ L (where L is the section length) and the imposed initial condition (Fig. 2): h(x = L) = hL

where: j – cross-section index ∆xj – integration step length corresponding to the length between the cross-sections.

(1)

where: x − longitudinal distance h − water level elevation in relation to the assumed reference level Q − flow rate in cross-section A − cross-section area α − de Saint-Venant coefficient g − gravitational acceleration S − energy grade line slope (friction slope), when Manning’s equation is used to determine the flow resistance, the friction slope is described by the following formula:

(3)

The initial condition requires knowledge of the water level elevation hL in final cross-section x = L, which corresponds to the particular flow rate Q. In the most common case, when the final cross-section is a simple river cross-section, the initial condition can be determined based on the relation between the flow rate QL and the water level elevation hL in the form of the rating curve QL = f (hL) or Manning’s equation: 113

D. Gąsiorowski, M. Szydłowski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 112–116

(5)

The described hydraulic calculation methodology is also used in the commercial computing system HEC-RAS (1997). This program is a hydraulic model developed by the U.S. Army Corps of Engineers Hydrologic Engineering Center, financed by the United States authorities, and widely used also in Europe and preferred in Poland as one of the primary tools for analysis of flows in open channels [4]. The model allows simulating the water flow in the full range of cases, including both steady and unsteady flow. The presented work uses this model because of ease of entering data, in particular editing of channel crosssection, which would require a detailed study.

We should point out that the calculation of water levels in a natural channels is associated with difficulties caused by a complex cross-sectional shape. In the case of an irregular crosssection, the hydraulic radius R does not satisfy the condition of unique dependence on the water level elevation, i.e. the value of the calculated hydraulic radius is lower at higher levels than at lower levels. Then the cross-section should be divided in such a way as to separate the main channel and the left and right part of the floodplain (Fig. 3).

cross-sections of significant geometric complexity. On the analysed section of the river this is proved, for example, by the cross-section located at 705 km (Fig. 3), which is characterized by a complex bottom of the left floodplain. The variation of hydraulic radius as function of the water level elevation R(h) corresponding to the above-mentioned cross-section is shown in Fig. 4. It can be seen that although individual computing zones are separated in the cross-section, the hydraulic radius R of the left flood part decreases for water level elevations h of 41.8 to 42.4 m (Fig. 4a). In

Fig. 4. Dependence of hydraulic radius on the water level elevation R(h) for the left floodplain (a) and for the main channel (b) of the crosssection located at 705 km

the final result this effect can lead to inaccurate calculations. This does not occur in the main channel (Fig. 4b), which is indicated by an unique dependence of hydraulic radius on water level.

Calculation results

Fig. 3. Cross-section at 705 km of the Vistula (Wisła) River with separated computing zones (L – left floodplain, K – main channel, P – right floodplain)

The flow rate is determined for each computing cross-section separately, assuming that the energy line slope S is the same in each of them. Flow rates calculated this way should then be added up to obtain the total flow rate in the cross-section:

(6)

where: QL, QK and QP mean flow rates in L, K and P zone, respectively.

It should be noted that despite the use of the above-mentioned procedure, problems with non-uniqueness relation between hydraulic radius and water level may still occur in certain 114

The presented work uses the data obtained from the study developed by ARUP on behalf of ENERGA SA for the purposes of the project associated with ensuring public safety in the area of Włocławek Dam [1, 2]. A section of 59.7 km has been analysed, between the Włocławek cross-section at 675.0 km and Toruń cross-section at 734.7 km (Fig. 1). The river length has been adopted according to description of the Regional Water Management Board (RZGW). 56 channel cross-sections with relevant valley cross-sections have been selected for calculations on the examined section. Boundaries between floodplains and the main channel have been adjusted in some cross-sections.

Distances ∆x between respective cross-sections are variable and range from 0.5 km to 3.1 km, in most cases, however, the distance is approx. 1 km. The data is supplemented with information on current values of Manning’s roughness coefficient for the main channel and floodplains. Values of that parameter range from 0.037 to 0.052 for the main channel, from 0.023 to 0.09 for the left area and from 0.035 to 0.12 for the right floodplain.

Calculations with the initial condition imposed at the end of the analysed section, i.e. in Toruń water gauge cross-section, at 734.7 km, have been made to determine the water levels. Calculations have been made assuming three different values of discharge corresponding to the mean flow (SSQ) and two maximum flows

D. Gąsiorowski, M. Szydłowski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 112–116

with exceedance probability p = 10% (Q10%) and p = 1% (Q1%), respectively. In order to calculate the initial condition, the abovementioned flow rates have been assigned relevant water level elevations hL in the final cross-section. The following values of flow rates and water level elevations have been assumed for calculations: • mean flow: SSQ = 975 m3/s and hL = 35.0 m a.s.l.

• maximum flow for p = 10%: Q10% = 5610 m3/s and hL = 39.8 m a.s.l.

• maximum flow for p = 1%: Q1% =8170 m3/s and hL=41.0 m a.s.l.

Calculations have been made for two variants of vegetation in floodplains. In the first variant, the water levels have been determined by assuming the current values of roughness coefficient in the main channel and in floodplains. In the second variant, the current coefficient values have been assumed in the main channel, while a fixed value of the roughness coefficient nl = np = 0.03 has been assumed for the left and right floodplain, which corresponds to well-maintained areas covered with low grass [4]. For the purposes of the calculation it has been assumed that variations in roughness coefficient do not affect the value of water level in the final cross-section hL, i.e. the value of initial condition. In addition, the existing lateral inflows have not been taken into account in the calculations. The variations of the water

of n. Maximum reduction of 0.4 m (average value 0.23 m for the entire length of the analysed section) and approximately 0.6 m (average 0.36 m) has been obtained for maximum flow Q10% and for flow Q1%, respectively. It should be noted that for the discharges higher than the adopted maximum flow Q1%, the differences in water levels (including well and poorly maintained areas) will achieve adequately higher values. a)

b)

Fig. 6. Calculated water levels in 61 cross-section (706 km) for current (a) and reduced (b) values of roughness coefficients

Summary and conclusions Fig. 5. The water level profile along analysed section Włocławek – Toruń

level elevation h (x) in longitudinal profile have been obtained as a result of the calculations, and are shown in Fig. 5. The position of water level in the selected channel cross-section (km 705) is shown in Fig. 6.

Analysis of Fig. 5 indicates that in the case of mean flow SSQ, reduction in the value of the roughness coefficient does not affect the water levels. Such a result is due to the fact that for mean discharge on the analysed section the flow occurs only in the main channel. The case is different for maximum flows.

Once water outflows from the main channel the flow occurs also in floodplains. The impact of the cover of floodplains on water level elevations can clearly be seen then. Lowering of the roughness coefficient to the value of nl = np = 0.03 leads to reduction of water level in relation to the stages obtained for actual values

The presented results of hydraulic calculations indicate that the condition of cover and development of the Vistula (Wisła) floodplains on the section from Włocławek to Toruń has a signifcant impact on the position of water level during flows occurring in floodplains. Reduction of roughness of floodplains to the values corresponding to well-maintained areas between levees (e.g. covered only with low grass) would result in a decrease in maximum water levels, even by several dozen centimetres). In other words, proper management and maintenance of floodplains of the Vistula (Wisła) River would improve the security of the sites located in embanked areas by reducing the water level elevations for selected maximum flows, as well as by increasing the flow capacity in the valley and by shortening the periods of impact of high water levels on the levees. The above-mentioned conclusions are also important from the point of view of the existing provisions of the Polish Water Law (Act of 18 July 2001), according to which it is necessary to ensure maintenance of natural channels in the proper technical condition.

115

D. Gąsiorowski, M. Szydłowski | Acta Energetica 3/16 (2013) | 112–116

REFERENCES

1. Chełkowski M., Zapewnienie bezpieczeństwa publicznego w rejonie stopnia Włocławek przy wykorzystaniu energii wody oraz poprawie potencjału ekosystemów wodnych i od wód zależnych [Ensuring public safety in the area of Włocławek Dam with the use of water energy as well as improvement in the potential of water ecosystems and ecosystems dependent on waters], report of review of archive data with their update, prepared by ARUP on behalf of ENERGA SA, 2011.

2. Darski T., Napiórkowska M., Supryk R., Zapewnienie bezpieczeństwa publicznego w rejonie stopnia Włocławek przy wykorzystaniu energii wody oraz poprawie potencjału ekosystemów wodnych i od wód zależnych [Ensuring public safety in the area of Włocławek Dam with the use of water energy as well as improvement in the potential of water ecosystems and ecosystems dependent on waters] – Hydrodynamic model of the Lower Vistula (Wisła) River, report prepared by ARUP on behalf of ENERGA SA, 2011.

3. HEC-RAS River Analysis System, Hydraulic Reference Manual, U.S. Army Corps of Engineers, Davis 1997.

4. Kubrak J., Nachlik E., Hydrauliczne podstawy obliczania przepustowości koryt rzecznych [The principle of hydraulics for calculating flow capacity of rivers], Warsaw 2003.

5. Szymkiewicz R., Matematyczne modelowanie przepływów w rzekach i kanałach [Methematical modelling of flows in rivers and channels], Warsaw 2000.

6. Szymkiewicz R., Gąsiorowski D., Podstawy hydrologii dynamicznej [The principles of dynamic hydrology], Warsaw 2010.

Acknowledgements We wish to thank ENERGA SA for providing the data which made it possible to carry out the hydraulic calculations presented in the article.

Dariusz Gąsiorowski Gdańsk University of Technology e-mail: gadar@pg.gda.pl He graduated from the Faculty of Environmental Engineering (major: water management) at the Environmental Engineering Department of the Gdańsk University of Technology (1998). He obtained a PhD in Civil Engineering at the Institute of Hydroengineering of Polish Academy of Sciences in Gdańsk (2006). Since 2008 he has been employed as a lecturer at the Hydraulic Engineering Department, the Faculty of Civil and Environment Engineering of the Gdańsk University of Technology. He teaches fluid mechanics, hydraulics, hydrology and meteorology. The main area of his activity focuses on mathematical and numerical modelling of flows in open channels and reservoirs. He is an author and co-author of publications dedicated to the aforementioned issues.

Michał Szydłowski Gdańsk University of Technology e-mail: mszyd@pg.gda.pl He graduated from the Faculty of Environmental Engineering (major: water management) at the Department of Hydraulic Engineering of the Gdańsk University of Technology (1993). He defended his doctoral thesis at the Environmental Engineering Department of the Grańsk University of Technology (1999). The main part of his studies includes mathematical modelling of rapidly varied flows in built-up areas. His habilitation thesis focused on physical and mathematical modelling of flood flows in cities (2008). He works at the Hydraulic Engineering Department, the Faculty of Civil Engineering and Environment of the Gdańsk University of Technology, and teaches fluid mechanics, hydraulics and hydrology.

116

D. Gąsiorowski, M. Szydłowski | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 112–116

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–116. When referring to the article please refer to the original text.

PL

Wpływ stanu utrzymania terenów zalewowych Wisły na poziomy wysokich wód na odcinku od Włocławka do Torunia Autorzy

Dariusz Gąsiorowski Michał Szydłowski

Słowa kluczowe

zatopienie terenu zalewowego, przepływ ustalony wolnozmienny, przepustowość rzeki, modelowanie matematyczne

Streszczenie

W artykule opisano metodykę obliczeń hydraulicznych umożliwiających wyznaczenie układu zwierciadła wody w korytach otwartych w warunkach wolnozmiennego przepływu ustalonego. Wybraną metodę wykorzystano do analizy układu zwierciadła wody w rzece Wiśle na odcinku od przekroju Włocławek do przekroju Toruń. Do parametryzacji koryta i terenów zalewowych rzeki, jak również do symulacji przepływu, wykorzystano program obliczeniowy HEC-RAS. Na podstawie uzyskanych wyników oceniono wpływ stanu utrzymania terenów zalewowych na położenie zwierciadła w trakcie występowania przepływów maksymalnych.

Wprowadzenie Analizowany odcinek Wisły, o długości 59,7 km, znajduje się pomiędzy przekrojem Włocławek, zlokalizowanym poniżej stopnia wodnego na 675,0 km, a przekrojem wodowskazowym Toruń, znajdującym się na 734,7 km (rys. 1). Średni spadek koryta rzecznego wynosi ok. 0,15‰. Na rozważanym odcinku przekroje poprzeczne doliny rzecznej charakteryzują się zróżnicowaną geometrią, gdzie w większości analizowanych przekrojów można wyróżnić koryto główne oraz zdecydowanie zarysowane tereny zalewowe. Szerokość koryta głównego zmienia się od kilkuset metrów do ok.

1 km, natomiast rozciągłość terenów zalewowych (teras) osiąga wartości do 7 km.

Na zdecydowanej części obszaru pokrycie terenów zalewowych stanowią lasy, łąki, pastwiska oraz tereny rolnicze.

Na zdolność przepustową koryta rzecznego wraz z przyległymi terenami zalewowymi wpływa geometria przekroju poprzecznego, spadek dna oraz rodzaj pokrycia terenu, który bezpośrednio związany jest z oporami ruchu. Rodzaj materiału, z jakiego zbudowane jest główne koryto rzeczne, jak również rodzaj pokrycia terenów zalewowych, wpływające na szorstkość terenu doliny, mogą być scharakteryzowane za pomocą współczynnika szorstkości według Manninga [4]. Według [2] na analizowanym obszarze średnia wartość tego parametru w korycie głównym wynosi ok. 0,04. Na terenie zalewowym minimalna wartość współczynnika szorstkości równa jest 0,023, co odpowiada pokryciu terenu trawami, natomiast maksymalna wartość 0,12 charakteryzuje tereny pokryte krzakami oraz drzewami [4]. Wysokie wartości współczynnika szorstkości, przyjęte na podstawie analizy zdjęć lotniczych i wizji lokalnych, świadczą o złym utrzymaniu terenów zalewowych, co w konsekwencji prowadzi do zmniejszenia przepustowości koryta rzecznego i tym samym przy danym natężeniu przepływu przyczynia się do podwyższenia stanów wody w stosunku do koryta dobrze utrzymanego.

Wzdłuż odcinka Włocławek – Toruń zlokalizowane są wały przeciwpowodziowe klasy II. Na lewym brzegu wały usytuowane są pomiędzy 683,3 i 689,8 km oraz

734,7

wodowskaz Toruń

obniżenia aktualnych wartości współczynników szorstkości, determinujących stan terenów zalewowych Wisły, na kształtowanie się poziomów wysokich wód o wybranych prawdopodobieństwach przekroczenia.

Realizacja tego celu wymagała wykonania odpowiednich obliczeń hydraulicznych.

730

720 710

700

690

680

675

wodowskaz Włocławek

Rys. 1. Schematyczny rysunek analizowanego odcinka Wisły

pomiędzy 708,0 i 718,2 km biegu rzeki, co odpowiada łącznej długości 22,9 km.

Natomiast na prawym brzegu wały znajdują się na znacznie krótszym dystansie: poniżej 678,8 km – odcinek o długości 1 km oraz poniżej 711,0 km – odcinek 1,8 km, co daje łączną długość wałów 2,8 km. W przypadku większości odcinków istniejące wały przeciwpowodziowe spełniają swoje zadanie, gdyż zgodnie z obowiązującymi przepisami rzędna korony wałów znajduje się 1 m powyżej rzędnej zwierciadła wody, odpowiadającej maksymalnemu przepływowi o prawdopodobieństwie przewyższenia p = 1% [1]. Należy jednak zauważyć, że pomimo spełnienia powyższego warunku długotrwałe utrzymywanie się wysokich stanów wody w okresie przejścia fali wezbraniowej może przyczynić się do obniżenia wytrzymałości konstrukcji wałów.

W związku z tym należy dążyć do tego, aby okres podwyższonych stanów na terenie międzywala był jak najkrótszy. Niewątpliwie czynnikiem mającym bezpośredni wpływ na wartości i czas trwania maksymalnych poziomów zwierciadła wody jest stan utrzymania terenów zalewowych. Stąd celem niniejszego artykułu jest ukazanie wpływu

Rozwiązanie równania ruchu ustalonego niejednostajnego W celu wyznaczenia układu zwierciadła wody na analizowanym odcinku rzeki można rozwiązać równanie ruchu ustalonego niejednostajnego. Równanie tego typu wyprowadza się z układu równań de Saint Venanta przy założeniu przepływu ustalonego, czyli niezmiennego w czasie.

Otrzymane w ten sposób równanie jest równaniem różniczkowym zwyczajnym, które bez uwzględnienia dopływu bocznego można zapisać w następującej postaci [5]:

(1)

gdzie: h – rzędna zwierciadła wody w stosunku do przyjętego poziomu porównawczego, Q – natężenie przepływu w przekroju poprzecznym, A – pole powierzchni przekroju poprzecznego, a – współczynnik de Saint-Venanta, g – przyspieszenie grawitacyjne, S – spadek linii energii, który w przypadku wykorzystania równania Manninga do określenia oporów ruchu opisuje formuła:

(2)

w której R jest promieniem hydraulicznym, natomiast n jest współczynnikiem szorstkości Manninga. Poszukiwana funkcja w postaci rzędnej zwierciadła wody h(x) musi spełniać wyjściowe równanie (2) dla 0≤ x ≤L (gdzie L jest długością odcinka) oraz zadany warunek początkowy (rys. 2): h(x = L) = hL Równanie różniczkowe (1) można rozwiązać niejawną metodą trapezową [5]. Zgodnie

117

D. Gąsiorowski, M. Szydłowski | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 112–116

z tą metodą w wyniku dyskretyzacji otrzymujemy następujące równanie:

3) gdzie: j – indeks przekroju obliczeniowego, ∆xj – długość kroku całkowania odpowiadająca odległości pomiędzy przekrojami poprzecznymi cieku.

Uzyskane dyskretne równanie (3) jest znanym równaniem zachowania energii dla przepływu ustalonego w kanale otwartym, w którym strata energii mechanicznej ∆h odpowiada średniej arytmetycznej z wartości spadku linii energii w przekrojach j oraz j+1 na dystansie ∆xj:

(4)

W przypadku analizowanego odcinka Wisły należy spodziewać się wyłącznie ruchu spokojnego. Wówczas obliczenia zwykle prowadzone są w kierunku przeciwnym do kierunku przepływu [4, 6]. Rzędna zwierciadła wody hj+1, jak również parametry od niej zależne [pole przekroju czynnego Aj+1(hj+1) oraz promień hydrauliczny Rj+1(hj+1)] znane są jako wynik obliczeń w poprzednim przekroju lub z warunku początkowego (rys. 2). Nieznana natomiast jest funkcja hj, którą wyznacza się poprzez rozwiązanie nieliniowego równania (3).

Warunek początkowy wymaga znajomości rzędnej zwierciadła wody hL w przekroju końcowym x = L, która odpowiada danemu ustalonemu natężeniu przepływu Q. W najczęściej spotykanej sytuacji, kiedy przekrój końcowy jest zwykłym przekrojem rzeki, warunek początkowy można wyznaczyć na podstawie związku natężenia przepływu QL i rzędnej zwierciadła wody hL w postaci krzywej przepływu QL = f (hL) lub

w postaci równania Manninga: (5) Opisana metodyka obliczeń hydraulicznych zastosowana jest również w profesjonalnym systemie obliczeniowym HEC-RAS (1997).

Program ten jest modelem hydraulicznym opracowanym przez U.S. Army Corps of Engineers Hydrologic Engineering Center, sfinansowanym przez władze Stanów Zjednoczonych, a szeroko używanym także w Europie i polecanym w Polsce jako jedno z podstawowych narzędzi analizy przepływów w kanałach otwartych [4]. Model odwzorowuje ustalony przepływ wody w pełnej gamie przypadków, w tym zarówno ruch spokojny, jak i rwący.

W przedstawionej pracy wykorzystano ten model ze względu na łatwość wprowadzania danych, a w szczególności edycji współrzędnych przekrojów poprzecznych koryta, które zawarte w postaci surowej w opracowaniu [2] wymagały dokładnego opracowania.

Warto zwrócić uwagę, że z wyznaczeniem układu zwierciadła wody w cieku naturalnym wiąże się trudność wynikająca ze złożonego kształtu przekroju poprzecznego. W przypadku przekroju wielodzielnego promień hydrauliczny R nie spełnia warunku jednoznacznej zależności od rzędnej zwierciadła wody, czyli wyznaczony promień hydrauliczny przy wyższych stanach wody ma mniejszą wartość niż przy stanach niższych.

W takiej sytuacji należy dokonać podziału przekroju poprzecznego w taki sposób, aby wydzielić koryto główne oraz lewą i prawą część terenu zalewowego (rys. 3).

Natężenie przepływu wyznacza się dla każdej sekcji obliczeniowej osobno, przy założeniu jednakowego spadku linii energii S w każdej z nich. Obliczone w ten sposób przepływy należy następnie zsumować, otrzymując całkowity przepływ w cieku:

(6)

Gdzie: QL, QK oraz QP oznaczają natężenia przepływu odpowiednio w strefie L, K oraz P. Należy zaznaczyć, że w niektórych przekrojach poprzecznych o znacznym stopniu złożoności geometrii, pomimo stosowania powyższej procedury, nadal mogą wystąpić problemy z jednoznaczną zależnością

h

Q

hj+1

hj

hL

∆x j poziom odniesienia x=0

xj

xj+1

Rys. 2. Schemat przekroju podłużnego cieku do obliczenia układu zwierciadła wody

118

x=L

x

promienia hydraulicznego od stanu wody.

Na analizowanym odcinku rzeki świadczy o tym na przykład przekrój znajdujący się na 705 km (rys. 3), który charakteryzuje się skomplikowanym układem dna lewego terenu zalewowego. Odpowiadający temu przekrojowi przebieg zmienności promienia hydraulicznego w zależności od rzędnej zwierciadła R(h) wody przedstawia rys. 4.

Jak widać, pomimo wydzielenia poszczególnych stref obliczeniowych przekroju wartość promienia hydraulicznego R lewej części zalewowej maleje dla rzędnych zwierciadła wody h z zakresu 41,8–42,4 m (rys. 4a).

W rezultacie końcowym efekt ten może prowadzić do niedokładności obliczeń.

W korycie głównym natomiast (rys. 4b) sytuacja taka nie występuje, na co wskazuje jednoznaczna zależność promienia hydraulicznego od poziomu wody.

Wyniki obliczeń W przedstawionej pracy wykorzystano dane pozyskane z opracowania wykonanego przez firmę ARUP na zlecenie ENERGA SA, na potrzeby projektu związanego z zapewnieniem bezpieczeństwa publicznego w rejonie stopnia wodnego Włocławek [1, 2]. Analizie poddano odcinek o długości 59,7 km pomiędzy przekrojem Włocławek na 675,0 km i przekrojem Toruń na 734,7 km (rys. 1). Kilometraż rzeki przyjęto według opisu Regionalnego Zarządu Gospodarki Wodnej. Na rozważanym odcinku do obliczeń wytypowano 56 przekrojów poprzecznych korytowych wraz z odpowiednimi przekrojami dolinowymi. W niektórych przekrojach skorygowano granice pomiędzy terenami zalewowymi a korytem głównym. Odległości ∆x pomiędzy poszczególnymi przekrojami są zmienne i wahają się w zakresie od 0,5 km do 3,1 km, jednakże w większości przypadków odległość ta wynosi ok. 1 km.

Dane uzupełniają informacje dotyczące aktualnych wartości współczynnika szorstkości Manninga koryta głównego oraz terenów zalewowych. Wartości tego parametru wahają się w zakresie 0,037–0,052 dla koryta głównego oraz w zakresie 0,023– 0,09 dla lewego terenu i 0,035–0,12 dla prawego terenu zalewowego.

W celu wyznaczenia układu zwierciadła wody wykonano obliczenia z warunkiem początkowym zlokalizowanym na końcu analizowanego odcinka, czyli w przekroju wodowskazowym Toruń na 734,7 km.

Obliczenia przeprowadzono, przyjmując trzy różne wartości ustalonego natężenia przepływu w postaci średniej wody z wielolecia (SSQ) oraz dwóch przepływów maksymalnych o prawdopodobieństwie przewyższenia odpowiednio p=10% (Q10%) i p=1% (Q1%). W celu wyznaczenia warunku początkowego przepływom tym przyporządkowano odpowiednie wartości rzędnej zwierciadła wody hL w przekroju końcowym. Do obliczeń przyjęto następujące wartości przepływów i rzędnych zwierciadła wody: • przepływ średni z wielolecia: SSQ=975 m3/s i hL=35,0 m n.p.m.

• przepływ maksymalny p=10%: Q10%= 5610 m3/s i hL = 39,8 m n.p.m.

• przepływ maksymalny p=1%: Q1%=8170 m3/s i hL=41,0 m n.p.m.

Obliczenia wykonano dla dwóch wariantów pokrycia terenów zalewowych szatą roślinną.

W pierwszym wariancie wyznaczono układ

D. Gąsiorowski, M. Szydłowski | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 112–116

48

L

P

K

46

z [m n.p.m.]

44 42 40 38 36 34 32 30 0

400

200

800

600

1200

1000

1600

1400

y [m] Rys. 3. Przekrój poprzeczny na 705 km rzeki Wisły z wydzielonymi strefami obliczeniowymi (L – lewy teren zalewowy, K – koryto główne, P – prawy teren zalewowy)

b) 48

48

47

47

46

rzędna zw. wody h [m n.p.m.]

rzędna zw. wody h [m n.p.m.]

a)

R(h) 45 44 43 42 41

46 R(h) 45 44 43 42 41

40

40 0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

2

3

4

promień hydrauliczny R [m]

5

6

7

8

9

10

promień hydrauliczny R [m]

Rys. 4. Zależność promienia hydraulicznego od rzędnej zwierciadła wody R(h) dla lewego terenu zalewowego (a) oraz dla koryta głównego (b) przekroju zlokalizowanego na 705 km

Q1%

52,5

dno

rzędna zwierciadł a wody h [m npm]

50

nl = 0,023-0,09 np = 0,035-0,12

Q10%

47,5

nl = np=0,03

45 SSQ

42,5 40 37,5 35 32,5 30 670

675

680

685

690

695

700

705

710

715

720

kilometraż x [km]

Rys. 5. Układ zwierciadła wody wzdłuż analizowanego odcinka Włocławek – Toruń

725

730

735

740

zwierciadła wody, przyjmując aktualne wartości współczynnika szorstkości w korycie głównym oraz na terenach zalewowych.

W drugim wariancie w korycie głównym przyjęto aktualne wartości współczynnika, natomiast na lewym i prawym terenie zalewowym założono stałą wartość współczynnika szorstkości nl = np = 0,03, co odpowiada dobrze utrzymanym terenom z pokryciem w postaci niskiej trawy [4]. W obliczeniach założono, że zmiana współczynnika szorstkości nie ma wpływu na wartość rzędnej zwierciadła wody w przekroju końcowym hL, czyli na wartość warunku początkowego.

Ponadto w obliczeniach nie uwzględniono istniejących dopływów bocznych. W wyniku przeprowadzonych obliczeń uzyskano poszczególne układy zwierciadła wody w postaci zmian rzędnej zwierciadła wody h(x) w profilu podłużnym, które przedstawiono na rys. 5. Położenie zwierciadła wody w wybranym przekroju poprzecznym koryta (km 705) pokazano na rys. 6.

Analizując rys. 5, można zauważyć, że w przypadku średniej wody z wielolecia SSQ obniżenie wartości współczynnika szorstkości nie ma wpływu na układ zwierciadła wody. Rezultat taki wynika z faktu, że przy średnich wydatkach z wielolecia przepływ wody na analizowanym odcinku występuje wyłącznie w korycie głównym. Inaczej sytuacja przedstawia się dla maksymalnych przepływów. Po wystąpieniu wody z koryta głównego przepływ zaczyna się odbywać także po terenach zalewowych. Tutaj uwidacznia się w zdecydowany sposób wpływ pokrycia terenów zalewowych na wartości rzędnej zwierciadła wody w poszczególnych przekrojach. Zmniejszenie wartości współczynnika szorstkości do wartości nl = np = 0,03 prowadzi do obniżenia zwierciadła wody w stosunku do układu otrzymanego dla rzeczywistych wartości. W przypadku przepływu maksymalnego Q 10% uzyskano obniżenie o maksymalnej wartości 0,4 m (średnio na całej długości analizowanego odcinka 0,23 m), natomiast dla przepływu Q1% wartość ta wynosiła ok. 0,6 m (średnio 0,36 m). Należy zaznaczyć, że przy występujących natężeniach przepływu większych od przyjętego przepływu maksymalnego Q1% różnice w poziomach wody (z uwzględnieniem terenów dobrze oraz źle utrzymanych) będą osiągać odpowiednio większe wartości.

Podsumowanie i wnioski Przedstawione wyniki obliczeń hydraulicznych wskazują, że stan pokrycia i zagospodarowania terenów zalewowych Wisły na odcinku od Włocławka do Torunia znacząco wpływa na kształtowanie się położenia zwierciadła wody w trakcie przepływów występujących na terenach zalewowych. Zmniejszenie szorstkości terenów zalewowych do wartości odpowiadających dobrze utrzymanym obszarom międzywala (np. pokrytych wyłącznie niską trawą) spowodowałoby obniżenie maksymalnych poziomów wód nawet o kilkadziesiąt centymetrów). Inaczej rzecz ujmując, właściwe zagospodarowanie i utrzymanie terenów zalewowych Wisły polepszyłoby bezpieczeństwo terenów położonych na terenach obwałowanych poprzez obniżenie rzędnych zwierciadła dla wyznaczonych przepływów maksymalnych, a także przez zwiększenie

119

D. Gąsiorowski, M. Szydłowski | Acta Energetica 3/16 (2013) | translation 112–116

a) 61 705.000 km wg RZGW 48

Legenda zw w Q1% zw w Q10% zw w Qobl

46

dno brzeg

przepustowości doliny i skrócenie okresów obciążenia wałów wysokimi poziomami wód. Przedstawione powyżej wnioski są istotne także z punktu widzenia obowiązujących przepisów Prawa wodnego (ustawa z 18 lipca 2001 roku), zgodnie z którymi należy zapewnić utrzymanie cieków naturalnych w odpowiednim stanie technicznym.

z (m)

44

42

40

38

36

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Station (m)

b) 61 705.000 km wg RZGW 48

Legenda zww Q1% zww Q10% zww Qobl

46

dno brzeg

z (m)

44

42

40

38

36

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Station (m)

Rys. 6. Obliczone poziomy zwierciadła wody w przekroju 61 (706 km) dla aktualnych (a) oraz obniżonych (b) wartości współczynników szorstkości

Bibliografia 1. Chełkowski M., Zapewnienie bezpieczeństwa publicznego w rejonie stopnia Włocławek przy wykorzystaniu energii wody oraz poprawie potencjału ekosystemów wodnych i od wód zależnych, raport z przeglądu danych archiwalnych wraz z wykonaniem ich aktualizacji, opracowany przez firmę ARUP na zlecenie ENERGA SA, 2011.

2. Darski T., Napiórkowska M., Supryk R., Zapewnienie bezpieczeństwa publicznego w rejonie stopnia Włocławek przy wykorzystaniu energii wody oraz poprawie potencjału ekosystemów wodnych i od wód zależnych – Model hydrodynamiczny dolnej Wisły, raport opracowany przez firmę ARUP na zlecenie ENERGA SA, 2011.

3. HEC-RAS River Analysis System, Hydraulic Reference Manual, U.S. Army Corps of Engineers, Davis 1997.

4. Kubrak J., Nachlik E., Hydrauliczne podstawy obliczania przepustowości koryt rzecznych, Warszawa 2003.

5. Szymkiewicz R., Matematyczne modelowanie przepływów w rzekach i kanałach, Warszawa 2000.

6. Szymkiewicz R., Gąsiorowski D., Podstawy hydrologii dynamicznej, Warszawa 2010.

Podziękowania Wyrażamy podziękowanie firmie ENERGA SA za udostępnienie danych, które umożliwiły wykonanie przedstawionych w pracy obliczeń hydraulicznych.

Dariusz Gąsiorowski

dr inż.

Politechnika Gdańska e-mail: gadar@pg.gda.pl Ukończył studia magisterskie na kierunku inżynieria środowiska (specjalność gospodarka wodna) na Wydziale Inżynierii Środowiska Politechniki Gdańskiej (1998). Pracował w Zakładzie Hydrodynamiki Rzek i Zbiorników Wodnych w Instytucie Budownictwa Wodnego Polskiej Akademii Nauk w Gdańsku (1999–2008). Uzyskał stopień doktora nauk technicznych w zakresie budownictwo (2006). Od 2008 roku jest zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Hydrotechniki na Wydziale Inżynierii Lądowej i Środowiska PG. Prowadzi zajęcia z mechaniki płynów, hydrauliki i hydrologii oraz meteorologii. Jego główny obszar działalności skupia się wokół modelowania matematycznego i numerycznego przepływów w kanałach otwartych oraz zbiornikach wodnych. Jest autorem i współautorem publikacji poświęconych wspomnianym problemom.

Michał Szydłowski

dr hab. inż.

Politechnika Gdańska e-mail: mszyd@pg.gda.pl Ukończył wyższe studia magisterskie na kierunku inżynieria środowiska (specjalność gospodarka wodna) na Wydziale Hydrotechniki Politechniki Gdańskiej (1993). Rozprawę doktorską obronił na Wydziale Inżynierii Środowiska PG (1999). Główny nurt jego badań własnych obejmuje matematyczne modelowanie przepływów o charakterze szybkozmiennym na terenie zabudowanym. Jego rozprawa habilitacyjna dotyczyła zagadnień modelowania fizycznego i matematycznego przepływów powodziowych w miastach (2008). Pracownik Katedry Hydrotechniki WILiŚ PG, prowadzi zajęcia z zakresu mechaniki płynów, hydrauliki i hydrologii.

120

Summary and conclusions Globally, approx. 16% of electricity is generated in hydropower plants. Growth in that production is maintained at approx. 3% per year, which means a steady increase in installed capacity and electricity generated.

Hydropower plants generate renewable energy and do not cause any environmental pollution. They operate with high efficiency at various loads, and may also be switched on and off in a very short time, which is very beneficial for the energy system.

Location of hydropower plants on the globe is very non-uniform. Construction of hydropower plant and generation of electricity depend on two basic factors which determine the technical location and economic viability: head, i.e. the difference of water levels, and water discharge. A high head combined with low flow rate is much more beneficial. This is because it determines a smaller size of turbines and of the entire hydropower plant. Low heads occurring on lowland rivers require large discharge, meaning large size turbines and hydropower plants, which are always very expensive. The issues of land development should also be taken into account.

In recent years we can observe a clear increase in efficiency of water turbines and whole structures, as well as improving adaptation of hydropower plants to more stringent standards related to the environment.

In recent decades we have more and more often supported hydropower plants that use water tides, waves and sea currents. These types of power plants can be treated as hydropower plants, because water gives energy to the turbine. Even though the energy contained in tides, waves and sea currents is rated very well, development of such power plants is slow due to the relatively low efficiency of those installations. Furthermore, there is major competition for those power plants in the form of wind power plants, recently also photovoltaic and biomass power plants.

Hydropower plants with large capacities of several, even a dozen or so thousand megawatts have been created recently in China, South America and are planned on the continents of Africa and Asia. In the future, those power plants will supply large areas with electricity and will contribute to the economic development of many countries, also improving their standards of living. Launching of large hydroelectric power plants is possible due to dams on large rivers and associated flooding of large areas.

In most European countries, practically all locations for construction of hydropower plants which meet the criteria for technical and economic feasibility have already been used.

It is worth mentioning the very stringent environmental restrictions which significantly impede construction of new structures, sometimes even expansion or modernisation of the existing facilities. In countries such as France, Germany, Italy and Norway, the existing hydraulic structures are being modernised by replacement of the existing turbines with machinery with higher installed discharge, higher capacity and efficiency.

In a number of European countries, generation of electricity in hydropower plants is a significant percentage of the total electricity produced; those are the following: Norway, Austria and Sweden. In many countries, such as: Germany, France, Italy and Spain, there is a high percentage of use of locations for hydropower purposes; however, the amount of energy produced in those plants is not a significant part of the overall energy balance. Still, they are an important element in the energy system due to their technical values.

Unfortunately, Poland’s hydropower potential is not very impressive, and, what is more, it is used to a small extent, only approx. 12%. 50% of technical hydropower potential in Poland is concentrated on the lower Vistula River (dolna Wisła). That potential has been pointed out since the interwar period. After the Second World War the issue was addressed by designing the Lower Vistula Cascade (Kaskada Dolnej Wisły, KDW) consisting of eight low-head barrages with flow-through reservoirs. The Warszawa Północ Barrage, connecting the lower Vistula River to the capital and the Zegrze Lake, was to be added to the cascade. In addition to the energy function, the KDW was supposed to have a variety of other functions related to water management. The barrage in Włocławek is the only barrage put into operation, in 1970. The next barrage is currently designed downstream of Włocławek – Siarzewo.

Many hydraulic structures used for hydropower purposes and other water management objectives were built in Poland after the Second World War. They include the following: Koronowo on the Brda River, Dębe on the Narew River, Włocławek on the Vistula River, Tresna on the Soła River, Solina on the San River and Czorsztyn-Niedzica on the Dunajec River.

Unfortunately, the list of those structures is too short for such a large country in Central Europe and possible locations for new structures. This is a result of economic conditions, but, above all, from the lack of political will of governments and excessive environmental restrictions.

Wojciech Majewski Issue Editor Institute of Meteorology and Water Management National Research Institute, Warsaw Committee on Water Resources Management of the Polish Academy of Sciences 121

Podsumowanie i wnioski W skali świata ok. 16% energii elektrycznej wytwarza się w elektrowniach wodnych. Wzrost tej produkcji utrzymuje się stale na poziomie ok. 3% w skali roku, co oznacza stały wzrost zainstalowanej mocy i wytwarzanej energii elektrycznej.

Elektrownie wodne są obiektami wytwarzającymi energię odnawialną i nie powodują żadnych zanieczyszczeń środowiska. Pracują z wysokim stopniem sprawności przy różnym obciążeniu, a ponadto mogą być włączane i wyłączane w bardzo krótkim czasie, co jest niezwykle korzystne dla systemu energetycznego.

Usytuowanie elektrowni wodnych na kuli ziemskiej jest bardzo nierównomierne. Budowa elektrowni wodnej i wytwarzanie energii elektrycznej zależy od dwóch podstawowych czynników, które decydują o technicznej lokalizacji i ekonomicznej opłacalności: spadu, czyli różnicy poziomów wody, oraz przepływu wody. Dużo korzystniejszy jest duży spad połączony z małym natężeniem przepływu. Warunkuje to bowiem mniejszy wymiar turbin i całej elektrowni wodnej. Niskie spady występujące na rzekach nizinnych wymagają dużych przepływów, a tym samym dużych turbin i dużych elektrowni wodnych, co jest zawsze bardzo kosztowne.

Nie bez znaczenia są również kwestie zagospodarowania terenu.

W ostatnich latach widoczny jest wyraźny wzrost sprawności turbin wodnych i całych obiektów oraz coraz lepsze przystosowanie elektrowni wodnych do wzrastających norm wobec środowiska naturalnego.

W ostatnich dziesięcioleciach coraz częściej skłaniamy się ku elektrowniom wodnym wykorzystującym pływy wodne, falowanie oraz prądy morskie. Ten typ elektrowni możemy traktować jako elektrownie wodne, gdyż ośrodkiem oddającym energię turbinie jest woda. Mimo że energia zawarta w pływach, falowaniu i prądach morskich jest oceniana bardzo dobrze, rozwój tego rodzaju elektrowni jest powolny ze względu na stosunkowo niską efektywność tych instalacji. Ponadto dużą konkurencję dla tego rodzaju elektrowni stanowią elektrownie wiatrowe, a ostatnio również elektrownie fotowoltaiczne i wykorzystujące biomasę.

Elektrownie wodne o dużych mocach rzędu kilku, a nawet kilkunastu tysięcy megawatów powstały ostatnio w Chinach, w Ameryce Południowej oraz planowane są na kontynencie afrykańskim i azjatyckim. Elektrownie te będą zasilać w przyszłości w energię elektryczną duże obszary i przyczynią się do rozwoju gospodarczego wielu krajów i podniesienia w nich standardów życia. Uruchomienie dużych elektrowni wodnych jest możliwe poprzez utworzenie spiętrzeń na dużych rzekach i związane z tym zalanie dużych terenów.

W większości krajów Europy praktycznie całkowicie wykorzystano lokalizacje do budowy elektrowni wodnych, spełniające kryteria technicznej i ekonomicznej wykonalności.

Warto wspomnieć o bardzo restrykcyjnych ograniczeniach ekologicznych, znacznie utrudniających budowę nowych obiektów, a czasem nawet tylko rozbudowę czy modernizację już istniejących. W krajach, takich jak Francja, Niemcy, Włochy czy Norwegia, prowadzi się modernizację istniejących obiektów hydroenergetycznych przez wymianę istniejących turbin na maszyny o większym przełyku instalowanym, większej mocy i większej sprawności.

W kilku krajach europejskich produkcja energii elektrycznej w elektrowniach wodnych stanowi znaczący procent całej wytwarzanej energii elektrycznej, są to: Norwegia, Austria i Szwecja. W wielu krajach, takich jak: Niemcy, Francja, Włochy czy Hiszpania, notuje się wysoki procent wykorzystania lokalizacji do celów hydroenergetycznych, jednak ilość wytwarzanej w tych elektrowniach energii nie stanowi istotnej pozycji w ogólnym bilansie energetycznym. Elektrownie te jednak, ze względu na swoje walory techniczne, stanowią ważny element w systemie energetycznym.

Polska dysponuje, niestety, niezbyt imponującym potencjałem hydroenergetycznym, a co więcej – potencjał ten jest wykorzystany w niewielkim stopniu, jedynie w ok. 12%. 50% technicznego potencjału hydroenergetycznego Polski skupione jest na odcinku dolnej Wisły. Od czasów międzywojennych zwracano uwagę na ten potencjał. Po drugiej wojnie podjęto problem, projektując Kaskadę Dolnej Wisły (KDW), składającej się z ośmiu stopni niskiego spadu ze zbiornikami przepływowymi. Kaskada ta miała być uzupełniona stopniem Warszawa Północ, łączącym dolną Wisłę ze stolicą i Zalewem Zegrzyńskim. KDW oprócz funkcji energetycznej miała pełnić wiele innych funkcji gospodarki wodnej. Jedynym stopniem, oddanym do eksploatacji w 1970 roku, jest Włocławek. Obecnie projektuje się następny stopień poniżej Włocławka – Siarzewo.

Po II wojnie światowej wybudowano w Polsce wiele ważnych obiektów hydrotechnicznych służących energetyce wodnej, jak również innym celom gospodarki wodnej. Wymienić warto: Koronowo na Brdzie, Dębe na Narwi, Włocławek na Wiśle, Tresnę na Sole, Solinę na Sanie oraz Czorsztyn-Niedzicę na Dunajcu.

Lista tych obiektów jest, niestety, zbyt krótka jak na duży kraj w Europie Środkowej i możliwości lokalizacyjne nowych obiektów.

Stan ten wynika z uwarunkowań ekonomicznych, ale przede wszystkim z braku woli politycznej rządów i nadmiernych restrykcji ekologicznych.

Wojciech Majewski redaktor wydania Instytut Meteorologii i Gospodarki Wodnej Państwowy Instytut Badawczy Warszawa Komitet Gospodarki Wodnej Polskiej Akademii Nauk

122

NOTES | NOTATKI

123

Publisher

ENERGA SA

NOTES | NOTATKI

Politechnika Gdańska

Patronage

ENERGA SA

Academic Consultants

Janusz Białek | Mieczysław Brdyś | Mirosław Czapiewski | Antoni Dmowski Michał Dudziak | Istvan Erlich | Andrzej Graczyk | Piotr Kacejko Tadeusz Kaczorek | Marian Kazimierowski| Jan Kiciński | Kwang Y. Lee Zbigniew Lubośny | Jan Machowski | Jan Majewski | Om Malik Jovica Milanovic | Jan Popczyk | Zbigniew Szczerba | Marcin Szpak G. Kumar Venayagamoorthy | Jacek Wańkowicz | Henryk Woźniak

Reviewers

Stanisław Czapp | Andrzej Graczyk | Piotr Kacejko | Jan Kiciński Zbigniew Lubośny | Jan Machowski | Józef Paska | Jan Popczyk Desire Dauphin Rasolomampionona | Sylwester Robak | Marian Sobierajski Paweł Sowa | Zbigniew Szczerba | Artur Wilczyński | Ryszard Zajczyk

Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief

Rafał Hyrzyński

Issue Editor

Wojciech Majewski

Scientific consultation

Romuald Szymkiewicz

Copy Editors

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors

Janusz Granatowicz | Michał Karcz | Jacek Klucznik | Marcin Lemański Karol Lewandowski | Paweł Szawłowski

Statistical Editor

Sebastian Nojek

Editorial assistant

Jakub Skonieczny

Proofreading

Mirosław Wójcik

Graphic design and Typesetting Art Design Maciej Blachowski Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Print

Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation

ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office

Acta Energetica al. Grunwaldzka 472, 80-309 Gdańsk, POLAND tel.: +48 58 77 88 466, fax: +48 58 77 88 399 e-mail: redakcja@actaenergetica.org www.actaenergetica.org

Electronic Media

Anna Fibak (Copy Editor) Paweł Banaszak (Technical Editor)

Information about the oryginal version

Electronic edition of Acta Energetica is the original version of the journal, which is available on the website www.actaenergetica.org The journal is also available in hard copy.

The journal is indexed in Polish Technical Journal Contents BazTech http://baztech.icm.edu.pl and also in Scientific journal database – the IC Journal Master List http://jml2012.indexcopernicus.com/masterlist.php

Information for authors published 124 on the website: www.actaenergetica.org

125

126

Power Engineering Quarterly