Jaronwoj Blog Warszawa Polska


Zagadnienia energetyczne w polskiej prezydencji w UE

Zagadnienia energetyczne w polskiej prezydencji w UE

 

Pawlak: energetyczny sukces polskiej prezydencji w UE

Przyjęcie przez kraje UE konkluzji dotyczących współpracy energetycznej to duże osiągnięcie polskiej prezydencji. Pozwoli to na realne zwiększenie bezpieczeństwa dostaw energii w Europie – powiedział wicepremier, minister gospodarki Waldemar Pawlak po posiedzeniu Rady UE ds. Transportu, Telekomunikacji i Energii (TTE).

Spotkanie ministrów ds. energii krajów członkowskich odbyło się 24 listopada 2011 r. w Brukseli.

Przyjęty przez kraje członkowskie dokument definiuje m.in. zasady rynkowe w relacjach zewnętrznych, kluczowe projekty infrastrukturalne umożliwiające dostawy surowców spoza UE oraz współpracę państw członkowskich na forach międzynarodowych, jak MAE, czy agencja IRENA.
 

W ramach instrumentu „Łącząc Europę” Komisja proponuje, aby w okresie 2014-2020 przyznać 9,1 mld euro na inwestycje w infrastrukturę energetyczną. – poinformował wicepremier Pawlak.

W jego opinii, do budowy sieci przesyłowych potrzebny jest przede wszystkim prywatny kapitał.

– Poprzez tworzenie sprzyjających warunków inwestycyjnych zachęcimy przedsiębiorców do lokowania swoich środków w tym sektorze. Możemy przy tym skorzystać z ostatnich osiągnięć III pakietu energetycznego, jak m.in. ustanowienie Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki czy współpracy operatorów w ramach sieci ENTSO – zaznaczył – podkreślał Waldemar Pawlak.

Wicepremier Pawlak poinformował, że ministrowie przyjęli także raport polskiej prezydencji poświęcony kilkumiesięcznym pracom nad projektem dyrektywy ws. efektywności energetycznej.

WNP.pl

Instrument „Łącząc Europę”: Komisja przyjmuje plan przewidujący 50 mld euro na rozbudowę sieci europejskich

Komisja Europejska przedstawiła dziś plan wsparcia inwestycji o wartości 50 mld euro w celu poprawy europejskiej sieci transportowej, energetycznej i cyfrowej. Ukierunkowane inwestycje w kluczową infrastrukturę pomogą w tworzeniu nowych miejsc pracy i poprawią konkurencyjność Europy w czasach, kiedy najbardziej tego potrzebuje. Instrument „Łącząc Europę” będzie finansował projekty, dzięki którym uzupełnione zostaną brakujące połączenia w europejskiej strukturze energetycznej, transportowej i cyfrowej.

Łącząc Europę: energia

 

Operatorzy elektroenergetycznych systemów przesyłowych powołali nowe stowarzyszenie dla wzmocnienia współpracy na rynku europejskim
Prezesi zarządów 42 europejskich operatorów elektroenergetycznych systemów przesyłowych z 34 krajów spotkali się 19 grudnia w Brukseli, aby powołać do życia nowe stowarzyszenie – Europejską Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Elektroenergetycznych (European Network of Transmission System Operators for Electricity – ENTSO-E). Wydarzenie to stanowi istotny krok dla środowiska operatów i ich uczestnictwa w niezawodnych i efektywnych paneuropejskich i regionalnych rynkach przed wprowadzeniem trzeciego pakietu ustaw dla wewnętrznego rynku energii elektrycznej Unii Europejskiej.
Małgorzata Klawe z PSE Operator S.A. została wybrana wiceprezesem zarządu nowego stowarzyszenia. Utworzenie ENTSO-E jeszcze bardziej wzmocni współpracę operatorów w kluczowych obszarach, jak tworzenie kodeksów dotyczących spraw technicznych i rynkowych, koordynacja pracy systemów i rozwój sieci. Celem organizacji jest uzyskanie pełniejszej integracji europejskiego rynku energii elektrycznej, budowa stabilnego otoczenia rynkowego oraz zapewnienie bezpiecznej i niezawodnej pracy europejskiego systemu przesyłowego – powiedziała Małgorzata Klawe.

ENTSO-E będzie działać w oparciu o mandat, jaki zapewni stała konsultacja z Komisją Europejską, regulatorami oraz innymi interesariuszami. Większe otwarcie na otoczenie pozwoli operatorom skoncentrować się na transparentnych celach oraz mówić jednym głosem w sprawach dotyczących wewnętrznego rynku energii elektrycznej.

 Link PSE 

Czy działanie polskiego rządu spowoduje lepsze połaczenie Polskie z sieciaelektroenergetyczną UE

Operatorzy systemów przesyłowych Regionu Europy Środkowo-Wschodniej finalizują prace nad opracowaniem i wdrożeniem systemu zarządzania zdolnościami przesyłowymi, którego wynikiem będzie alokacja zdolności przesyłowych w oparciu o fizyczne przepływy energii elektrycznej (Flow Based Allocation). Nowy mechanizm umożliwi uczestnikom rynku energii elektrycznej rezerwację praw przesyłu niezbędnych do realizacji transakcji wymiany energii elektrycznej pomiędzy każdym z systemów elektroenergetycznych Regionu Europy Środkowo-Wschodniej. Mechanizm będzie opierał się na skoordynowanym wyznaczaniu maksymalnego poziomu przesyłu energii elektrycznej przez poszczególne krytyczne elementy sieci przesyłowej, wykorzystując prognozowane rozpływy mocy, na bazie wspólnego modelu sieci przesyłowej w Regionie CEE oraz systemów przyległych do Regionu.

Uczestnicy rynku biorący udział w przetargach będą składać oferty na rezerwację praw przesyłu z każdego dowolnego obszaru Regionu do dowolnego innego w przedziale czasowym, dla którego organizowany jest przetarg. Relacje pomiędzy przepływami fizycznymi a handlową wymianą pomiędzy obszarami (akceptowane oferty) są wyrażone w macierzy współczynników rozpływu energii elektrycznej (Power Transfer Distribution Factors – PTDF). W przetargach, ograniczenia przesyłowe, definiowane są jako limity dla fizycznego przepływu mocy, wynikające z akceptowanych ofert złożonych przez uczestnika rynku na przesył energii między obszarami regulacyjnymi. Limity określane są jako wielkość maksymalnego, dopuszczalnego przepływu przez krytyczne elementy sieci przesyłowej – linie bądź transformatory. Dla każdego procesu aukcyjnego wyznacza się macierz PTDF i wielkość maksymalnego dopuszczalnego przepływu dla każdego krytycznego elementu sieci przesyłowej.

W procesie przetargowym alokacja zdolności przesyłowych (przyjęcie bądź odrzucenie oferty uczestnika rynku) odbywa się w drodze optymalizacji, w której następuje maksymalizacja całkowitej wartości akceptowanych ofert (jednocześnie przyznane fizyczne prawa przesyłu – PTR), przy założeniu przestrzegania reguł ograniczeń (dopuszczalne limity mocy w krytycznych elementach sieci).

Proces opracowywany przez operatorów zakłada prowadzenie skoordynowanych przetargów na rezerwację fizycznych praw przesyłu energii elektrycznej dla obszarów regulacyjnych zarządzanych przez następujących operatorów systemów przesyłowych: PSEO, MAVIR, ELES oraz dwóch obszarów traktowanych jako jeden obszar cenowy, pierwszy zarządzany przez TPS, 50HzT i APG oraz drugi zarządzany przez CEPS i SEPS,. Produktem oferowanym w skoordynowanych przetargach są fizyczne prawa przesyłu energii elektrycznej między dwoma dowolnymi obszarami Regionu. Całkowita wielkość praw przesyłu zależy od strategii uczestników aukcji i jest determinowana w trakcie procedury alokacji.

Sektor energetyczny może się cieszyć z faktu, że w transeuropejską infrastrukturę zostanie zainwestowanych 9,1 mld euro, co pomoże w realizacji unijnych celów dotyczących energii i klimatu do 2020 r. Instrument pomoże również usunąć luki w finansowaniu i wąskie gardła w sieci.
Dzięki lepszym połączeniom wzajemnym nastąpi dalszy rozwój wewnętrznego rynku energetycznego, co z kolei poprawi bezpieczeństwo dostaw i możliwości przesyłu energii ze źródeł odnawialnych w oszczędny sposób w całej Europie. Obywatele i przedsiębiorstwa powinni móc liczyć na to, że energia będzie zawsze dostępna, a jej ceny – umiarkowane. Środki finansowe udostępnione w ramach instrumentu „Łącząc Europę” będą pełniły rolę dźwigni umożliwiającej pozyskanie finansowania od inwestorów prywatnych i publicznych.
Zródło PSE
 
Polityka energetyczna w regionie Morza Bałtyckiego

W referacie pokazujemy, jak uzasadnionym kierunkiem rozwojowym w dziedzinie energetyki jest Morze Bałtyckie. Wiele krajów leżących w obrębie basenu Morza Bałtyckiego prowadzi własne działania w zakresie swojej polityki energetycznej, podczas gdy podjęcie dyskusji o rozwiązaniach kompleksowych, mogłoby służyć jednocześnie wielu podmiotom z różnych państw.

Autorzy: Piotr Syryczyński & Marzena Sadowska

Zdolności przesyłowe synchronicznych połączeń transgranicznych KSE są limitowane przede wszystkim ograniczeniami sieciowymi w sieci wewnętrznej systemu polskiego.

Jak wykazały analizy, w rozpatrywanych stanach pracy systemu połączonego krytycznymi okazały się ograniczenia sieciowe w sieci 110 kV w aglomeracji warszawskiej, które w roku 2012 spowodowały utratę zdolności importu energii do KSE.

Autor: Roman Korab, Politechnika Śląska („Energia Elektryczna” 6/2009)

http://www.cire.pl/pdf.php?plik=/pliki/2/zdoln_przes_rynek.pdf

 

Podsumowanie

Projekty i inicjatywy Unii Europejskiej spowodują efektywne przyłaczenie Polski do sieci elektroenergetycznej UE. Jaki to bedzie miało wpływ na ceny energii elektrycznej i bezpieczeństwo energetyczne polski i UE na razie niezbyt dużo sie o tym mówi. Widać że na inwestycje strukturalne brak środków finansowych. Rozwiązania transgraniczne są mozliwie szybkim sposobem poprawy bezpieczeństwa energetycznego Polski.

Kejow



Skarga Polski do Trybunału ETS na benchmarki paliwowe dla emisji CO2

Skarga Polski do Trybunału ETS na benchmarki paliwowe dla emisji

 

Polska zaskarży decyzję Komisji Europejskiej ws. benchmarków paliwowych. Postępowanie sądowe w tej sprawie może potrwać nawet 2-3 lata – mówi prof. Andrzej Kraszewski, minister środowiska.

Waldemar Pawlak zapowiedział zaskarżenie przez Polskę decyzji Komisji Europejskiej ws. benchmarków paliwowych. Jak Pan ocenia to zaskarżenie?

– Mam dwa przemyślenia w tej sprawie. Z jednej strony uważam, że oparcie benchmarku o paliwo gazowe stawia Polskę w szczególnie niekorzystnej sytuacji. Paliwo gazowe w Polsce jest używane marginalnie, my używamy głównie węgla kamiennego i brunatnego jako pierwotnego nośnika energii. W wyniku wprowadzenia benchmarku gazowego polskie przedsiębiorstwa będą miały znacznie gorsze warunki konkurencyjności niż przedsiębiorstwa z innych krajów Unii.
 

 
W tym przypadku UE pogwałciła zasadę solidarności. Unia powinna być związkiem, który we wszystkich punktach powinna przestrzegać zasady solidarności. Z tego punktu widzenia jesteśmy wysoce niezadowoleni i rzecz kwalifikuje się do zaskarżenia. Z drugiej jednak strony, jesteśmy w przededniu rozpoczęcia przez Polskę prezydencji w UE i uważam, że w tym momencie zaskarżanie tej decyzji KE jest trudne ze względów polityczno-taktycznych. Przeważają jednak argumenty, że powinniśmy tę decyzję zaskarżyć do Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości (ETS).

 

Kolejny cios KE w sprawie polskiego węgła w opłatach ( zmiana unijnego prawa)

KE chce podwyższyć opłatę za emisję dwutlenku węgla oraz opodatkować zużycie energii wytwarzanej z węgla. W pierwszym przypadku podatek ma wynieść 20 euro za tonę CO2 uwolnionego przy spalaniu węgla, a w drugim 0,15 euro za 1 gigadżul wyprodukowanej z tego paliwa energii. Zmiany miałyby wejść w życie od 2013 r.
 

WNP.pl

Darmowy przydział limitu emisji elektrowniom

Każde z dziesięciu państw członkowskich zainteresowanych bezpłatnym przydzielaniem uprawnień elektrowniom – Bułgaria, Cypr, Republika Czeska, Estonia, Litwa, Łotwa, Malta, Polska, Rumunia i Węgry – musi złożyć wniosek do Komisji do 30 września 2011 r. Komisja musi ocenić każdy wniosek, a w terminie sześciu miesięcy może go odrzucić w całości lub częściowo.

Wniosek stanowi odstępstwo od ogólnej zasady stanowiącej, że od 2013 r. sektor energetyczny musi kupować wszystkie swoje uprawnienia do emisji bądź na aukcji, bądź na rynku wtórnym, dlatego Komisja musi dopilnować, aby takie odstępstwo nie zagroziło ogólnym celom dyrektywy w sprawie handlu uprawnieniami do emisji lub też nie było niezgodne z unijnymi zasadami pomocy państwa bądź z przepisami rynku wewnętrznego.

Na mocy zmienionej dyrektywy w sprawie handlu uprawnieniami do emisji uprawnienia przydzielone bezpłatnie wytwórcom energii elektrycznej czerpie się z liczby uprawnień, jakie dane państwo członkowskie otrzymuje z przeznaczeniem na sprzedaż na aukcji. Zatem każde bezpłatne uprawnienie do emisji pomniejsza krajowe dochody pochodzące ze sprzedaży na aukcji, lecz nie zmienia ogólnej liczby wydanych uprawnień, ani nie wpływa na uprawnienia lub dochody ze sprzedaży na aukcji w innym państwie członkowskim.

Podatki.biz

Benchmarki – jak liczy i stosować

W kalkulacjach stosowane będą tzw. benchmarki, które mają się opierać na średnich emisjach 10% najbardziej efektywnych instalacji w poszczególnych sektorach. Wysokość benchmarków wyraża się w tonach CO2 na tonę produktu. Aby obliczyć ilość bezpłatnych uprawnień, jakie przysługują instalacji przemysłowej, należy pomnożyć odpowiedni benchmark przez wielkość produkcji. Benchmarki dotyczą 52 głównych grup produktów objętych Europejskim Systemem Handlu Emisjami. W przypadku produkcji innych towarów przydział darmowych uprawnień będzie określany na podstawie zużytej energii.

Po roku 2013 uprawnienia do emisji będą rozdzielane głównie poprzez aukcje, jednak do 2020 r. część z nich będzie wciąż przyznawana przemysłowi za darmo. Instalacje w sektorach uznanych za narażone na znaczną konkurencję za strony przemysłu w krajach spoza UE, nie podlegającym ograniczeniom związanym z redukcją emisji CO2, mają być traktowane w szczególny sposób: do 2020 roku otrzymają one bezpłatne uprawnienia w wysokości benchmarku. Ma to zapobiegać tzw. carbon leakage – przenoszeniu produkcji poza granice UE, gdzie nie obowiązują porównywalne ograniczenia emisji. Instalacje, które nie są uznane za narażone na ryzyko carbon leakage po roku 2013 r. otrzymają bezpłatnie uprawnienia w ilości 80% benchmarku, a w 2020 r. procent ten zmniejszy się do 30%. Limity bezpłatnych uprawnień będą różne dla poszczególnych sektorów, jednak większość instalacji otrzyma bezpłatne uprawnienia pokrywające średnio do 70-80% ich emisji w latach 2005-2008. W przypadku gdy danej instalacji zabraknie uprawnień, może zakupić dodatkowe, wykorzystać te zachowane z bieżącego okresu rozliczeniowego, wykorzystać międzynarodowe jednostki redukcji emisji lub zredukować własne emisje.

Decyzję Komisji Europejskiej próbowali zablokować w Parlamencie Europejskim polscy europosłowie, jednak podczas głosowania w Komisji Środowiska nie udało im się uzyskać wymaganej większości. Już następnego dnia po przyjęciu decyzji przez Komisję Europejską wiceminister gospodarki Marcin Korolec zapowiedział, że Polska jest gotowa zaskarżyć ją do Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej. Jak podaje PAP, przyczyną złożenia skargi ma być fakt, że w swojej decyzji Komisja Europejska nie zachowała zasady proporcjonalności. Benchmarki, na podstawie których obliczana ma być ilość darmowych uprawnień do emisji, opierają się na danych z instalacji stosujących najnowocześniejsze technologie dostępne w całej UE, a nie w poszczególnych krajach. Zdaniem wiceministra sprowadza się to do technologii z użyciem paliwa gazowego, podczas gdy w Polsce powszechnie stosowanym paliwem jest węgiel. Może to oznaczać znaczny wzrost kosztów w najbardziej energochłonnych gałęziach przemysłu. „Przyjęcie jednego benchmarku jest rozwiązaniem możliwym, ale zbyt kosztownym dla przemysłu”, powiedział Korolec. „Dla osiągnięcia celu redukcji emisji CO2 możliwe są inne, mniej kosztowne rozwiązania”.

Zdaniem Connie Hedegaard, komisarz UE ds. działań klimatycznych, benchmarki ukazują możliwości w zakresie produkcji o niskich emisjach CO2 w poszczególnych sektorach przemysłu oraz gwarantują korzyści przedsiębiorstwom, które są najbardziej efektywne, jeśli chodzi o redukcję emisji CO2 „Decyzja KE stanowi kamień milowy w reformie europejskiego rynku emisji CO2”, oceniła unijna komisarz.

Agata Golec, ChronmyKlimat.pl
 

Model liczenia limitów przydziału emisji CO2 jest nieprzyjazny Polsce, bezplatne limity emisji na razie załatwiają polskie potrzeby ale co będzie dalej. Rozwiązania ograniczenia emisji CO2 poprzez składowanie dwutlenku węgla pod ziemią metoda CCS jest bardzo droga i nie sprawdzona.

Kiedy Polska uzyska korzystne zapisy w decyzjach KE , jak do tego europosłowie   – szereg pytań tez do Korolca z Ministerstwa Gospodarki na razie bez odpowiedzi.

Kejow



Gaz łupkowy w Polsce-piramidą finansową według schematu Ponziego w USA

Gaz łupkowy w Polsce-piramidą finansową schematu Ponziego w USA

 
Uzyskiwanie gazu ziemnego z łupków osadowych może nie być tak proste i tanie jak twierdzą firmy zajmujące się jego wydobyciem – donosi w niedzielę „New York Times”, który dotarł m.in. do setek e-maili konsultantów i analityków branżowych.

Według gazety, poglądy wyrażane w e-mailach kontrastują z optymistycznymi prognozami firm zajmujących się pozyskiwaniem gazu łupkowego. Autorzy wiadomości ostrzegają przed „łupkową gorączką”, tak jak „znawcy ostrzegali przed poprzednimi bańkami finansowymi” – dodaje dziennik.

„Inwestorzy „pompują pieniądze”, choć gaz łupkowy jest „właściwie niedochodowy” – napisał w lutym analityk z firmy inwestycyjnej PNC Wealth Management w e-mailu do kontrahenta.

Analityk z firmy badawczej IHS Drilling Data w sierpniu 2009 r. porównał gaz łupkowy do „gigantycznych Schematów Ponziego”, czyli piramid finansowych.

Dziennik przeanalizował także dane z ponad 10 tys. szybów łupkowych. „Choć istnieją bardzo aktywne szyby, są one często otoczone mniej wydajnymi szybami. W niektórych przypadkach przeprowadzanie tam odwiertów i utrzymanie szybów kosztuje więcej niż wart jest wydobywany z nich gaz” – ocenia gazeta.

W kwietniu amerykańska Agencja ds. Energii (EIA) poinformowała, że Polska ma 5,3 bln m sześc. możliwego do eksploatacji gazu łupkowego, czyli najwięcej ze wszystkich państw europejskich, w których przeprowadzono badania (raport EIA dotyczył 32 krajów). Ta ilość gazu – podkreśliła Agencja – powinna zaspokoić zapotrzebowanie Polski na gaz przez najbliższe 300 lat.

PAP/WNP.pl

Co to jest piramida Ponziego wg. Wikipedii

Piramida finansowa lub Schemat Ponziego (nazwana tak od Charlesa Ponziego); określana także jako sprzedaż lawinowa. Struktura finansowa, wzorowana na marketingu wielopoziomowym i często z nim mylona.

Piramida finansowa ma pozornie identyczną strukturę co piramida sprzedaży. Zyski węzła nie pochodzą jednak ze sprzedaży towarów lub usług, a praktycznie w całości z wpłat wpisowego wnoszonego przez nowych członków struktury, pozyskanych przez węzeł i węzły potomne. Na piramidzie finansowej zyskują tylko osoby, które znajdują się u jej szczytu i wystarczająco wcześnie do niej dołączyły. Olbrzymia większość uczestników piramidy na niej traci

 

O tych schamatach z przykładami pisałem wcześniej przy okazji afery piramidy ENRON MADOFF

http://jaron.salon24.pl/117063,10-aferzystow-finansowych-a-krajowe-przepisy

Najostrzejsze komentarze z uwagi na sporą liczbę idiomów nietłumaczyłem – zbyt wiele uwag blogerów

link http://fivetownwatershed.wordpress.com/2011/06/26/the-shale-gas-play-another-enron-produced-ponzi-scheme/

Wiele prawnych i formalnych wątpliwości na amerynkańskim rynku gazu łupkowego

http://shareholdersunite.com/2011/06/26/shale-gas-doubts/

 

Rynek amerykański ma sukces w wydobyciu a inwestorzy giełdowi planują duże zakup akcji firm poszukujących gaz łupkowy. Jaki będzie finał czy podobny do typowych piramid finansowych. Oczywiście pieniędzy w Polsce nie znajdziemy na sfinansowanie poszukiwań i ekploatacji na tak dużą skalę.

Kejow



Geotermia praktyczny przewodnik w Polsce

 Prace związane z udostępnieniem części podziemnej zakładu geotermalnego

W procesie budowy części podziemnej zakładu geotermalnego, na którą składają się odwierty z uzbrojeniem i wyposażeniem, można wydzielić fazy realizacji zadania.

Faza I – Przygotowawcza

Studium celowości obejmujące prace analityczne mające na celu rozpoznanie geologiczne obszaru, na którym mają być prowadzone dalsze prace geologiczne.
Wstępne studium wykonalności przedsięwzięcia obejmujące m.in. koncepcje zagospodarowania i wykorzystania wód i ciepła.

Na tym etapie prac można zwrócić się do Skarbu Państwa o udostępnienie nieodpłatnie informacji geologicznej. Jednakże Przedsiębiorca winien się liczyć z kosztami, jakie powinien ponieść na wykonanie opracowania.
Po pozytywnym wyniku ekspertyzy Przedsiębiorca przechodzi do następnej fazy prac.

Każda działalność gospodarcza w zakresie: poszukiwania, rozpoznawania oraz wydobywania kopalin ze złoża wymaga koncesji (Ustawa Prawo geologiczne i górnicze z 04 lutego 1994 r (Dz.U. 94.27.96 z późn. zmian.). Koncesji udziela się na czas oznaczony, nie krótszy niż 3 miesiące.
Poniżej przedstawiono harmonogram zadań, które wymagane są odpowiednimi aktami prawnymi, a obejmują pełny zakres prac – realizację, od przygotowania robót wiertniczych po rozpoczęcie eksploatacji wód termalnych.

Faza II – Realizacyjna
Wniosek koncesyjny na rozpoznanie i poszukiwanie wód termalnych, obejmujący m.in. Projekt prac geologicznych oraz Raport oddziaływania na środowisko.

Wniosek składany jest w Ministerstwie Środowiska w 4 egz. wraz z opłatami administracyjnymi związanymi ze złożeniem wniosku.
Po otrzymaniu pozytywnej decyzji udzielającej koncesji na poszukiwanie i rozpoznanie Przedsiębiorca może przystąpić do następnej fazy prac.

Projekt prac geologicznych
Dla prowadzenia prac wiertniczych mających na celu udostępnienie poziomu wodonośnego niezbędnym jest wykonanie Projektu Prac Geologicznych (PPG). Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Środowiska z 19 grudnia 2001 r. w sprawie projektów prac geologicznych (Dz.U. 153, 1777). Projekt Prac geologicznych powinien określać:
cel zamierzonych prac, sposób jego osiągnięcia wraz z określeniem rodzaju wymaganej dokumentacji geologicznej,
harmonogram prac,
przestrzeń w obrębie której mają być wykonywane prace geologiczne,
przedsięwzięcia konieczne ze względu na ochronę środowiska.
Jeżeli zrzut wody odbywał się będzie do cieku lub akwenu powierzchniowego, wymagane będzie pozwolenie wodno-prawne wraz z oceną wpływu na środowisko.
Jeżeli woda będzie wtłaczana do odwiertu chłonnego, to nie potrzeba nic więcej, niż jest w PPG. Od 01.01.2004 r. wtłaczanie wód termalnych do złoża odwiertem chłonnym nie podlega pod przepisy Prawa wodnego i ujęte jest w koncesji na wydobycie i wtłaczanie.

Pozwolenie wodno-prawne na zrzut
W celu prowadzenia prac wiertniczych oraz badań poziomu wodonośnego niezbędnym jest wykonanie Operatu wodno-prawnego na zrzut ścieków (Ustawa Prawo wodne z 18 lipca 2001 r. Dz.U. 01.115.1229) oraz uzyskanie decyzji Pozwolenia wodnoprawnego na zrzut ścieków.

W oczekiwaniu na Decyzję Ministerstwa Środowiska, Przedsiębiorca może przystąpić do procedury przetargowej na wyłonienie wykonawcy prac wiertniczych, geofizycznych, nadzorów i dozorów prac geologicznych.
Faza III – Wykonawcza

Prace wiertnicze, prace geofizyki wiertniczej, próbna eksploatacja.
Pozwolenie wodnoprawne na zrzut wód
Dokumentacją hydrogeologiczna
Zatwierdzenie dokumentacji hydrogeologicznej
Wniosek o koncesję na eksploatację

Prace specjalistyczne związane z udostępnieniem horyzontu wodonośnego oraz jego opróbowaniem muszą być prowadzone przez specjalistyczne firmy będące, w myśl obowiązujących przepisów, zakładem górniczym.
Koszt prac geologicznych uzależniony jest od szeregu czynników m.in: głębokości wiercenia, metody udostępnienia horyzontu wodonośnego, rodzaju i ilości prób, ilości badań geofizycznych w odwiercie, badań horyzontu wodonośnego, etc.

Wykonanie prac wiertniczych
Następnym krokiem jest wyłonienie firmy wiertniczej, która będzie wykonawcą prac geologicznych. Prace winny być wykonywane przez firmy posiadające stosowne uprawnienia górnicze. Po podpisaniu umowy z taką firmą należy dokonać niezbędnych zgłoszeń w urzędzie miasta lub gminy oraz Okręgowym Urzędzie Górniczym (OUG).
Wszystkie prace wiertnicze, geologiczne oraz badawcze prowadzone podczas udostępniania poziomu wodonośnego prowadzone są na podstawie Planu Ruchu Zakładu Górniczego. Plan Ruchu ZG zatwierdzany jest przez OUG.

Dokumentacja hydrogeologiczna
Po przeprowadzeniu wszystkich robót geologicznych objętych PPG i zakończeniu prac wiertniczych sporządzana jest dokumentacja hydrogeologiczna (Rozporządzenie Ministra Środowiska z 19 grudnia 2001 r. w sprawie szczegółowych wymagań jakim powinny odpowiadać dokumentacje hydrogeologiczne i geologiczno-inżynierskie). Zawiera ona wyniki prac założonych w PPG, interpretacje wyników, określenie danych złożowych, wydobywczych i chłonnościowych. Opracowana w celu udokumentowania całości prac hydrogeologicznych.
Dokumentację tą przedstawia się w MŚ w Komisji Dokumentacji Hydrogeologicznych celem zatwierdzenia zasobów hydrogeologicznych ujęcia. Zatwierdzenie następuje w formie Decyzji.

Projekt zagospodarowania złoża
Następnym krokiem jest sporządzenie Projektu Zagospodarowania Złoża (Rozporządzenie Ministra Środowiska z 28 grudnia 2001 r. w sprawie szczegółowych wymagań, jakim powinny odpowiadać projekty zagospodarowania złóż (Dz.U. 157.1866). Projekt zagospodarowania złoża kopaliny ma na celu przedstawienie wykorzystania zasobów złoża przy uwzględnieniu warunków geologicznych, wymagań w zakresie ochrony środowiska, wymagań w zakresie bezpieczeństwa, technicznych możliwości wydobycia kopaliny i sposobu eksploatacji oraz uwarunkowań ekonomicznych.

Ocena oddziaływania na środowisko
Ocena oddziaływania na środowisko jest istotnym opracowaniem składanym w MS wraz
z wnioskiem o koncesję, opisująca wpływ na środowisko przedsięwzięć opisanych
w projekcie zagospodarowania złoża. (Ustawa Prawo ochrony środowiska z 27 kwietnia 2001r. (Dz.U.01.62.627 z późn. zmian.) – Rozdział 2)

Wniosek o koncesję na wydobywanie i zatłaczania
Wniosek o koncesję na wydobywanie i zatłaczanie wód termalnych składa się w MŚ. Ustawa Prawo geologiczne i górnicze z 04 lutego 1994 r (Dz.U. 94.27.96 z późn. zmian.) określa szczegółowe wymagania, niezbędne dokumenty oraz tryb postępowania mające na celu uzyskanie koncesji.
Ważniejsze dokumenty będące załącznikami do wniosku koncesyjnego to:
a.decyzja zatwierdzająca dokumentację geologiczną złoża kopaliny oraz prawo własności tej dokumentacji,
b.projekt zagospodarowania złoża,
c.ocena przewidywanego wpływu wydobycia kopaliny na środowisko,
d.dokumenty potwierdzające prawo rozporządzania nieruchomościami, na których zlokalizowane są odwierty,
e.dokumenty dotyczące podmiotu gospodarczego ubiegającego się o koncesję.
Koncesji w zakresie wydobywania wód termalnych w rozumieniu Rozporządzenia Rady Ministrów z 18 grudnia 2001 r. w sprawie złóż wód podziemnych zaliczanych do solanek, wód leczniczych i termalnych oraz złóż innych kopalin leczniczych, a także zaliczenia kopalin pospolitych z określonych złóż lub jednostek geologicznych do kopalin podstawowych (Dz.U.156.1815) § 3 – wody podziemne, które na wypływie mają temperaturę co najmniej 200C – udziela minister właściwy do spraw środowiska.
Udzielona koncesja powinna określać:
1.rodzaj i sposób prowadzenia działalności objętej koncesją
2.przestrzeń w granicach której ma być prowadzona ta działalność
3.okres ważności koncesji ze wskazaniem terminu rozpoczęcia działalności
4.cel, zakres, rodzaj i harmonogram prac geologicznych
5.wymaganą dokładność rozpoznania geologicznego.

Ustalenie obszaru górniczego i terenu górniczego
We wniosku o koncesję określa się obszar górniczy i teren górniczy. Decyzją Ministra Środowiska zostaje on zatwierdzony i wpisany w rejestr obszarów górniczych. (Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 10 grudnia 2001 r. w sprawie rejestru obszarów górniczych Dz.U.148.1660)

Umowa o użytkowanie górnicze
Na podstawie Decyzji o koncesji Inwestor podpisuje ze Skarbem Państwa umowę o użytkowanie górnicze. (Ustawa Prawo geologiczne i górnicze z 04 lutego 1994 r (Dz.U. 94.27.96 z późn. zmian.).

Faza IV – Eksploatacja

Powołanie zakładu górniczego – Plan Ruchu Zakładu Górniczego
Z chwilą uzyskania koncesji na wydobycie oznaczonej kopaliny podstawowej Przedsiębiorca zobowiązany jest do utworzenia Zakładu Górniczego będącego wyodrębnionym technicznie i organizacyjnie zespołem środków służących do bezpośredniego wydobywania kopaliny ze złoża w granicach obszaru górniczego określonego w koncesji. Do wyodrębnionego zespołu środków zaliczyć należy załogę górniczą, górnicze obiekty budowlane i związane z nimi urządzenia technologiczne.
Ruch Zakładu Górniczego może odbywać się na podstawie zatwierdzonego Planu Ruchu pod kierownictwem i dozorem osób posiadających odpowiednie kwalifikacje. (Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dn. 14.06.2002 r. w sprawie planów ruchu zakładów górniczych (Dz.U.29, poz. 840)
Plan Ruchu podlega zatwierdzeniu przez właściwy terytorialnie organ państwowego nadzoru górniczego tj. Okręgowy Urząd Górniczy w Warszawie (Rozporządzenie Prezesa R.M. z dn. 24.12.1998 r – Dz. U. Nr 162, poz. 1144).

Podjęcie działalności
Od chwili uzyskania zatwierdzenia obu części Planu Ruchu Przedsiębiorca może przystąpić do wydobycia wody termalnej i jej dalszego wykorzystania.

Przedsiębiorca, który uzyskał koncesję na eksploatację obowiązany jest utworzyć fundusz likwidacji zakładu górniczego. Wielkość odpisów na fundusz wynosi 3-10% odpisów amortyzacyjnych od środków trwałych zakładu górniczego. Środki te gromadzone są na odrębnym rachunku bankowym.

Link http://szanujenergie.sgr.pl/?a=125&k=7&k1=13

Przegląd technologii   geotermalnych w Polsce

http://szanujenergie.sgr.pl/files/file/artyku%C5%82y/10-12-21%20%20dost%C4%99pne%20technologie.pdf

Prospekt firmy REHAU

http://www.rehau.pl/files/Prospekt_GEOTERMIA_PL.pdf

PRZYDATNOŚĆ WYBRANYCH OTWORÓW WIERTNICZYCH DLA POTRZEB GEOTERMII

W rozpatrywanym rejonie występowania poziomu liasowego znajduje się potencjalne miejsce zbytu energii cieplnej – miasto Sochaczew liczące ok. 32 tys. mieszkańców. Poszukiwano więc istniejących otworów wiertniczych w odległościach mniejszych niż 15 km od miasta. Na podstawie tego kryterium przyjęto do rozważań wykorzystanie otworów Sochaczew-1 i Sochaczew-3 zlokalizowanych w odległościach 2 – 9 km od miasta.

Analiza warunków złożowych występujących w otworach Sochaczew-1 i Sochaczew-3

Do powyższej analizy przydatności otworów wiertniczych dla pozyskania energii cieplnej przyjęto, jako główne, następujące kryteria: porowatość i przepuszczalność, miąższość, temperaturę, poziom statyczny wody w otworze, stan techniczny otworu. Dane z dokumentacji geologicznej zostały użyte do analizy hydrodynamicznej dolnej jury (J1) w pobliżu otworów Sochaczew-1, Sochaczew-2 i Sochaczew-3. Dane z testu odbudowy ciśnienia w otworze Sochaczew-3 w interwale 2465-2503 m zostały wyznaczone w oparciu o metodykę Hornera. Na jej podstawie zostały obliczone następujące parametry: średnia przepuszczalność 311,2 mD, miąższość 39 m, współczynnik filtracji 6,6 10-6 m/s, początkowe ciśnienie (na głębokości 2465 m ppt) 247,16 bar.

Dla wydajności 150m 3 /h, obliczony poziom depresji ciśnienia wynosi około 160m. Obliczony statyczny poziom wody wynosi ok. 80 m ppt (69m ppt dla „gorącego” otworu). Głowica otworu Sochaczew-1 jest usytuowana 30 m niżej w stosunku do otworu Sochaczew-3. Przedział 2650-2885 m (miąższość 205 m) w otworze Sochaczew-1 o litologii złożonej z prawie jednorodnego piaskowca (ok. 90%) ma średnią przepuszczalność 700mD, współczynnik filtracji 14.8 10-6 m/s. Przy użyciu niewielkiej depresji – 2,6 bar i przyjmując zerowy efekt skin możliwe jest osiągnięcie wydajności otworu dochodzącej do 150 m 3 /h. W dodatku statyczny poziom wody jest wysoki, tak więc eksploatacja wód termalnych może być ekonomicznie opłacalna. Temperatura zmierzona w stropie dolnej jury wynosi 70°C w otworze Sochaczew-1 i 68°C w otworze Sochaczew-3 (na głębokości 2499 m i odpowiednio 2483 m).

Stan techniczny otworu (stan zacementowania i orurowania oraz postęp korozji)

Brak jest rzetelnych informacji dotyczących korozji i stanu zacementowania kolumn rur stalowych. Istniejący wykres geofizyczny badania stanu cementowania jest słabej jakości, stąd właściwa analiza stanu odwiertu jest bardzo trudna. Bazując na danych osiągniętych podczas rekonstrukcji innego podobnego otworu (Mszczonów IG-1) [4], [5] można oczekiwać, iż przybliżony stan techniczny otworu (korozja) jest zadawalający. W przypadku złego stanu technicznego otworu należy rozważyć zapuszczenie dodatkowej kolumny tłocznej z „fiber glassu”.

Konstrukcja otworu Sochaczew-3 odpowiada schematowi:

rury 20″0 – 25 m

rury 13 3/8″ 0 – 450 m

rury 9 5/8″0 -1964 m

Korek cementowy znajduje się na głębokości 2126-1930 m i 30-0 m.

Należy nadmienić, iż przewód wiertniczy został pozostawiony w otworze, poniżej głębokości ok. 1930 m. Stąd przy planowaniu dalszych prac należy uwzględnić dodatkowe koszty związane ze zboczeniem otworu obok pozostawionej kolumny wiertniczej ponad 1930 m.

Określenie mocy pomp w otworze eksploatacyjnym i chłonnym

Określenie wymaganych mocy dla pomp głębinowych dla warstw wodonośnych wykonano dla odległości pomiędzy otworami równej 1200 m.

Jako przykładową konstrukcję odwiertu przyjęto: kolumnę eksploatacyjną 9 5/9” (2400m) zakończoną filtrem. Przyjęto, że pompa głębinowa umieszczona zostanie w kolumnie rur 13 3/8”. Jako straty ciepła przyjęto straty określone w czasie produkcji 1 miesiąca, zakładając liniową funkcję przebiegu zmian w odwiercie. W obliczeniach zaniedbano istnienie rozpuszczonych gazów z uwagi na stosunkowo niskie ich stężenie, badano zaś wpływ przesunięcia się punktu nasycenia solanki (ok. 5 bar) projektując instalację pompy zawsze powyżej ciśnienia punktu pęcherzyków (poniżej głębokości na której występuje punkt pęcherzyków) .

Zakładając konieczne ciśnienie na głowicy 10 bar można określić zarówno ciśnienie pompowania i moc elektryczną konieczne do eksploatacji wód termalnych. Zakładając całkowitą sprawność pomp równą 65% wyznaczono moc pompy 180kW. Ostateczny dobór wydajności eksploatacyjnych powinien być dokonany po wykonaniu odpowiednich testów produkcyjnych.

Zakładając statyczny poziom „zimnego” otworu jako 50 m ppt odpowiadające mu ciśnienie wynosi 5 bar. Straty ciśnienia przy wydajności 150 m 3 /h dla ustalonego schematu orurowania wynoszą ok. 2,3 bar. W przypadku zatłaczania wody termalnej do otworu Sochaczaw-3 nie jest konieczna dodatkowa pompa do zatłaczania. Konieczna represja na dnie otworu Sochaczew-3 (1,7 bar) została wyliczona na podstawie indeksu chłonności 90 (m 3 /h)/bar.

OSZACOWANIE MOCY CIEPLNEJ UZYSKANEJ Z WYBRANYCH DUBLETÓW DLA SUGEROWANYCH WARIANTÓW

Moc cieplna dostępna (3 MW) dla celów ciepłownictwa miejskiego oraz roczna produkcja energii cieplnej (23,5 GWh/rok) zostały oszacowane dla pojedynczego dubletu produkującego z wydajnością 150 m 3 /h.

Obliczenia zostały oparte na następujących założeniach:

* temperatura na wejściu do wymiennika ciepła wynosi 66°C;

* temperatura na wyjściu z wymiennika ciepła wynosi 47°C;

* ciepło właściwe solanki wynosi 3,7 kJ/(kg °C);

* gęstość solanki w warunkach złożowych wynosi 1,060 kg/m 3 ;

* odwierty eksploatują przez 8000 godzin w roku z wyd. maksymalną 150 m 3 /h w okresie grzewczym, poza okresem grzewczym z wyd. średnią 80 m 3 /h.

OCENA KOSZTÓW INWESTYCYJNYCH

Ocena kosztów inwestycyjnych instalacji powierzchniowych oparta jest na założeniach przedstawionych powyżej oraz uwzględnia następujące elementy:

* zakup rurociągu podziemnego i jego instalacja,

* zawory, armatura i wyposażenie odcinka rurociągu od odwiertu do wymiennika ciepła (wliczono motylkowy zawór regulujący), * wyposażenie azotowe wraz z jego rurociągami,

* system filtrów wstępnych (zmontowany),

* filtr końcowy (zmontowany),

* automatyka i oprzyrządowanie systemu wykrywania wycieków z rurociągu (wliczono regulator poziomu, kable oraz analizator danych),

* system zasilania energią elektryczną (wliczono środki instalacyjne, szafkę wyłączników elektrycznych, przewody kablowe, itp.)

* prace przygotowawcze i budowlane [budynek mieszczący wymienniki ciepła, system zbiorczy danych oraz biuro (1000 m 2 )].

Dodatkowe koszty konieczne do pokrycia początkowych inwestycji oraz koszty utrzymania systemu pompującego oszacowano łącznie na 1,7 mln zł. Wyliczenie to oparto o założenie: wykorzystanie dwóch istniejących otworów (wydajność 150 m 3 /h). Czas życia dubletu powyżej 25 lat. Moc cieplna 3 MW, energia cieplna = 23,5 GW/rok. Uwzględniono dodatkowe koszty zakupu i serwis pompy wgłębnej, urządzeń powierzchniowych, konserwacji pompy (8000 zł/rok x 25 lat) i dwukrotnej wymiany w ciągu 25 lat. Zużycie energii elektrycznej przez pompę wgłębną (180 kW) 1650 MWh/rok. Oprócz wymienionych kosztów konieczne są dodatkowe nakłady związane z procesem ewentualnej rekonstrukcji otworów, instalacji filtrów wgłębnych i dodatkowych prac badawczych przy szczegółowym dokumentowaniu ujęcia. Koszty te szacunkowo oblicza się jako 4-6 mln zł. Podsumowanie kosztów zawiera tabela 2.

WNIOSKI

1. Kryteria odnośnie wykorzystania energii wód termalnych związane są z: odległością do źródła zbytu, dostępnością do zbiornika wód termalnych na głębokości większej niż 2km (lub o temperaturze powyżej 60°C), własnościami hydrogelogicznymi tych zbiorników. Jako pomocnicze kryteria wyróżnić należy: właściwości korozyjne wód, stan otworów, potencjał wytrącania się osadów mineralnych. Zastosowanie pomp ciepła pozwala na użycie wody termalnej o niższej temperaturze (np.40°C)

2. Pierwszym wskaźnikiem do oceny przydatności otworu (niezależnie od przyjętych kryteriów geotermalnych) do zastosowania dla potrzeb eksploatacji geotermalnej jest spełnienie przez niego kryterium ekonomicznego związanego z koniecznością budowy infrastruktury powierzchniowej łączącej istniejące otwory z pobliskimi odbiorcami energii oraz oszacowaniem zapotrzebowania na ciepło.

3. Z uwagi na duże koszty inwestycyjne należy rozważać wyłącznie dostawę ciepła dla dużych odbiorców – np. ciepłownie miejskie (miasto o wielkości co najmniej 10 tys. mieszkańców). To z kolei implikuje konieczność lokalizacji, co najmniej dwóch otworów w rejonie o dobrych własnościach hydrogeologicznych na głębokościach powyżej 2000m ppt (lub o temperaturze wyżej niż 60°C) w bliskiej odległości od takich miast.

4. Wydajność otworu rzędu 150-180 m 3 /h jest górną możliwą granicą wydobycia dla dubletu z uwagi na wzrastające zapotrzebowanie pompy w otworze eksploatacyjnym na moc elektryczną, a także z uwagi na ograniczenia związane z procesem zatłaczania

5. W trakcie zatłaczania wód do otworu chłonnego specjalną uwagę należy zwrócić na problemy depozycji minerałów w otworze i w złożu. Zjawiska te mogą mieć silny wpływ na techniczną i ekonomiczną sprawność systemu eksploatacyjno-chłonnego.

6. Zatłaczanie wód silnie korozyjnych do istniejącego wyposażenia wgłębnego może okazać się źródłem wielu kłopotów technicznych (m.in. utratą chłonności), dlatego należy zwrócić dużą uwagę na procedury minimalizacji procesu korozji.

7. Zastosowanie otworów wiertnicznych jako wymienników ciepła pozwala uzyskać od 100 kW do 250 kW ciepła (w połączeniu z wykorzystaniem pomp ciepła) do ogrzewania pojedynczych budynków (szkoły, hotele, itp.)

dr hab. inż Stanisław Nagy*,
prof. dr hab. inż Ludwik Zawisza*
*Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu,
Akademia Górniczo-Hutnicza, Kraków

Link  http://www.ekoenergia.pl/index.php?cms=32&plik=Geotermia.html

Kejow



Analiza zasilania energią stacji kolejowej-uwarunkowania awarii po wydarzeniu na Dworcu PKP Warszawa Centralna

 0

 
 
SEN CZAT GNU

 
SEN CZAT GNU

Koncepcja zasilania stacji kolejowej

Lokalne urządzenie sterujące jest wykonane w dwu wariantach:

  • Wariant I – dla napędów zasilanych napięciem 230V AC,
  • Wariant II – dla napędów zasilanych napięciem 24V DC.

W wariancie I mogą być stosowane dowolne łączniki z przystosowanymi do nich napędami elektrycznymi zasilanymi napięciem 230V AC. Lokalne urządzenie sterujące wykonane jest w postaci szafki obiektowej montowanej w kontenerze złącza kablowego. W zależności od potrzeb szafa przystosowana jest do sterowania jednego lub kilku napędów odłączników. Szafa obiektowa zasilana jest z pola potrzeb własnych złącza napięciem 230V AC. Zasilanie napędu i urządzeń pomocniczych napięciem 230V AC zapewniane jest poprzez zasilacz awaryjny UPS gwarantujący bezprzerwową pracę urządzeń przez okres 30 minut (w zależności od potrzeb czas ten może zostać wydłużony). Jako urządzenie wykonawcze wykorzystywany jest sterownik mikroprocesorowy typu CZAT 3000plus składający się z modułu CPU oraz modułów wejść cyfrowych (meldunki) i wyjść przekaźnikowych (polecenia).

W przypadku wariantu II mogą być stosowane dowolne odłączniki z przystosowanymi do nich napędami elektrycznymi. Wymagany jest tylko warunek by napęd był zasilany napięciem 24V DC. Lokalne urządzenie sterujące wykonane jest w postaci szafy przystosowanej do mocowania na słupie trakcyjnym, na którym jest umieszczony napęd odłącznika lub też szafki obiektowej montowanej w kontenerze złącza kablowego. W zależności od potrzeb szafa przystosowana jest do sterowania jednego lub kilku napędów odłączników. Szafy sterowania odłącznikami na linii LPN jest zasilana z transformatora 15kV/230V AC poprzez bezpieczniki umieszczone w oddzielnej obudowie wykonanej z tworzywa, zamocowanej również na słupie. Szafy obiektowe sterowania odłącznikami w złączu kablowym zasilane są z pola potrzeb własnych złącza napięciem 230V AC. W obu przypadkach zasilanie napędu i urządzeń pomocniczych napięciem 24V DC zapewniane jest poprzez baterię akumulatorów 24V. Akumulatory ładowane są przy użyciu przetwornicy 230V AC/24V DC. Energia zgromadzona w baterii akumulatorów wystarcza na około 30 przestawień odłącznika. Jako urządzenie wykonawcze wykorzystywany jest sterownik mikroprocesorowy typu CZAT 3000plus/DIOU posiadający 12 wejść i 8 wyjść. Sterownik został opracowany i jest produkowany przez Elester-PKP Sp. z o.o. w Łodzi.

Link http://www.elester-pkp.com.pl/senczat.html

Normy dla zasilania awaryjnego przy pomocy agretatu

Zgodnie z PN-ISO 8528-1 Zespoły prądotwórcze prądu przemiennego napędzane silnikiem spalinowym tłokowym. Zastosowanie, klasyfikacja i wymagania eksploatacyjne, występują cztery klasy wymagań eksploatacyjnych:

  • klasa wymagań G1 – dotyczy odbiorników, które wymagają spełnienia podstawowych parametrów w zakresie napięcia oraz częstotliwości, takich jak np. oświetlenie ogrzewanie elektryczne itp.,
  • klasa wymagań G2 – dotyczy zasilania odbiorników, dla których wymagania w zakresie jakości dostarczanej energii elektrycznej są zbliżone do wymagań określonych w odniesieniu do publicznych sieci elektroenergetycznych. W przypadku zmian w obciążeniu dopuszczalne są chwilowe odchylenia od znamionowych wartości napięcia i częstotliwości. Do odbiorników spełniających wymagania tej klasy należy zaliczyć: oświetlenie, pompy, wentylatory, dźwigi itp.,
  • klasa wymagań G3 – dotyczy zasilania odbiorników o zwiększonych jakościowych wymaganiach w zakresie dostarczanej energii elektrycznej. Przykładem takich urządzeń mogą być zasilacze UPS, systemy telekomunikacyjne itp.,
  • klasa G4 – dotyczy zasilania odbiorników o wysokich wymaganiach w zakresie dostarczanej energii elektrycznej.
Tandem UPS – zespół prądotwórczy
W celu uzyskania większej niezawodności do systemu zasilania gwarantowanego wprowadza się dodatkowe źródła zasilania awaryjnego, tj. zespół prądotwórczy. Taki układ zapewnia bardzo duże bezpieczeństwo i daje pewność, że w razie awarii sytemu zasilania podstawowego urządzenia o znaczeniu krytycznym będą zasilane bez przerw, co uchroni odbiorców od wielu, niejednokrotnie poważnych strat, a tym samym strat spowodowanych przerwami w dostawie energii elektrycznej.
Zasilacz UPS powinien być dobierany do oszacowanej mocy odbiorników. Należy pamiętać, by sumaryczna moc odbiorników nie przekraczała ani wyjściowej mocy czynnej, ani wyjściowej mocy pozornej zasilacza. Wskazane jest niewielkie przewymiarowanie zasilacza (10 – 20 %), które stanowiłoby rezerwę na okresowy wzrost lub błędy w szacowaniu mocy odbiorników. UPS przeznaczony do współpracy z zespołem prądotwórczym powinien stanowić barierę między odbiorami a zespołem. Chodzi o maksymalne wyeliminowanie wpływu na zespół odkształconych prądów pobieranych przez odbiory nieliniowe (np. urządzenia komputerowe). Powinien to być UPS, który nie wiąże kształtu prądu wejściowego z kształtem prądu pobieranego przez odbiory.

 

zasilacze DC – siłownie telekomunikacyjne (STK)
Siłownia telekomunikacyjna jest to zasilacz stałoprądowy, którego zasada działania jest podobna do działania zasilacza UPS. Zasilacz ten służy do wytworzenia napięcia 48 V DC i jest przeznaczony do zasilania central telekomunikacyjnych. W przypadku zaniku napięcia zasilającego w sieci elektroenergetycznej, energia czerpana jest z baterii stanowiących element składowy zasilacza.
 
Dobór STK, polega na przyjęciu określonego typu urządzenia i wyznaczeniu liczby niezbędnych zasilaczy, w które należy wyposażyć dobieraną siłownię. Liczba dobieranych zasilaczy N, ze względów eksploatacyjnych musi zostać powiększona o jeden moduł, czyli:
wzór
 
(22)
 
 
 
Podstawą wszelkich obliczeń jest moc czynna zapotrzebowana przez centrale (PC), która będzie zasilana przez dobieraną STK. W celu ułatwienia prowadzenia tych obliczeń podane zostaną niezbędne wzory:
wzór
 
 
(23)
 
 
wzór
 
(24)
 
 
wzór
 
(25)
 
 
 
wzór
 
 
 
(26)
 
 
 
wzór
 
 
(27)
 
 
 
 
wzór
 
(28)
 
 
gdzie:
P’wejSTK – moc czynna wejściowa siłowni telekomunikacyjnej, w [W],
PwejSTK – moc czynna wejściowa siłowni telekomunikacyjnej niezbędna do pokrycia mocy zapotrzebowanej przez zasilane odbiorniki, w [W],
PC – moc zapotrzebowana przez centralę, w [W],
N – liczba wymaganych zasilaczy DC, w [-],
PLB – moc ładowania baterii, w [W],
IL – prąd ładowania baterii, w [A],
P1 – moc pojedynczego zasilacza, w [W],
Inc – całkowity prąd pobierany przez centralę, w [A],
Tp – czas podtrzymania zasilania przy pracy bateryjnej, w [h],
TL – czas ładowania baterii (przyjmuje się 10 h),
Unc – napięcie znamionowe STK, w [W].
Na rysunku 7. został przedstawiony algorytm doboru siłowni telekomunikacyjnej.
Rys. 7. Algorytm doboru siłowni telekomunikacyjnej, J. Wiatr
Rys. 7. Algorytm doboru siłowni telekomunikacyjnej

Dane zaczepniete z publikacji Żródła zasilania awaryjnego i gwarantowanego w układach zasilania obiektów budowlanych (Cz.1) mgr inż. Julian Wiatr, elektro.info 6/2009

http://www.elektro.info.pl/index.php?option=com_content&view=article&id=6999:roda-zasilania-awaryjnego-i-gwarantowanego-w-ukadach-zasilania-obiektow-budowlanych-cz-1&catid=242:temat-miesica&Itemid=100006

Sprawa oświetlenia awaryjnego w obiektach uzytecznosci publicznej ( Dworzec kolejowy)

Budynki i obiekty budowlane, a przede wszystkim obiekty użyteczności publicznej, muszą być wyposażone w urządzenia przeciwpożarowe, którym należy zapewnić konserwację i naprawy w sposób gwarantujący ich sprawne i niezawodne funkcjonowanie. Odpowiedzialni za to są ich właściciele (art.1 Ustawy z dnia 6 maja 2005 r. o zmianie ustawy o ochronie przeciwpożarowej – Dz.U. nr 100, poz. 835 z dnia 8 czerwca 2005 r.).
  Na podstawie Rozporządzenia Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 21 kwietnia 2006 r. w sprawie ochrony przeciwpożarowej budynków, innych obiektów budowlanych i terenów (Dz.U. nr 80 z dnia 21 kwietnia 2006 r., poz. 563) instalacje oświetlenia awaryjnego są urządzeniami przeciwpożarowymi
(Roz. 1, § 2, ust. 7). Zgodnie z tym rozporządzeniem wszystkie urządzenia przeciwpożarowe powinny być poddawane przeglądom technicznym i czynnościom konserwacyjnym nie rzadziej niż raz w roku (Roz. 1, § 3, ust. 3) i muszą spełniać wymagania polskich norm (Roz.1, § 3, ust.2). Instalacje oświetlenia awaryjnego mają bezpośredni wpływ na bezpieczeństwo ludzi, co powoduje, że ich parametry techniczne, a przede wszystkim niezawodność, obwarowane są wieloma powiązanymi ze sobą normami. Dotyczy to zarówno przepisów określających ich własności funkcjonalne, jak i parametry oświetleniowe czy elektryczne.
W Polsce aktualnie najważniejszą normą dotyczącą oświetlenia awaryjnego jest PN-EN 1838:2005 Zastosowanie oświetlenia – oświetlenie awaryjne. Norma ta jest tłumaczeniem normy EN 1838, która obowiązuje we wszystkich krajach członkowskich Unii Europejskiej. Wymagania zawarte w tej normie określają wartości minimalne, które muszą spełniać systemy oświetlenia awaryjnego. Norma EN 1838 odwołuje się do innych norm, np. do EN 60598–2-22, dotyczącej opraw oświetlenia awaryjnego, czy EN 50172, określającej instalacje oświetlenia ewakuacyjnego. Normy te również zostały przetłumaczone na język polski i zatwierdzone przez Polski Komitet Normalizacyjny.
W związku z tym obecnie obowiązuje wymóg normy PN-EN 60598-2–22:2004 Wymagania szczegółowe – oprawy oświetlenia awaryjnego, dotyczący układów testujących do opraw awaryjnych, który mówi, że oprawy oświetlenia awaryjnego z własnym źródłem zasilania powinny być wyposażone w wewnętrzny układ testujący lub być podłączone do zdalnego układu testującego.
Na podstawie aktualnie obowiązujących przepisów i norm można sporządzić listę najważniejszych wymagań dla oceny istniejącej w danym obiekcie instalacji oświetlenia awaryjnego i jej konserwacji:

1. Projekt musi być uzgodniony z rzeczoznawcą do spraw zabezpieczeń przeciwpożarowych. W obiekcie muszą znajdować się aktualne rysunki systemu oświetlenia  awaryjnego, które powinny identyfikować wszystkie oprawy awaryjne i główne komponenty. Rysunki powinny być podpisane przez rzeczoznawcę. System oświetlenia awaryjnego musi być zgodny z wymaganiami przepisów i norm (według PN-EN 50172:2005).
2. Urządzenia przeciwpożarowe powinny być poddawane przeglądom technicznym i czynnościom konserwacyjnym zgodnie z zasadami określonymi w polskich normach dotyczących urządzeń przeciwpożarowych, w odpowiedniej dokumentacji techniczno-ruchowej oraz instrukcjach obsługi (Dz.U. nr 80, poz. 563, z dnia 21 kwietnia 2006 r.).
3. Przeglądy techniczne i czynności konserwacyjne nie mogą odbywać się rzadziej niż raz w roku i powinny być przeprowadzone w sposób zgodny z instrukcją ustaloną przez producenta (Dz.U. nr 80,poz. 563, z dnia 21 kwietnia 2006 r.).

4. W przypadku instalacji oświetlenia awaryjnego z centralną baterią, przewody i kable wraz z zamocowaniami  powinny być ognioodporne, o takim czasie wytrzymałości ogniowej, w jakim ma działać oświetlenie awaryjne, zgodnie z zapisem Rozporządzenia Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie, jakim wymaganiom powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz.U. nr 75, poz. 690,
z dnia 15 czerwca 2002 r. – Dział IV, Roz. 8, §187, ust. 3).

5. Zgodnie z zapisem Rozporządzenia Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie, jakim wymaganiom powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz.U. nr 75, poz. 690, z dnia 15 czerwca 2002 r. – Dział IV, Roz. 8, § 181, ust. 5), czas działania oświetlenia ewakuacyjnego nie może być krótszy niż dwie godziny.

6. Zanik zasilania opraw podstawowych na drogach ewakuacyjnych musi spowodować włączenie oświetlenia ewakuacyjnego na tych drogach (według PN-EN 1838:2005).

7. Musi istnieć możliwość testowania opraw oświetlenia awaryjnego bez wyłączania zasilania. Oprawy oświetlenia awaryjnego z własnym źródłem zasilania powinny być wyposażone w wewnętrzny układ testujący lub być podłączone do zdalnego układu testującego (według PN-EN 60598-2-22).

8. Oświetlenie ewakuacyjne (według PN-EN 1838:2005 Zastosowanie oświetlenia – oświetlenie awaryjne) musi spełniać następujące warunki:

a) W osi drogi ewakuacyjnej natężenie oświetlenia E musi wynosić min. 1 lx (Oświetlenie drogi ewakuacyjnej 4.2.1).

b)Wzdłuż centralnej linii drogi ewakuacyjnej stosunek Emaks.//Emin. Ł 40 (Oświetlenie drogi ewakuacyjnej 4.2.2).

c) Na poziomie podłogi na niezabudowanym polu czynnym strefy otwartej natężenie oświetlenia E musi wynosić min. 0,5 lx (Oświetlenie strefy otwartej 4.3.1).

d)W strefie otwartej stosunek Emaks./Emin. Ł 40 (Oświetlenie strefy otwartej 4.3.2). Uwaga: wymogi te muszą być spełnione również pod koniec ustalonego czasu działania oświetlenia ewakuacyjnego.

e)   W strefie wysokiego ryzyka eksploatacyjne natężenie oświetlenia ewakuacyjnego na płaszczyźnie odniesienia nie powinno być mniejsze niż 10% eksploatacyjnego natężenia podstawowego, wymaganego dla danych czynności, i musi wynosić min. 15 lx (Oświetlenie strefy wysokiego ryzyka 4.4.1).

f)  W strefie wysokiego ryzyka równomierność natężenia E średnie/Emaks. ł 0,1 (Oświetlenie strefy wysokiego ryzyka 4.4.2).

g)   W celu zapewnienia odpowiedniego natężenia oświetlenia oprawy do oświetlenia ewakuacyjnego powinny być umieszczane co najmniej 2 m nad podłogą (Oświetlenie ewakuacyjne 4.1)
 
–    przy każdych drzwiach wyjściowych przeznaczonych do wyjścia ewakuacyjnego,
–    w pobliżu schodów, tak aby każdy stopień był oświetlony bezpośrednio,
–    w pobliżu każdej zmiany poziomu,
–    obowiązkowo przy wyjściach ewakuacyjnych i znakach bezpieczeństwa,
–    przy każdej zmianie kierunku,
–    przy każdym skrzyżowaniu korytarzy,
–    na zewnątrz i w pobliżu każdego wyjścia końcowego,
–    w pobliżu każdego punktu pierwszej  pomocy,
–    w pobliżu każdego urządzenia przeciwpożarowego i przycisku alarmowego.

Znaki przy wszystkich wyjściach awaryjnych i wzdłuż dróg ewakuacyjnych powinny być tak podświetlone, aby jednoznacznie wskazywały drogę ewakuacji do bezpiecznego miejsca. Uwaga: jeżeli punkty pierwszej pomocy oraz urządzenia przeciwpożarowe i przyciski alarmowe nie znajdują się na drodze ewakuacyjnej ani w strefie otwartej, to powinny one być oświetlone w taki sposób, aby natężenie oświetlenia na podłodze w ich pobliżu wynosiło minimum 5 lx („w pobliżu” oznacza w obrębie 2 m, mierzonych w poziomie).
 
9. Instalacje oświetlenia ewakuacyjnego w obiektach (według PN–EN 50172:2005 Systemy awaryjnego oświetlenia ewakuacyjnego,  obowiązującej w Polsce od dnia 15 marca 2005 r.) powinny gwarantować, aby oświetlenie ewakuacyjne spełniało następujące wymagania:
 
a) Oświetlało znaki ewakuacyjne.
 
b) Zapewniało oświetlenie dróg umożliwiających bezpieczną ewakuację do miejsc bezpiecznych  (stref bezpieczeństwa).
 
c)  Zabezpieczało czytelne zlokalizowanie miejsc sygnalizacji pożaru, a także rozmieszczenia i użycia sprzętu przeciwpożarowego.

d) Posiadało możliwość testowania poprzez symulację zaniku zasilania oświetlenia  podstawowego.

e) Włączało się w przypadku awarii dowolnej części zasilania podstawowego. Gwarantowało, że lokalne (miejscowe) oświetlenie ewakuacyjne będzie pracować w przypadku awarii zasilania podstawowego w danym miejscu.

f) Zabezpieczało przed ciemnością na drodze ewakuacyjnej w razie awarii jednej oprawy awaryjnej.
 
10. Rejestrowanie zdarzeń i raportowanie (według PN-EN 50172:2005).

Te wymagania muszą uwzględniać projektanci instalacji oświetlenia awaryjnego w nowo budowanych lub remontowanych budynkach i innych obiektach budowlanych. Inwestorzy i projektanci muszą również podjąć decyzję, jaki system oświetlenia awaryjnego zastosować w danym obiekcie. Ze względu na przepisy przeciwpożarowe, nakazujące co najmniej raz w roku kontrolę i konserwację opraw oświetlenia awaryjnego w obiektach, w których znajduje się ich większa liczba (np. 100), trudno sobie wyobrazić system oświetlenia awaryjnego bez automatycznego testowania i monitoringu stanu technicznego wszystkich opraw oświetlenia awaryjnego w obiekcie. Zasadniczy podział systemów oświetlenia awaryjnego związany jest ze sposobem zasilania opraw. Oprawy oświetlenia awaryjnego mogą posiadać wewnętrzne źródło zasilania (akumulatory) lub być zasilane ze źródła zewnętrznego (centralna bateria akumulatorów). W przypadku oświetlenia awaryjnego dróg ewakuacyjnych, w którym wymagane natężenie światła jest na poziomie 1 luksa, o wiele bardziej interesujące są systemy oświetlenia awaryjnego oparte na oprawach z własnym akumulatorem. Najważniejszą zaletą tych systemów jest rozproszenie bezpieczeństwa na wszystkie oprawy oświetlenia awaryjnego w obiekcie, z których każda przełącza się w tryb pracy awaryjnej niezależnie od innych urządzeń systemu. Takie rozwiązanie eliminuje największą wadę systemów z centralną baterią, w których każda oprawa musi być włączona przez jedno urządzenie, jakim jest właśnie centralna bateria. Wynika z tego, że uszkodzenie centralnej baterii może całkowicie pozbawić obiekt oświetlenia awaryjnego aż do czasu usunięcia awarii. Taka sytuacja w obiektach działających w systemie całodobowym (hotele, szpitale itp.) jest niedopuszczalna, ponieważ stwarza zagrożenie dla wszystkich osób przebywających w tych obiektach.

W dzisiejszych czasach, naznaczonych zagrożeniem aktami terroryzmu, dążenie do rozproszenia bezpieczeństwa jest najważniejszym wymaganiem stawianym systemom oświetlenia awaryjnego. To wymaganie idealnie spełniają systemy oparte na monitoringu opraw z własnym akumulatorem. Posiadają one wszystkie zalety systemów z centralną baterią, takie jak automatyczne testowanie funkcjonalne wszystkich opraw awaryjnych czy wieloletnia gwarancja na urządzenia i akumulatory, a ponadto eliminują wady centralnej baterii.
Natomiast do wad systemów z centralną baterią (oprócz koncentracji bezpieczeństwa na jednym urządzeniu) należy zaliczyć:
 
– wymóg dodatkowego okablowania zasilającego oprawy oświetlenia awaryjnego drogim kablem  ognioodpornym,
– wysoką cenę zarówno baterii centralnej, jak i akumulatorów,
–  konieczność wymiany wszystkich akumulatorów przy niespełnieniu wymaganego czasu świecenia.

Tych wad nie posiadają systemy oparte na oprawach z własnym akumulatorem. Nie wymagają one dodatkowego okablowania zasilającego, gdyż oprawy oświetlenia awaryjnego są zasilane tym samym kablem, co oprawy oświetlenia podstawowego. Systemy te są dużo tańsze zarówno ze względu na cenę urządzeń, jak i okablowania. Ponadto zapewniają one pełną identyfikację uszkodzonej oprawy, gdyż każda z nich ma swój niepowtarzalny adres. Najnowsze rozwiązania tych systemów umożliwiają monitoring wszystkich opraw i urządzeń z dowolnie wskazanego miejsca (np. z siedziby producenta lub inwestora) poprzez łącza internetowe. Wymiana akumulatorów nie odbywa się jednocześnie we wszystkich oprawach, lecz tylko w tych, których akumulatory nie gwarantują już wymaganego czasu świecenia. Wymiana akumulatorów w oprawach odbywa się najczęściej przy okazji wymiany świetlówek i wiąże się z bardzo niskimi kosztami (dzięki jej prostocie i niskim cenom akumulatorów). Systemy te są już zastosowane w setkach obiektów użyteczności publicznej o różnym charakterze na obszarze całej Polski.
Przyszłość w tej dziedzinie należy do systemów opartych na oprawach awaryjnych z własnym akumulatorem, w których monitoring nie wymaga dodatkowego okablowania teletechnicznego, ponieważ odbywa się drogą radiową, z wykorzystaniem transmisji cyfrowej, bezprzewodowej.

Dr inż. Andrzej Krzesiński

Podsumowanie

To niejest pierwsza awaria na Dworcu PKP w Warszawie

Kejow

Posiadam nabyty w szkole tytuł tzw. „prezydencki” elektryka ale uprawnienia dozorowe  „D” do 15 kV wygasły dawno, a zawodu nie wykonuję.



Pawlak,Dowgielewicz,Żmijewski – krytycznie o limitach CO2 i polska kontrakcja
Waldemar Pawlak o CO2; Proponowana przez Komisję Europejską na najbliższe 40 lat ścieżka redukcji emisji CO2 może mieć negatywny wpływ na konkurencyjność europejskiej gospodarki. Polityka Unii w tej kwestii nie może być oderwana od realiów

Przypomniał, że Polska w ostatnich 20 latach wykonała ogromny wysiłek, redukując emisję gazów cieplarnianych o 30 proc., równocześnie podwajając PKB.

Jego zdaniem UE nie może pochwalić się takimi osiągnięciami. Zrealizowanie obecnych postulatów KE oznaczałoby dla Polski konieczność redukcji emisji w sektorze energii aż o 99 proc., co jest praktycznie niemożliwe.

W opinii wicepremiera Pawlaka, podejmując decyzje w tej sprawie należy wziąć pod uwagę także ostatnie decyzje państw członkowskich w dziedzinie energii, takie jak rezygnacja Niemiec z rozwijania energetyki jądrowej czy zakaz eksploatacji gazu łupkowego we Francji.

– Będzie to mieć znaczący wpływ na strukturę źródeł wytwarzania energii w Europie – powiedział Waldemar Pawlak.

WNP.pl

Polska nie godzi się na zwiększenie redukcji emisji CO2 przez całą UE, gdyż mogłoby to doprowadzić m.in. do wzrostu cen energii; inne kraje muszą to zrozumieć – powiedział minister ds. europejskich Mikołaj Dowgielewicz.
„Natomiast nie ma mowy o wyższych celach emisyjnych poprzez tylne drzwi i na to się nigdy nie zgodzimy. Zgodzimy się i nie mamy nic przeciwko temu, żeby takie kraje jak Wielka Brytania, czy inne kraje przyjmowały wyższe cele redukcyjne. Natomiast jeśli chodzi o polską gospodarkę, to nas po prostu na to nie stać” – powiedział. Przypomniał, że Polska produkuje 95 proc. elektryczności z wysokoemisyjnego węgla.”Wydaje się, że w tej dyskusji wiele krajów po prostu się wycofało, ale to nie znaczy, że na wyższym szczeblu tak samo by ta dyskusja wyglądała” – powiedział. Wyraził jednocześnie wątpliwość, by sprawa wróciła już na czwartkowo-piątkowy szczyt.

Źródła w Brukseli powiedziały PAP, że kiedy wszystkie inne kraje zadeklarowały poparcie wniosków końcowych, Kraszewski zdecydował się zgłosić sprzeciw Polski dopiero po telefonie do premiera Donalda Tuska.

Na początku marca Komisja Europejska przyjęła ścieżkę obniżania unijnych emisji CO2 o 80 proc. w 2050 r. Potwierdziła cel redukcji emisji do 2020 r. o 20 proc. nie wykluczając, że może to być 25 proc., jeśli kraje poprawią wydajność energetyczną i zwiększą udział energii odnawialnej. Dokument określa tzw. kroki milowe na drodze ograniczenia emisji o 80 proc. w 2050 r.: redukcja emisji o 40 proc. już w 2030 roku i o 60 proc. w 2040 r. Cele te nie są prawnie wiążące. Wobec polskiego weta, ostatecznie polityczny dokument potwierdzający tę ścieżkę został we wtorek przyjęty tylko jako wnioski końcowe samej prezydencji, nie zaś Rady UE.

PAP/WNP.pl

Dokument analityczny o przydzialach emisji CO2 Ernest * Young PKRE

http://www.pkee.pl/public/content/77/PKEEderogacje-inwestycje4112010_v01.pdf

Wytyczne i analiza prawa do derogacji dla Polski w zakresie CO2

www.rada-npre.pl/index.php?option=com_docman&task=doc..

 

Czy tę sprawę można jeszcze „odkręcić”?
W tej chwili wszystko zależy od kierownictw szykanowanych firm. Mogą jeszcze uciec spod topora. Ale czasu zostało bardzo, bardzo mało. Maksimum trzy miesiące.

Jeżeli ktoś chce otrzymać derogację dla już pracujących instalacji, to powinien pamiętać, że Rząd musi opublikować wniosek derogacyjny do 31 sierpnia 2011 r. – przed tą datą trzeba uzyskać zezwolenie na emisję. A to tylko miesiąc.
Inwestycje, których budowa rozpocznie się w 2012 – 2013 roku i których budowa będzie trwać 5-6 lat dadzą sobie radę bez derogacji. Wcześniejsze realizacje będą miały kłopoty (ich prąd będzie droższy niż prąd z sieci).
Mija drugi miesiąc, zarządy wciąż się zastanawiają. Trzeba rozważyć wszystkie za i przeciw. Np. można dostać derogację, ale trzeba będzie zapłacić za certyfikaty, ale można je sobie zafundować przez współspalanie, ale trzeba by mieć biomasę, ale można by ją zakontraktować.
Informacja dla niewtajemniczonych. Sprawa dotyczy 2000 MW, czyli 8 proc. mocy szczytowej i ok. 6 proc. mocy użytecznej. Takiego zapasy mocy w systemie nie mamy!

http://www.wnp.pl/wiadomosci/k-zmijewski-ue-postanowila-zlikwidowac-energetyke-przemyslowa,141480_1_0_0_0_2.html

Podsumowanie

Polska prezydencja w UE jest szansą na odkrecenie niekorzystnej legoslacji unijnej i de facto uratowanie polskiego wegla i polskich elektrowni wegłowych. Zablokowanie decyzji do 2050 to sukces na Posiedzeniu Ministrów Środowiska UE.

Kejow



Krótka lista MG a geologiczne uwarunkowania lokalizacji elektrowni jądrowej
Ranking lokalizacji elektrowni jądrowych w Polsce

Ranking lokalizacji elektrowni jądrowych w Polsce

 

Ministerstwo Gospodarki Ranking lokalizacji elektrowni jądrowych w Polsce GNU

Do końca lipca krótka lista lokalizacji dla elektrowni jądrowej

PAP, 14.05.2011 09:45

Krótka lista lokalizacji elektrowni jądrowych w Polsce

  1. Żarnowiec,
  2. Klempicz, 
  3. Kopań. Żarnowiec i Klempicz

Cel nadrzędny budowy elektrowni jądrowych

Energia ze źródeł jądrowych uzupełni krajowy bilans energetyczny oraz pomoże wypełnić zobowiązania Polski dotyczące redukcji emisji CO2. W 2030 r. z siłowniach nuklearnych będzie pochodzić 15,7 proc. produkowanej w kraju energii.

Zmiana prawa atomowego – legislacja

Sejm RP niemal jednogłośnie przyjął nowelizację ustawy Prawo atomowe, przygotowaną przez Ministerstwo Gospodarki i Państwową Agencję Atomistyki. – Przepisy ustawy ustanawiają bezwzględny prymat bezpieczeństwa nad innymi aspektami działalności obiektów jądrowych, zarówno na etapie wyboru technologii, jak i w całym procesie jej wdrożenia – powiedział wicepremier, minister gospodarki Waldemar Pawlak.

Za przyjęciem nowelizacji ustawy Prawo atomowe głosowało 407 posłów, 1 był przeciw a 2 wstrzymało się od głosu. Parlamentarzyści opowiedzieli się także za przyjęciem ustawy oprzygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej. Łącznie stanowią one rządowy pakiet legislacji, który stworzy podstawy prawne do budowy w Polsce elektrowni jądrowych.

Zasadniczym celem ustawy zmieniającej ustawę z dnia 29 listopada 2000 r. – Prawo atomowe jest wdrożenie do prawa krajowego postanowień dyrektywy Rady 2009/71/EURATOM z dnia 25 czerwca 2009 r. ustanawiającej wspólnotowe ramy bezpieczeństwa jądrowego obiektów jądrowych.

Ministerstwo Gospodarki

Ostatecznego wyboru lokalizacji dokona inwestor – Polska Grupa Energetyczna SA – po przeprowadzeniu szczegółowych badań. 

Poniżej ranking lokalizacji wraz z przypisaną punktacją:

Link : http://www.elektrownia-jadrowa.pl/Lokalizacja-elektrowni-jadrowej-w-Polsce-2.html

 

  1. Erbud uczestniczy obecnie jako podwykonawca w budowie trzech elektrowni atomowych we Francji.
  2. Polbau pracuje zaś przy budowie siłowni atomowej w Olkiluoto w Finlandii (początkowo firmie zlecono wykonanie stanu surowego budynków maszynowni oraz pompowni, a następnie – doceniając solidność oraz najwyższą jakość robót – w 2008 r. zlecono Polbau kolejne prace budowlane – realizację całego pakietu tzw. obiektów towarzyszących wokół reaktora. Na skutek takiego rozszerzenia przyjętych zleceń, a także ogromnego zakresu robót dodatkowych, początkowa wartość zlecenia została przekroczona ponad dziesięciokrotnie). Polbau zatrudnia przy budowie ok. 400 pracowników, a liczba przepracowanych godzin sięga 1 400 000.
  3. W budowie elektrowni atomowej Olkiluoto uczestniczy też katowicka Elektrobudowa. Pracownicy Elektrobudowy montują tam instalację elektryczną – w tym kable i urządzenia rozdzielcze, aparaturę kontrolno-pomiarową i automatyki. Uczestniczą też w rozruchu części reaktorowej. Grupa Elektrobudowa rozpoczęła realizację kontraktu w Olkiluoto w 2008 roku. Jego wartość wynosi 33,6 mln euro, a okres realizacji 4 lata. Spółka negocjuje kolejne kontrakty montażu części elektrycznej przy budowie elektrowni jądrowych w kilku krajach europejskich. Przy budowie nowego bloku w Olkiluoto pracuje ok. 4500 osób – aż 40% z nich to Polacy, najliczniejsza grupa (dopiero na drugim miejscu są Finowie).
  4. Energomontaż-Północ Gdynia zbudował i dostarczył na teren budowy bloku Olkiluoto-3 główne elementy linera (wewnętrznej stalowej wykładziny obudowy bezpieczeństwa reaktora)
  5. Rafamet produkuje najwyższej jakości obrabiarki wykorzystywane do produkcji zbiorników ciśnieniowych reaktora – zleceniodawcami są tacy potentaci „jądrowi” jak Areva (Francja), General Electric (USA), Siemens (Niemcy), Kanematsu KGK (podwykonawca Japan Steel Works, Japonia)

 

 

Podsumowanie

Energetyka jądrowa ma wielu sprzymierzeńców w Polsce , i legislacja opraz lobby atomowe są sprawne.

Na razie nie oceniam ale lokalizacji pod względem geologicznym wymagą dodatkowych opinii i badań przed decyzją ostateczną czyli pozwoleniem na budowę.

Kejow