Tu jesteś: Start / Geotermia niskotemperaturowa / Uwarunkowania techniczne pomp ciepła
Uwarunkowania techniczne pomp ciepła

Część III: Geologiczne i hydrologiczne uwarunkowania pozyskania ciepła ziemi

Podstawowym źródłem ciepła wykorzystywanego w instalacjach geotermalnych (zarówno niskiej, jak wysokiej entalpii) jest strumień cieplny ziemi. Polska jest krajem, gdzie wpływ młodych geologicznie stref tektonicznych oraz obszarów współczesnego wulkanizmu nie zaznacza się, w związku z czym rozkład pola temperaturowego jest stosunkowo jednorodny. {jgaccordion}
[acctab ==Charakterystyka źródeł ciepła o niskiej entalpii==]
Strumień cieplny Ziemi

Podstawowym źródłem ciepła wykorzystywanego w instalacjach geotermalnych (zarówno niskiej, jak wysokiej entalpii) jest strumień cieplny ziemi. Polska jest krajem, gdzie wpływ młodych geologicznie stref tektonicznych oraz obszarów współczesnego wulkanizmu nie zaznacza się, w związku z czym rozkład pola temperaturowego jest stosunkowo jednorodny. Obserwowana zmienność gradientu geotermicznego (rys. 9) uzależniona jest od budowy geologicznej, warunków tektonicznych, przewodnictwa cieplnego skał, dynamiki przemieszczania się w górotworze mediów złożowych: ropy, gazu, wody. Istotnym elementem zróżnicowania gradientu geotermicznego mogą być także procesy naturalnego rozkładu pierwiastków promieniotwórczych: uranu, toru i potasu zachodzące np. w intruzjach granitowych (Muffler i inni, 1979), jak również obecność struktur halokinetycznych, które odznaczają się wysoką przewodnością cieplną (Górecki, 1990). Ze względu na powolny przebieg dyfuzji energii cieplnej w skorupie ziemskiej, na rozkład gradientu geotermicznego mogą mieć wpływ także zmiany klimatyczne zachodzące na ziemi w okresach glacjalnych (Szewczyk, 2005).



Rys. 9. Gradient geotermiczny na terenie Polski (wg Majorowicz, Plewa, 1979)

Z przedstawionego wyżej rozkładu pola temperaturowego ziemi na obszarze Polski wynika, że na przeważającej części kraju gradient wykazuje zmienność w granicach od 2°C/100m, do 3°C/100m. Dane te opracowane zostały na podstawie pomiarów dokonywanych od lat w głębokich otworach strukturalnych, naftowo-gazowych i złożowych. Wiarygodne pomiary temperatury dokonywane były w zasadzie jedynie w przypadku badawczych otworów strukturalnych. W pozostałych przypadkach uzyskiwane dane miały charakter orientacyjny, ponieważ pomiar temperatury zawsze był zadaniem dodatkowym, wykraczającym poza główne cele przedsięwzięcia. Płytkie wiercenia hydrogeologiczne (studnie, piezometry) w większości również nie dostarczają informacji o zróżnicowaniu gradientu geotermicznego, jako że badania temperatury od lat nie stanowią obowiązkowego zakresu prac przy dokumentowaniu zasobów wód podziemnych. Trzeba zdawać sobie sprawę, że pomiary temperatury w otworach wiertniczych nie są zadaniem prostym z uwagi na szereg elementów zakłócających naturalne pole cieplne. Czynnikiem zakłócającym jest przede wszystkim sam proces wiercenia, a także cyrkulacja płuczki wiertniczej, która według Majorowicza i innych (2002) zaburzać może pole temperaturowe w sposób długotrwały. Wobec takiego niedostatku danych o rozkładzie pola temperatur na terenie Polski, materiał przedstawiony przez Majorowicza i Plewę (1979) traktowany być musi jako obraz bardzo zgeneralizowany, który wykazuje ograniczoną przydatność do projektowania instalacji geotermalnych (zarówno wysokiej, jak i niskiej entalpii).

Obecnie w Państwowym Instytucie Geologicznym twoją prace przygotowawcze nad opracowaniem mapy temperatur wód podziemnych użytkowych poziomów wodonośnych, jak również opracowywana jest mapa strumienia cieplnego dla obszaru Polski (Szewczyk, 2005). Mapa strumienia cieplnego, dzięki nowej metodyce modelowania właściwości termicznych ośrodka (Szewczyk, 2001) pozbawiona ma być wielu niedokładności nieuniknionych przy tradycyjnie wyznaczanej wartości współczynnika przewodności cieplnej skał.

Relatywnie lepiej rozkład pola temperaturowego poznany jest na obszarze Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. Dzięki licznym wierceniom badawczym, wykonanym dla rozpoznania budowy geologicznej zagłębia, udokumentowano tu zmienność gradientu geotermicznego w szerokich granicach: od 2°C/100 m do ponad 4,5°C/100m (Karwasiecka, 1996). Rejon zagłębia charakteryzuje się licznymi anomaliami pola temperaturowego. Anomalie ujemne obserwowane są m.in. w obrębie najsilniej zawodnionej części karbonu produktywnego jako efekt permanentnego ochładzania przez infiltrujące wody opadowe. Dla obszaru zagłębia sporządzono także mapę gęstości powierzchniowego strumienia cieplnego (Karwasiecka, 2002).

Na pozostałym obszarze Polski bardziej szczegółowe informacje o wartości gradientu termicznego czerpać można z analizy wyników profilowania temperaturowego otworów badawczo-strukturalnych. Przykładowy gradient geotermiczny dla rejonu Warszawy otrzymany na podstawie danych z otworu Nadarzyn IG-1 przedstawił Szewczyk (2005) - rys. 10. Oprócz linii gradientu wykres przedstawia także zmienność głębokościową średniej temperatury wód podziemnych (czwartorzędowych i oligoceńskich) rejestrowaną na terenie Warszawy. Z wykresu odczytać można głębokość (ok. 70-80 m), poniżej której zanika wpływ czynników powierzchniowych i dominować zaczyna wzrost temperatury zgodnie z wartością gradientu. Roczna amplituda temperatur praktycznie zanika na głębokości poniżej 10 m (Downarowicz, 1963, Szewczyk, 2005).



Energia słoneczna

Źródłem ciepła istotnym zwłaszcza dla płytkich instalacji geotermalnych, typu ZH, ZF, jest promieniowanie słoneczne. Do powierzchni ziemi dociera jedynie ok. 50% całkowitej energii emitowanej przez słońce. Duża część energii ulega odbiciu i rozproszeniu w atmosferze i w chmurach (rys. 11).



Intensywność nasłonecznienia uzależniona jest od szerokości geograficznej oraz lokalnych warunków klimatycznych. Mierzy się ją roczną gęstością strumienia promieniowania słonecznego na płaszczyznę poziomą. W Polsce największa wartość nasłonecznienia (do ok. 1250kWh/m2) występuje na północy, najmniejsza (od ok. 950kWh/m2) w obrębie dużych aglomeracji miejskich, co związane jest z zanieczyszczeniem powietrza w tych rejonach. Podobny rozkład wykazuje tzw. usłonecznienie, tj. liczba godzin słonecznych w ciągu roku. Najwyższe wartości usłonecznienia obserwuje się na Wybrzeżu (powyżej 1600 godzin/rok), a najniższe na Górnym Śląsku (powyżej 1200 godzin/rok).

Energia słoneczna absorbowana przez skorupę ziemską wpływa na amplitudy wahań temperatur gruntu. Zmiany w czasie geologicznym obserwowane są nawet do głębokości kilku kilometrów, natomiast współczesne zmiany sezonowe (roczne) sięgają w naszej szerokości geograficznej do ok. 10-12 m. (Szewczyk, 2005) - rys. 12.



[/acctab]
[acctab ==Parametry termiczne ośrodka skalnego==]Podstawowym parametrem wykorzystywanym we wszelkiego rodzaju analizach i obliczeniach jest przewodność cieplna ośrodka. Określa się ją współczynnikiem przewodności cieplnej właściwej i wyraża najczęściej w W/(m°C).

Na wartość przewodności cieplnej bardzo istotny wpływ wywiera stopień zawodnienia skał. Jeśli są to utwory suche, wówczas o gęstości strumienia ciepła decyduje przewodność cieplna skał. Jeśli natomiast mamy do czynienia z utworami zawodnionymi, to pociąga to za sobą dwojakiego rodzaju konsekwencje:
  1. Rzeczywistą przewodność cieplną ośrodka określa zarówno przewodność szkieletu skalnego, jak i przewodność wody wypełniającej puste przestrzenie.
  2. Dodatkową rolę spełnia konwekcyjne przenoszenie ciepła, którego intensywność zależy w głównej mierze od prędkości przepływu wód, a ta z kolej uwarunkowana jest współczynnikiem filtracji i spadkiem hydraulicznym.
Z reguły przy obliczeniach gęstości strumienia cieplnego ziemi pomija się rolę zawodnienia, które maleje ze wzrastającą głębokością. Przewodność cieplna skał wyznaczana jest w warunkach laboratoryjnych, poprzez pomiary dokonywane na próbkach rdzeni wiertniczych. Pomimo zastrzeżeń co do dokładności otrzymywanych w ten sposób wyników (Szewczyk, 2001), tak uzyskane dane stanowią podstawę wszelkich zadań obliczeniowych dotyczących transportu ciepła. Przykładowe wartości zmierzone dla różnych rodzajów skał pokazano w tabeli nr 6.



Istotną rolę przy określaniu przewodności cieplnej skał odgrywa anizotropia ośrodka. Przewodność mierzona równolegle do uwarstwienia skały jest zwykle większa od przewodności mierzonej prostopadle do uwarstwienia, co pokazano w zestawieniu dotyczącym skał osadowych (tab. 7).



Innym ważnym parametrem jest pojemność cieplna ośrodka definiowana jako ilość ciepła konieczna do podniesienia temperatury ciała o stałej objętości o jeden stopień Kelvina. Pojemność cieplna odniesiona do masy ciała stanowi pojemność cieplną właściwą (ciepło właściwe). Dla ośrodka niejednorodnego, jaki stanowią skały nasycone wodą, ciepło właściwe jest sumą ciepła właściwego szkieletu skalnego oraz wody i opisane jest wzorem:



Pojemność cieplna jest silnie uzależniona od nasycenia, ciśnienia i temperatury. Pokazuje to tabela nr 8, zawierająca eksperymentalne wartości ciepła właściwego skał nasyconych wodą przy różnych wartościach ciśnienia. Z kolei na rysunku nr 13 przedstawiono zależność ciepła właściwego od temperatury.





Zarówno przewodność, jak i pojemność cieplna są parametrami decydującymi o mocach uzyskiwanych z geotermalnych instalacji niskotemperaturowych. Jednak zasadnicze znaczenie ma tu przewodność cieplna, jako współczynnik proporcjonalności pomiędzy gradientem temperaturowym, a gęstością strumienia. Pojemność istotna jest jedynie w niestacjonarnych procesach przepływu ciepła - w praktyce dotyczy więc dobowej i sezonowej zmienności mocy, a także procesów magazynowania ciepła w gruncie. Oba te parametry, połączone z gęstością strumienia cieplnego ziemi na danym obszarze, decydują o efektywności energetycznej instalacji.

W praktycznej działalności instalacyjnej gruntowych wymienników ciepła typu ZG wykorzystuje się parametr określany jako wskaźnik (współczynnik) mocy poboru lub mocy cieplnej, który oznacza moc uzyskiwaną z 1 metra głębokości otworu. Na etapie projektowania wskaźnik ten dla różnych typów litologicznych skał określony może być w sposób jedynie orientacyjny, bez uwzględniania specyficznych cech struktury i tekstury ośrodka. Przykładowe wartości wskaźnika mocy poboru podaje tabela nr 9.

Rzeczywista moc cieplna uzyskiwana z 1 metra otworu rzadko kiedy odpowiada tej, którą zakłada się na etapie projektowania instalacji. Dlatego też po odwierceniu pierwszego otworu koryguje się zwykle projekt w zakresie doboru współczynnika mocy cieplnej, co oznacza konieczność zmniejszenia lub zwiększenia sumarycznej długości kolektora pionowego.

Dla wymienników horyzontalnych (typ ZH) moc cieplna charakteryzowana jest poprzez określenie mocy możliwej do uzyskania zim2 powierzchni gruntu. Orientacyjną wartość mocy cieplnej w zależności od rodzaju podłoża przedstawia tabela nr 10.

[/acctab]
[acctab ==Terenowa metoda wyznaczania parametrów termicznych gruntu==]
Do niedawna przy projektowaniu instalacji geotermalnych wartość przewodnictwa cieplnego określana była w sposób przybliżony, w oparciu o dane literaturowe pochodzące z badań laboratoryjnych. Od roku 1995 stosuje się z powodzeniem terenową metodę ustalania wartości przewodnictwa cieplnego, określaną w literaturze jako "thermal response test". Są to badania "in-situ" wykonywane przy użyciu ruchomego zestawu pomiarowego. W miejscu planowanej inwestycji geotermalnej wykonuje się otwór pilotażowy, w którym przeprowadza się test. Polega on na iniekcji do wymiennika (rurka u-kształtna) energii cieplnej o znanej wartości. Medium wypełniające wymiennik krąży w obiegu zamkniętym, a iniekcja ciepła, w postaci podgrzewania płynu, prowadzona jest przez cały okres trwania testu. Na powierzchni dokonywany jest pomiar temperatury cieczy wprowadzanej do otworu i go opuszczającej (rys. 14). Dynamika zmian temperatury cieczy jest miarą przewodnictwa cieplnego ośrodka skalnego. Jest to tzw. przewodność cieplna efektywna, tj. uwzględniająca cały ośrodek gruntowo wodny (szkielet skalny, puste przestrzenie, woda, a także materiał wypełniający otwór). Warunkiem otrzymania poprawnych wyników jest odpowiednio długi czas przeprowadzenia testu, aby doprowadzić do zmian temperaturowych nie tylko w obrębie materiału wypełniającego otwór, ale także otaczających skał. Minimalny czas testu określany jest na 48 godzin (Mands, Sanner, 2001).




Interpretacja testu geotermalnego dokonywana jest przy użyciu równania przepływu ciepła w funkcji czasu (Busso, Georgiev, Roth, 2003):



Na rysunku 15a przedstawiono przykładowy wykres zmian temperatury wlotowej i wylotowej obserwowanej podczas testu przeprowadzonego w Belgii, w miejscowości Mol (wg Mands, Sanner, 2001). Test przeprowadzono w otworze o głębokości 30,5 m i średnicy wiercenia 150 mm. Początkowa temperatura gruntu wynosiła 12,5 °C, czas trwania testu wyniósł 71,8 godzin. Otrzymano następujące wartości współczynnika przewodności cieplnej:



Do interpretacji testów terenowych stosowane są również bardziej skomplikowane metody, np. rozwiązania numeryczne równania transportu ciepła, które umożliwiają dyskretyzację długości otworu i analizę zmienności przewodnictwa cieplnego w pionie. Wydaje się jednak, że do praktycznych zastosowań w zupełności wystarczy przytoczone wyżej rozwiązanie analityczne, które daje wyniki o wiarygodności nieporównywalnie większej niż metody laboratoryjne prowadzone w warunkach odbiegających od rzeczywistych warunków pracy instalacji geotermalnej.[/acctab]
[acctab ==Podstawowe czynniki decydujące o wymianie ciepła==]Istnieją dwa sposoby transportu ciepła w środowisku gruntowo-wodnym (Kjaran, Elliason, 1983, Ungemach, 1987):
  1. kondukcja,
  2. konwekcja.
Kondukcja jest procesem przepływu ciepła w ośrodku skalnym spowodowanym gradientem temperatur i opisana jest prawem Fouriera:



W oparciu o ten zapis wyprowadzone zostało ogólne równanie kondukcyjnego transportu ciepła w układzie przestrzennym (współrzędne x, y, z), które dla ośrodka jednorodnego o gęstości p i cieple właściwym c przybiera postać:



W praktyce najczęściej wykorzystywane jest analityczne rozwiązanie równania kondukcyjnego przepływu ciepła, które po sprowadzeniu do jednostek SI zapisuje się następująco (Hellstrom, Sanner, 2001):



gdzie:



Wymiana konwekcyjna polega na transporcie ciepła wraz z ruchem wody podziemnej wypełniającej przestrzenie skalne. Parametrem charakteryzującym ten rodzaj transportu ciepła jest rzeczywista prędkość filtracji odpisana wzorem:



W przypadku transportu ciepła w środowisku przemieszczających się wód podziemnych mamy do czynienia z nakładaniem się efektów przenoszenia kondukcyjnego i konwekcyjnego. Suma tych efektów charakteryzowana jest przez dyspersję. Równanie opisujące zjawisko dyspersji uwzględnia dodatkowo zewnętrzne źródła ciepła w postaci wydatku i temperatury wód opadowych (zasilanie infiltracyjne) oraz wydatku i temperatury punktowych źródeł ciepła (np. zatłaczanie lub pompowanie wód ze studni). Równanie to dla dwuwymiarowego strumienia filtracyjnego ma postać:






W oparciu o powyższy zapis realizowane są modele transportu ciepła w ośrodku zawodnionym, w którym ma miejsce ruch wody podziemnej. Stosowane bywają różne algorytmy rozwiązań numerycznych, generalnie najpowszechniej obecnie stosowanym algorytmem jest metoda elementów skończonych Galerkina przy zastosowaniu trójkątnej sieci dyskretyzacyjnej. Umożliwia ona różnicowanie rozmiaru bloków sieci dyskretyzacyjnej w zależności od stopnia rozpoznania modelowanego obszaru.

Algorytm uwzględniający oba dominujące procesy przepływu ciepła (kondukcja + konwekcja) stosowany może w przypadku instalacji wymienników ciepła w utworach zawodnionych i w strefie aktywnej wymiany wód. W skałach suchych zastosowanie znajduje model wymiany kondukcyjnej, dla prostych przypadków realizowany jako jednowymiarowy model analityczny. Istnieje szereg programów komputerowych ułatwiających prowadzenie obliczeń, które mogą być wykorzystywane w szczególności do prognozowania zmian temperaturowych i optymalizacji położenia otworów.[/acctab]
{/jgaccordion}

Wody podziemne

{jgaccordion}
[acctab ==Warunki występowania wód podziemnych==]Wiedza o warunkach występowania i możliwościach wykorzystywania wód podziemnych jest niezbędna już we wstępnych analizach ekonomicznych inwestycji, a na późniejszym etapie także przy projektowaniu systemu ciepłowniczego.
Należy zaznaczyć, że pojęcie „wykorzystanie wód podziemnych" nie odnosi się tu jedynie do systemów otwartych, w których nośnikiem energii jest woda, ale także do systemów zamkniętych, które - w przypadku umiejscowienia wymiennika ciepła w utworach zawodnionych - wykazują lepsze warunki odnawialności zasobów energii cieplnej. Jedynie podpowierzchniowe instalacje horyzontalne typu ZH są mniej uzależnione od warunków hydrogeologicznych, bo z reguły umiejscawiane są w strefach niezawodnionych.

Wody podziemne wypełniają puste przestrzenie skalne. Zespół utworów przepuszczalnych, a także słabo przepuszczalnych, pozostających we wzajemnej łączności hydraulicznej oraz występujących w aktywnej strefie krążenia, przyjęło się określać mianem zbiornika wód podziemnych (Słownik..., 2002, Szczepański - red., 2004). Ze względu na rodzaje pustek skalnych wyróżniamy następujące typy zbiorników podziemnych: porowe, szczelinowe, porowo-szczelinowe, szczelinowo-krasowe i porowo-szczelinowo-krasowe (tab. 11).



Zbiorniki charakteryzujące się odpowiednio dużą zasobnością i dobrą jakością wody, uznane zostały za strategiczne dla zaopatrzenia w wodę i uzyskały status głównych zbiorników wód podziemnych (GZWP). Kryterium wyróżniającym są tu:
  • wydajność potencjalnego otworu studziennego powyżej 70 m3/h,
  • wydajność ujęcia powyżej 10 000 m3/d,
  • przewodność warstwy wodonośnej wyższa od 10 m2/h,
  • woda w zbiorniku odpowiada I klasie jakości.
Stosowany jest także podział użytkowy na zbiorniki wód podziemnych mniejszej rangi: miejscowe i lokalne, co ilustruje tabela 12.



Warunki hydrogeologiczne panujące w zbiornikach wód podziemnych są do celów praktycznych poddawane schematyzacji, celem dostosowania ich do uproszczonych formuł opisujących procesy zachodzące w obrębie zbiornika. W ramach tej schematyzacji, biorąc pod uwagę cechy wspólne oraz odrębności poszczególnych zespołów litologicznych (rodzajów skał) budujących zbiornik, wydziela się dwa najważniejsze pojęcia: warstwa wodonośna oraz poziom wodonośny.

Warstwa wodonośna (Pazdro, Kozerski, 1990; Słownik..., 2002) to zbiorowisko wód podziemnych związane z warstwowanymi utworami skalnymi o znacznym rozprzestrzenieniu i o określonej miąższości, ograniczone od góry zwierciadłem wód podziemnych (warstwy o zwierciadle swobodnym) lub nieprzepuszczalnym stropem (warstwy o zwierciadle napiętym), a od dołu nieprzepuszczalnym spągiem (lub podstawą). Za warstwę wodonośną uznaje się też strefę utworów wodonośnych o innym niż porowym systemie przewodzenia i mniej jednoznacznie określonych granicach, jak np. wypełnione wodą strefy spękań skał litych, szczeliny i pustki krasowe, itp.

Wydzielenie warstwy wodonośnej niezbędne jest w każdym przypadku, gdy zamierzamy prowadzić obliczenia hydrodynamiczne przy wykorzystaniu metod analitycznych, które zakładają jednorodność i izotropowość ośrodka skalnego. Wydziela się cztery podstawowe typy warstw wodonośnych (rys, 16):
  1. Warstwa wodonośna o zwierciadle napiętym (naporowym), którą w stropie i spągu ograniczają warstwy utworów nieprzepuszczalnych (tj. o współczynniku filtracji k'=0).
  2. Warstwa wodonośna o zwierciadle niezupełnie napiętym, która ma w spągu warstwę   nieprzepuszczalną,   a   w   stropie   warstwę  półprzepuszczalną  o przepuszczalności wielokrotnie niższej niż warstwa podstawowa - wodonośna (k'«k).
  3. Warstwa wodonośna o zwierciadle niezupełnie swobodnym, gdy w spągu występuje warstwa nieprzepuszczalna, a przepuszczalność warstwy będącej w jej nadkładzie różni się znacząco (k'< k), lecz nie wielokrotnie od przepuszczalności warstwy podstawowej.
  4. Warstwa wodonośna o zwierciadle swobodnym, której spąg stanowi nieprzepuszczalne podłoże, a górną granicą jest zwierciadło wody, będące jednocześnie powierzchnią graniczną strefy pełnego nasycenia.



Poziomem wodonośnym nazywamy zespół dwóch lub kilku warstw wodonośnych, które pozostają ze sobą we wzajemnej więzi hydraulicznej. Więź ta może być pełna, ograniczona, lub strefowa, jak to pokazano schematycznie na rysunku 17.



Zwraca się uwagę na brak precyzji przy używaniu pojęć „poziom wodonośny" i „warstwa wodonośna" w ustawie z dnia 18 lipca 2001 r. - Prawo wodne (Dz. U. Nr 115, poz. 1229 z póżn. zm.) Definicji „poziomu wodonośnego wód podziemnych" nie ma wogóle, pomimo że pojecie to wykorzystane jest np. w Art. 39 ustawy, a definicja „warstwy wodonośnej", przedstawiona w Art. 9, pkt 19a, jest nieprecyzyjna. Mówi ona, że warstwą wodonośną nazywamy „ warstwowane lub niewarstwowane utwory skalne przepuszczalne i nasycone wodą wykazujące wystarczającą porowatość i przepuszczalność,  umożliwiającą znaczący przepływ wód podziemnych lub pobór znaczących ilości wód podziemnych".

Użycie niejednoznacznych sformułowań znaczący przepływ" i „znaczący pobór" może być interpretowane różnorako, ponadto są to kryteria wyróżniające nie tyle warstwę wodonośną, ile raczej zbiornik wód podziemnych.

Wobec mnogości różnorakich określeń stosowanych w nazewnictwie hydrogeologicznym (warstwa wodonośna, poziom wodonośny, zbiornik wód podziemnych, system wodonośny, jednolite części wód podziemnych) powinno się pozostawić „warstwę wodonośną" jako obiekt obrazujący warunki uproszczone, będące efektem schematyzacji.

Drugi sposób rozumienia tego pojęcia dotyczyć może charakterystyki warunków hydrogeologicznych przy rozpoznawaniu i dokumentowaniu zasobów eksploatacyjnych wód podziemnych, a także przy określaniu warunków ich zatłaczania. Do eksploatacji ujmuje się zwykle „warstwę wodonośną" i do „warstwy wodonośnej" zatłacza się zużyte wody. Pojęcie to odnosi się wówczas do utworów przepuszczalnych, w których umieszczony jest filtr studzienny. Oba rozumienia pojęcia „warstwa wodonośna" zgodne są z definicją zaczerpniętą z klasycznej - podręcznikowej literatury hydrogeologicznej (patrz rys. 16).

Wiedza o występowaniu wód podziemnych na terenie Polski może być pozyskiwana z wielu źródeł. Opracowaniem kartograficznym, które w sposób najdokładniejszy pokazuje warunki hydrogeologiczne jest Mapa hydrogeologiczna Polski (MhP) w skali 1:50 000.

Scharakteryzowane są na niej warunki występowania wód podziemnych głównych użytkowych poziomów wodonośnych, tj. poziomów pierwszych od powierzchni, o miąższości ponad 5 m, przewodności ponad 50 m2/d i wydajności potencjalnej studni wierconej ponad 5 m3/h. Są to kryteria przyjęte dla większości obszarów Polski, mniej rygorystyczne wymagania panują na obszarach górskich, tj. w Sudetach i Karpatach. Obecnie mapa hydrogeologiczna w skali 1:50 000 pokrywa cały obszar kraju. Udostępnianie w wersji cyfrowej oraz materialnej prowadzi Centralne Archiwum Geologiczne. Zasady korzystania z informacji geologicznej reguluje Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 22 czerwca 2005 r. w sprawie rozporządzania prawem do informacji geologicznej za wynagrodzeniem oraz udostępniania informacji geologicznej wykorzystywanej nieodpłatnie (Dz. U. Nr 116, poz. 982).

Obecnie w Państwowym Instytucie Geologicznym prowadzona jest kontynuacja prac kartograficznych na mapie hydrogeologicznej w skali 1:50 000 - powstają dodatkowe warstwy informacyjne dotyczące warunków występowania i hydrodynamiki pierwszego poziomu wodonośnego. Przez pierwszy poziom wodonośny rozumie się pierwszą od powierzchni terenu warstwę wodonośną lub zespół warstw wodonośnych wykazujących dobrą łączność hydrauliczną (Herbich, 2004). Harmonogram realizacji zadania uwzględnia wykonanie w pierwszej kolejności map na obszarach zagrożenia antropopresją oraz obszarach górniczych, a także w rejonach przygranicznych i tam, gdzie zdefiniowane zostały ekosystemy powierzchniowe zależne od wód podziemnych (podmokłości, łąki i lasy na siedliskach z płytkim położeniem zwierciadła wód podziemnych).

W najbliższych latach planowany jest rozwój tematyczny Mapy hydrogeologicznej Polski polegający na utworzeniu nowych warstw informacyjnych systemu informacji przestrzennej GIS. Warstwy te dotyczyć będą wrażliwości na zanieczyszczenia, jakości i zagrożeń wód pierwszego poziomu wodonośnego. Docelowo przewidziane jest scalenie poszczególnych arkuszy map w jedną spójna bazę danych o nazwie GIS MhP oraz późniejsze rozwijanie tej bazy poprzez wprowadzanie nowych warstw informacyjnych (Herbich, 2004).

Wiedza o warunkach hydrogeologicznych wykraczająca poza zakres przedstawiony na MhP (tj. główne użytkowe poziomy wodonośne oraz pierwszy poziom wodonośny) zgromadzona jest przede wszystkim w licznych hydrogeologicznych dokumentacjach regionalnych ustalających zasoby dyspozycyjne wód podziemnych oraz określających warunki hydrogeologiczne w związku z ustanawianiem obszarów ochronnych zbiorników wód podziemnych (GZWP). Dokumentacje te wykonywane są od wielu lat, w większości na zamówienie Ministra Środowiska. Wszystkie wykonane dokumentacje przechowywane są w Centralnym Archiwum Geologicznym, część z nich jest w posiadaniu Regionalnych Zarządów Gospodarki Wodnej oraz Urzędów Wojewódzkich.[/acctab]
[acctab ==Zasobność poziomów wodonośnych oraz metodyka dokumentowania zasobów==]Zasady prowadzenia poszukiwawczych i rozpoznawczych prac hydro- geologicznych na potrzeby systemów GPC są takie same, jak przy ustalaniu zasobów eksploatacyjnych wszystkich innych ujęć przeznaczonych do zaopatrzenia w wodę. Metodyka tych prac została szczegółowo omówiona w opracowanym w roku 2004 na zlecenie Ministra Środowiska poradniku pt. „Metodyka określania zasobów eksploatacyjnych ujęć zwykłych wód podziemnych" (red. A. Szczepański).
 
W niniejszym rozdziale przedstawia się wobec tego jedynie najważniejsze uwarunkowania związane z prowadzeniem prac hydrogeologicznych zmierzających do określenia zasobów wód podziemnych możliwych do wykorzystania.

W celu uzyskania szczegółowych informacji, jak również dla poznania podstawowych danych terminologicznych, definicji oraz uwarunkowań prawnych odsyła się czytelnika do ww. publikacji.
W aktualnym stanie rozpoznania hydrogeologicznego Polski potencjalna zasobność poziomów wodonośnych określana może być ze zróżnicowaniem stopnia dokładności i wiarygodności:
  1. W oparciu o materiały archiwalne, w szczególności Mapę hydrogeologiczną Polski w skali 1:50 000. Jednym z wydzieleń pokazanych na mapie są jednostki hydrogeologiczne  użytkowych  poziomów  wodonośnych  z   charakterystyką modułu zasilania oraz wydajności potencjalnej typowej studni. Mapa zawiera także hydroizohipsy poziomu użytkowego, które mogą być wykorzystane do charakterystyki prędkości przepływu wód podziemnych.
  2. Na podstawie badań hydrogeologicznych przeprowadzonych w odwierconym i zafiltrowanym otworze, czyli poprzez praktyczne sprawdzenie ilości i jakości wody możliwej do uzyskania w danych warunkach technicznych i przyrodniczych. W połączeniu z terenowym rozpoznaniem hydrogeologicznym ujęć okolicznych daje to możliwość najbardziej dokładnego określenia parametrów eksploatacyjnych otworu (wydajność, depresja, sprawność) i prognoz jego oddziaływania (granice obszaru spływu, obszaru zasobowego i obszaru oddziaływania).
O rzeczywistej zasobności poziomu wodonośnego decydują 2 podstawowe czynniki:
  1. Wykształcenie warstwy wodonośnej - odpowiednia granulacja osadów w przypadku warstwy porowej lub stopień szczelinowatości, bądź skrasowienia skał w przypadku warstw wykształconych w utworach zwięzłych (spoistych).
  2. Warunki zasilania w postaci możliwości infiltracji i/lub możliwości zasilania lateralnego, co oznacza w praktyce odpowiednie wykształcenie nadkładu i znaczące rozprzestrzenienie ujętego poziomu wodonośnego.
Aby zasobność poziomu mogła być w pełni wykorzystana, konieczne jest jeszcze spełnienie trzeciego warunku, w postaci właściwej konstrukcji studni przeznaczonej do poboru wody.
Dla zapewnienia trwałej wydajności ujęcia, wszystkie te 3 czynniki muszą być spełnione jednocześnie. Praktycznym sposobem sprawdzenia, w jakim stopniu warunki te są spełnione, jest próbne pompowanie badawcze, które ma na celu uzyskanie danych o hydrodynamicznej reakcji warstwy wodonośnej na zewnętrzny impuls w postaci czerpania wody.

Dzięki odpowiednim technikom interpretacyjnym, w wyniku analizy pompowania możliwe jest określenie zarówno parametrów filtracyjnych warstwy wodonośnej (przewodność, współczynnik filtracji, współczynnik odsączalności lub współczynnik zasobności sprężystej), parametrów zasilania (granice szczelne i zasilające, zmienność litofacjalna warstwy), jak i parametrów technicznych samej studni (depresja, zeskok hydrauliczny, sprawność).

Wszystkie wymienione właściwości ujętej warstwy wodonośnej i samej studni są niezbędne do prawidłowego sporządzenia prognoz eksploatacyjnych określających przyszłe warunki pracy ujęcia. Prognozy te, zgodnie z wymogami formalnymi wynikającymi z przepisów, określają:
  • depresję w otworze,
  • depresję rejonową i regionalną,
  • zasięg oddziaływania ujęcia,
  • bilans zasilania ujęcia,
  • kierunki dopływu wód do ujęcia,
  • granice obszaru zasilania i obszaru zasobowego,
  • trwałość właściwości fizycznych, składu chemicznego i stanu bakteriologicznego wód podziemnych.
Metodyka dokumentowania zasobów eksploatacyjnych ujęcia zakłada pozyskiwanie informacji o badanym (przeznaczonym do ujęcia) poziomie wodonośnym na zasadzie stopniowego uszczegóławiania wiedzy (od ogółu do szczegółu). Pierwsza, przybliżona charakterystyka dokonywana jest na etapie prac projektowych, gdy określić należy warunki występowania wód podziemnych i zebrać podstawową wiedzę o parametrach poziomu wodonośnego. W przypadku braku dostatecznie wiarygodnych danych, podejmowane są badania geofizyczne, umożliwiające określenie głębokości występowania utworów wodonośnych oraz ich orientacyjne wykształcenie granulometryczne. Ten wstępny etap prac kończy się sporządzeniem i zatwierdzeniem projektu prac geologicznych.

Właściwe prace rozpoznawcze zaczynają się z chwilą rozpoczęcia robót wiertniczych. Geolog prowadzący dozór prac wiertniczych zobowiązany jest do wykonywania szeregu czynności związanych z koniecznością uzyskania pełni informacji geologicznych o każdej przewiercanej warstwie wyróżniającej się litologicznie. Geolog sporządza i systematycznie uaktualnia w czasie wiercenia profil geologiczny otworu, koryguje w razie konieczności zakres prac przewidziany w projekcie, kontroluje przewiercanie warstwy wodonośnej, przebieg filtrowania otworu, a potem wszystkie badania hydrogeologiczne (pompowanie oczyszczające, właściwe pompowania pomiarowe). Pod koniec badań, po dokonaniu dezynfekcji otworu, pobierane są próbki wody do badań fizyczno-chemicznych i bakteriologicznych.

Ilość wody otrzymana z wykonanej studni podczas próbnego pompowania nie stanowi   automatycznie jej   zasobów   eksploatacyjnych.   Zasoby  te  ustala   się z uwzględnieniem zapotrzebowania na wodę, które w przypadku zamierzonego wykorzystania wody w systemie otwartym GPC jest stosunkowo proste do określenia.

Kryteriami ograniczającymi zasoby mogą być również: sąsiedztwo innych ujęć wód podziemnych, a w szczególności wspólny z nimi obszar zasobowy lub zasięg oddziaływania obejmujący inne ujęcia, stopień odporności ujętej warstwy wodonośnej na antropopresję (obecność ognisk zanieczyszczeń), wymogi ochrony środowiska, itp.

Ogół tych czynników decyduje o przedstawieniu w dokumentacji hydrogeologicznej takiej prognozy, która spełnia wymogi formalne określone w Rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 23 czerwca 2005 r. w sprawie określenia przypadków, w których jest konieczne sporządzenie innej dokumentacji geologicznej (Dz. U. Nr 116, poz. 893). [/acctab]
[acctab ==Wpływ instalacji geotermalnych na środowisko==]Wpływ instalacji GPC na środowisko może być analizowany w różny sposób i z różnych punktów widzenia. W sposób globalny można go oceniać w kontekście znaczenia rozwoju tej technologii dla zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych do atmosfery oraz w kontekście oszczędnego gospodarowania zasobami nieodnawialnych paliw kopalnych. Można go również oceniać w skali lokalnej w sensie bezpośredniego oddziaływania konkretnej instalacji na środowisko gruntowo-wodne.

Charakterystyka globalnego oddziaływania

Jedną z najbardziej podkreślanych zalet stosowania pomp ciepła do celów grzewczych jest ich wpływ na ograniczanie emisji gazów cieplarnianych do atmosfery, co w ostatecznym efekcie ma także swój znaczący wymiar ekonomiczny.

W Europie około 40% całkowitego zużycia energii przypada na ogrzewanie i klimatyzowanie pomieszczeń, co obok transportu jest jednym z głównych źródeł emisji tych gazów i efektu cieplarnianego.

Upowszechnienie stosowania pomp ciepła może znacząco przyczynić się do poprawy sytuacji w tym zakresie. Najbardziej oczywistą korzyścią wynikającą ze stosowania pomp ciepła jest wyeliminowanie na szczeblu lokalnym emisji powstających ze spalania nośników energii.
Praca pomp ciepła wymaga energii elektrycznej, która produkowana jest w zakładach energetycznych. Wytwarzanie energii elektrycznej wiąże się oczywiście z emisją gazów. Wielkość emisji gazowych, jaką można teoretycznie przypisać pracującym pompom ciepła zależy od wielkości emisji powstającej w zakładach produkujących prąd elektryczny służący do ich napędu.

Określa to specjalny wskaźnik emisji TEWI (ang. Total Equivalent Warming Impact) podawany w kg ekwiwalentu C02 na kWh wytworzonej energii elektrycznej. W zależności od rodzaju stosowanego paliwa pierwotnego oraz stanu technicznego zakładu może on zmieniać się w bardzo szerokich granicach. Wskaźnik TEWI został wymyślony w Oak Ridge National Laboratory w USA na początku lat 90-tych XX wieku i łączy w sobie bezpośrednią i pośrednią emisję gazów cieplarnianych do atmosfery w całym okresie życia dowolnej instalacji energetycznej. Stosowany jest jako jedno z kryterium certyfikacji pomp ciepła (ang. eco-labelling) m.in. w Niemczech, Austrii i Szwajcarii.
Wskaźnik TEWI pomp ciepła jest z reguły wyraźnie niższy niż w przypadku innych systemów grzewczych (np. kotłów gazowych czy też olejowych). W przypadku, gdy prąd wykorzystywany do pracy pompy ciepła pochodzi ze starych zakładów energetycznych o dużej emisji gazów na jednostkę wytworzonej energii, wskaźnik TEWI użytkowanych w ten sposób pomp może być wyższy niż w urządzeniach konwencjonalnych o wysokiej sprawności.

Porównanie wielkości wskaźnika TEWI pomp ciepła oraz kotłów gazowych i olejowych o różnej sprawności, w odniesieniu do różnych wariantów wskaźnika emisji gazowej zakładu energetycznego, przedstawiono w poniższej tabeli nr 13. W porównaniu założono, że wskaźnik sprawności pompy (COP) wynosi 3,0 i dostarcza ona 20 000 kWh energii cieplnej rocznie.



Z powyższego zestawienia wynika, że stosowanie pomp ciepła nie zawsze musi przyczyniać się do zmniejszania emisji gazów cieplarnianych, bo uzależnione to jest od wielkości emisji gazowej zakładu energetycznego dostarczającego prąd.

Innym istotnym wskaźnikiem służącym głównie ocenie efektywności energetycznej instalacji, ale pośrednio wpływającym także na stan zasobów naturalnych środowiska jest wskaźnik zużycia energii pierwotnej PER (ang. primary energy ratio) wyrażający stosunek ilości wytworzonej energii do energii koniecznej do jej wytworzenia zawartej w naturalnych zasobach (węgiel, ropa naftowa, uran, energia słoneczna, i inne). Z reguły charakteryzuje się nim całkowitą efektywność energetyczną systemu uwzględniając różne straty. Przykładowo wskaźnik ten dla kotłów gazowych i olejowych mieści się w przedziale 0,7-0,9, a dla pomp ciepła wynosi 1,14 (COP 3,0) i 1,52 (COP 4,0) przy efektywności wytwarzania prądu elektrycznego w wysokości 0,38 (średnio w Europie). Zakładając, że efektywność wytwarzania energii elektrycznej będzie stopniowo wzrastała, wskaźnik PER pomp ciepła będzie również się zwiększał przyczyniając się do oszczędniejszego gospodarowania nieodnawialnymi zasobami energetycznymi.

Charakterystyka lokalnego oddziaływania

Instalacje niskotemperaturowe bazujące na systemach zamkniętych oddziaływują na środowisko poprzez obniżenie temperatury ośrodka, z którego czerpane jest ciepło. W przypadku najszerzej stosowanych pionowych wymienników ciepła (instalacje typu ZG), wokół otworu tworzy się charakterystyczny lej temperaturowy (rys. 18).



Na rysunku lej temperaturowy jest symetryczny względem osi otworu i w takiej postaci tworzy się on w utworach niezawodnionych, a więc dotyczy przepływu kondukcyjnego ciepła.

Jeśli pionowy wymiennik zainstalowany jest w utworach wodonośnych, to lej temperaturowy nie wykazuje symetrii - jest rozwinięty w dół strumienia wód podziemnych. Przykład pokazany na rysunku dotyczy sytuacji, gdy cały pionowy wymiennik ciepła zlokalizowany jest w strefie spadku temperatury gruntu wraz z głębokością. Wówczas rozległość leja maleje wraz z głębokością.

Gdy jednak wymiennik obejmuje również strefę wzrostu temperatury (zgodnie z wartością gradientu geotermicznego), lej temperaturowy wraz ze wzrostem głębokości rozszerza się wgłąb górotworu. W takiej postaci nie stanowi on zagrożenia dla środowiska, pomijając oczywiste przeobrażenie kriogeniczne głębszych partii gruntu i wód podziemnych.

Przykład rzeczywistego leja temperaturowego pokazano wg Rybach (2005) na rysunku 19. Pionowy wymiennik ciepła został otoczony siecią termometrów umiejscowionych w otworach obserwacyjnych oddalonych od wymiennika o 2,5 m, 5 m i 10 m. W każdym otworze znajdowały się 24 czujniki temperatury rozmieszczone co 2 metry w pionie. Dzięki temu możliwa była dokładna analiza pola temperaturowego wokół instalacji.

Prezentowany na rysunku 19 przebieg izoterm ukształtowany został w końcowej fazie pierwszego sezonu grzewczego, podczas którego nie doszło do stabilizacji pola temperaturowego. Przebieg izoterm wskazuje na niejednorodność gruntu wokół wymiennika ciepła - w szczególności istotne jest tu zróżnicowanie właściwości fizycznych gruntu (przewodność i pojemność cieplna).



Analizując możliwość oddziaływania leja temperaturowego na środowisko, wskazać trzeba, że jego rozległość jest istotna przy instalacjach wielootworowych, gdzie określa się optymalne odległości poszczególnych otworów, w których montowane są pionowe wymienniki ciepła.

W praktyce instalacyjnej przyjęło się, że odległości te wynoszą 6-15 m i uzależnione są od głębokości otworów (im większa głębokość otworów, tym większa odległość pomiędzy nimi). Wpływ na rozległość leja temperaturowego ma również zdolność przewodzenia ciepła przez ośrodek gruntowo-wodny (litologia) oraz stopień jego zawodnienia.

Kriogeniczne przekształcenia gruntu nie stanowią na ogół bezpośredniego zagrożenia dla środowiska. Spadek temperatury przypowierzchniowych partii gruntu w wyniku instalacji systemów ZH lub ZG może powodować jednak szkody w ekosystemach związanych z środowiskiem glebowym (skrócenie okresu wegetacyjnego, niszczenie szaty roślinnej).

Wpływ na środowisko jest więc potencjalnie możliwy, lecz jest on ograniczony terytorialnie i w związku z tym nie wymaga specjalnych unormowań w rozumieniu formalno-prawnym (Prawo ochrony środowiska).

Instalacje wykorzystujące systemy otwarte wykazują nieco odmienny typ oddziaływania na środowisko. Problemem nie jest tu oddziaływanie na reżim temperaturowy ośrodka gruntowo-wodnego, lecz zmiany hydrodynamiczne (pompowanie, ew. także zatłaczanie), jakie mogą wystąpić w eksploatowanym zbiorniku wód podziemnych. Problemy te scharakteryzowane są dokładnie w bardzo wielu publikacjach i podręcznikach hydrogeologicznych. W przypadku budowy ujęć dla potrzeb geotermii niskotemperaturowej, procedury są analogiczne jak dla ujęć wód podziemnych i z tego powodu zagadnienia te nie muszą być w tym miejscu dodatkowo analizowane.

Potencjalny wpływ na środowisko mogą wykazywać systemy otwarte, w których zrzut wód wykorzystanych następuje do cieków powierzchniowych. Oddziaływanie na odbiornik może mieć miejsce w aspekcie zmian temperaturowych (np. zmiana średniej rocznej temperatury rzeki, skrócenie okresu zamarzania, albo całkowity jego zanik, itp.) Skala oddziaływania zależy w tym przypadku w zasadzie jedynie od rodzaju odbiornika (rzeka, jezioro przepływowe, jezioro zamknięte) oraz wydatku i temperatury odprowadzanych wód. Konsekwencją zmian temperaturowych mogą być potencjalne zmiany w ekosystemach związanych z ciekami powierzchniowymi.

Nie mamy tu jednak do czynienia z wodami termalnymi, a z takimi, które charakteryzują się temperaturą zbliżoną do średniej rocznej w danej miejscowości. Z tego względu potencjalne zagrożenie dla środowiska ocenia się jako minimalne, możliwe do zaakceptowania i niewymagające rozbudowywania procedur prawnych ponad zakres obecnie obowiązujący.[/acctab]
[acctab ==Możliwości wykorzystania nieczynnych otworów studziennych do celów ciepłowniczych==]Otwory nieczynne, z których nie prowadzi się eksploatacji, teoretycznie nadają się do wykorzystania w takim samym stopniu jak studnie nowe, odwiercone specjalnie do celów wykorzystania w systemach otwartych GPC.

Problem polega jednak na tym, że studnie, które nie są eksploatowane, stopniowo tracą wydajność. Mechanizm zjawiska polega na kolmatacji filtra poprzez osadzanie się zawiesin i drobnych frakcji piaszczysto-ilastych na jego ściankach oraz w strefie przyfiltrowej. Kolmatacji mechanicznej towarzyszą zwykle procesy chemiczne i biochemiczne wzmagające efekt zarastania i prowadzące do ograniczenia przepustowości filtra. Procesy te nie mają oczywiście miejsca w studniach bezfiltrowych ujmujących wody z utworów szczelinowych lub krasowych.

Możliwość wykorzystania nieczynnych otworów studziennych musi więc każdorazowo być zweryfikowana poprzez określenie rzeczywistego stanu technicznego studni. Zadanie jest stosunkowo proste i polega na przeprowadzeniu próbnego pompowania sprawdzającego. Jest ono poprzedzone pomiarem głębokości otworu dla sprawdzenia, czy filtr studzienny nie uległ zasypaniu, co oznaczałoby jego trwałe uszkodzenie i brak możliwości wykorzystania otworu. Pompowanie próbne przeprowadza się w miarę możliwości z wydajnościami zbliżonymi do tych, które uzyskano w studni nowej, tuż po jej odwierceniu. Rzadko kiedy wyniki są zbliżone, jednak przez odpowiednie zaprogramowanie i przeprowadzenie pompowania można uzyskać informacje o stopniu zakolmatowania filtra i parametr ten wyrazić w postaci procentowej jako sprawność studni.

Wyniki tych prac przedstawia się w opracowaniu pt. „ Ocena stanu technicznego studni". Nie znajduje ono umiejscowienia w przepisach prawa i stanowi rodzaj autorskiej ekspertyzy. Ocena taka, w przypadku, jeśli dokonywana jest dla studni o przewidywanym wykorzystaniu dla systemu GPC, powinna zawierać m.in. prognozę trwałości wydatku i jakości wody. Pozytywna opinia na temat trwałości tych cech jest warunkiem niezbędnym dla podjęcia decyzji o inwestowaniu w wykorzystanie ciepła geotermalnego, którego nośnikiem ma być woda czerpana ze studni.

Osobnym problemem jest stan prawny nieużytkowanego ujęcia. Do uruchomienia poboru niezbędne jest uzyskanie pozwolenia wodnoprawnego, a to z kolei wymaga przedstawienia dokumentacji hydrogeologicznej ustalającej zasoby eksploatacyjne studni.

W Polsce istnieje bardzo wiele ujęć nieczynnych, które nie mają ani dokumentacji, ani też ustalonych zasobów. Przyczyn tego stanu rzeczy może być wiele. Mogą to być chaotycznie prowadzone przemiany własnościowe, gdy przekazaniu gruntu wraz ze studnią nie towarzyszy przekazanie dokumentów otworu. Może być likwidacja majątku dotychczasowego właściciela (np. PGR-u) bez należytej dbałości o stan prawny pozostawianych nieruchomości. Są też przypadki nielegalnego odwiercenia otworu, tj. bez zatwierdzonego projektu i dokumentacji hydrogeologicznej. Niejednokrotnie zdarza się, że przyczyną braku dokumentów dotyczących ujęcia jest bałagan panujący w jednostce będącej właścicielem studni i ma to miejsce często w przypadku wieloletnich państwowych monopolistów, np. na rynku transportowym.

Przyjęło się, że w takich przypadkach może być sporządzona tzw. „dokumentacja odtworzeniowa", zawierająca opis ujęcia i ustalenie jego zasobów w oparciu dostępne dane hydrogeologiczne oraz prace i badania przeprowadzone na ujęciu (próbne pompowanie, badania jakości, itp.) Ten typ opracowania nie jest przewidziany w przepisach prawa, ale stanowi on jedyne wyjście z sytuacji, tj. pozwala w pewien sposób zalegalizować stan obecny. Dokumentacja taka, po ustaleniu w niej zasobów eksploatacyjnych, powinna być przekazana do odpowiedniego organu administracji geologicznej w analogiczny sposób, jak każda inna dokumentacja hydrogeologiczna. Przyjęcie dokumentacji w trybie przewidzianym przez Prawo geologiczne i górnicze pociąga za sobą cały szereg pozytywnych skutków: pozyskanie i zarchiwizowanie danych geologicznych, wpływy z opłat za korzystanie ze środowiska, ew. nawet stworzenie miejsc pracy, jeśli na bazie ujęcia rozwijana ma być działalność gospodarcza. W ostatnich latach obserwuje się coraz więcej tego typu dokumentacji przekazywanych do przyjęcia, co świadczyć może o postępującej świadomości prawnej właścicieli ujęć.

Zupełnie oddzielnym problemem jest wykorzystanie nieczynnych otworów studziennych jako otworów chłonnych, których zadaniem miałoby być wtłaczanie wód wykorzystanych w systemie typu OP na powrót do warstwy wodonośnej.

Otwory, których zadaniem pierwotnym był pobór wody, a nie jej zatłaczanie, z reguły nie są konstrukcyjnie przystosowane do tego typu zadań.

Trzeba zdawać sobie sprawę, że proces zatłaczania wcale nie jest lustrzanym odbiciem poboru wody. Stożek represji wokół otworu zatłaczającego wodę jest głębszy niż stożek depresji przy poborze wody, co w praktyce oznacza konieczność wytworzenia dużego nadciśnienia, aby możliwy był odpływ wody z filtra do warstwy wodonośnej. Nadciśnienie to powoduje ryzyko niekontrolowanego wypływu wody na powierzchnię wzdłuż kolumny rur osłonowych lub też wzdłuż ściany rury nadfiltrowej (zależnie od konstrukcji studni).

Nawet jeśli ze wstępnych badań wynika dobra chłonność otworu, będzie ona zawsze malała z czasem. Przyczyna tkwi w nieuniknionym procesie kolmatacji filtra od strony wewnętrznej. Kolmatacja następuje na skutek wnoszenia drobnych cząstek mechanicznych, a nade wszystko z powodu korozji rur stalowych zabudowanych w otworze. Produkty tej korozji są w stanie skutecznie zakolmatować warstwę wodonośną w otoczeniu filtra.

O ile więc wykorzystanie nieczynnych otworów studziennych do pompowania wody w systemach otwartych GPC może mieć miejsce i nawet jest polecane przy zachowaniu wszystkich wymienionych wyżej uwarunkowań, o tyle wykorzystanie tychże otworów do zatłaczania zdecydowanie polecane nie jest.

Brak jest obecnie w Polsce informacji o długotrwałym i skutecznym działaniu systemu zatłaczania wód do porowej warstwy wodonośnej, byłoby to więc rozwiązanie obarczone znaczącym ryzykiem.

[/acctab]{/jgaccordion}
 


< Poprzednia   Następna >
 
statystyka