Elektrownia Szczytowo-Pompowa (ESP) Porąbka-Żar, zlokalizowana w Międzybrodziu Bialskim w obrębie kaskady rzeki Soły, jest drugą co do wielkości elektrownią szczytowo-pompową w Polsce, po elektrowni Żarnowiec, i jednocześnie jedyną w kraju elektrownią podziemną. Pełni ona istotną rolę w bilansowaniu krajowego systemu elektroenergetycznego.
Geneza i Budowa
Myśl o budowie polskiej elektrowni szczytowo-pompowej zrodziła się w latach przedwojennych, w okresie budowy zapory w Porąbce. Jednym z pierwszych pomysłodawców był Gabriel Narutowicz, późniejszy prezydent II RP, który nadzorował projektowanie zapory. W myśl jego koncepcji miała to być elektrownia o mocy 200 MW, jednak bez sprecyzowania lokalizacji.
W oparciu o opracowane przez Energoprojekt Warszawa studium lokalizacji elektrowni pompowych w Polsce, najkorzystniejszą z 235 propozycji okazała się lokalizacja w masywie góry Żar. Prace projektowe rozpoczęły się w 1964 roku. W latach 1964-1968 opracowano założenia techniczno-ekonomiczne, które przedstawiono władzom. Oficjalna uchwała o budowie elektrowni wodnej pompowej pod nazwą Porąbka-Żar została podjęta przez Komisję Planowania przy Radzie Ministrów w dniu 27 czerwca 1968 roku.
W ramach projektu wstępnego opracowano 5 wariantów, które różniły się między sobą usytuowaniem budynku elektrowni oraz prowadzeniem sztolni doprowadzających wodę. Roboty przygotowawcze rozpoczęto w roku 1969, a w roku 1970 nieznacznie wyhamowały z powodu braku środków finansowych. W ramach tych prac wybudowano drogi dojazdowe, drogę na górę Żar i most na rzece Sole - łącznie 10,5 km dróg. Równolegle usypywano place budowy i budowano infrastrukturę zaplecza, w tym osiedle mieszkaniowe dla pracowników budowy i przyszłych pracowników elektrowni. Zabudowa objęła 16 domów jednorodzinnych, 3 bloki ośmiorodzinne i 4 hotele robotnicze dla 500 pracowników, z docelowym przeznaczeniem na ośrodek wczasowy dla pracowników energetyki. Po ogłoszeniu stanu wojennego hotele robotnicze przeznaczono dla służby zdrowia i obecnie zajmowane są przez Państwowy Zakład Opiekuńczo-Leczniczy.
W 1970 roku rozpoczęto właściwe prace górnicze. Zbiornik górny jest całkowicie sztucznym zbiornikiem bez dopływu naturalnego. Ma kształt zbliżony do elipsy, o krótszej osi około 250 m i dłuższej około 650 m. Objętość całkowita zbiornika wynosi 2,3 mln m³, a objętość użytkowa 2 mln m³. Jest równa wysokości góry Żar przed rozpoczęciem budowy. Objętość zbiornika pozwala na 4 godziny pracy generatorowej. Budowa wymagała wykonania 2,5 mln m³ robót skalnych. Obwałowania wykonano ze skał wybranych z dna przyszłego zbiornika oraz ziemi i uszczelniono je asfaltobetonem. Odprowadzenie ewentualnych przecieków ze skarp i dna zostało zrealizowane za pomocą galerii kontrolno-drenażowej pod dnem zbiornika. W skarpie zachodniej usytuowano górne ujęcie wody.
Pierwszy hydrozespół zsynchronizowano z siecią państwową 6 stycznia 1979 roku, a ostateczny odbiór elektrowni nastąpił 31 grudnia 1979 roku. Dziś to wciąż druga co do wielkości elektrownia wodna w Polsce. Elektrownię da się uruchomić w niecałe 3 minuty, a w razie problemów można odłączyć prąd w 0,05 sekundy. Specjalny wyłącznik jest wielkości średniego samochodu, a dawniej "wyłączenie prądu przy jego użyciu następowało z ogłuszającym hukiem".
Parametry Techniczne i Konstrukcja
Do komory elektrowni woda doprowadzana jest z ujęcia górnego dwiema sztolniami upadowymi o nachyleniu 36° i długości 872 m każda. Sztolnie zostały opancerzone od wewnątrz elementami stalowymi, których grubość zwiększa się w miarę zbliżania się do komory i wynosi 16 mm w górnej części i 52 mm w dolnej. Sztolnie zwężają się stopniowo z 4,33 do 3,30 m przy komorze. Puste miejsce pomiędzy ścianami wyrobiska a opancerzeniem wypełniono betonem. Każda ze sztolni rozdziela się na dwie prowadzące do hydrozespołów sztolnie turbinowe.
Żelbetowa komora elektrowni jest wydrążona w skałach trudnego w obróbce fliszu karpackiego. Ma 27 m szerokości, 40 m wysokości i 125 m długości. Za hydrozespołami sztolnie turbinowe łączą się w pary w sztolnie zbiorcze, by ostatecznie złączyć się w jedną sztolnię odpływową o średnicy 6 m. Wszystkie sztolnie są wyposażone w stalowe opancerzenia. Łączna długość sztolni odprowadzających wynosi około 500 m. Tuż za zbiegiem sztolni zbiorczych umieszczono komorę uderzeń, połączoną z atmosferą, której zadaniem jest tłumienie uderzeń wody w czasie odstawień hydrozespołów, szczególnie awaryjnych. Ma kształt walca o wysokości 38 m i średnicy 14 m. Komora połączona jest z derywacją odprowadzającą szybem o średnicy 4,5 m i długości 20 m. Od stropu komory odprowadzono szyb połączony z powierzchnią i zakończony budynkiem nadszybia.
Zbiornikiem dolnym jest sztuczne Jezioro Międzybrodzkie. Sztolnia odprowadzająca jest zakończona dolnym ujęciem wody posiadającym podwójne wloty z zamknięciami roboczymi i zastawkami remontowymi, zabezpieczone kratami. W pobliżu ujęcia wybudowano tzw. Elektrownia wyposażona jest w cztery turbozespoły odwracalne posiadające turbiny typu Francisa. Moc generatorowa każdego turbozespołu wynosi 125 MW, a moc pompowa 135,5 MW. Pierwotną automatykę turbozespołu zaprojektowała i dostarczyła szwedzka firma ASEA-KMW. Obroty znamionowe turbozespołu wynoszą 600 obr./min, co daje przełyk 35,1 m³/s wody w pracy generatorowej i 29,8 m³/s wody w pracy pompowej. Rozruch turbozespołu trwa 180 sekund, zatrzymanie z pełnego obciążenia w pracy generatorowej trwa 143 s. Możliwe jest płynne przejście z pracy generatorowej do pompowej w czasie 10 minut.
Pompoturbiny zostały zaprojektowane przez biuro konstrukcyjne firmy Boving i wykonane w fabryce Markham w Chesterfield w Anglii. Spirale turbin wykonano w zakładach ČKD Blansko. Każda turbina posiada indywidualny zawór kulowy o średnicy 1,65 m i masie ok. 80 ton, umieszczony na wlotach do spiral, zaprojektowany przez firmę Boving, na ciśnienie robocze 6,4 MPa i ciśnienie chwilowe 8,8 MPa oraz wyprodukowany w zakładach ČKD Blansko. Dodatkowo zastosowano zasuwy remontowe produkcji ČKD Blansko, opuszczane na czas remontów.
Projekt generatorów synchronicznych został wykonany przez firmę GEC Machines Rugby na zlecenie firmy Boving. Generator nr 1 został wyprodukowany przez firmę GEC, a pozostałe generatory zostały wykonane przez firmę „Dolmel” Wrocław na podstawie angielskiej dokumentacji. Napięcie znamionowe generatorów wynosi 13,8 kV. Układ wzbudzania oparty jest na tyrystorach. Maszyna posiada układ wody chłodzącej z wymuszonym obiegiem otwartym, który chłodzi również łożyska wału głównego i oporniki silnika rozruchowego. Ze względu na specyfikę generatorów synchronicznych, każdy turbozespół wyposażony jest w silnik rozruchowy o mocy 8 MW stosowany do rozruchu do pracy pompowej (do pracy generatorowej rozpęd następuje samoczynnie na skutek ciśnienia grawitacyjnego wody), rozpędzający wał do obrotów podsynchronicznych, przy których pracę może przejąć generator-silnik. Urządzenie służy również do elektrycznego hamowania turbozespołu. Moc z generatora jest wyprowadzona za pomocą ekranowanych szyn elektrycznych na olejowy transformator blokowy 13,8/242 kV 150 MVA produkcji ELTA Łódź.
Poważna Awaria i Pożar Generatora w 1989 Roku
W historii eksploatacji Elektrowni Porąbka-Żar, oprócz pomniejszych awarii, wydarzyła się jedna poważna. W nocy 27/28 kwietnia 1989 roku hydrozespół nr 1 został uruchomiony do pracy pompowej przez dyżurnego Krajowej Dyspozycji Mocy w Warszawie z wykorzystaniem automatyki telesterowania. Rozruch i synchronizacja z siecią przebiegły pomyślnie. Po około 10-15 sekundach pracy obsługa usłyszała narastający łomot i wibracje. W tym momencie nastąpił silny wybuch i pożar generatora.
Automatyka natychmiast wyłączyła turbozespół nr 1 oraz uruchomiony do pracy pompowej kilka minut wcześniej hydrozespół nr 3. Obsługa natychmiast przystąpiła do gaszenia pożaru za pomocą systemu CO2 i ręcznych gaśnic. Przyczyną awarii okazało się zerwanie w trakcie ruchu generatora części pakietu nabiegunnika nr 8 wirnika generatora. Odpadająca część uderzyła w rdzeń stojana, doprowadzając do zwarcia uzwojenia, a następnie trąc o blachy stojana zakleszczyła się, wskutek czego nastąpiło wyhamowanie wirnika i przesunięcie stojana po obwodzie zewnętrznym o około 1 m. Zerwane zostały wszystkie rurociągi wody chłodzącej, co spowodowało wyciek wody. Jednocześnie nastąpiło ścięcie wszystkich śrub sprzęgła silnika rozruchowego z generatorem i silnik odpadł od turbozespołu. Elektrownię przywrócono do pracy w czerwcu 1992 roku.
Rola ESP w Polskim Systemie Energetycznym
Polski system energetyczny ma problem z nadmiarem energii z odnawialnych źródeł (OZE), zwłaszcza gdy warunki pogodowe są idealne (świeci i wieje). O tym, że wiatraki i panele to źródła chimeryczne, uzależnione od pogody, świadczą częste komunikaty Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) o nakazie wyłączania farm wiatrowych czy fotowoltaicznych. Różnego rodzaju ograniczenia, zwykle godzinowe, narzucone farmom OZE przez PSE, obowiązywały przez aż 180 dni ubiegłego roku. Może to wywołać zapaść energetyki, podobnie jak niedobór mocy. Często musimy ratować się eksportem energii, nawet po ujemnych cenach, gdy producenci muszą dopłacać za odbiór energii.
Rozwój potencjału długookresowego magazynowania energii to coraz pilniejsze zadanie, przed jakim staje polska energetyka. W stabilizowaniu systemu elektroenergetycznego w krótszych, kilkugodzinnych okresach mogą pomóc bateryjne magazyny energii, natomiast w zapewnieniu zdolności przechowywania dużych wolumenów energii na dłuższe okresy kluczowa jest budowa nowych elektrowni szczytowo-pompowych (ESP). W Polsce mamy kilka elektrowni szczytowo-pompowych, z których cztery należą do spółki PGE Energia Odnawialna: Żarnowiec (największa w Polsce, 716 MW), Porąbka-Żar (500 MW), Dychów (90 MW) i Solina (200 MW). Te elektrownie szczytowo-pompowe nie raz pokazały swoją przydatność w stabilizowaniu krajowego systemu elektroenergetycznego, jak miało to miejsce kilka lat temu po awarii transformatora w elektrowni Bełchatów, kiedy to Polskie Sieci Elektroenergetyczne wezwały na pomoc ESP.
Magazyny energii, takie jak elektrownie szczytowo-pompowe, zgromadzą energię, kiedy prąd jest tani (np. w godzinach około południa przy dużej produkcji z OZE), a oddadzą ją do systemu, kiedy jest drogi (np. wieczorem). Inwestowanie w magazyny energii staje się coraz bardziej opłacalne, nawet bez własnej fotowoltaiki, aby ładować je w momencie ujemnych lub niskich cen i wykorzystywać prąd, gdy ceny są wysokie.
Grzegorz Braun - ws. elektrowni szczytowo-pompowych
Modernizacja i Jej Problemy
Elektrownie szczytowo-pompowe w naszym kraju to obiekty mające po kilkadziesiąt lat. Nadzieję na zwiększenie potencjału polskich ESP dała przyjęta w zeszłym roku specustawa, traktująca elektrownie szczytowo-pompowe jako inwestycje celu publicznego. Elektrownia Szczytowo-Pompowa Porąbka-Żar, dysponująca mocą 540 MW, jest obecnie w trakcie modernizacji, która ma zwiększyć jej efektywność operacyjną, dostosować hydrozespół do możliwości długotrwałej pracy w trybie kompensacyjnym, zmniejszyć częstotliwość napraw oraz modyfikacji, a także dostosować instalację do obecnych i przyszłych potrzeb regulacyjnych i rynkowych.
Zerwanie Kontraktu z Wykonawcami
Tuż przed końcem 2025 roku doszło do gwałtownego zwrotu akcji w jednej z kluczowych inwestycji polskiej energetyki odnawialnej. PGE Energia Odnawialna zerwała kontrakt o wartości 1,29 mld zł brutto z konsorcjum GE Hydro France i Mostostal Warszawa, odpowiedzialnym za modernizację części technologicznej Elektrowni Szczytowo-Pompowej Porąbka-Żar. Decyzja zapadła po wykryciu szeregu problemów, które - zdaniem inwestora - przekreśliły szanse na terminowe i prawidłowe zakończenie projektu.
Według komunikatu Mostostalu Warszawa, PGE Energia Odnawialna zarzuciła wykonawcom znaczną zwłokę w realizacji prac, brak realnych możliwości dotrzymania terminów oraz niewłaściwe planowanie robót. Szczególne zastrzeżenia dotyczyły obszaru technologicznego, gdzie - jak wskazano - pojawiły się błędy projektowe i wykonawcze o istotnym znaczeniu dla całej inwestycji. W konsekwencji spółka z grupy PGE sięgnęła po zapisy umowne. Na konsorcjum nałożono kary finansowe: 4,72 mln zł za opóźnienie w przekazaniu hydrozespołu nr 3 oraz 105,33 mln zł tytułem odstąpienia od umowy z winy wykonawcy. Dodatkowo wystawiono noty obciążeniowe wobec lidera konsorcjum, GE Hydro France, oraz wezwano do zwrotu nierozliczonej zaliczki w wysokości 151,59 mln zł. Umowa na modernizację Porąbki-Żar została podpisana w lipcu 2022 roku. Zakres prac obejmował cztery hydrozespoły oraz kluczowe instalacje pomocnicze, odpowiadające za stabilną i bezpieczną pracę obiektu. W styczniu 2025 roku strony zawarły aneks, który podniósł wartość kontraktu o około 15 proc., czyli blisko 169 mln zł. Zgodnie z aktualizowanym harmonogramem zakończenie inwestycji planowano na 2028 rok. Mostostal Warszawa zapowiedział analizę podstaw prawnych decyzji PGE Energia Odnawialna, co oznacza, że sprawa może znaleźć swój finał na drodze sądowej. Zerwanie kontraktu tej skali nie tylko komplikuje harmonogram modernizacji strategicznej elektrowni, ale może też stać się jednym z głośniejszych sporów w polskim sektorze infrastrukturalno-energetycznym ostatnich lat.
Bieżące Prace Remontowe i Zamknięcie dla Zwiedzających
PGE Energia Odnawialna z Grupy PGE rozpoczęła modernizację Elektrowni Szczytowo-Pompowej Porąbka-Żar. W związku z remontem konieczne było odstawienie elektrowni i opróżnienie górnego zbiornika. W zbiorniku ruszyło frezowanie skarp i dna, budowa warstw drenażowej i szczelnej zbiornika, przewidziana jest też modernizacja dolnego i górnego ujęcia wody wraz z torem wodnym. Jednocześnie trwa remont na rozdzielniach 220 kV. Prace te mają potrwać do końca września 2024 roku. W październiku ma się rozpocząć wymiana hydrozespołów. Na czas remontu elektrownia jest zamknięta dla zwiedzających. Elektrownia Szczytowo-Pompowa Porąbka-Żar ogłosiła, że przez kilka lat będzie zamknięta dla zwiedzających. Ze względu na trwające prace remontowe i modernizacyjne, Elektrownia Porąbka-Żar nie będzie dostępna do zwiedzania do dnia 01.04.2028 r.
tags: #elektrownia #porabka #zar #pozar