Skoncentrowana energia słoneczna - Concentrated solar power

Systemy skoncentrowanej energii słonecznej ( CSP , znane również jako skoncentrowana energia słoneczna , skoncentrowana słoneczna energia cieplna ) generują energię słoneczną za pomocą luster lub soczewek, aby skoncentrować duży obszar światła słonecznego na odbiorniku. Energia elektryczna powstaje, gdy skoncentrowane światło jest przekształcane w ciepło ( energię słoneczną cieplną ), które napędza silnik cieplny (najczęściej turbinę parową ) podłączoną do generatora energii elektrycznej lub napędza reakcję termochemiczną .

CSP miał globalną całkowitą moc zainstalowaną na poziomie 5500  MW w 2018 r., w porównaniu z 354 MW w 2005 r. Hiszpania odpowiadała za prawie połowę światowej mocy (2300 MW), mimo że od 2013 r. w kraju nie pojawiła się żadna nowa moc komercyjna. Stany Zjednoczone następuje z 1740 MW. Zainteresowanie jest również zauważalne w Afryce Północnej i na Bliskim Wschodzie, a także w Indiach i Chinach. Rynek światowy był początkowo zdominowany przez instalacje z rynną paraboliczną, które w pewnym momencie stanowiły 90% instalacji CSP. Od około 2010 roku centralna wieża zasilająca CSP jest preferowana w nowych zakładach ze względu na jej wyższą temperaturę pracy — do 565 °C (1049 °F) w porównaniu do maksymalnej wartości rynny 400 °C (752 °F) — co zapewnia większą wydajność.

Wśród większych projektów CSP są Ivanpah Solar Power Facility (392 MW) w Stanach Zjednoczonych, który wykorzystuje technologię wież słonecznych bez magazynowania energii cieplnej, oraz elektrownię słoneczną Ouarzazate w Maroku, która łączy technologie rynnowe i wieżowe w sumie 510 MW z kilkugodzinnym magazynowaniem energii.

Jako elektrownia cieplna CSP ma więcej wspólnego z elektrowniami cieplnymi, takimi jak elektrownie węglowe, gazowe lub geotermalne. Elektrownia CSP może zawierać magazyn energii cieplnej , który przechowuje energię w postaci ciepła jawnego lub jako ciepło utajone (na przykład przy użyciu stopionej soli ), co umożliwia tym zakładom dalsze wytwarzanie energii elektrycznej zawsze, gdy jest to potrzebne, w dzień lub w nocy. To sprawia, że ​​CSP jest dyspozycyjną formą energii słonecznej. Dyspozycyjna energia odnawialna jest szczególnie cenna w miejscach, w których istnieje już wysoka penetracja fotowoltaiki (PV), takich jak Kalifornia, ponieważ zapotrzebowanie na energię elektryczną osiąga szczyt w okolicach zachodu słońca, podobnie jak spada moc PV (zjawisko określane jako krzywa kaczki ).

CSP jest często porównywany do fotowoltaicznej energii słonecznej (PV), ponieważ oba wykorzystują energię słoneczną. Podczas gdy fotowoltaika odnotowała ogromny wzrost w ostatnich latach ze względu na spadające ceny, wzrost Solar CSP był powolny ze względu na trudności techniczne i wysokie ceny. W 2017 r. CSP stanowiło mniej niż 2% światowej mocy zainstalowanej elektrowni słonecznych. Jednak CSP może łatwiej magazynować energię w nocy, co czyni ją bardziej konkurencyjną w stosunku do generatorów dyspozycyjnych i elektrowni podstawowych.

Projekt DEWA w Dubaju, budowany w 2019 roku, ustanowił światowy rekord pod względem najniższej ceny CSP w 2017 roku na poziomie 73 USD za MWh dla projektu połączonego z rynną i wieżą 700 MW: 600 MW rynny, 100 MW wieży z 15 godzinami ogrzewania magazynowanie energii codziennie. Taryfa CSP dla obciążenia podstawowego w ekstremalnie suchym regionie Atacama w Chile osiągnęła poniżej 50 USD/MWh w aukcjach w 2017 r.

Historia

Legenda głosi, że Archimedes użył „płonącego szkła”, aby skoncentrować światło słoneczne na nacierającej flocie rzymskiej i odeprzeć ją z Syrakuz . W 1973 r. grecki naukowiec, dr Ioannis Sakkas, ciekawy, czy Archimedes mógł rzeczywiście zniszczyć rzymską flotę w 212 rpne, ustawił w szeregu prawie 60 greckich marynarzy, z których każdy trzymał podłużne lustro przechylone, aby łapać promienie słoneczne i kierować ich na smołę. -pokryta sylwetka ze sklejki w odległości 49 m (160 stóp). Po kilku minutach statek zapalił się; jednak historycy nadal wątpią w historię Archimedesa.

W 1866 roku Auguste Mouchout użył parabolicznego rynny do produkcji pary do pierwszego słonecznego silnika parowego. Pierwszy patent na kolektor słoneczny uzyskał włoski Alessandro Battaglia w Genui we Włoszech w 1886 roku. W kolejnych latach wynalazcy, tacy jak John Ericsson i Frank Shuman, opracowali urządzenia koncentrujące zasilane energią słoneczną do nawadniania, chłodzenia i lokomocji. W 1913 r. Shuman ukończył w Maadi w Egipcie paraboliczną stację energii słonecznej o mocy 55 KM (41 kW) do nawadniania. Pierwszy system solarny mocy za pomocą danie lustro został zbudowany przez dra RH Goddard , który był już znany ze swoich badań nad rakiet napędzanych ciekłych i napisał artykuł w 1929 roku, w którym twierdził, że wszystkie dotychczasowe przeszkody zostały rozwiązane.

Profesor Giovanni Francia (1911-1980) zaprojektował i zbudował pierwszą skoncentrowaną elektrownię słoneczną, która została uruchomiona w Sant'Ilario koło Genui we Włoszech w 1968 roku. Elektrownia ta miała architekturę dzisiejszych elektrowni wieżowych z odbiornikiem słonecznym w środek pola kolektorów słonecznych. Zakład był w stanie wyprodukować 1 MW z przegrzaną parą o ciśnieniu 100 bar i 500°C. Wieża energetyczna Solar One o mocy 10 MW została opracowana w południowej Kalifornii w 1981 roku. Solar One został przekształcony w Solar Two w 1995 roku, wdrażając nowy projekt ze stopioną mieszanką soli (60% azotan sodu, 40% azotan potasu) jako płyn roboczy odbiornika oraz jako nośnik pamięci. Podejście z użyciem stopionej soli okazało się skuteczne, a Solar Two działał z powodzeniem do czasu jego wycofania z eksploatacji w 1999 roku. Technologia rynny parabolicznej w pobliskich Systemach Generowania Energii Słonecznej (SEGS), rozpoczęta w 1984 roku, była bardziej funkcjonalna. Do 2014 roku SEGS o mocy 354 MW była największą elektrownią słoneczną na świecie.

Żadna komercyjna skoncentrowana energia słoneczna nie została zbudowana od 1990 r., kiedy SEGS został ukończony, aż do 2006 r., kiedy zbudowano kompaktowy liniowy system reflektorów Fresnela w elektrowni Liddell w Australii. Niewiele innych elektrowni zostało zbudowanych według tego projektu, chociaż w 2009 roku otwarto Elektrociepłownię Słoneczną Kimberlina o mocy 5 MW .

W 2007 roku zbudowano Nevada Solar One o mocy 75 MW, projekt koryta i pierwszą dużą elektrownię od czasu SEGS. W latach 2009-2013 Hiszpania zbudowała ponad 40 parabolicznych systemów rynnowych, standaryzowanych w blokach o mocy 50 MW.

Ze względu na sukces Solar Two, w 2011 roku w Hiszpanii zbudowano komercyjną elektrownię o nazwie Solar Tres Power Tower , której nazwę zmieniono później na Gemasolar Thermosolar Plant. Wyniki projektu Gemasolar utorowały drogę kolejnym roślinom tego typu. W tym samym czasie zbudowano zakład energii słonecznej Ivanpah, ale bez magazynowania energii cieplnej, wykorzystując gaz ziemny do wstępnego podgrzewania wody każdego ranka.

Większość skoncentrowanych elektrowni słonecznych wykorzystuje konstrukcję rynny parabolicznej zamiast wieży energetycznej lub systemów Fresnela. Istnieją również odmiany parabolicznych systemów rynnowych, takich jak zintegrowany solarny cykl kombinowany (ISCC), który łączy rynny i konwencjonalne systemy ogrzewania z paliw kopalnych.

CSP był początkowo traktowany jako konkurent dla fotowoltaiki, a Ivanpah został zbudowany bez magazynowania energii, chociaż Solar Two obejmował kilka godzin magazynowania energii cieplnej. Do 2015 roku, ceny do instalacji fotowoltaicznych PV spadły i moc handlowych sprzedawał za 1 / 3 ostatnich umów CSP. Jednak coraz częściej CSP było oferowane z 3 do 12 godzinami magazynowania energii cieplnej, co czyni CSP dyspozycyjną formą energii słonecznej. W związku z tym jest coraz częściej postrzegana jako konkurująca z gazem ziemnym i ogniwami fotowoltaicznymi z bateriami o elastyczną, dyspozycyjną moc.

Obecna technologia

CSP służy do produkcji energii elektrycznej (czasami nazywanej termoelektryką słoneczną, zwykle wytwarzaną przez parę ). Systemy wykorzystujące technologię skoncentrowanej energii słonecznej wykorzystują lustra lub soczewki z systemami śledzenia , aby skupić duży obszar światła słonecznego na małym obszarze. Skoncentrowane światło jest następnie wykorzystywane jako ciepło lub jako źródło ciepła dla konwencjonalnej elektrowni (termoelektryczność słoneczna). Koncentratory słoneczne stosowane w systemach CSP mogą być również często wykorzystywane do ogrzewania lub chłodzenia procesów przemysłowych, takich jak klimatyzacja słoneczna .

Technologie koncentracji istnieją w czterech typach optycznych, a mianowicie parabolicznej rynnie , czaszy , koncentracyjnym liniowym reflektorze Fresnela i wieży słonecznej . Paraboliczne rynny i koncentryczne liniowe reflektory Fresnela są klasyfikowane jako typy kolektorów z ogniskiem liniowym, podczas gdy czasza i wieża słoneczna są typami ogniskowania punktowego. Kolektory liniowe osiągają średnie współczynniki koncentracji (50 słońc i więcej), a kolektory punktowe osiągają wysokie współczynniki koncentracji (ponad 500 słońc). Chociaż proste, te słoneczne koncentratory są dość dalekie od teoretycznego maksymalnego stężenia. Na przykład, stężenie parabolicznego doliny daje około 1 ⁄ 3 teoretycznego maksimum dla kąta akceptacji projektu , to znaczy dla tych samych ogólnych tolerancji dla systemu. Zbliżanie się do teoretycznego maksimum można osiągnąć przez zastosowanie bardziej rozbudowanych koncentratorów opartych na optyce nieobrazowej .

Różne typy koncentratorów wytwarzają różne temperatury szczytowe i odpowiednio różne sprawności termodynamiczne, ze względu na różnice w sposobie śledzenia słońca i skupiania światła. Nowe innowacje w technologii CSP są wiodącymi systemami, które stają się coraz bardziej opłacalne.

Koryta paraboliczne

Rynna paraboliczna składa się z liniowego odbłyśnika parabolicznego, który skupia światło na odbiorniku umieszczonym wzdłuż linii ogniskowej odbłyśnika. Odbiornik to rurka umieszczona na podłużnej ogniskowej lustra parabolicznego i wypełniona płynem roboczym. Reflektor podąża za słońcem w ciągu dnia, śledząc wzdłuż jednej osi. Cieczy roboczej (na przykład stopiona sól ) ogrzewa się do 150-350 ° C (302-662 ° F), gdy przepływa przez odbiornik i jest następnie wykorzystywany jako źródło ciepła dla systemu energetycznego. Systemy korytowe są najbardziej rozwiniętą technologią CSP. W słoneczne systemy wytwarzania energii (Segs) rośliny w Kalifornii, pierwszy na świecie komercyjnych parabolicznych roślin koryta, Acciona za Nevada Solar One niedaleko Boulder City, Nevada i Andasol Europa pierwszego komercyjnego paraboliczne koryta rośliny są reprezentatywne, wraz z Plataforma Solar de Almeria S” Obiekty testowe SSPS-DCS w Hiszpanii .

Zamknięte koryto

Projekt zamyka słoneczny system cieplny w szklarni podobnej do szklarni. Szklarnia tworzy chronione środowisko, które jest odporne na czynniki, które mogą negatywnie wpłynąć na niezawodność i wydajność słonecznego systemu grzewczego. Lekkie, zakrzywione lustra odbijające promienie słoneczne są zawieszone na przewodach pod sufitem szklarni. A systemów śledzenia jednoosiową pozycji lustra odzyskać optymalną ilość światła słonecznego. Lustra skupiają światło słoneczne i skupiają je na sieci nieruchomych stalowych rur, również zawieszonych na konstrukcji szklarni. Woda jest przenoszona przez całą długość rury, która jest gotowana w celu wytworzenia pary pod wpływem intensywnego promieniowania słonecznego. Osłonięcie luster przed wiatrem pozwala im osiągnąć wyższą temperaturę i zapobiega gromadzeniu się kurzu na lustrach.

GlassPoint Solar , firma, która stworzyła projekt Enclosed Trough, twierdzi, że jej technologia może wytwarzać ciepło w celu ulepszonego odzyskiwania oleju (EOR) za około 5 USD za 290 kWh (1 000 000 BTU) w słonecznych regionach, w porównaniu z 10 do 12 USD w przypadku innych konwencjonalnych źródeł energii słonecznej technologie.

Wieża energii słonecznej

Wieża słoneczna składa się z szeregu dwuosiowych reflektorów śledzących ( heliostatów ), które skupiają światło słoneczne na centralnym odbiorniku na szczycie wieży; odbiornik zawiera płyn przenoszący ciepło, który może składać się z pary wodnej lub stopionej soli . Optycznie wieża słoneczna jest tym samym, co okrągły reflektor Fresnela. Płyn roboczy w odbiorniku jest podgrzewany do temperatury 500–1000 °C (773–1273 K lub 932–1832 °F), a następnie wykorzystywany jako źródło ciepła dla systemu wytwarzania energii lub magazynowania energii. Zaletą wieży solarnej jest możliwość regulacji reflektorów zamiast całej wieży. Rozwój wież energetycznych jest mniej zaawansowany niż systemy rynnowe, ale oferują wyższą wydajność i lepsze możliwości magazynowania energii. Zastosowanie heliostatów w celu podgrzania płynu roboczego jest również możliwe do zastosowania w wieży z belką w dół.

Solar Dwa w Daggett w Kalifornii i CESA-1 w Plataforma Solar de Almeria Almeria, Hiszpania, są najbardziej reprezentatywne instalacje demonstracyjne. Planta Solar 10 (PS10) w Sanlucar la Mayor , Hiszpania, jest to pierwszy komercyjny narzędzie skalę energii słonecznej wieża na świecie. Obiekt Ivanpah Solar Power Facility o mocy 377 MW , zlokalizowany na pustyni Mojave , jest największym obiektem CSP na świecie i wykorzystuje trzy wieże energetyczne. Ivanpah wyprodukowała jedynie 0,652 TWh (63%) swojej energii ze środków słonecznych, a pozostałe 0,388 TWh (37%) ze spalania gazu ziemnego .

Odbłyśniki Fresnela

Odbłyśniki Fresnela są wykonane z wielu cienkich, płaskich pasków lustrzanych, które skupiają światło słoneczne na rurkach, przez które pompowany jest płyn roboczy. Zwierciadła płaskie pozwalają na większą powierzchnię odbijającą na tej samej przestrzeni niż odbłyśnik paraboliczny, dzięki czemu wychwytują więcej dostępnego światła słonecznego i są znacznie tańsze niż odbłyśniki paraboliczne. Odbłyśniki Fresnela mogą być stosowane w CSP różnej wielkości.

Odbłyśniki Fresnela są czasami uważane za technologię o gorszej wydajności niż inne metody. Efektywność kosztowa tego modelu powoduje, że niektórzy używają go zamiast innych o wyższych wskaźnikach wydajności. Niektóre nowe modele reflektorów Fresnela z funkcją Ray Tracing rozpoczęły testy i początkowo wykazały wyższą wydajność niż wersja standardowa.

Danie Stirling

Czasza Stirlinga lub układ silnika czaszy składa się z samodzielnego odbłyśnika parabolicznego, który skupia światło na odbiorniku umieszczonym w ognisku odbłyśnika. Reflektor śledzi Słońce wzdłuż dwóch osi. Płyn roboczy w odbiorniku jest podgrzewany do 250–700 °C (482–1292 °F), a następnie wykorzystywany przez silnik Stirlinga do wytwarzania energii. Systemy paraboliczne zapewniają wysoką sprawność energii słonecznej do elektrycznej (od 31% do 32%), a ich modułowa natura zapewnia skalowalność. Systems Stirling Energy (SES), Zjednoczone Sun Systems (USS) i Science Applications International Corporation (SAIC) dania na UNLV i Australian National University „s Big Dish w Canberra , Australia są reprezentatywne dla tej technologii. Światowy rekord wydajności energii słonecznej do elektrycznej został ustanowiony 31,25% przez czasze SES w National Solar Thermal Test Facility (NSTTF) w Nowym Meksyku w dniu 31 stycznia 2008 r., w zimny, jasny dzień. Według jej dewelopera, szwedzkiej firmy Ripasso Energy , w 2015 roku jej system Dish Sterling testowany na pustyni Kalahari w RPA wykazał 34% wydajności. Instalacja SES w Maricopa w Phoenix była największą instalacją Stirling Dish na świecie, dopóki nie została sprzedana firmie United Sun Systems . Następnie większe części instalacji zostały przeniesione do Chin w ramach ogromnego zapotrzebowania na energię.

Odzyskiwanie oleju wzmocnione energią słoneczną

Ciepło słoneczne może być wykorzystywane do dostarczania pary używanej do zmniejszenia lepkości oleju ciężkiego i łatwiejszego pompowania. Wieża słoneczna i paraboliczne rynny mogą być wykorzystywane do dostarczania pary, która jest wykorzystywana bezpośrednio, dzięki czemu nie są wymagane generatory i nie jest wytwarzana energia elektryczna. Odzyskiwanie oleju wspomagane energią słoneczną może przedłużyć żywotność pól naftowych z bardzo gęstym olejem, którego pompowanie w innym przypadku nie byłoby opłacalne.

CSP z magazynowaniem energii cieplnej

W zakładzie CSP, który obejmuje magazynowanie, energia słoneczna jest najpierw wykorzystywana do ogrzewania stopionej soli lub oleju syntetycznego, który jest przechowywany, dostarczając energię cieplną/ciepłą w wysokiej temperaturze w izolowanych zbiornikach. Później gorąca stopiona sól (lub olej) jest wykorzystywana w wytwornicy pary do wytwarzania pary w celu wytworzenia energii elektrycznej przez turbogenerator parowy zgodnie z wymaganiami. Tak więc energia słoneczna, która jest dostępna tylko w świetle dziennym, jest wykorzystywana do wytwarzania energii elektrycznej przez całą dobę na żądanie jako obciążenie po elektrowni lub elektrowni szczytowej. Pojemność akumulacji ciepła jest podana w godzinach wytwarzania energii na tabliczce znamionowej . W przeciwieństwie do fotowoltaiki słonecznej lub CSP bez magazynowania, wytwarzanie energii ze słonecznych elektrowni cieplnych jest dyspozycyjne i samowystarczalne, podobnie jak elektrownie opalane węglem/gazem, ale bez zanieczyszczeń. CSP z magazynami energii cieplnej mogą być również wykorzystywane jako instalacje kogeneracyjne do całodobowego dostarczania zarówno energii elektrycznej, jak i pary technologicznej. Od grudnia 2018 r. koszty wytwarzania CSP z magazynami energii cieplnej wahały się od 5 c€/kWh do 7 c€/kWh w zależności od dobrego do średniego promieniowania słonecznego otrzymywanego w danej lokalizacji. W przeciwieństwie do fotowoltaiki, CSP z magazynami energii cieplnej może być również ekonomicznie wykorzystywana przez całą dobę do produkcji wyłącznie pary technologicznej zastępującej zanieczyszczenia emitujące paliwa kopalne . Instalację CSP można również zintegrować z fotowoltaiką, aby uzyskać lepszą synergię.

CSP z systemami magazynowania ciepła są również dostępne w cyklu Braytona z powietrzem zamiast pary do całodobowego wytwarzania energii elektrycznej i/lub pary. Te zakłady CSP są wyposażone w turbiny gazowe do wytwarzania energii elektrycznej. Mają one również małą moc (<0,4 MW) z możliwością instalacji na kilku akrach powierzchni. Ciepło odpadowe z elektrowni może być również wykorzystywane do wytwarzania pary technologicznej i potrzeb HVAC . W przypadku, gdy dostępność gruntów nie jest ograniczeniem, dowolna liczba tych modułów może być zainstalowana do 1000 MW z RAMS i korzyścią kosztową, ponieważ koszt za MW tych jednostek jest tańszy niż większych elektrowni słonecznych.

Scentralizowane ogrzewanie miejskie przez całą dobę jest również możliwe dzięki skoncentrowanym elektrowniom słonecznym .

Produkcja paliw neutralnych pod względem emisji dwutlenku węgla

Produkcja neutralnych pod względem emisji dwutlenku węgla paliw syntetycznych przy użyciu skoncentrowanej słonecznej energii cieplnej w temperaturze prawie 1500 °C jest wykonalna technicznie i opłacalna komercyjnie w najbliższej przyszłości przy spadających kosztach instalacji CSP. Ponadto neutralna wodór może być wytwarzany z energii słonecznej cieplnej (CSP), stosując cykl siarkę jodu , cyklu hybrydowego siarki , cyklu tlenek żelaza , cykl miedzi chloru , cykl tlenek cynkowo-cynk , cer (IV), tlenek ceru (III), tlenek cykl itp.

Wdrożenie na całym świecie

Krajowe moce CSP w 2018 r. (MW _p )

Kraj	Całkowity	Dodany
Hiszpania	2300	0
Stany Zjednoczone	1,738	0
Afryka Południowa	400	100
Maroko	380	200
Indie	225	0
Chiny	210	200
Zjednoczone Emiraty Arabskie	100	0
Arabia Saudyjska	50	50
Algieria	25	0
Egipt	20	0
Australia	12	0
Tajlandia	5	0
Źródło : Globalny raport o stanie REN21 , 2017 i 2018

Komercyjne wdrażanie zakładów CSP rozpoczęło się w 1984 r. w USA od zakładów SEGS . Ostatnia fabryka SEGS została ukończona w 1990 roku. W latach 1991-2005 nie zbudowano żadnych zakładów CSP nigdzie na świecie. Globalna zainstalowana wydajność CSP wzrosła prawie dziesięciokrotnie w latach 2004–2013 i rosła średnio o 50 procent rocznie w ciągu ostatnich pięciu z tych lat. W 2013 roku światowa moc zainstalowana wzrosła o 36% lub prawie 0,9 gigawata (GW) do ponad 3,4 GW. Hiszpania i Stany Zjednoczone pozostały światowymi liderami, podczas gdy liczba krajów, w których zainstalowano CSP, rosła, ale szybki spadek cen fotowoltaiki, zmiany polityki i światowy kryzys finansowy zahamowały większość rozwoju w tych krajach. Rok 2014 był najlepszym rokiem dla CSP, ale po nim nastąpił gwałtowny spadek, a w 2016 r. ukończono tylko jedną dużą elektrownię na świecie. Istnieje wyraźna tendencja do krajów rozwijających się i regionów o wysokim poziomie promieniowania słonecznego, z kilkoma dużymi elektrowniami w budowie w 2017 r.

Skoncentrowana energia słoneczna na całym świecie (MW _p )

Rok	1984	1985	1989	1990	1991-2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Zainstalowane	14	60	200	80	0	1	74	55	179	307	629	803	872	925	420	110	100	550	381
Łączny	14	74	274	354	354	355	429	484	663	969	1598	2,553	3 425	4335	4705	4815	4915	5465	6 451
Źródła : REN21  · CSP-world.com  · IRENA  · HeliosCSP

Efektywność

Sprawność systemu koncentracji energii słonecznej będzie zależeć od zastosowanej technologii konwersji energii słonecznej na energię elektryczną, temperatury pracy odbiornika i oddawania ciepła, strat cieplnych w systemie oraz obecności lub braku innych strat systemowych; Oprócz wydajności konwersji, układ optyczny skupiający światło słoneczne będzie również dodawał dodatkowe straty.

Systemy w świecie rzeczywistym zapewniają maksymalną sprawność konwersji na poziomie 23-35% dla systemów typu „power tower”, pracujących w temperaturach od 250 do 565 °C, z wyższą wartością sprawności przy założeniu turbiny o cyklu kombinowanym. Systemy Dish Stirlinga, pracujące w temperaturach 550-750 °C, mają wydajność około 30%. Ze względu na zmienność padania promieni słonecznych w ciągu dnia, średnia osiągnięta sprawność konwersji nie jest równa tym maksymalnym sprawnościom, a roczna sprawność netto energii słonecznej w energię elektryczną wynosi 7-20% dla pilotowych systemów wieżowych i 12-25% dla systemy naczyń Stirlinga w skali demonstracyjnej.

Teoria

Maksymalna sprawność konwersji dowolnego systemu energii cieplnej w energię elektryczną jest określona przez sprawność Carnota , która stanowi teoretyczną granicę sprawności, jaką może osiągnąć dowolny system, wyznaczoną przez prawa termodynamiki . Systemy ze świata rzeczywistego nie osiągają wydajności Carnota.

Sprawność konwersji padającego promieniowania słonecznego na pracę mechaniczną zależy od właściwości promieniowania cieplnego odbiornika słonecznego oraz silnika cieplnego ( np. turbiny parowej). Promieniowanie słoneczne jest najpierw zamieniane na ciepło przez odbiornik solarny ze sprawnością, a następnie ciepło zamieniane jest na energię mechaniczną przez silnik cieplny ze sprawnością , zgodnie z zasadą Carnota . Energia mechaniczna jest następnie przekształcana w energię elektryczną przez generator. Dla odbiornika słonecznego z przekształtnikiem mechanicznym ( np . turbina) ogólną sprawność konwersji można określić w następujący sposób: ${\displaystyle \eta}$${\ Displaystyle \eta _ {Odbiornik}}$${\ Displaystyle \eta _ {mechaniczny}}$

${\ Displaystyle \ eta = \ eta _ {\ operator optyka} } \ cdot \ eta _ {\ operator {odbiornik}} \ cdot \ eta _ {\ operator {mechaniczny}} \ cdot \ eta _ {\ operator {generator} } }}$

gdzie reprezentuje ułamek padającego światła skoncentrowanego na odbiorniku, ułamek światła padającego na odbiornik, który jest zamieniany na energię cieplną, sprawność zamiany energii cieplnej na energię mechaniczną oraz sprawność zamiany energii mechanicznej na energię elektryczną. ${\ Displaystyle \ eta _ {\ operatorka {optyka}}}$${\displaystyle \eta _{\mathrm {odbiornik}}}$${\ Displaystyle \eta _ {\ operatorname {mechaniczny}}}$${\displaystyle \eta _{\mathrm {generator}}}$

${\displaystyle \eta _{\mathrm {odbiornik}}}$ jest:

${\ Displaystyle \eta _ {\ operatorname {odbiornik} } = {\ Frac {Q_ {\ operatorname {wchłonięty}}-Q_ {\ operatorname {zagubiony}}} {Q_ {\ operatorname {incydent}}}}}$

o , , odpowiednio przychodzącego strumienia światła słonecznego i topników pochłaniana i utracone przez system odbiornika słonecznego.${\displaystyle Q_{\mathrm {incydent}}}$${\displaystyle Q_{\mathrm {wchłonięty}}}$${\displaystyle Q_{\mathrm {zagubiony}}}$

Sprawność konwersji to co najwyżej sprawność Carnota, którą określa temperatura odbiornika oraz temperatura oddawania ciepła („temperatura radiatora”) , ${\ Displaystyle \eta _ {\ operatorname {mechaniczny}}}$${\ Displaystyle T_ {H}}$${\ Displaystyle T ^ {0}}$

${\ Displaystyle \ eta _ {\ operatorname {Carnot}} = 1 - {\ Frac {T ^ {0}} {T_ {H}}}}$

Rzeczywista sprawność typowych silników osiąga od 50% do co najwyżej 70% sprawności Carnota z powodu strat, takich jak utrata ciepła i nawiew w ruchomych częściach.

Idealny przypadek

Dla strumienia słonecznego (np. ) czasy skupienia o wydajności na systemowym odbiorniku słonecznym o powierzchni zbiorczej i chłonności : ${\ Displaystyle I}$${\ Displaystyle I = 1000 \ \ operatorname {W/m ^ {2}}}$${\displaystyle C}$${\ Displaystyle \eta _ {Optyka}}$${\ Displaystyle A}$ ${\ Displaystyle \ alfa}$

${\displaystyle Q_{\mathrm {słoneczny}}=ICA}$,

${\ Displaystyle Q_ {\ operatorname {wchłonięty} } = \ eta _ {\ operatorname {optyka}} \ alfa Q_ {\ operatorname {słoneczny}}}$,

Dla uproszczenia można przyjąć, że straty są tylko radiacyjne (założenie słuszne dla wysokich temperatur), a zatem dla obszaru promieniującego A i emisyjności z zastosowaniem prawa Stefana-Boltzmanna otrzymujemy: ${\displaystyle \epsilon}$

${\ Displaystyle Q_ {\ operatorname {zagubiony}} = A \ epsilon \ sigma T_ {H} ^ {4}}$

Uproszczenie tych równań przez uwzględnienie doskonałej optyki ( = 1) i bez uwzględnienia ostatecznego kroku konwersji na energię elektryczną przez generator, zbieranie i ponowne promieniowanie obszarów równych i maksymalnej absorpcji i emisyjności ( = 1, = 1), a następnie zastąpienie w pierwszym równaniu daje ${\displaystyle \eta _{\mathrm {optyka}}}$${\ Displaystyle \ alfa}$${\displaystyle \epsilon}$

${\ Displaystyle \ eta = \ lewo (1-{\ Frac {\ Sigma T_ {H} ^ {4}} {IC}} \ prawej) \ cdot \ lewo (1-{\ Frac {T ^ {0}} {T_{H}}}\prawo)}$

Z wykresu wynika, że ​​ogólna sprawność nie wzrasta równomiernie wraz z temperaturą odbiornika. Choć sprawność silnika cieplnego (Carnota) rośnie wraz ze wzrostem temperatury, to sprawność odbiornika nie. Wręcz przeciwnie, sprawność odbiornika maleje, ponieważ ilość energii, której nie może wchłonąć (Q _utracone ), rośnie o czwartą potęgę w funkcji temperatury. W związku z tym istnieje maksymalna osiągalna temperatura. Gdy sprawność odbiornika jest zerowa (niebieska krzywa na rysunku poniżej), T _max wynosi: ${\ Displaystyle T_ {\ operatorname {max}} = \ lewo ({\ Frac {IC} {\ sigma}} \ prawej) ^ {0.25}}$

Istnieje temperatura T _opt, dla której wydajność jest maksymalna, tj . . gdy pochodna sprawności względem temperatury odbiornika jest zerowa:

${\ Displaystyle {\ Frac {d\eta} {dT_ {H}}} (T_ {\ operatorname {opt}}) = 0}$

W konsekwencji prowadzi nas to do następującego równania:

${\ Displaystyle T_ {opt} ^ {5} - (0,75 T ^ {0}) T_ {\ operatorname {opt}} ^ {4}- {\ Frac {T ^ {0} IC} {4 \ Sigma}} =0}$

Numeryczne rozwiązanie tego równania pozwala na uzyskanie optymalnej temperatury procesu zgodnie ze stosunkiem stężenia słonecznego (czerwona krzywa na rysunku poniżej) ${\displaystyle C}$

C	500	1000	5000	dziesięć tysięcy	45000 (maks. dla Ziemi)
T maks	1720	2050	3060	3640	5300
T opt	970	1100	1500	1720	2310

Pomijając teoretyczne wydajności, rzeczywiste doświadczenie CSP ujawnia 25%-60% niedobór w przewidywanej produkcji, z czego duża część wynika z praktycznych strat cyklu Carnota, które nie zostały uwzględnione w powyższej analizie.

Koszt

Już w 2011 r. szybki spadek cen systemów fotowoltaicznych prowadzi do prognoz, że CSP nie będzie już ekonomicznie opłacalne. Od 2020 r. najtańsze skoncentrowane elektrownie słoneczne na skalę użytkową w Stanach Zjednoczonych i na całym świecie są pięć razy droższe niż elektrownie fotowoltaiczne na skalę użytkową , przy przewidywanej cenie minimalnej 7 centów za kilowatogodzinę dla najbardziej zaawansowanego CSP stacji w stosunku do rekordowo niskiego poziomu 1,32 centa za kWh dla fotowoltaiki na skalę przemysłową. Ta pięciokrotna różnica cen utrzymuje się od 2018 roku.

Mimo że ogólne wdrożenie CSP pozostaje ograniczone, uśredniony koszt energii z elektrowni na skalę komercyjną znacznie spadł w ostatnich latach. Przy wskaźniku uczenia się szacowanym na około 20% redukcji kosztów każdego podwojenia mocy, koszt zbliżał się do górnej granicy przedziału kosztów paliw kopalnych na początku lat 2020, napędzany przez systemy wsparcia w kilku krajach, w tym w Hiszpanii, USA, Maroku , RPA, Chiny i Zjednoczone Emiraty Arabskie:

Wdrażanie CSP uległo znacznemu spowolnieniu, ponieważ większość wyżej wymienionych rynków wycofała swoje wsparcie, ponieważ technologia okazała się droższa w przeliczeniu na kWh niż energia słoneczna i wiatrowa. Niektórzy spodziewają się, że CSP w połączeniu z magazynowaniem energii cieplnej (TES) stanie się tańszy niż PV z bateriami litowymi w przypadku przechowywania powyżej 4 godzin dziennie, podczas gdy NREL oczekuje, że do 2030 r. PV z 10-godzinnymi bateriami litowymi będzie kosztować tyle samo, co Fotowoltaika z 4-godzinnym przechowywaniem kosztowała w 2020 roku.

Zachęty i rynki

Hiszpania

W 2008 r. Hiszpania uruchomiła pierwszy w Europie rynek CSP na skalę komercyjną. Do 2012 roku wytwarzanie energii elektrycznej z energii słonecznej kwalifikowało się początkowo do opłat taryfowych (art. 2 RD 661/2007) – co doprowadziło do powstania największej floty CSP na świecie, która przy 2,3 GW zainstalowanej mocy daje około 5 TWh do sieci hiszpańskiej każdego roku. Wstępne wymagania dla zakładów w FiT to:

• Instalacje zarejestrowane w ewidencji instalacji przed 29 września 2008: 50 MW dla instalacji solarno-termicznych.
• Systemy zarejestrowane po 29 września 2008 r. (tylko PV).

Limity mocy dla różnych typów systemów zostały przedefiniowane podczas przeglądu warunków stosowania co kwartał (art. 5 RD 1578/2008, Załącznik III RD 1578/2008). Przed końcem okresu składania wniosków limity rynkowe określone dla każdego typu systemu są publikowane na stronie internetowej Ministerstwa Przemysłu, Turystyki i Handlu (art. 5 RD 1578/2008). Z powodu obaw o koszty Hiszpania wstrzymała przyjmowanie nowych projektów do taryfy gwarantowanej w dniu 27 stycznia 2012 r. Na już zaakceptowane projekty wpłynął 6% „podatek słoneczny” od taryf gwarantowanych, skutecznie zmniejszając taryfa.

W tym kontekście rząd hiszpański uchwalił w 2013 r. dekret królewski z mocą ustawy 9/2013, którego celem było przyjęcie pilnych środków w celu zagwarantowania stabilności gospodarczej i finansowej systemu elektroenergetycznego, kładąc podwaliny pod nową ustawę 24/2013 Hiszpański sektor energii elektrycznej. Te nowe, wsteczne ramy prawno-ekonomiczne, mające zastosowanie do wszystkich systemów energii odnawialnej, zostały opracowane w 2014 r. w RD 413/2014, która zniosła poprzednie ramy regulacyjne określone w RD 661/2007 i RD 1578/2008 oraz zdefiniowała nowy system wynagrodzeń dla tych aktywów.

Po straconej dekadzie dla CSP w Europie, Hiszpania ogłosiła swój Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu z zamiarem dodania 5 GW mocy CSP w latach 2021-2030. W tym celu przewiduje się dwuletnie aukcje 200 MW mocy CSP rozpoczynające się w 2021 r. ale szczegóły nie są jeszcze znane.

Australia

Jak dotąd w Australii nie zlecono żadnego projektu CSP na skalę komercyjną, ale zaproponowano kilka projektów. W 2017 r. zbankrutowany amerykański deweloper CSP SolarReserve otrzymał umowę PPA na realizację 150MW Aurora Solar Thermal Power Project w Australii Południowej przy rekordowo niskim poziomie zaledwie 0,08 AUD/kWh lub blisko 0,06 USD/kWh. Niestety firmie nie udało się zapewnić finansowania i projekt został anulowany. Innym obiecującym zastosowaniem CSP w Australii są kopalnie, które potrzebują energii elektrycznej 24/7, ale często nie mają połączenia z siecią. Vast Solar, start-up, którego celem jest komercjalizacja nowatorskiego, modułowego projektu CSP trzeciej generacji, zamierza rozpocząć budowę 50-megawatowego obiektu łączącego CSP i PV na górze Isa w północno-zachodnim Queensland w 2021 roku.

Na poziomie federalnym, w ramach Large Scale Renewable Energy Target (LRET), działającego zgodnie z Renewable Energy Electricity Act z 2000 r., wytwarzanie na dużą skalę słonecznej energii cieplnej z akredytowanych elektrowni RET może być uprawnione do tworzenia certyfikatów wytwarzania na dużą skalę (LGCs). ). Certyfikaty te mogą być następnie sprzedane i przekazane podmiotom odpowiedzialnym (zwykle detalistom energii elektrycznej) w celu wypełnienia ich zobowiązań w ramach tego systemu certyfikatów zbywalnych. Ponieważ jednak przepisy te są neutralne pod względem technologicznym w swoim działaniu, mają tendencję do faworyzowania bardziej ugruntowanych technologii OZE o niższych uśrednionych kosztach wytwarzania, takich jak wiatr na dużą skalę na lądzie, zamiast energii słonecznej i CSP. Na poziomie stanowym przepisy dotyczące dostarczania energii odnawialnej są zazwyczaj ograniczone do maksymalnej mocy wytwórczej w kWp i są otwarte tylko na wytwarzanie na skalę mikro lub średnią, a w wielu przypadkach są otwarte tylko na wytwarzanie energii słonecznej z ogniw fotowoltaicznych (fotowoltaiki). Oznacza to, że projekty CSP na większą skalę nie kwalifikowałyby się do płatności za zachęty gwarantowane w wielu jurysdykcjach stanowych i terytorialnych.

Chiny

W 2016 r. Chiny ogłosiły zamiar zbudowania partii 20 zróżnicowanych technologicznie projektów demonstracyjnych CSP w kontekście 13. Planu Pięcioletniego , z zamiarem zbudowania konkurencyjnego na arenie międzynarodowej przemysłu CSP. Od momentu ukończenia pierwszych elektrowni w 2018 r. generowana energia elektryczna z elektrowni z magazynem termicznym jest obsługiwana administracyjnie ustalonym FiT w wysokości 1,5 RMB za kWh. Pod koniec 2020 r. Chiny eksploatowały łącznie 545 MW w 12 elektrowniach CSP, siedem elektrowni (320 MW) to wieże ze stopioną solą; kolejne dwie instalacje (150 MW) wykorzystują sprawdzoną konstrukcję rynny parabolicznej Eurotrough 150, trzy instalacje (75 MW) wykorzystują kolektory liniowego fresnela. Plany budowy drugiej partii projektów demonstracyjnych nigdy nie zostały wprowadzone w życie, a dalsze wsparcie technologiczne dla CSP w nadchodzącym 14. planie pięcioletnim jest nieznane. Obecne wsparcie przewidziane jest dla pozostałych projektów z partii demonstracyjnej i wygaśnie pod koniec 2021 roku.

Indie

W marcu 2020 r. SECI wezwało do składania ofert 5000 MW, które mogą być połączeniem fotowoltaiki słonecznej, energii słonecznej termalnej z magazynowaniem i energii opartej na węglu (minimum 51% ze źródeł odnawialnych), aby zapewnić całodobową dostawę energii przy co najmniej 80% rocznej dostępności.

Przyszły

Badania wykonane przez Greenpeace International , Europejskiego Stowarzyszenia słonecznej energii elektrycznej, a Międzynarodowa Agencja Energii „s SolarPACES grupy zbadano potencjał i przyszłość skoncentrowanej energii słonecznej. Badanie wykazało, że skoncentrowana energia słoneczna może stanowić do 25% światowego zapotrzebowania na energię do 2050 r. Wzrost inwestycji wyniósłby z 2 miliardów euro na całym świecie do 92,5 miliarda euro w tym okresie. Hiszpania jest liderem w technologii skoncentrowanej energii słonecznej, z ponad 50 zatwierdzonymi przez rząd projektami w trakcie prac. Ponadto eksportuje swoją technologię, jeszcze bardziej zwiększając jej udział w energetyce na całym świecie. Ponieważ technologia działa najlepiej na obszarach o wysokim nasłonecznieniu (promieniowanie słoneczne), eksperci przewidują największy wzrost w miejscach takich jak Afryka, Meksyk i południowo-zachodnie Stany Zjednoczone. Wskazuje to, że systemy magazynowania termicznego oparte na azotanach ( wapń , potas , sód ...) sprawią, że zakłady CSP będą coraz bardziej opłacalne. W badaniu przeanalizowano trzy różne wyniki dla tej technologii: brak wzrostu technologii CSP, kontynuowanie inwestycji, tak jak miało to miejsce w Hiszpanii i USA, i wreszcie prawdziwy potencjał CSP bez żadnych barier dla jego rozwoju. Wyniki trzeciej części przedstawia poniższa tabela:

Rok	Roczna inwestycja	Łączna pojemność
2015	21 miliardów euro	4 755 MW
2050	174 miliardy euro	1 500 000 MW

Wreszcie badanie potwierdziło, jak poprawia się technologia dla CSP i jak doprowadzi to do drastycznego spadku cen do 2050 r. Przewidywano spadek z obecnego zakresu 0,23-0,15 EUR/kWh do 0,14-0,10 EUR/kWh.

Unia Europejska przyjrzała się rozwojowi sieci elektrowni słonecznych o wartości 400 mld EUR (774 mld USD) w regionie Sahary, wykorzystując technologię CSP, znaną jako Desertec , w celu stworzenia „nowej bezemisyjnej sieci łączącej Europę, Bliski Wschód i Północna Afryka". Plan został poparty głównie przez niemieckich przemysłowców i przewidywał produkcję 15% energii elektrycznej w Europie do 2050 roku. Maroko było głównym partnerem Desertec, a ponieważ zużywa zaledwie 1% energii elektrycznej w UE, może wyprodukować więcej niż wystarczającą ilość energii dla cały kraj z dużą nadwyżką energii do dostarczenia do Europy. Algieria ma największy obszar pustyni, a prywatna algierska firma Cevital zapisała się do Desertec. Dzięki rozległej pustyni (największy potencjał CSP w regionie Morza Śródziemnego i Bliskiego Wschodu około 170 TWh/rok) i strategicznemu położeniu geograficznemu w pobliżu Europy, Algieria jest jednym z kluczowych krajów zapewniających sukces projektu Desertec. Co więcej, dzięki obfitym rezerwom gazu ziemnego na algierskiej pustyni, wzmocni to potencjał techniczny Algierii w nabywaniu hybrydowych elektrowni solarno-gazowych do 24-godzinnego wytwarzania energii elektrycznej. Większość uczestników wycofała się z wysiłku pod koniec 2014 roku.

Doświadczenia z pierwszymi tego rodzaju zakładami CSP w USA były mieszane. Solana w Arizonie i Ivanpah w Kalifornii wskazują na duże niedobory produkcyjne w wytwarzaniu energii elektrycznej od 25% do 40% w pierwszych latach działalności. Producenci obwiniają chmury i sztormową pogodę, ale krytycy wydają się uważać, że istnieją problemy technologiczne. Problemy te powodują, że przedsiębiorstwa użyteczności publicznej płacą zawyżone ceny hurtowej energii elektrycznej i zagrażają długoterminowej rentowności tej technologii. Ponieważ koszty fotowoltaiki nadal gwałtownie spadają, wielu uważa, że ​​CSP ma ograniczoną przyszłość w produkcji energii elektrycznej na skalę użytkową. W innych krajach, zwłaszcza w Hiszpanii i RPA, instalacje CSP osiągnęły zaprojektowane parametry

CSP ma inne zastosowania niż elektryczność. Naukowcy badają słoneczne reaktory cieplne do produkcji paliw słonecznych, dzięki czemu w przyszłości energia słoneczna stanie się w pełni przenośną formą energii. Ci badacze wykorzystują ciepło słoneczne CSP jako katalizator termochemii do rozbijania cząsteczek H ₂ O, aby wytworzyć wodór (H ₂ ) z energii słonecznej bez emisji dwutlenku węgla. Rozdzielając zarówno H ₂ O i CO ₂ , inne często używane węglowodory – na przykład paliwo do silników odrzutowych wykorzystywane w samolotach komercyjnych – mogą być również wytwarzane z energii słonecznej, a nie z paliw kopalnych.

Elektrownie słoneczne na bardzo dużą skalę

Pojawiło się kilka propozycji wielkości gigawatów, wielkoskalowych elektrowni słonecznych. Obejmują one euro-śródziemnomorską propozycję Desertec i projekt Helios w Grecji (10 GW), oba obecnie anulowane. Badanie z 2003 r. wykazało, że świat może generować 2 357 840 TWh rocznie z bardzo dużych elektrowni słonecznych, wykorzystując 1% każdej z pustyń świata. Całkowite zużycie na świecie wyniosło 15 223 TWh/rok (w 2003 r.). Projekty o wielkości gigawatów byłyby szeregiem pojedynczych elektrowni o standardowej wielkości. W 2012 r. BLM udostępnił 97 921 069 akrów (39 627 251 hektarów) ziemi w południowo - zachodnich Stanach Zjednoczonych pod projekty solarne, co wystarczyło na od 10 000 do 20 000 GW. Największą działającą pojedynczą elektrownią jest Elektrownia Słoneczna Noor o mocy 510 MW . W 2022 r. 4. faza CSP o mocy 700 MW 5 GW Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park w Dubaju stanie się największym kompleksem słonecznym wyposażonym w CSP.

Odpowiednie witryny

Miejsca o największym nasłonecznieniu bezpośrednim są suche, na dużej wysokości i położone w tropikach . Te lokalizacje mają wyższy potencjał dla CSP niż obszary o mniejszym nasłonecznieniu.

Opuszczone kopalnie odkrywkowe , umiarkowane zbocza wzgórz i zagłębienia kraterowe mogą być korzystne w przypadku wieży energetycznej CSP, ponieważ wieża energetyczna może być umieszczona na gruncie integralnie ze zbiornikiem stopionej soli.

Skutki środowiskowe

CSP ma szereg oddziaływań na środowisko, w szczególności na zużycie wody, użytkowanie gruntów i użycie materiałów niebezpiecznych. Woda jest zwykle używana do chłodzenia i czyszczenia luster. Niektóre projekty analizują różne podejścia do zmniejszenia zużycia wody i środków czyszczących, w tym stosowanie barier, nieprzywierających powłok na lustrach, systemów mgły wodnej i innych.

Wpływ na przyrodę

Owady mogą być przyciągane przez jasne światło wytwarzane przez skoncentrowaną technologię słoneczną, w wyniku czego polujące na nie ptaki mogą zostać zabite przez spalenie, jeśli przelecą w pobliżu punktu, w którym skupia się światło. Może to również wpłynąć na ptaki drapieżne, które polują na ptaki. Federalni urzędnicy zajmujący się dziką fauną i florą byli cytowani przez przeciwników, którzy nazywali wieże energetyczne w Ivanpah „mega-pułapkami” na dziką przyrodę.

Zgodnie z rygorystycznymi raportami w ciągu ponad sześciu miesięcy policzono 133 oswojone ptaki. Skupiając nie więcej niż cztery lustra w dowolnym miejscu w powietrzu podczas czuwania, w Crescent Dunes Solar Energy Project w ciągu trzech miesięcy śmiertelność spadła do zera. Poza USA w zakładach CSP na całym świecie nie odnotowano przypadków śmierci ptaków.

Zobacz też

Bibliografia

Zewnętrzne linki

• Koncentracja energetyki słonecznej
• Program koncentracji energii słonecznej NREL
• Plataforma Solar de Almeria, centrum badawcze CSP
• ISFOC (Instytut Koncentracji Systemów Fotowoltaicznych)
• Baldizon, Roberto (5 marca 2019). „Innowacje w zakresie skoncentrowanej słonecznej energii cieplnej” . Średni . Źródło 18 stycznia 2020 .