Obecnie energia geotermalna jest wykorzystywana w 51 krajach w technologiach wytwarzania energii. Przez pięć lat (od 2010 do 2015) łączna moc elektrowni geotermalnych wzrosła o 16% i wyniosła 12 635 MW. Znaczący wzrost mocy elektrowni geotermalnych wynika z bezpieczeństwa środowiskowego, znacznej efektywności ekonomicznej oraz wysokich wskaźników wykorzystania mocy zainstalowanej.

Obecnie elektrownie geotermalne (GeoPS) działają w 26 krajach, a roczna produkcja energii elektrycznej wynosi około 73 549 GW. Przewidywany wzrost mocy zainstalowanej elektrowni geotermalnych do 2020 roku to około 21 443 MW (rys. 1). Stany Zjednoczone mają znaczące wskaźniki w dziedzinie energii geotermalnej: całkowita moc zainstalowana GeoPP wynosi 3450 MW przy rocznej produkcji energii elektrycznej 16,6 MW/h. Na drugim miejscu są Filipiny o łącznej mocy GeoPP 1870 MW, na trzecim Indonezja – 1340 MW. Jednocześnie największy wzrost mocy GeoPP w ciągu ostatnich pięciu lat odnotowano w Turcji – z 91 do 397 MW, czyli o 336%. Za nimi plasują się Niemcy – o 280% (z 6,6 do 27 MW) i Kenia – o 194% (z 202 do 594 MW).

W nowoczesnej energetyce geotermalnej najbardziej rozpowszechnione są GeoPP z układem cieplnym elektrowni turbinowej z dodatkową rozprężaniem pary geotermalnej o łącznej mocy 5079 MW. Bloki GeoPP o łącznej mocy 2863 MW pracują na przegrzanej parze geotermalnej. Łączna moc bloków GeoPP z dwoma stopniami rozprężania pary wynosi 2544 MW.

Elektrownie geotermalne binarne z organicznym obiegiem Rankine'a stają się coraz bardziej rozpowszechnione, a ich łączna moc przekracza dziś 1800 MW. Średnia moc blokowa bloków binarnych wynosi 6,3 MW, bloków z jednym ciśnieniem separacji 30,4 MW, z dwoma ciśnieniami separacji 37,4 MW, a bloków na parę przegrzaną 45,4 MW.

Główny wzrost mocy zainstalowanej nowoczesnych elektrowni geotermalnych na świecie w ostatnich latach wynikał w dużej mierze z budowy nowych GeoPP z blokami binarnymi.

Schematy technologiczne nowoczesnych GeoPP można sklasyfikować według stanu fazowego geotermalnego chłodziwa, typu obiegu termodynamicznego i zastosowanych turbin (rys. 2). Elektrownie geotermalne pracują na chłodziwie geotermalnym w postaci pary przegrzanej, mieszanki parowo-wodnej i gorącej wody. Cykl bezpośredni GeoPP charakteryzuje się wykorzystaniem chłodziwa geotermalnego jako czynnika roboczego na całej ścieżce technologicznej.

GeoPP z cyklem binarnym są stosowane głównie w polach z gorącą wodą o niskiej temperaturze (90-120 ° C), które charakteryzują się wykorzystaniem niskowrzącego płynu roboczego w obwodzie wtórnym. GeoPP z podwójną pętlą obejmują użycie cykli binarnych i połączonych cykli binarnych. W cyklu kombinowanym GeoPP turbina parowa pracuje na parze geotermalnej, a ciepło zużytego lub odpadowego chłodziwa geotermalnego w postaci fazy ciekłej jest wykorzystywane w binarnej elektrowni obiegu wtórnego.

Turbiny kondensacyjne jednoprzewodowych GeoPP pracują na geotermalnej parze przegrzanej, a także na parze nasyconej oddzielonej od mieszaniny para-woda. Turbiny przeciwprężne znajdują zastosowanie w jednopętlowych elektrowniach geotermalnych, które oprócz wytwarzania energii elektrycznej dostarczają ciepło do systemów zaopatrzenia w ciepło.

Obecnie w Rosji na wyspach Kunashir i Iturup (wchodzące w skład łańcucha Kuryl) eksploatowane są bloki energetyczne z turbinami przeciwprężnymi. Zakład Turbin Kaluga opracował jednostki napędowe Omega-500, Tuman-2.0 i Tuman-2.5.

Turbiny przeciwprężne są znacznie prostsze w swojej konstrukcji niż kondensacyjne, przez co ich cena jest znacznie niższa.

Dość często stosuje się schematy technologiczne jednoprzewodowych GeoPP z jednym, dwoma i trzema ciśnieniami separacji, odpowiednio tak zwane schematy SingleFlash, Double-Flash i Triple-Flash. Zatem GeoPP z dwoma i trzema ciśnieniami rozdzielania wiążą się z wykorzystaniem dodatkowej pary wtórnej uzyskanej w rozprężarce w wyniku wrzenia oddzielnego materiału. Umożliwia to zwiększenie wykorzystania ciepła płynu geotermalnego w porównaniu z GeoPP przy jednym ciśnieniu rozdzielającym.

Instalacje geotermalnych turbin parowych są produkowane przez firmy z Japonii, USA, Włoch i Rosji.

W tabeli. 1 przedstawia głównych producentów nowoczesnych turbin parowych i urządzeń dla elektrowni geotermalnych. Konstrukcja turbin geotermalnych posiada szereg cech, które wynikają z zastosowania jako czynnika roboczego niskogatunkowej geotermalnej pary nasyconej, charakteryzującej się korozyjnością i tendencją do tworzenia osadów.

Do nowoczesnych zaawansowanych technologii zwiększania wydajności turbin geotermalnych należą:

• wewnątrzkanałowa separacja wilgoci na ścieżce przepływu turbiny, w tym obwodowa separacja wilgoci, usuwanie wilgoci przez szczeliny w wydrążonych łopatkach dyszy i stopień separatora;
• systemy okresowego płukania toru przepływu i uszczelnień końcowych na pracującej turbinie;
• zastosowanie technologii kontroli właściwości fizykochemicznych chłodziwa geotermalnego z dodatkami surfaktantów;
• zmniejszenie strat w sieciach turbin poprzez optymalizację geometrii łopatek dyszy i wirnika, w tym zastosowanie wysokowydajnych łopatek szablowych.

Tak więc przy projektowaniu geotermalnej turbiny parowej JSC „KTZ” o mocy 25 MW dla Mutnovskaya GeoPP zastosowano specjalne urządzenia do oddzielania wilgoci, aby usunąć do 80% fazy ciekłej w postaci dużych kropel i filmy płynne ze ścieżki przepływu. Począwszy od czwartego stopnia turbiny w torze przepływu zastosowano rozbudowany system separacji wilgoci obwodowej. W siódmym i ósmym etapie obu przepływów turbinowych w układach dysz stosuje się wewnątrzkanałową separację wilgoci. Dość skuteczną metodą usuwania wilgoci jest zastosowanie specjalnego separatora stopni turbiny, który pozwala zwiększyć sprawność turbiny o prawie 2%.

Zawartość soli w parze wpływającej na ścieżkę przepływu turbin GeoPP zależy od zasolenia początkowego płynu geotermalnego oraz skuteczności separacji faz w urządzeniach separujących. Sprawność urządzeń separujących w dużej mierze determinuje stopień znoszenia toru przepływu turbiny z osadami soli, a także wpływa na intensywność erozji uderzeniowej kropli łopatek turbiny oraz pękania korozyjnego metalu elementów toru przepływu turbiny.

W schematach technologicznych nowoczesnych elektrowni geotermalnych stosuje się separatory pionowe i poziome. Separatory pionowe stosowane są głównie w GeoPPs budowanych przy udziale specjalistów z Nowej Zelandii w Nowej Zelandii, Filipinach i innych krajach. Separatory poziome stosowane są w elektrowniach geotermalnych w Rosji, USA, Japonii i Islandii. Co więcej, do 70% GeoPP na świecie pracuje z separatorami pionowymi. Separatory pionowe są w stanie zapewnić suchość pary na wylocie średnio do 99,9%. Jednocześnie ich wydajność w znacznym stopniu zależy od parametrów reżimu: natężenia przepływu i ciśnienia pary mokrej, wilgotności mieszaniny parowo-wodnej (SWS), poziomu cieczy w separatorze itp.

W Rosji w jednostkach energetycznych GeoPP opracowano i eksploatowano separatory poziome, które wyróżniają się wysoką sprawnością i małymi wymiarami. Stopień wysuszenia pary na wylocie z separatora sięga 99,99%. Opracowania te opierały się na badaniach i technologii przedsiębiorstw produkujących urządzenia dla elektrowni jądrowych, przemysłu stoczniowego i innych gałęzi przemysłu. Takie separatory są instalowane i z powodzeniem działają w modułowych jednostkach energetycznych VerkhneMutnovskaya GeoPP oraz w pierwszym etapie Mutnovskaya GeoPP (ryc. 3).

Przewaga instalacji binarnych, przede wszystkim w możliwości wytwarzania energii elektrycznej w oparciu o niskotemperaturowe źródło ciepła, w dużej mierze zdeterminowała główne kierunki ich zastosowania. Szczególnie wskazane jest używanie ustawień binarnych dla:

• zaopatrzenie w energię (również autonomiczne) regionów z niskotemperaturowymi zasobami geotermalnymi;
• zwiększenie zdolności operacyjnej GeoPP działającej na wysokotemperaturowym geotermalnym chłodziwie bez wiercenia dodatkowych odwiertów;
• zwiększenie efektywności wykorzystania źródeł geotermalnych poprzez zastosowanie instalacji binarnych w schematach technologicznych nowoprojektowanych elektrowni geotermalnych.

Właściwości termofizyczne, termodynamiczne i inne niskowrzących substancji organicznych mają istotny wpływ na rodzaj i sprawność obiegu termicznego, parametry technologiczne, konstrukcję i charakterystykę urządzeń, tryby pracy, niezawodność i przyjazność dla środowiska instalacji dwuskładnikowych.

W praktyce jako płyn roboczy roślin dwuskładnikowych stosuje się około 15 różnych niskowrzących substancji organicznych i mieszanin. W rzeczywistości, w chwili obecnej binarne bloki geotermalne pracują głównie na węglowodorach - około 82,7% całkowitej mocy zainstalowanej binarnych bloków energetycznych na świecie, fluorowęglowodory - 6,7%, chlorofluorowęglowodory - 2,0%, mieszanina woda-amoniak - 0,5%, tam brak danych na temat płynu roboczego dla 8,2%.

Elektrownie geotermalne z mieszanym cyklem binarnym wyróżniają się tym, że płyn geotermalny obiegu pierwotnego jest nie tylko źródłem ciepła dla obiegu wtórnego, ale jest również bezpośrednio wykorzystywany do zamiany ciepła na pracę mechaniczną w turbinie parowej.

Faza parowa geotermalnego dwufazowego chłodziwa jest wykorzystywana bezpośrednio do wytwarzania energii elektrycznej poprzez rozprężanie w turbinie parowej z przeciwciśnieniem, a ciepło kondensacji pary geotermalnej (wraz z separatorem) jest przesyłane do drugiej niskotemperaturowej obwód, w którym organiczny płyn roboczy służy do wytwarzania energii elektrycznej. Zastosowanie takiego połączonego schematu GeoPP jest szczególnie wskazane w przypadkach, gdy początkowy płyn geotermalny zawiera dużą ilość nieskraplających się gazów, ponieważ koszty energii potrzebne do usunięcia ich ze skraplacza mogą być znaczne.

Wyniki obliczeń termodynamicznych pokazują, że we wszystkich równych warunkach początkowych zastosowanie binarnego bloku energetycznego w elektrowniach geotermalnych z cyklem skojarzonym może zwiększyć wydajność Single-Flash GeoPP o 15%, a DoubleFlash GeoPP o 5%. Obecnie instalacje binarne produkowane są w fabrykach w USA, Niemczech, Włoszech, Szwecji, Rosji i innych krajach. Informacje o niektórych charakterystykach technicznych instalacji binarnych różnych producentów przedstawiono w tabeli. 2.

Na ryc. Rysunek 4 przedstawia dane dotyczące kosztu mocy zainstalowanej 1 kW podczas budowy różnych GeoPP z turbinami pracującymi na parze geotermalnej i niskowrzącym organicznym płynie roboczym, wskazując zależność kosztu GeoPP od zastosowanego cyklu i temperatura geocieczy geotermalnej.

Najbardziej obiecujące rosyjskie projekty geotermalne to rozbudowa połączonych (w cyklu binarnym) bloków Mutnowskaja GeoPP (50 MW) i Werchne-Mutnowskaja GeoPP (12 MW) o mocy odpowiednio 10 i 6,5 MW, ze względu na odzysk ciepła z ich nośnika ciepła odpadowego bez wiercenia dodatkowych odwiertów, a także budowa drugiego etapu Mutnovskaya GeoPP o mocy 50 MW.

Wyniki

1. W światowej energii geotermalnej stosuje się schematy technologiczne z GeoPP o cyklach bezpośrednich, binarnych i kombinowanych - w zależności od stanu fazy i temperatury chłodziwa geotermalnego.
2. Główny wzrost łącznej mocy zainstalowanej GeoPP na świecie w ostatnich latach wynika z rozwoju binarnych technologii geotermalnych.
3. Jednostkowy koszt zainstalowanej mocy geotermalnych bloków energetycznych w znacznym stopniu zależy od temperatury geotermalnego chłodziwa i gwałtownie spada wraz z jego wzrostem.

Energia geotermalna to energia pochodząca z naturalnego ciepła ziemi. To ciepło można osiągnąć za pomocą studni. Gradient geotermalny w odwiercie wzrasta o 10C co 36 metrów. Ciepło to jest dostarczane na powierzchnię w postaci pary lub gorącej wody. Takie ciepło można wykorzystać zarówno bezpośrednio do ogrzewania domów i budynków, jak i do produkcji energii elektrycznej. Regiony termiczne istnieją w wielu częściach świata.

Według różnych szacunków temperatura w centrum Ziemi wynosi co najmniej 6650 0C. Tempo chłodzenia Ziemi jest w przybliżeniu równe 300-350 0C na miliard lat. Ziemia zawiera 42 x 1012 W ciepła, z czego 2% zawarte jest w skorupie, a 98% w płaszczu i jądrze. Nowoczesna technologia nie pozwala na dotarcie do zbyt głębokiego ciepła, ale 840.000.000.000 W (2%) dostępnej energii geotermalnej może zaspokoić potrzeby ludzkości na długi czas. Obszary wokół krawędzi płyt kontynentalnych są najlepszym miejscem do budowy roślin geotermalnych, ponieważ skorupa w takich obszarach jest znacznie cieńsza.

Elektrownie geotermalne i zasoby geotermalne

Im głębsza studnia, tym wyższa temperatura, ale w niektórych miejscach temperatura geotermalna rośnie szybciej. Miejsca takie znajdują się zwykle na obszarach o dużej aktywności sejsmicznej, gdzie dochodzi do zderzeń lub pęknięć płyt tektonicznych. Dlatego najbardziej obiecujące zasoby geotermalne znajdują się w strefach aktywności wulkanicznej. Im wyższy gradient geotermalny, tym tańsze jest pozyskiwanie ciepła dzięki zmniejszeniu kosztów wiercenia i pompowania. W najkorzystniejszych przypadkach gradient może być tak duży, że woda powierzchniowa zostanie podgrzana do pożądanej temperatury. Przykładami takich przypadków są gejzery i gorące źródła.

Pod skorupą ziemską znajduje się warstwa gorącej i stopionej skały zwanej magmą. Powstaje tam ciepło, przede wszystkim z powodu rozpadu naturalnych pierwiastków promieniotwórczych, takich jak uran i potas. Potencjał energetyczny ciepła na głębokości 10 000 metrów to 50 000 razy więcej energii niż wszystkie światowe rezerwy ropy i gazu.

Strefy o najwyższych temperaturach pod ziemią znajdują się w regionach z aktywnymi i młodymi wulkanami. Takie „gorące punkty” znajdują się na granicach płyt tektonicznych lub tam, gdzie skorupa jest tak cienka, że ​​ciepło z magmy może przez nie przejść. Wiele gorących punktów znajduje się na brzegu Pacyfiku, który jest również nazywany „pierścieniem ognia” ze względu na dużą liczbę wulkanów.

Elektrownie geotermalne – sposoby wykorzystania energii geotermalnej

Istnieją dwa główne zastosowania energii geotermalnej: bezpośrednie wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej. Bezpośrednie wykorzystanie ciepła jest najprostszą i dlatego najczęstszą metodą. Praktyka bezpośredniego wykorzystywania ciepła jest szeroko rozpowszechniona na dużych szerokościach geograficznych na granicach płyt tektonicznych, na przykład w Islandii i Japonii. Zaopatrzenie w wodę w takich przypadkach jest montowane bezpośrednio w studniach głębinowych. Powstała gorąca woda jest wykorzystywana do ogrzewania dróg, suszenia ubrań oraz ogrzewania szklarni i budynków mieszkalnych. Sposób wytwarzania energii elektrycznej z energii geotermalnej jest bardzo podobny do metody bezpośredniego wykorzystania. Jedyną różnicą jest potrzeba wyższej temperatury (powyżej 150°C).

W Kalifornii, Nevadzie i kilku innych miejscach energia geotermalna jest wykorzystywana w dużych elektrowniach, tak więc w Kalifornii około 5% energii elektrycznej jest generowane przez energię geotermalną, w Salwadorze energia geotermalna wytwarza około 1/3 energii elektrycznej. W Idaho i Islandii ciepło geotermalne jest wykorzystywane w różnych zastosowaniach, w tym w ogrzewaniu domów. Tysiące domów korzysta z geotermalnych pomp ciepła, aby zapewnić czyste i niedrogie ciepło.

Elektrownie geotermalne - źródła energii geotermalnej.

sucha rozgrzana skała– Aby wykorzystać energię w elektrowniach geotermalnych zawartą w suchej skale, do skały pompowana jest woda pod wysokim ciśnieniem. W ten sposób szczeliny istniejące w skale ulegają poszerzeniu i powstaje podziemny zbiornik pary lub gorącej wody.

Magma Stopiona masa, która tworzy się pod skorupą ziemską. Temperatura magmy osiąga 1200 0С. Chociaż niewielkie ilości magmy znajdują się na dostępnych głębokościach, opracowywane są praktyczne metody wytwarzania energii z magmy.

Gorąca woda gruntowa pod ciśnieniem zawierające rozpuszczony metan. Wytwarzanie energii elektrycznej wykorzystuje zarówno ciepło, jak i gaz.

Elektrownie geotermalne – zasady działania

Obecnie istnieją trzy schematy wytwarzania energii elektrycznej z wykorzystaniem zasobów hydrotermalnych: bezpośredni przy użyciu pary suchej, pośredni przy użyciu pary wodnej oraz schemat produkcji mieszanej (cykl binarny). Rodzaj konwersji zależy od stanu medium (para lub woda) i jego temperatury. Jako pierwsze opanowano elektrownie na suchą parę. Aby wytworzyć dla nich energię elektryczną, para pochodząca ze studni przepuszczana jest bezpośrednio przez turbinę/generator. Zdecydowanie najpowszechniejsze są elektrownie z pośrednim rodzajem wytwarzania energii elektrycznej. Wykorzystują gorącą wodę gruntową (do 182°C), która jest pompowana pod wysokim ciśnieniem do agregatów prądotwórczych na powierzchni. Mieszane elektrownie geotermalne różnią się od poprzednich dwóch typów elektrowni geotermalnych tym, że para i woda nigdy nie mają bezpośredniego kontaktu z turbiną/generatorem.

Elektrownie geotermalne pracujące na parze suchej

Elektrownie parowe działają głównie na parze hydrotermalnej. Para trafia bezpośrednio do turbiny, która zasila generator wytwarzający energię elektryczną. Zastosowanie pary eliminuje konieczność spalania paliw kopalnych (nie ma również potrzeby transportu i magazynowania paliwa). To najstarsze elektrownie geotermalne. Pierwsza taka elektrownia została zbudowana w Larderello (Włochy) w 1904 roku i nadal działa. Technologia parowa jest wykorzystywana w elektrowni Gejzery w Północnej Kalifornii, największej elektrowni geotermalnej na świecie.

Elektrownie geotermalne na hydrotermach parowych

Elektrownie te wykorzystują do produkcji energii elektrycznej przegrzane hydrotermy (temperatury powyżej 182°C). Roztwór hydrotermalny jest wtłaczany do parownika w celu obniżenia ciśnienia, dzięki czemu część roztworu bardzo szybko odparowuje. Powstała para napędza turbinę. Jeśli w zbiorniku pozostanie płyn, można go odparować w następnym parowniku, aby uzyskać jeszcze większą moc.

Elektrownie geotermalne z binarnym cyklem produkcji energii elektrycznej.

Większość obszarów geotermalnych zawiera wodę o umiarkowanej temperaturze (poniżej 200°C). Elektrownie pracujące w cyklu binarnym wykorzystują tę wodę do wytwarzania energii. Przez wymiennik ciepła przepuszczana jest gorąca woda geotermalna oraz druga, dodatkowa ciecz o temperaturze wrzenia niższej niż woda. Ciepło z wody geotermalnej odparowuje drugą ciecz, której opary napędzają turbiny. Ponieważ jest to system zamknięty, praktycznie nie ma emisji do atmosfery. Wody umiarkowane są najbogatszym zasobem geotermalnym, więc większość elektrowni geotermalnych przyszłości będzie działać na tej zasadzie.

Przyszłość energii geotermalnej.

Zbiorniki pary i gorącej wody to tylko niewielka część zasobów geotermalnych. Magma i sucha skała ziemska zapewnią tanią, czystą, praktycznie niewyczerpalną energię, gdy tylko zostaną opracowane odpowiednie technologie ich wykorzystania. Do tego czasu najczęstszymi producentami energii geotermalnej będą elektrownie w cyklu binarnym.

Aby energia geotermalna stała się kluczowym elementem infrastruktury energetycznej USA, należy opracować metody obniżania kosztów jej produkcji. Departament Energii Stanów Zjednoczonych współpracuje z przedstawicielami branży geotermalnej, aby obniżyć koszt kilowatogodziny do 0,03-0,05 USD. Przewiduje się, że w ciągu najbliższej dekady pojawią się nowe elektrownie geotermalne o mocy 15 000 MW.

3.4 OBLICZANIE ELEKTROWNI GEOTERMALNEJ

Obliczymy schemat cieplny elektrowni geotermalnej typu binarnego wg.

Nasza elektrownia geotermalna składa się z dwóch turbin:

Pierwsze prace dotyczą pary wodnej nasyconej otrzymanej w ekspanderze. Energia elektryczna - ;

Drugi pracuje na parze nasyconej freonu R11, która odparowuje pod wpływem ciepła wody usuwanej z rozprężarki.

Do ekspandera wpływa woda ze studni geotermalnych o ciśnieniu pgw i temperaturze tgw. Ekspander wytwarza suchą parę nasyconą o ciśnieniu pp. Ta para jest przesyłana do turbiny parowej. Pozostała woda z ekspandera trafia do parownika, gdzie schładza się i trafia z powrotem do studni. Różnica temperatur w wyparni = 20°C. Płyny robocze rozprężają się w turbinach i trafiają do skraplaczy, gdzie są chłodzone wodą z rzeki o temperaturze txw. Podgrzewanie wody w skraplaczu = 10°C i dochładzanie do temperatury nasycenia = 5°C.

Względna sprawność wewnętrzna turbin. Sprawność elektromechaniczna turbogeneratorów = 0,95.

Wstępne dane podano w tabeli 3.1.

Patka. 3.1. Dane początkowe do obliczeń GeoPP

Schemat ideowy GeoPP typu binarnego (rys. 3.2).

Ryż. 3.2. Schemat ideowy GeoES.

Zgodnie ze schematem na ryc. 3.2 oraz dane początkowe wykonujemy obliczenia.

Obliczenie schematu turbiny parowej pracującej na suchej parze nasyconej

Temperatura pary na wlocie skraplacza turbiny:

gdzie jest temperatura wody chłodzącej na wlocie do skraplacza; - grzanie wody w skraplaczu; to różnica temperatur w skraplaczu.

Ciśnienie pary w skraplaczu turbiny określa się z tablic właściwości wody i pary:

Dostępny spadek ciepła do turbiny:

gdzie jest entalpia suchej pary nasyconej na wlocie turbiny; - entalpia na końcu procesu teoretycznego rozprężania pary w turbinie.

Przepływ pary z rozprężarki do turbiny parowej:

gdzie jest względna sprawność wewnętrzna turbiny parowej; - sprawność elektromechaniczna turbogeneratorów.

Obliczanie ekspandera wody geotermalnej

Równanie bilansu cieplnego ekspandera

gdzie jest natężenie przepływu wody geotermalnej ze studni; - entalpia wody geotermalnej ze studni; - przepływ wody z ekspandera do parownika; - entalpia wody geotermalnej na wylocie ekspandera. Wyznacza się ją z tablic właściwości wody i pary wodnej jako entalpię wrzącej wody.

Równanie bilansu materiałowego ekspandera

Rozwiązując te dwa równania razem, konieczne jest określenie i.

Temperaturę wody geotermalnej na wylocie rozprężacza wyznacza się z tablic właściwości wody i pary wodnej jako temperaturę nasycenia przy ciśnieniu w rozprężaczu:

Wyznaczanie parametrów w charakterystycznych punktach obwodu cieplnego turbiny pracującej we freonie

Temperatura pary freonu na wlocie turbiny:

Temperatura pary freonu na wylocie turbiny:

Entalpię par freonu na wlocie turbiny wyznacza się z wykresu p-h dla freonu na linii nasycenia przy:

240 kJ/kg.

Entalpię par freonu na wylocie turbiny wyznacza się z wykresu p-h dla freonu na przecięciu linii i linii temperatury:

220 kJ/kg.

Entalpię wrzącego freonu na wylocie skraplacza wyznacza się z wykresu p-h dla freonu na krzywej wrzącej cieczy według temperatury:

215 kJ/kg.

Obliczenia parownika

Temperatura wody geotermalnej na wylocie parownika:

Równanie bilansu cieplnego parownika:

gdzie jest pojemność cieplna wody. Zaakceptuj = 4,2 kJ / kg.

Z tego równania konieczne jest określenie.

Obliczanie mocy turbiny działającej na freon

gdzie jest względna sprawność wewnętrzna turbiny freonowej; - sprawność elektromechaniczna turbogeneratorów.

Ustalenie mocy pompy do pompowania wody geotermalnej do studni

gdzie jest sprawność pompy, zakłada się 0,8; - średnia objętość właściwa wody geotermalnej.

Energia elektryczna GeoPP

Alternatywne źródła energii. elektrownia piorunowa

Obliczenie elektrowni piorunowej ma na celu przede wszystkim określenie mocy wyjściowej. W końcu zadaniem każdej elektrowni jest maksymalizacja efektywności energetycznej w celu odzyskania środków na eksploatację i montaż…

Wykonujemy podstawowe obliczenia wydajności sekcji pompowej. Tak więc przy fali 1 m unoszące się na wodzie ciało wznosi się o 0,5 m, a następnie opada 0,5 m poniżej spokojnego poziomu wody…

Rodzaje i obliczenia elektrowni falowej

W artykule opisano metodę obliczania elektrowni falowej. W projekcie kursu uwzględniono podstawowe wzory i przykład obliczenia mocy falowej elektrowni wodnej o ustalonych parametrach. Maksymalna możliwa moc w jednym cyklu przypływów i odpływów...

Odnawialne źródła energii. Obliczenia, rodzaje i zadania elektrowni geotermalnej

Istnieje kilka sposobów pozyskiwania energii w GeoPP: - schemat bezpośredni: para jest przesyłana rurami do turbin podłączonych do generatorów elektrycznych; - schemat pośredni: podobny do schematu bezpośredniego, ale przed wejściem do rur para jest oczyszczana z gazów ...

energia geotermalna

Jeszcze 150 lat temu na naszej planecie wykorzystywano wyłącznie odnawialne i przyjazne dla środowiska źródła energii: przepływy wody w rzekach i pływy morskie - do obracania kół wodnych ...

energia geotermalna

Energia geotermalna - pozyskiwanie energii cieplnej lub elektrycznej z ciepła głębi ziemi. Opłacalne w obszarach...

energia geotermalna

Istnieje opinia, że ​​wykorzystanie niskotemperaturowej energii geotermalnej płytkich głębin można uznać za rewolucję w systemie zaopatrzenia w ciepło, opartą na niewyczerpalności zasobu, wszechobecności jego dystrybucji...

Energia geotermalna i jej zastosowania

Rozważmy zarządzanie nowoczesną elektrownią geotermalną na przykładzie systemu sterowania pierwszej demonstracyjnej elektrowni geotermalnej Kłajpeda w krajach bałtyckich o mocy 43 MW...

Zgodnie z wymaganiami Rejestru obliczymy obciążenie elektrowni słonecznej w trybie pracy. Wykorzystajmy tabelaryczną metodę obliczeń. Wypełniając tabelę obciążeń w kolumnach 2-4 wprowadź dane zadania, w kolumnach 5-8 - parametry silników ...

Obliczanie elektrowni okrętowej

Obliczanie instalacji elektrycznej na podstawie obwodu zastępczego

Schemat ideowy transformatora trójuzwojeniowego pokazano na ryc. 4.3, a pełny obwód zastępczy pokrywa się z obwodem zastępczym autotransformatora (patrz rys. 3.2). Układ danych katalogowych różni się od podanego w ust. 3 tym, że...

Zaopatrzenie w ciepło przedsiębiorstw przemysłowych

Dla napędu mechanizmów pomocniczych sprawność brutto określa się bez uwzględnienia kosztów energii. Dla STU pracującego w cyklu Rankine'a sprawność brutto uwzględniająca koszt napędzania pompy: gdzie jest entalpia pary w punktach 1 i 2 wykresu...

ENERGIA GEOTERMALNA

Skotarev Iwan Nikołajewicz

student II roku, wydział fizyka SSAU, Stawropol

Chaszczenko Andriej Aleksandrowicz

doradca naukowy, kan. Fizyka-Matematyka. nauki, profesor nadzwyczajny SSAU, Stawropol

Teraz ludzkość nie myśli zbyt wiele o tym, co pozostawi przyszłym pokoleniom. Ludzie bezmyślnie wypompowują i wykopują minerały. Z roku na rok rośnie populacja planety, a co za tym idzie, rośnie zapotrzebowanie na jeszcze więcej nośników energii, takich jak gaz, ropa naftowa i węgiel. To nie może trwać długo. Dlatego obecnie, obok rozwoju przemysłu jądrowego, istotne staje się wykorzystanie alternatywnych źródeł energii. Jednym z obiecujących obszarów na tym obszarze jest energia geotermalna.

Większość powierzchni naszej planety posiada znaczne rezerwy energii geotermalnej ze względu na znaczną aktywność geologiczną: aktywną aktywność wulkaniczną w początkowych okresach rozwoju naszej planety i do dziś, rozpad promieniotwórczy, przesunięcia tektoniczne oraz obecność magmy w Skorupa. W niektórych miejscach naszej planety gromadzi się szczególnie duża ilość energii geotermalnej. Są to np. różne doliny gejzerów, wulkany, podziemne nagromadzenia magmy, które z kolei ogrzewają górne skały.

W uproszczeniu energia geotermalna to energia wnętrza Ziemi. Na przykład erupcje wulkanów wyraźnie wskazują na ogromną temperaturę wewnątrz planety. Temperatura ta stopniowo spada od gorącego jądra wewnętrznego do powierzchni Ziemi ( obrazek 1).

Rysunek 1. Temperatura w różnych warstwach ziemi

Energia geotermalna zawsze przyciągała ludzi swoimi korzystnymi zastosowaniami. W końcu osoba w trakcie swojego rozwoju wymyśliła wiele przydatnych technologii i we wszystkim szukała zysku i zysku. Tak stało się z węglem, ropą, gazem, torfem itp.

Na przykład na niektórych obszarach geograficznych wykorzystanie źródeł geotermalnych może znacznie zwiększyć produkcję energii, ponieważ elektrownie geotermalne (GeoTPP) są jednymi z najtańszych alternatywnych źródeł energii, ponieważ górna trzykilometrowa warstwa Ziemi zawiera ponad 1020 J ciepło odpowiednie do wytwarzania energii elektrycznej. Sama natura daje człowiekowi wyjątkowe źródło energii, trzeba tylko z niego korzystać.

W sumie istnieje obecnie 5 rodzajów źródeł energii geotermalnej:

1. Złoża suchej pary geotermalnej.

2. Źródła pary mokrej. (mieszaniny gorącej wody i pary).

3. Złoża wody geotermalnej (zawierające gorącą wodę lub parę i wodę).

4. Suche, gorące skały ogrzewane magmą.

5. Magma (roztopione skały podgrzane do 1300 ° C).

Magma przekazuje swoje ciepło skałom, a wraz ze wzrostem głębokości ich temperatura wzrasta. Według dostępnych danych temperatura skał wzrasta średnio o 1°C na każde 33 m głębokości (stadium geotermalne). Na świecie istnieje wiele różnych warunków temperaturowych dla źródeł energii geotermalnej, które determinują techniczne sposoby jej wykorzystania.

Energia geotermalna może być wykorzystywana na dwa główne sposoby – do wytwarzania energii elektrycznej oraz do ogrzewania różnych obiektów. Ciepło geotermalne może zostać przekształcone w energię elektryczną, jeśli temperatura nośnika ciepła przekroczy 150°C. To właśnie wykorzystanie wewnętrznych obszarów Ziemi do ogrzewania jest najbardziej opłacalne i wydajne, a także bardzo przystępne cenowo. Bezpośrednie ciepło geotermalne, w zależności od temperatury, może być wykorzystywane do ogrzewania budynków, szklarni, basenów, suszenia produktów rolnych i rybnych, odparowywania roztworów, hodowli ryb, grzybów itp. .

Wszystkie istniejące dziś instalacje geotermalne są podzielone na trzy typy:

1. Stacje oparte na suchych osadach pary - jest to schemat bezpośredni.

Jako pierwsze pojawiły się elektrownie na suchą parę. W celu uzyskania wymaganej energii para przepuszczana jest przez turbinę lub generator ( Rysunek 2).

Rysunek 2. Elektrownia geotermalna z obiegiem bezpośrednim

2. Stacje z separatorem wykorzystujące złoża gorącej wody pod ciśnieniem. Czasami używa się do tego pompy, która zapewnia wymaganą objętość przychodzącego nośnika energii - schemat pośredni.

Jest to najczęstszy typ elektrowni geotermalnej na świecie. Tutaj woda jest pompowana pod wysokim ciśnieniem do agregatów prądotwórczych. Roztwór hydrotermalny jest pompowany do parownika w celu zmniejszenia ciśnienia, co powoduje odparowanie części roztworu. Następnie powstaje para, która powoduje pracę turbiny. Resztki płynu również mogą być korzystne. Zwykle przechodzi przez inny parownik i uzyskuje dodatkową moc ( rysunek 3).

Rysunek 3. Elektrownia geotermalna pośrednia

Charakteryzują się brakiem interakcji generatora lub turbiny z parą lub wodą. Zasada ich działania opiera się na rozsądnym wykorzystaniu wód podziemnych o umiarkowanej temperaturze.

Zwykle temperatura powinna wynosić poniżej dwustu stopni. Sam cykl binarny polega na wykorzystaniu dwóch rodzajów wody – gorącej i umiarkowanej. Oba strumienie przechodzą przez wymiennik ciepła. Ciecz cieplejsza odparowuje zimniejsza, a powstałe w wyniku tego procesu opary napędzają turbiny , , .

Rysunek 4. Schemat elektrowni geotermalnej z cyklem binarnym

W naszym kraju energia geotermalna zajmuje pierwsze miejsce pod względem potencjalnego wykorzystania ze względu na unikalny krajobraz i warunki naturalne. Znajdujące się na jego terenie rezerwy wód geotermalnych o temperaturze od 40 do 200°C i głębokości do 3500 m mogą zapewnić około 14 mln m3 ciepłej wody dziennie. Duże rezerwy podziemnych wód termalnych znajdują się w Dagestanie, Osetii Północnej, Czeczeno-Inguszetii, Kabardyno-Bałkarii, Zakaukaziu, Stawropolu i Krasnodarskim Terytoriach, Kazachstanie, Kamczatce i wielu innych regionach Rosji. Na przykład w Dagestanie od dawna do zaopatrzenia w ciepło wykorzystywane są wody termalne.

Pierwsza elektrownia geotermalna została zbudowana w 1966 roku na polu Pauzhetskoye na półwyspie Kamczatka, aby zapewnić energię elektryczną okolicznym wioskom i zakładom przetwórstwa rybnego, co przyczyniło się do rozwoju lokalnego. Lokalny system geotermalny może dostarczać energię do elektrowni o mocy do 250-350 MW. Ale ten potencjał wykorzystuje tylko jedna czwarta.

Terytorium Wysp Kurylskich ma wyjątkowy i jednocześnie złożony krajobraz. Zaopatrzenie w energię znajdujących się tam miast jest bardzo trudne: konieczność dostarczania na wyspy środków do życia drogą morską lub powietrzną, co jest dość kosztowne i zajmuje dużo czasu. Zasoby geotermalne wysp umożliwiają obecnie otrzymanie 230 MW energii elektrycznej, która może zaspokoić wszystkie potrzeby regionu w zakresie dostaw energii, ciepła i ciepłej wody.

Na wyspie Iturup znaleziono zasoby dwufazowego chłodziwa geotermalnego, którego moc jest wystarczająca do zaspokojenia potrzeb energetycznych całej wyspy. Na południowej wyspie Kunashir działa GeoPP o mocy 2,6 MW, który jest wykorzystywany do produkcji energii elektrycznej i ciepła dla miasta Jużno-Kurilsk. Planowana jest budowa kilku kolejnych GeoPP o łącznej mocy 12-17 MW.

Najbardziej obiecującymi regionami wykorzystania źródeł geotermalnych w Rosji są południe Rosji i Daleki Wschód. Kaukaz, Terytorium Stawropola, Terytorium Krasnodaru mają ogromny potencjał dla energii geotermalnej.

Korzystanie z wód geotermalnych w centralnej części Rosji jest kosztowne ze względu na głębokie występowanie wód termalnych.

W obwodzie kaliningradzkim planuje się realizację pilotażowego projektu geotermalnego zaopatrzenia w ciepło i energię elektryczną miasta Svetly w oparciu o binarny GeoPP o mocy 4 MW.

Energia geotermalna w Rosji koncentruje się zarówno na budowie dużych obiektów, jak i na wykorzystaniu energii geotermalnej dla pojedynczych domów, szkół, szpitali, prywatnych sklepów i innych obiektów wykorzystujących geotermalne systemy cyrkulacyjne.

Na Terytorium Stawropola, na polu Kajasulinskoje, rozpoczęto i zawieszono budowę drogiej eksperymentalnej GeoTPP Stawropola o mocy 3 MW.

W 1999 roku uruchomiono Verkhne-Mutnovskaya GeoPP ( rysunek 5).

Rysunek 5. Verkhne-Mutnovskaya GeoPP

Ma moc 12 MW (3x4 MW) i jest pilotażową fazą projektu Mutnovskaya GeoPP o mocy projektowej 200 MW, stworzonego w celu zasilania przemysłowego regionu Pietropawłowsk-Kamczack.

Ale pomimo wielkich zalet w tym kierunku, są też wady:

1. Głównym z nich jest konieczność pompowania ścieków z powrotem do podziemnej warstwy wodonośnej. Wody termalne zawierają dużą ilość soli różnych metali toksycznych (bor, ołów, cynk, kadm, arsen) oraz związków chemicznych (amoniak, fenole), co uniemożliwia odprowadzanie tych wód do naturalnych wód powierzchniowych.

2. Czasami działająca elektrownia geotermalna może zostać zawieszona w wyniku naturalnych zmian skorupy ziemskiej.

3. Znalezienie odpowiedniej lokalizacji pod budowę elektrowni geotermalnej i uzyskanie zgody władz lokalnych i mieszkańców na jej budowę może być problematyczne.

4. Budowa GeoPP może niekorzystnie wpłynąć na stabilność gruntu w otaczającym regionie.

Większość z tych niedociągnięć jest niewielka i można je w pełni rozwiązać.

W dzisiejszym świecie ludzie nie myślą o konsekwencjach swoich decyzji. W końcu co zrobią, jeśli wyczerpie się ropa, gaz i węgiel? Ludzie są przyzwyczajeni do życia w komforcie. Przez długi czas nie będą w stanie ogrzewać domów drewnem opałowym, ponieważ duża populacja będzie potrzebowała ogromnej ilości drewna, co samo w sobie doprowadzi do wylesienia na dużą skalę i pozostawienia świata bez tlenu. Dlatego, aby temu zapobiec, konieczne jest wykorzystanie dostępnych nam zasobów ekonomicznie, ale z maksymalną wydajnością. Jednym ze sposobów rozwiązania tego problemu jest rozwój energii geotermalnej. Oczywiście ma swoje plusy i minusy, ale jego rozwój znacznie ułatwi dalsze istnienie ludzkości i odegra dużą rolę w jej dalszym rozwoju.

Teraz ten kierunek nie jest zbyt popularny, bo świat jest zdominowany przez przemysł naftowo-gazowy, a duże firmy nie spieszą się z inwestycjami w rozwój tak potrzebnego przemysłu. Dlatego dla dalszego rozwoju energetyki geotermalnej potrzebne są inwestycje i wsparcie państwa, bez którego nie da się po prostu niczego zrealizować w skali kraju. Wprowadzenie energii geotermalnej do bilansu energetycznego kraju pozwoli na:

1. poprawić bezpieczeństwo energetyczne, z drugiej strony zmniejszyć szkodliwy wpływ na środowisko w porównaniu z tradycyjnymi źródłami.

2. rozwijać gospodarkę, bo uwolnione środki można inwestować w inne branże, rozwój społeczny państwa itp.

W ostatnim dziesięcioleciu na świecie nastąpił prawdziwy boom na wykorzystanie nietradycyjnych odnawialnych źródeł energii. Skala zastosowania tych źródeł wzrosła kilkukrotnie. Jest w stanie radykalnie i najbardziej ekonomicznie rozwiązać problem dostaw energii do wskazanych regionów, które wykorzystują drogie paliwo z importu i znajdują się na skraju kryzysu energetycznego, poprawiają sytuację społeczną ludności tych regionów itp. Dokładnie to obserwujemy w krajach Europy Zachodniej (Niemcy, Francja, Wielka Brytania), Europy Północnej (Norwegia, Szwecja, Finlandia, Islandia, Dania). Tłumaczy się to tym, że mają one wysoki rozwój gospodarczy i są bardzo uzależnione od surowców kopalnych, dlatego szefowie tych państw wraz z biznesem starają się tę zależność minimalizować. W szczególności rozwojowi energii geotermalnej w krajach skandynawskich sprzyja obecność dużej liczby gejzerów i wulkanów. Nie bez powodu Islandia nazywana jest krajem wulkanów i gejzerów.

Teraz ludzkość zaczyna rozumieć znaczenie tego przemysłu i stara się go rozwijać tak bardzo, jak to możliwe. Zastosowanie szerokiej gamy różnorodnych technologii pozwala zmniejszyć zużycie energii o 40-60% i jednocześnie zapewnić realny rozwój gospodarczy. A pozostałe potrzeby na energię elektryczną i cieplną można zamknąć dzięki jej bardziej wydajnej produkcji, dzięki rekultywacji, połączeniu wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, a także dzięki wykorzystaniu zasobów odnawialnych, co pozwala na rezygnację z niektórych rodzajów elektrownie i zmniejszenie emisji dwutlenku węgla gaz o około 80%.

Bibliografia:

1. Baeva AG, Moskvicheva V.N. Energia geotermalna: problemy, zasoby, zastosowania: wyd. M.: SO AN ZSRR, Instytut Fizyki Cieplnej, 1979. - 350 s.

2. Berman E., Mavritsky B.F. Energia geotermalna: wyd. M.: Mir, 1978 - 416 stron.

3. Energia geotermalna. [Zasób elektroniczny] - Tryb dostępu - URL: http://ustoj.com/Energy_5.htm(dostęp 29.08.2013).

4. Energia geotermalna w Rosji. [Zasób elektroniczny] - Tryb dostępu - URL: http://www.gisee.ru/articles/geothermic-energy/24511/(dostęp 07.09.2013).

5. Dvorov I.M. Głębokie ciepło Ziemi: wyd. M.: Nauka, 1972. - 208 s.

6. Energia. Z Wikipedii, wolnej encyklopedii. [Zasób elektroniczny] - Tryb dostępu - URL: http://en.wikipedia.org/wiki/Geothermal_energy(dostęp 07.09.2013).

energia geotermalna

Abstrakcyjny.

Wstęp.

Koszt energii elektrycznej wytwarzanej przez elektrownie geotermalne.

Bibliografia.

Abstrakcyjny.

Artykuł przedstawia historię rozwoju energetyki geotermalnej zarówno na świecie, jak iw naszym kraju, Rosji. Dokonano analizy wykorzystania głębokiego ciepła Ziemi do przekształcenia go w energię elektryczną, a także do zaopatrzenia miast i miasteczek w ciepło i ciepłą wodę w takich regionach naszego kraju jak Kamczatka, Sachalin i Północny Kaukaz. Dokonano ekonomicznego uzasadnienia zagospodarowania złóż geotermalnych, budowy elektrowni i okresów ich zwrotu. Porównując energię źródeł geotermalnych z innymi rodzajami źródeł energii, otrzymujemy perspektywy rozwoju energetyki geotermalnej, która powinna zająć ważne miejsce w ogólnym bilansie zużycia energii. W szczególności do restrukturyzacji i ponownego wyposażenia energetyki regionu Kamczatka i Wysp Kurylskich, częściowo Primorye i Kaukazu Północnego, należy korzystać z własnych zasobów geotermalnych.

Wstęp.

Głównymi kierunkami rozwoju mocy wytwórczych w energetyce kraju w najbliższej przyszłości są techniczne doposażenie i przebudowa elektrowni oraz uruchomienie nowych mocy wytwórczych. Przede wszystkim jest to budowa elektrociepłowni o sprawności 5560%, która zwiększy sprawność istniejących elektrociepłowni o 2540%. Kolejnym krokiem powinna być budowa elektrociepłowni wykorzystujących nowe technologie spalania paliw stałych i nadkrytycznych parametrach pary do osiągnięcia współczynnika sprawności TPP równego 46-48%. Rozwijane będą również elektrownie jądrowe z nowymi typami reaktorów termicznych i prędkich neutronów.

Ważne miejsce w kształtowaniu rosyjskiego sektora energetycznego zajmuje sektor zaopatrzenia w ciepło w kraju, który jest największy pod względem ilości zużywanych zasobów energetycznych, ponad 45% ich całkowitego zużycia. Sieci ciepłownicze (DH) wytwarzają ponad 71%, a źródła zdecentralizowane wytwarzają około 29% całego ciepła. Ponad 34% całego ciepła dostarczane jest przez elektrownie, około 50% przez kotły. Zgodnie ze strategią energetyczną Rosji do 2020 roku. planowane jest co najmniej 1,3-krotne zwiększenie zużycia ciepła w kraju, a udział zdecentralizowanego zaopatrzenia w ciepło wzrośnie z 28,6% w 2000 r. do do 33% w 2020 r.

Wzrost cen paliw kopalnych (gaz, olej opałowy, olej napędowy) i ich transport do odległych regionów Rosji, jaki miał miejsce w ostatnich latach, a zatem obiektywny wzrost cen sprzedaży energii elektrycznej i cieplnej zasadniczo zmienia nastawienie w kierunku wykorzystania odnawialnych źródeł energii: geotermalnej, wiatrowej, słonecznej.

Tak więc rozwój energii geotermalnej w niektórych regionach kraju umożliwia już dziś rozwiązanie problemu zaopatrzenia w energię elektryczną i ciepło, w szczególności na Kamczatce, Wyspach Kurylskich, a także na Kaukazie Północnym, w niektórych regionach Syberii i europejskiej części Rosji.

Do głównych kierunków doskonalenia i rozwoju systemów zaopatrzenia w ciepło należy zaliczyć rozwój wykorzystania lokalnych nietradycyjnych odnawialnych źródeł energii, a przede wszystkim ciepła geotermalnego ziemi. W ciągu najbliższych 7-10 lat, przy pomocy nowoczesnych technologii lokalnego zaopatrzenia w ciepło, dzięki ciepłu termicznemu można zaoszczędzić znaczne zasoby paliw kopalnych.

W ostatnim dziesięcioleciu na świecie nastąpił prawdziwy boom na wykorzystanie nietradycyjnych odnawialnych źródeł energii (NRES). Skala zastosowania tych źródeł wzrosła kilkukrotnie. Ten kierunek rozwija się najintensywniej w porównaniu z innymi dziedzinami energetyki. Przyczyn tego zjawiska jest kilka. Przede wszystkim oczywiste jest, że bezpowrotnie zakończyła się era tanich tradycyjnych nośników energii. W tym obszarze jest tylko jeden trend - wzrost cen wszystkich ich rodzajów. Nie mniej istotne jest dążenie wielu krajów pozbawionych bazy paliwowej do niezależności energetycznej, a istotną rolę odgrywają względy środowiskowe, w tym emisja szkodliwych gazów. Aktywne wsparcie moralne dla korzystania z energii odnawialnej zapewnia ludność krajów rozwiniętych.

Z tych powodów rozwój energetyki odnawialnej w wielu państwach jest priorytetowym zadaniem polityki technicznej w dziedzinie energetyki. W wielu krajach polityka ta jest realizowana poprzez przyjęte ramy legislacyjne i regulacyjne, które tworzą prawne, ekonomiczne i organizacyjne podstawy wykorzystania energii odnawialnej. W szczególności fundamenty ekonomiczne polegają na różnych działaniach wspierających energetykę odnawialną na etapie ich rozwoju na rynku energii (korzyści podatkowe, kredytowe, dotacje bezpośrednie itp.)

W Rosji praktyczne zastosowanie energii odnawialnej znacznie pozostaje w tyle za wiodącymi krajami. Nie ma ram prawnych i regulacyjnych, a także wsparcia gospodarczego państwa. Wszystko to sprawia, że ​​praktyka w tej dziedzinie jest niezwykle trudna. Główną przyczyną czynników hamujących są przedłużające się problemy gospodarcze w kraju, a co za tym idzie trudności z inwestycjami, niski popyt na rozpuszczalniki, brak środków na niezbędne inwestycje. Prowadzone są jednak pewne prace i praktyczne działania w zakresie wykorzystania energii odnawialnej w naszym kraju (energia geotermalna). Złoża parowo-hydrotermalne w Rosji są dostępne tylko na Kamczatce i Wyspach Kurylskich. W związku z tym energia geotermalna nie może w przyszłości zająć znaczącego miejsca w sektorze energetycznym kraju jako całości. Jest jednak w stanie radykalnie i najbardziej ekonomicznie rozwiązać problem dostaw energii do tych regionów, które wykorzystują drogie paliwa z importu (olej opałowy, węgiel, olej napędowy) i znajdują się na skraju kryzysu energetycznego. Potencjał złóż parowo-hydrotermalnych na Kamczatce jest w stanie zapewnić od 1000 do 2000 MW zainstalowanej mocy elektrycznej z różnych źródeł, co znacznie przekracza potrzeby tego regionu w najbliższej przyszłości. Istnieją zatem realne perspektywy rozwoju energetyki geotermalnej.

Historia rozwoju energetyki geotermalnej.

Oprócz ogromnych zasobów paliw kopalnych Rosja posiada znaczne rezerwy ciepła ziemskiego, które mogą być pomnażane przez źródła geotermalne zlokalizowane na głębokości od 300 do 2500 m, głównie w strefach uskokowych skorupy ziemskiej.

Terytorium Rosji jest dobrze zbadane, a dziś znane są główne zasoby ciepła ziemskiego, które mają znaczny potencjał przemysłowy, w tym energetyczny. Ponadto prawie wszędzie znajdują się rezerwy ciepła o temperaturze od 30 do 200°C.

Powrót w 1983 r. w VSEGINGEO opracowano atlas zasobów wód termalnych ZSRR. W naszym kraju zbadano 47 złóż geotermalnych z rezerwami wód termalnych, które pozwalają uzyskać ponad 240 10³ m³/dobę. Dziś w Rosji specjaliści z prawie 50 organizacji naukowych zajmują się problematyką wykorzystania ciepła ziemi.

Wywiercono ponad 3000 studni, aby wykorzystać zasoby geotermalne. Koszt badań geotermalnych i wierceń już przeprowadzonych na tym obszarze, w nowoczesnych cenach, to ponad 4 miliardy rubli. dolarów. Tak więc na Kamczatce wywiercono już 365 odwiertów na polach geotermalnych o głębokości od 225 do 2266 m i wydano (w czasach sowieckich) około 300 milionów metrów sześciennych. dolarów (w cenach bieżących).

W 1904 roku we Włoszech rozpoczęto pracę pierwszej elektrowni geotermalnej. Pierwsza elektrownia geotermalna na Kamczatce, a pierwsza w ZSRR Elektrownia Geotermalna Pauzhetskaya została uruchomiona w 1967 roku. i miał moc 5 mW, następnie podwyższoną do 11 mW. Nowy impuls do rozwoju energetyki geotermalnej na Kamczatce nadano w latach 90. wraz z pojawieniem się organizacji i firm (UAB Geoterm, UAB Intergeotherm, UAB Nauka), które we współpracy z przemysłem (przede wszystkim z Zakładem Turbin Kaługa) rozwijały nowe progresywne schematy, technologie i rodzaje urządzeń do przetwarzania energii geotermalnej na energię elektryczną oraz zabezpieczone pożyczki z Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju. W rezultacie w 1999 roku Verkhne-Mutnovskaya GeoTPP (trzy moduły po 4 MW każdy) został oddany do eksploatacji na Kamczatce. Wprowadzany jest pierwszy blok o mocy 25mW. pierwszy etap Mutnovskaya GeoTPP o łącznej mocy 50 MW.

Druga faza o mocy 100 MW może zostać oddana do użytku w 2004 roku

Tym samym określono doraźne i całkiem realne perspektywy dla energetyki geotermalnej na Kamczatce, która jest pozytywnym niewątpliwym przykładem wykorzystania energii odnawialnej w Rosji, pomimo poważnych trudności gospodarczych w tym kraju. Potencjał złóż parowo-hydrotermalnych na Kamczatce jest w stanie zapewnić 1000 MW zainstalowanej mocy elektrycznej, co znacznie przekracza potrzeby tego regionu w najbliższej przyszłości.

Według Instytutu Wulkanologii Oddziału Dalekowschodniego Rosyjskiej Akademii Nauk zidentyfikowane już zasoby geotermalne pozwalają na pełne zaopatrzenie Kamczatki w energię elektryczną i ciepło przez ponad 100 lat. Oprócz wysokotemperaturowego złoża Mutnowskiego o mocy 300 MW(e) na południu Kamczatki znane są znaczne rezerwy zasobów geotermalnych w złożach Koshelevskoye, Bolshe Bannoy, a na północy w złożach Kireunskoye. Zasoby ciepła wód geotermalnych na Kamczatce szacowane są na 5000 MW (t).

Czukotka posiada również znaczne rezerwy ciepła geotermalnego (na granicy z regionem Kamczatki), niektóre z nich zostały już odkryte i mogą być aktywnie wykorzystywane dla pobliskich miast i miasteczek.

Wyspy Kurylskie są również bogate w rezerwy ziemskiego ciepła, wystarczają, aby dostarczać ciepło i energię elektryczną na to terytorium przez 100 200 lat. Na wyspie Iturup odkryto rezerwy dwufazowego geotermalnego chłodziwa o mocy (30 MW(e)) wystarczającej do zaspokojenia potrzeb energetycznych całej wyspy w ciągu najbliższych 100 lat. Tutaj na polu geotermalnym Ocean wiercono już studnie i trwa budowa GeoPP. Na południowej wyspie Kunashir znajdują się rezerwy ciepła geotermalnego, które są już wykorzystywane do produkcji energii elektrycznej i ciepła dla miasta Jużno Kurilsk. Jelita północnej wyspy Paramushir są mniej zbadane, ale wiadomo, że wyspa ta ma również znaczne rezerwy wody geotermalnej o temperaturze od 70 do 95 ° C, a GeoTS o mocy 20 MW (t) jest również budowany tutaj.

Dużo bardziej rozpowszechnione są złoża wód termalnych o temperaturze 100-200°C. W tej temperaturze wskazane jest stosowanie w obiegu turbiny parowej płynów roboczych niskowrzących. Wykorzystanie dwuprzewodowych elektrowni geotermalnych na wodę termalną jest możliwe w wielu regionach Rosji, przede wszystkim na Kaukazie Północnym. Dobrze zbadane są tu złoża geotermalne o temperaturze zbiornika od 70 do 180 ° C, które znajdują się na głębokości od 300 do 5000 m. Woda geotermalna jest tu od dawna wykorzystywana do dostarczania ciepła i ciepłej wody. W Dagestanie rocznie produkuje się ponad 6 mln m wody geotermalnej. Około 500 tysięcy ludzi na Kaukazie Północnym korzysta z wody geotermalnej.

Primorye, region Bajkał i region Zachodniej Syberii również mają rezerwy ciepła geotermalnego odpowiednie do wykorzystania na dużą skalę w przemyśle i rolnictwie.

Zamiana energii geotermalnej na energię elektryczną i cieplną.

Jednym z obiecujących obszarów wykorzystania ciepła wysoko zmineralizowanych podziemnych wód termalnych jest przetwarzanie go na energię elektryczną. W tym celu opracowano schemat technologiczny budowy elektrowni geotermalnej, składającej się z obiegu geotermalnego (GCS) i elektrowni parowej (STP), której schemat przedstawiono na rys.1. Cechą charakterystyczną takiego schematu technologicznego od znanych jest to, że w nim rolę parownika i przegrzewacza pełni wiercony pionowy przeciwprądowy wymiennik ciepła umieszczony w górnej części szybu zatłaczającego, w którym produkowana jest woda termalna o wysokiej temperaturze jest zasilany rurociągiem lądowym, który po oddaniu ciepła do wtórnego chłodziwa jest pompowany z powrotem do zbiornika . Chłodziwo wtórne ze skraplacza turbiny parowej dostaje się do strefy grzewczej grawitacyjnie przez rurę opuszczoną wewnątrz wymiennika ciepła do dna.

Cykl Rankine'a jest sercem pracy szkół zawodowych; t,s jest wykresem tego cyklu i charakteru zmiany temperatur nośników ciepła w parownikowym wymienniku ciepła.

Najważniejszym punktem w konstrukcji GeoTPP jest dobór płynu roboczego w obiegu wtórnym. Dobierany do instalacji geotermalnej płyn roboczy musi mieć korzystne właściwości chemiczne, fizyczne i eksploatacyjne w danych warunkach eksploatacyjnych, tj. być stabilne, niepalne, przeciwwybuchowe, nietoksyczne, obojętne na materiały budowlane i tanie. Pożądany jest dobór płynu roboczego o niższym współczynniku lepkości dynamicznej (mniejsze straty hydrauliczne) oraz o wyższym współczynniku przewodności cieplnej (poprawa wymiany ciepła).

Praktycznie niemożliwe jest jednoczesne spełnienie wszystkich tych wymagań, dlatego zawsze konieczna jest optymalizacja doboru takiego lub innego płynu roboczego.

Niskie parametry początkowe korpusów roboczych elektrowni geotermalnych skłaniają do poszukiwania niskowrzących korpusów roboczych o ujemnej krzywiźnie prawej krzywej granicznej na wykresie t, s, gdyż wykorzystanie wody i pary prowadzi w tym przypadku do pogorszenie parametrów termodynamicznych i gwałtowny wzrost gabarytów turbin parowych, co jest znaczącym wzrostem ich wartości.

Proponuje się zastosowanie mieszaniny izobutanu + izopentanu w stanie nadkrytycznym jako środka nadkrytycznego w obwodzie wtórnym binarnych cykli energetycznych. Stosowanie mieszanin nadkrytycznych jest wygodne, ponieważ krytyczne właściwości, tj. temperatura krytyczna tc(x), ciśnienie krytyczne pc(x) i gęstość krytyczna qc(x) zależą od składu mieszaniny x. Pozwoli to, poprzez dobór składu mieszaniny, dobrać czynnik nadkrytyczny o najkorzystniejszych parametrach krytycznych dla odpowiedniej temperatury wody termalnej danego pola geotermalnego.

Jako chłodziwo wtórne stosuje się niskowrzący węglowodorowy izobutan, którego parametry termodynamiczne odpowiadają wymaganym warunkom. Parametry krytyczne izobutanu: tc = 134,69°C; pk = 3,629 MPa; qk = 225,5 kg/m³. Ponadto wybór izobutanu jako chłodziwa wtórnego wynika z jego stosunkowo niskiego kosztu i przyjazności dla środowiska (w przeciwieństwie do freonów). Izobutan jako płyn roboczy znalazł szerokie zastosowanie za granicą, a także proponuje się stosowanie go w stanie nadkrytycznym w binarnych cyklach energii geotermalnej.

Charakterystyki energetyczne instalacji obliczane są dla szerokiego zakresu temperatur produkowanej wody i różnych trybów jej pracy. We wszystkich przypadkach przyjęto, że temperatura kondensacji izobutanu tcon =30°C.

Powstaje pytanie o wybór najmniejszej różnicy temperaturêtfig.2. Z jednej strony spadek ęt prowadzi do wzrostu powierzchni parownikowego wymiennika ciepła, co może być nieuzasadnione ekonomicznie. Z drugiej strony wzrost êt przy danej temperaturze wody termalnej ts prowadzi do konieczności obniżenia temperatury parowania ts (a co za tym idzie ciśnienia), co niekorzystnie wpłynie na sprawność obiegu. W większości praktycznych przypadków zaleca się przyjąć êt = 10÷25ºС.

Uzyskane wyniki wskazują, że istnieją optymalne parametry pracy elektrowni parowej, które zależą od temperatury wody wpływającej do obiegu pierwotnego wytwornicy pary wymiennika ciepła. Wraz ze wzrostem temperatury parowania izobutanu tz, moc N wytwarzana przez turbinę wzrasta o 1 kg/s zużycia chłodziwa wtórnego. Jednocześnie wraz ze wzrostem tg zmniejsza się ilość odparowanego izobutanu na 1 kg/s zużycia wody termalnej.

Wraz ze wzrostem temperatury wody termalnej wzrasta również optymalna temperatura parowania.

Na rysunku 3 przedstawiono wykresy zależności mocy N generowanej przez turbinę od temperatury parowania ts chłodziwa wtórnego w różnych temperaturach wody termalnej.

Dla wody o wysokiej temperaturze (tt = 180ºС) brane są pod uwagę cykle nadkrytyczne, gdy początkowa prężność pary pn= 3,8; 4.0; 4.2; i 5,0 MPa. Spośród nich najskuteczniejszy pod względem uzyskania maksymalnej mocy jest cykl nadkrytyczny, zbliżony do tzw. cyklu „trójkątnego” z początkowym ciśnieniem pn = 5,0 MPa. Podczas tego cyklu, ze względu na minimalną różnicę temperatur pomiędzy nośnikiem ciepła a płynem roboczym, w pełni wykorzystywany jest potencjał temperaturowy wody termalnej. Porównanie tego obiegu z podkrytycznym (pn=3,4MPa) pokazuje, że moc generowana przez turbinę w cyklu nadkrytycznym wzrasta o 11%, gęstość przepływu substancji wchodzącej do turbiny jest 1,7 razy większa niż w obiegu z pn =3,4 MPa, co wpłynie na poprawę właściwości transportowych chłodziwa i zmniejszenie gabarytów urządzeń (rurociągów zasilających i turbiny) turbiny parowej. Ponadto w obiegu o pH = 5,0 MPa temperatura wody ściekowej t zatłaczanej z powrotem do zbiornika wynosi 42ºC, natomiast w cyklu podkrytycznym o pH = 3,4 MPa temperatura tn = 55ºC.

Jednocześnie wzrost ciśnienia początkowego do 5,0 MPa w cyklu nadkrytycznym wpływa na koszt urządzeń, w szczególności turbiny. Chociaż wymiary części przepływowej turbiny zmniejszają się wraz ze wzrostem ciśnienia, liczba stopni turbiny jednocześnie wzrasta, wymagane jest bardziej rozwinięte uszczelnienie końcowe, a co najważniejsze, zwiększa się grubość ścianek obudowy.

Aby stworzyć obieg nadkrytyczny w schemacie technologicznym GeoTPP, konieczne jest zainstalowanie pompy na rurociągu łączącym skraplacz z wymiennikiem ciepła.

Jednak takie czynniki jak wzrost mocy, zmniejszenie rozmiarów rurociągów zasilających i turbiny oraz pełniejsze wysterowanie potencjału cieplnego wód termalnych przemawiają za obiegiem nadkrytycznym.

W przyszłości konieczne jest poszukiwanie chłodziw o niższej temperaturze krytycznej, co umożliwi tworzenie obiegów nadkrytycznych z wykorzystaniem wód termalnych o niższej temperaturze, gdyż potencjał cieplny zdecydowanej większości zbadanych złóż w Rosji nie przekracza 100÷120ºС. Pod tym względem najbardziej obiecujący jest R13B1(trifluorobromometan) o następujących parametrach krytycznych: tc = 66,9ºС; pk = 3,946 MPa; qk= 770kg/m³.

Wyniki obliczeń ewaluacyjnych wskazują, że zastosowanie wody termalnej o temperaturze tk = 120ºС w obiegu pierwotnym GeoTPP oraz wytworzenie obiegu nadkrytycznego o ciśnieniu początkowym pn = 5,0 MPa w obiegu wtórnym na freon R13B1 również umożliwia zwiększenie mocy turbiny do 14% w stosunku do obiegu podkrytycznego przy ciśnieniu początkowym pn = 3,5 MPa.

Dla pomyślnego funkcjonowania GeoTPP konieczne jest rozwiązanie problemów związanych z występowaniem korozji i osadów solnych, które z reguły pogłębiają się wraz ze wzrostem mineralizacji wód termalnych. Najintensywniejsze złoża soli powstają na skutek odgazowania wody termalnej i w wyniku tego zaburzenia bilansu dwutlenku węgla.

W proponowanym schemacie technologicznym chłodziwo pierwotne krąży w obiegu zamkniętym: zbiornik - studnia produkcyjna - rurociąg powierzchniowy - pompa - studnia iniekcyjna - zbiornik, gdzie minimalizowane są warunki odgazowania wody. Jednocześnie konieczne jest spełnienie takich warunków termobarycznych w powierzchniowej części obiegu pierwotnego, które zapobiegają odgazowaniu i wytrąceniu osadów węglanowych (w zależności od temperatury i zasolenia ciśnienie musi być utrzymywane na poziomie 1,5 MPa i wyższym).

Spadek temperatury wód termalnych prowadzi również do wytrącania się soli niewęglanowych, co potwierdziły badania przeprowadzone na stanowisku geotermalnym Kayasulinsky. Część wytrąconych soli zostanie osadzona na wewnętrznej powierzchni studni iniekcyjnej, a większość zostanie przeniesiona do strefy dennej. Osadzanie soli na dnie szybu wstrzykiwania przyczyni się do zmniejszenia wstrzykiwania i stopniowego zmniejszania prędkości przepływu okrężnego, aż do całkowitego zatrzymania GCS.

Aby zapobiec korozji i tworzeniu się kamienia w obwodzie GCS, można zastosować skuteczny odczynnik HEDPK (kwas hydroksyetylidenodifosfonowy), który ma długotrwałe działanie antykorozyjne i zapobiegające osadzaniu się kamienia w wyniku pasywacji powierzchni. Odtworzenie warstwy pasywacyjnej OEDFK odbywa się poprzez okresowe pulsacyjne wtryskiwanie roztworu odczynnika do wody termalnej u wylotu odwiertu produkcyjnego.

Aby rozpuścić szlam solny, który będzie gromadził się w strefie dennej, a tym samym przywrócić iniekcyjność studni zatłaczającej, bardzo skutecznym odczynnikiem jest NMA (koncentrat kwasów niskocząsteczkowych), który można również okresowo wprowadzać do cyrkulującej wody termalnej w okolicy przed pompą wtryskową.

Dlatego na podstawie powyższego można zasugerować, że jednym z obiecujących kierunków rozwoju energii cieplnej wnętrza Ziemi jest jej konwersja na energię elektryczną poprzez budowę dwutorowych GeoTPP na niskowrzących czynnikach roboczych. Sprawność takiej konwersji zależy od wielu czynników, w szczególności od doboru płynu roboczego oraz parametrów obiegu termodynamicznego obiegu wtórnego GeoTPP.

Wyniki analizy obliczeniowej obiegów wykorzystujących różne nośniki ciepła w obwodzie wtórnym wskazują, że najbardziej optymalne są obiegi nadkrytyczne, które pozwalają na zwiększenie mocy turbiny i sprawności obiegu, poprawę właściwości transportowych chłodziwa oraz pełniejszą regulację temperatury wstępna woda termalna krążąca w obiegu pierwotnym GeoTPP.

Ustalono również, że dla wód termalnych o wysokiej temperaturze (180ºС i więcej) najbardziej obiecujące jest tworzenie obiegów nadkrytycznych w obiegu wtórnym GeoTPP z wykorzystaniem izobutanu, natomiast dla wód o temperaturze niższej (100÷120ºС i powyżej) ), przy tworzeniu tych samych cykli, najbardziej odpowiednim nośnikiem ciepła jest freon R13B1.

W zależności od temperatury wydobywanej wody termalnej istnieje optymalna temperatura odparowania wtórnego nośnika ciepła, odpowiadająca maksymalnej mocy generowanej przez turbinę.

W przyszłości konieczne jest badanie mieszanin nadkrytycznych, których zastosowanie jako czynnika roboczego dla obiegów energii geotermalnej jest najwygodniejsze, gdyż dobierając skład mieszanin można łatwo zmieniać ich krytyczne właściwości w zależności od warunków zewnętrznych.

Innym kierunkiem wykorzystania energii geotermalnej jest dostarczanie ciepła geotermalnego, które od dawna jest wykorzystywane na Kamczatce i na Kaukazie Północnym do ogrzewania szklarni, ogrzewania i zaopatrzenia w ciepłą wodę w sektorze mieszkaniowym i komunalnym. Analiza światowych i krajowych doświadczeń wskazuje na perspektywy dostaw ciepła geotermalnego. Obecnie na świecie działają geotermalne systemy zaopatrzenia w ciepło o łącznej mocy 17175 MW, w samych Stanach Zjednoczonych działa ponad 200 tys. instalacji geotermalnych. Według planów Unii Europejskiej moc geotermalnych systemów ciepłowniczych, w tym pomp ciepła, powinna wzrosnąć z 1300 MW w 1995 roku do 5000 MW w 2010 roku.

W ZSRR wody geotermalne były wykorzystywane na Terytoriach Krasnodaru i Stawropola, Kabardyno-Bałkarii, Osetii Północnej, Czeczenii-Inguszetii, Dagestanie, obwodzie kamczackim, Krymie, Gruzji, Azerbejdżanie i Kazachstanie. W 1988 r. Wyprodukowano 60,8 mln m³ wody geotermalnej, obecnie w Rosji wytwarza się ją do 30 mln. m³ rocznie, co odpowiada 150÷170 tys. ton paliwa wzorcowego. Jednocześnie potencjał techniczny energetyki geotermalnej, według Ministerstwa Energetyki Federacji Rosyjskiej, wynosi 2950 mln ton paliwa referencyjnego.

W ciągu ostatnich 10 lat w naszym kraju załamał się system poszukiwania, zagospodarowania i eksploatacji zasobów geotermalnych. W ZSRR prace badawcze nad tym problemem prowadziły instytuty Akademii Nauk, ministerstwa geologii i gazownictwa. Poszukiwania, rozpoznania i zatwierdzania zasobów złóż prowadziły instytuty i pododdziały regionalne Ministerstwa Geologii. Wiercenie otworów produkcyjnych, zagospodarowanie złóż, opracowanie technologii ponownego zatłaczania, uzdatnianie wód geotermalnych, eksploatacja systemów zaopatrzenia w ciepło geotermalne były realizowane przez pododdziały Ministerstwa Gazownictwa. W jego skład weszło pięć regionalnych wydziałów operacyjnych, stowarzyszenie naukowo-produkcyjne Sojuzgeotherm (Makhaczkała), które opracowało plan perspektywicznego wykorzystania wód geotermalnych ZSRR. Projekt instalacji i urządzeń zaopatrzenia w ciepło geotermalne wykonał Centralny Instytut Badawczo-Konstrukcyjno-Doświadczalny Aparatury Inżynierskiej.

Obecnie zakończyły się kompleksowe prace badawcze w dziedzinie geotermii: od badań geologicznych i hydrogeologicznych po problemy oczyszczania wód geotermalnych. Nie prowadzi się wierceń poszukiwawczych, nie prowadzi się zagospodarowania wcześniej eksploatowanych złóż, nie modernizuje się wyposażenia istniejących systemów zaopatrzenia w ciepło geotermalne. Rola administracji państwowej w rozwoju geotermii jest znikoma. Specjaliści od geotermii są rozproszeni, ich doświadczenie nie jest pożądane. Analiza obecnej sytuacji i perspektyw rozwoju w nowych warunkach gospodarczych Rosji zostanie przeprowadzona na przykładzie Terytorium Krasnodarskiego.

Dla tego regionu ze wszystkich odnawialnych źródeł energii najbardziej obiecujące jest wykorzystanie wód geotermalnych. Rysunek 4 przedstawia priorytety wykorzystania energii odnawialnej do dostarczania ciepła do obiektów na Terytorium Krasnodarskim.

Na Terytorium Krasnodarskim rocznie produkuje się do 10 mln m³/rok wody geotermalnej o temperaturze 70÷100ºC, co zastępuje 40÷50 tys. ton paliwa organicznego (w przeliczeniu na paliwo konwencjonalne). Obecnie eksploatowanych jest 10 złóż z 37 odwiertami, 6 złóż z 23 odwiertami jest w trakcie zagospodarowania. Całkowita liczba studni geotermalnych77. 32 hektary ogrzewane są wodami geotermalnymi. szklarnie, 11 tys. mieszkań w ośmiu osiedlach, 2 tys. osób ma zapewnioną ciepłą wodę. Rozpoznane zasoby eksploatacyjne wód geotermalnych regionu szacowane są na 77,7 tys. m3. m³/dobę, czyli podczas eksploatacji w sezonie grzewczym – 11,7 mln. m³ na sezon, przewidywane rezerwy odpowiednio 165 tys. m³/dobę i 24,7 mln. m³ na sezon.

Jedno z najbardziej rozwiniętych pól geotermalnych Mostovskoye, 240 km od Krasnodaru u podnóża Kaukazu, gdzie wykonano 14 odwiertów o głębokości 1650÷1850 m z przepływami 1500÷3300 m³/dobę, temperatura u ujścia 67 ÷78º C, całkowite zasolenie 0,9÷1, 9g/l. Według składu chemicznego woda geotermalna prawie spełnia normy wody pitnej. Głównym konsumentem wód geotermalnych z tego pola jest kompleks szklarniowy o powierzchni do 30 hektarów, który wcześniej eksploatował 8 studni. Obecnie ogrzewa się tu 40% powierzchni szklarni.

Do zaopatrzenia w ciepło budynków mieszkalnych i administracyjnych wsi. Most w latach 80-tych wybudowano geotermalny punkt centralnego ogrzewania (CHP) o szacunkowej mocy cieplnej 5 MW, której schemat przedstawiono na rys. 5. Woda geotermalna w węźle CO pochodzi z dwóch studni o przepływie 45÷70 m³/h każda i temperaturze 70÷74ºС do dwóch zbiorników magazynowych o pojemności 300m³. Do wykorzystania ciepła odpadowej wody geotermalnej zainstalowano dwie parowo-sprężarkowe pompy ciepła o szacunkowej mocy cieplnej 500 kW. Woda geotermalna stosowana w systemach grzewczych o temperaturze 30÷35ºC przed zespołem pompy ciepła (HPU) jest dzielona na dwa strumienie, z których jeden jest schładzany do 10ºC i odprowadzany do zbiornika, a drugi podgrzewany do 50ºC i wrócił do zbiorników magazynowych. Agregaty pomp ciepła zostały wyprodukowane przez moskiewski zakład "Kompressor" na bazie agregatów chłodniczych A-220-2-0.

Regulacja mocy cieplnej ogrzewania geotermalnego przy braku przegrzewania szczytowego odbywa się na dwa sposoby: poprzez przepuszczanie chłodziwa i cyklicznie. W tej drugiej metodzie układy są okresowo napełniane chłodziwem geotermalnym z jednoczesnym opróżnianiem schłodzonego. Przy dziennym okresie ogrzewania Z, czas ogrzewania Zn jest określony wzorem

Zn = 48j/(1 + j), gdzie jest współczynnikiem mocy cieplnej; projektowa temperatura powietrza w pomieszczeniu, °C; oraz rzeczywista i obliczona temperatura powietrza na zewnątrz, °С.

Pojemność zbiorników magazynowych systemów geotermalnych jest określana z warunku zapewnienia znormalizowanej amplitudy wahań temperatury powietrza w ogrzewanych pomieszczeniach mieszkalnych (±3 ° C) według wzoru.

gdzie kF to moc cieplna systemu grzewczego na 1°C różnicy temperatur, W/°C; Z \u003d Zn + Zpp okres działania ogrzewania geotermalnego; czas trwania pauzy Zp, h; Qp i Qp to obliczona i sezonowo średnia moc cieplna systemu grzewczego budynku, W; c objętościowa pojemność cieplna wody geotermalnej, J/(m³ ºС); n liczba uruchomień ogrzewania geotermalnego dziennie; k1 jest współczynnikiem strat ciepła w geotermalnym systemie zaopatrzenia w ciepło; Amplituda wahań temperatury A1 w ogrzewanym budynku, ºС; Rnom całkowity wskaźnik absorpcji ciepła ogrzewanych pomieszczeń; Pojemność instalacji grzewczych i sieci ciepłowniczych Vc i Vts, m³.

Podczas pracy pomp ciepła stosunek natężeń przepływu wody geotermalnej przez parownik Gi i skraplacz Gk określa wzór:

Gdzie tk, to, t to temperatura wody geotermalnej za skraplaczem, systemem ogrzewania budynku i parownikami HPI, ºС.

Należy zwrócić uwagę na niską niezawodność zastosowanych konstrukcji pomp ciepła, gdyż ich warunki pracy znacznie odbiegały od warunków pracy maszyn chłodniczych. Stosunek ciśnień tłoczenia i ssania sprężarek pracujących w trybie pompy ciepła jest 1,5÷2 razy większy niż ten sam stosunek w maszynach chłodniczych. Awarie korbowodu i grupy tłoków, instalacji olejowych i automatyki doprowadziły do ​​przedwczesnej awarii tych maszyn.

W wyniku braku kontroli reżimu hydrologicznego, eksploatacji pola geotermalnego Mostovskoye po 10 latach, ciśnienie na głowicy odwiertu spadło 2 razy. W celu przywrócenia ciśnienia zbiornikowego pola w 1985 roku. wiercono trzy studnie iniekcyjne, wybudowano pompownię, ale ich praca nie dała pozytywnego rezultatu ze względu na niską iniekcyjność zbiorników.

Dla najbardziej obiecującego wykorzystania zasobów geotermalnych w 50-tysięcznym mieście Ust-Łabiński, położonym 60 km od Krasnodaru, opracowano system geotermalnego zaopatrzenia w ciepło o szacowanej mocy cieplnej 65 MW. Spośród trzech poziomów wodopompowych wybrano osady eocen-paleocen o głębokości 2200÷2600m, temperaturze formacji 97÷100ºС, zasoleniu 17÷24g/l.

W wyniku analizy istniejących i przyszłych obciążeń cieplnych zgodnie ze schematem rozwoju zaopatrzenia w ciepło miasta określono optymalną, obliczoną moc cieplną geotermalnego systemu zaopatrzenia w ciepło. Porównanie techniczno-ekonomiczne czterech wariantów (trzy bez kotłów szczytowych z różną liczbą studni i jedna z dogrzewaniem w kotle) ​​wykazało, że schemat z kotłem szczytowym (rys. 6) ma minimalny okres zwrotu.

System zaopatrzenia w ciepło geotermalne przewiduje budowę zachodnich i centralnych ujęć wód termalnych z siedmioma studniami iniekcyjnymi. Tryb pracy ujęć wody termalnej z ponownym wtryskiem schłodzonego chłodziwa. Dwuobwodowy system zaopatrzenia w ciepło z dogrzewaniem szczytowym w kotłowni i zależnym podłączeniem istniejących instalacji grzewczych budynku. Inwestycje kapitałowe w budowę tego systemu geotermalnego wyniosły 5,14 mln. pocierać. (w cenach z 1984 r.), okres zwrotu 4,5 roku, szacunkowe oszczędności paliwa zastępczego 18,4 tys. ton paliwa referencyjnego rocznie.

Koszt energii elektrycznej wytwarzanej przez elektrownie geotermalne.

Koszty badań i rozwoju (wierceń) pól geotermalnych stanowią do 50% całkowitego kosztu GeoTPP, a zatem koszt energii elektrycznej wytwarzanej w GeoPP jest dość znaczny. Tak więc koszt całego pilotażowo-przemysłowego (OP) Verkhne-Mutnovskaya GeoPP [moc 12 (3 × 4) MW] wyniósł około 300 milionów rubli. Jednak brak kosztów transportu paliwa, odnawialność energii geotermalnej oraz przyjazność dla środowiska produkcji energii elektrycznej i ciepła pozwalają energii geotermalnej skutecznie konkurować na rynku energii, a w niektórych przypadkach produkować tańszą energię elektryczną i cieplną niż tradycyjne IES i CHP . W przypadku obszarów oddalonych (Kamczatka, Wyspy Kurylskie) GeoPP mają bezwarunkową przewagę nad elektrowniami cieplnymi i stacjami diesla działającymi na paliwie importowanym.

Jeśli weźmiemy za przykład Kamczatkę, gdzie ponad 80% energii elektrycznej jest produkowane w CHPP-1 i CHPP-2, pracujących na importowanym oleju opałowym, to wykorzystanie energii geotermalnej jest bardziej opłacalne. Nawet dzisiaj, gdy proces budowy i rozwoju nowych GeoPP na polu geotermalnym Mutnowski wciąż trwa, koszt energii elektrycznej w GeoPP Werchne-Mutnowskaja jest ponad dwukrotnie niższy niż w Elektrociepłowni w Pietropawłowsku Kamczackim. Koszt 1 kWh(e) w starym Pauzhetskaya GeoPP jest 2¸3 razy niższy niż w CHPP-1 i CHPP-2.

Koszt 1 kWh energii elektrycznej na Kamczatce w lipcu 1988 r. wynosił od 10 do 25 centów, a średnia taryfa za energię elektryczną została ustalona na 14 centów. W czerwcu 2001 r. w tym samym regionie taryfa za energię elektryczną za 1 kWh wahała się od 7 do 15 centów. Na początku 2002 r. średnia taryfa w OAO Kamchatskenergo wynosiła 3,6 rubla. (12 centów). Oczywiste jest, że gospodarka Kamczatki nie może pomyślnie rozwijać się bez obniżenia kosztów zużywanej energii elektrycznej, a to można osiągnąć tylko dzięki wykorzystaniu zasobów geotermalnych.

Teraz przy restrukturyzacji sektora energetycznego bardzo ważne jest, aby kierować się realnymi cenami paliw i urządzeń, a także cenami energii dla różnych odbiorców. W przeciwnym razie możesz dojść do błędnych wniosków i prognoz. I tak w strategii rozwoju gospodarki Kamczatki, opracowanej w 2001 roku w Dalsetproekt, bez dostatecznego uzasadnienia, cena 1000 m³ gazu została ustalona na 50 USD, choć wiadomo, że realny koszt gazu nie będzie będzie niższy niż 100 USD, a czas zagospodarowania złóż gazu wyniesie 5 ÷10 lat. Jednocześnie, zgodnie z proponowaną strategią, rezerwy gazu liczone są na okres nie dłuższy niż 12 lat. Dlatego perspektywy rozwoju energetyki na Kamczatce należy wiązać przede wszystkim z budową szeregu elektrowni geotermalnych na złożu Mutnowski [do 300 MW(e)], doposażeniem Pauzheckiej GeoPP, którego moc powinna zostać zwiększona do 20 MW, oraz budowa nowych GeoPP. Ten ostatni zapewni niezależność energetyczną Kamczatki na wiele lat (co najmniej 100 lat) i obniży koszt sprzedawanej energii elektrycznej.

Według oceny Światowej Rady Energii ze wszystkich odnawialnych źródeł energii GeoPP ma najniższą cenę za 1 kWh (patrz tabela).

Z doświadczeń operowania dużymi GeoPP na Filipinach, Nowej Zelandii, Meksyku i USA wynika, że ​​koszt 1 kWh energii elektrycznej często nie przekracza 1 centa, przy czym należy pamiętać, że współczynnik wykorzystania mocy w GeoPP osiąga 0,95.

Zaopatrzenie w ciepło geotermalne jest najkorzystniejsze przy bezpośrednim wykorzystaniu ciepłej wody geotermalnej, a także przy wprowadzeniu pomp ciepła, które mogą efektywnie wykorzystać ciepło ziemi o temperaturze 10÷30ºС, tj. ciepło geotermalne niskiej jakości. W obecnych warunkach gospodarczych Rosji rozwój dostaw ciepła geotermalnego jest niezwykle trudny. Środki trwałe muszą być inwestowane w wiercenie studni. Na Terytorium Krasnodarskim, przy koszcie wiercenia 1 m studni 8 tysięcy rubli, jego głębokość wynosi 1800 m, koszty wynoszą 14,4 miliona rubli. Przy szacowanym natężeniu przepływu w studni 70 m³/h, wyzwalanej różnicy temperatur 30º C, całodobowa praca przez 150 dni. rocznie stopień wykorzystania szacowanego przepływu w sezonie grzewczym wynosi 0,5, ilość dostarczonego ciepła 4385 MWh, czyli w ujęciu wartościowym 1,3 mln rubli. w taryfie 300 rubli/(MWh). W tym tempie wiercenie studni zwróci się za 11 lat. Jednocześnie w przyszłości potrzeba rozwoju tego obszaru w energetyce nie budzi wątpliwości.

Wyniki.

1. Prawie w całej Rosji istnieją unikalne rezerwy ciepła geotermalnego o temperaturze chłodziwa (woda, przepływ dwufazowy i para) od 30 do 200º C.

2. W ostatnich latach, w oparciu o główne badania podstawowe, w Rosji stworzono technologie geotermalne, które mogą szybko zapewnić efektywne wykorzystanie ciepła ziemi w GeoPP i GeoTS do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła.

3. Energia geotermalna powinna zajmować ważne miejsce w ogólnym bilansie zużycia energii. W szczególności do restrukturyzacji i ponownego wyposażenia energetyki regionu Kamczatka i Wysp Kurylskich oraz częściowo Primorye, Syberii i Kaukazu Północnego należy korzystać z własnych zasobów geotermalnych.

4. Wprowadzenie na dużą skalę nowych schematów zaopatrzenia w ciepło pompami ciepła wykorzystującymi źródła ciepła o niskiej jakości zmniejszy zużycie paliw kopalnych o 20÷25%.

5. Aby przyciągnąć inwestycje i pożyczki do sektora energetycznego, konieczne jest wdrożenie efektywnych projektów i zagwarantowanie terminowej spłaty pożyczonych środków, co jest możliwe tylko przy pełnej i terminowej płatności za energię elektryczną i ciepło dostarczaną do odbiorców.

Bibliografia.

1. Konwersja energii geotermalnej na energię elektryczną w cyklu nadkrytycznym w obwodzie wtórnym. Abdulagatov I.M., Alkhasov A.B. „Energetyka cieplna.-1988 nr 4-str. 53-56".

2. Salamow AA „Elektrownie geotermalne w energetyce świata” Energetyka cieplna 2000 nr 1-p. 79-80"

3. Ciepło Ziemi: Z raportu „Perspektywy rozwoju technologii geotermalnych” Ekologia i Życie 2001-nr 6-str 49-52.

4. Tarnizhevsky B.V. „Stan i perspektywy wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Rosji” Industrial Energy-2002-nr 1-str. 52-56.

5. Kuzniecow W.A. "Elektrownia geotermalna Mutnovskaya" Elektrownie-2002-№1-str. 31-35.

6. Butuzow V.A. „Geotermiczne systemy zaopatrzenia w ciepło na terytorium Krasnodaru” Kierownik ds. Energii-2002-nr 1-p.14-16.

7. Butuzow V.A. „Analiza systemów zaopatrzenia w ciepło geotermalne w Rosji” Industrial Energy-2002-Nr 6-pp. 53-57.

8. Dobrokhotov V.I. „Wykorzystanie zasobów geotermalnych w sektorze energetycznym Rosji” Energetyka cieplna-2003-№1-p.2-11.

9. Ałchasow A.B. „Poprawa efektywności wykorzystania ciepła geotermalnego” Energetyka Cieplna-2003-Nr 3-p.52-54.