Геотермална енергия

Анотация.

Въведение.

Разходите за електроенергия, генерирана от геотермални електроцентрали.

Списък с референции.

Анотация.

Тази работа представя историята на развитието на геотермалната енергия, както в целия свят, така и в нашата страна Русия. Анализът на използването на дълбоката топлина на Земята, за превръщането й в електрическа енергия, както и за осигуряване на градове и села с топло- и топлоснабдяване в региони на страната ни като Камчатка, Сахалин, Северен Кавказ, има са извършени. Направено е проучване на възможността за разработване на геотермални находища, изграждане на електроцентрали и условията за тяхното възстановяване. Сравнявайки енергиите на геотермалните източници с други видове енергийни източници, получаваме перспективите за развитие на геотермалната енергия, която трябва да заеме важно място в общия баланс на енергийното използване. По-специално за преструктурирането и преоборудването на енергийния сектор на района Камчатка и Курилските острови, частично на Приморие и Северен Кавказ, е необходимо да използваме собствените си геотермални ресурси.

Въведение.

Основните насоки за развитие на генериращи мощности в енергийния сектор на страната в близко бъдеще са техническото преоборудване и реконструкция на електроцентралите, както и въвеждането в експлоатация на нови генериращи мощности. На първо място, това е изграждането на комбинирани централи с ефективност от 5560%, което ще увеличи ефективността на съществуващите ТЕЦ с 2540%. Следващият етап трябва да бъде изграждането на топлоелектрически централи, използващи нови технологии за изгаряне на твърдо гориво и със свръхкритични параметри на парата, за да се постигне ефективност на ТЕЦ от 46-48%. Атомните електроцентрали с нови видове термични и бързи неутронни реактори също ще получат по-нататъшно развитие.

Важно място във формирането на руския енергиен сектор заема секторът на топлоснабдяването на страната, който е най-големият по обем на консумираните енергийни ресурси, над 45% от общото им потребление. Системите за централно отопление (DH) произвеждат над 71%, а децентрализираните източници около 29% от цялата топлина. Повече от 34% от цялата топлина се доставя от електроцентралите, около 50% от котелните централи. В съответствие с енергийната стратегия на Русия до 2020г. планира се да се увеличи потреблението на топлинна енергия в страната поне с 1,3 пъти, а делът на децентрализираното топлоснабдяване ще се увеличи от 28,6% през 2000г. до 33% през 2020 г.

Увеличението на цените, което се случи през последните години на изкопаеми горива (газ, мазут, дизелово гориво) и за транспортирането им до отдалечени региони на Русия и, съответно, обективно увеличение на продажните цени на електрическа и топлинна енергия коренно променят отношението към използването на възобновяеми енергийни източници: геотермална, вятърна, слънчева.

По този начин развитието на геотермалната енергия в определени региони на страната позволява днес да се реши проблемът с електроснабдяването и топлоснабдяването, по-специално в Камчатка, Курилските острови, както и в Северен Кавказ, в определени региони на Сибир и в Европа част от Русия.

Сред основните насоки за подобряване и развитие на системите за топлоснабдяване трябва да бъде разширяването на използването на местни нетрадиционни възобновяеми енергийни източници и на първо място геотермалната топлина на земята. Още през следващите 7-10 години, с помощта на съвременни технологии за локално топлоснабдяване, благодарение на топлинната топлина могат да бъдат спестени значителни ресурси от изкопаеми горива.

През последното десетилетие използването на нетрадиционни възобновяеми енергийни източници (NRES) преживява истински бум в света. Мащабът на приложение на тези източници се е увеличил няколко пъти. Тази посока се развива най-интензивно в сравнение с други области на енергетиката. Има няколко причини за това явление. На първо място, очевидно е, че ерата на евтините традиционни енергийни ресурси неотменимо е приключила. В тази област има само една тенденция - увеличение на цените за всичките им видове. Не по-малко значимо е желанието на много държави, лишени от горивната си база за енергийна независимост. Съображенията за околната среда, включително емисиите на вредни газове, играят съществена роля. Населението на развитите страни предоставя активна морална подкрепа за използването на възобновяеми енергийни източници.

Поради тези причини развитието на възобновяеми енергийни източници в много държави е приоритетна задача на техническата политика в областта на енергетиката. В редица държави тази политика се прилага чрез приетата законодателна и регулаторна рамка, която установява правната, икономическата и организационната рамка за използването на възобновяеми енергийни източници. По-специално икономическите основи се състоят от различни мерки за подпомагане на възобновяеми енергийни източници на етапа на тяхното развитие на енергийния пазар (данъчни и кредитни ползи, преки субсидии и др.)

В Русия практическото приложение на възобновяемите енергийни източници значително изостава от водещите държави. Няма законодателна и регулаторна рамка, както и държавна икономическа подкрепа. Всичко това прави изключително трудно практикуването в тази област. Основната причина за възпрепятстващите фактори са продължителните икономически проблеми в страната и в резултат на това трудностите с инвестициите, ниското ефективно търсене, липсата на средства за необходимите разработки. Независимо от това се извършват някои работни и практически мерки за използването на възобновяеми енергийни източници у нас (геотермална енергия). Парно-хидротермалните находища в Русия се намират само на Камчатка и Курилските острови. Следователно геотермалната енергия не може и в бъдеще да заема значително място в енергийния сектор на страната като цяло. Тя обаче е в състояние радикално и на най-икономическа основа да реши проблема с електрозахранването на тези региони, които използват скъпо внесено гориво (мазут, въглища, дизелово гориво) и са на ръба на енергийна криза. Потенциалът на парно-хидротермалните находища в Камчатка е в състояние да осигури от различни източници от 1000 до 2000 MW инсталирана електрическа енергия, което значително надвишава нуждите на този регион в обозримо бъдеще. По този начин тук има реални перспективи за развитието на геотермалната енергия.

Историята на развитието на геотермалната енергия.

Заедно с огромните ресурси от изкопаеми горива, Русия има значителни запаси от земна топлина, които могат да се умножат по геотермални източници, разположени на дълбочина от 300 до 2500 м, главно в зоните на разломи на земната кора.

Територията на Русия е добре проучена и днес са известни основните ресурси на земната топлина, които имат значителен индустриален потенциал, включително енергията. Освен това почти навсякъде има топлинни резерви с температури в диапазона от 30 до 200 ° C.

Още през 1983г. във VSEGINGEO е съставен атлас на термалните водни ресурси на СССР. В нашата страна са проучени 47 геотермални находища със запаси от термални води, които позволяват да се получат над 240 · 10³m³ / ден. Днес в Русия специалисти от почти 50 научни организации се занимават с проблемите на използването на топлината на земята.

Пробити са над 3000 кладенци за използване на геотермални ресурси. Разходите за геотермални проучвания и сондажни операции, които вече се извършват в тази област, в текущи цени са повече от 4 милиарда. долара. Така в Камчатка, на геотермални полета, вече са пробити 365 кладенци с дълбочина от 225 до 2266 м и са похарчени (още по съветско време) около 300 милиона. долара (в съвременни цени).

Първата геотермална електроцентрала е пусната в експлоатация в Италия през 1904г. Първата геотермална електроцентрала в Камчатка и първата в СССР, Паужецката геотермална централа, е пусната в експлоатация през 1967 г. и имаше мощност от 5 mW, впоследствие увеличена до 11 mW. Нов тласък за развитието на геотермалната енергия в Камчатка е даден през 90-те години с появата на организации и фирми (JSC Geotherm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka), които в сътрудничество с промишлеността (предимно с Калужката турбинна централа) разработиха нова прогресивна схеми, технологии и видове оборудване за преобразуване на геотермалната енергия в електрическа енергия и получени заеми от Европейската банка за възстановяване и развитие. В резултат през 1999г. в Камчатка е пусната в експлоатация геотермална електроцентрала Верхне-Мутновская (три модула от по 4 MW). Първият 25mW блок е пуснат в експлоатация. първият етап на геотермалната електроцентрала Мутновская с обща мощност 50 MW.

Вторият етап с мощност 100 MW може да бъде въведен в експлоатация през 2004 г.

По този начин са определени непосредствените и съвсем реални перспективи за геотермална енергия в Камчатка, което е положителен, несъмнен пример за използването на възобновяеми енергийни източници в Русия, въпреки сериозните икономически трудности в страната. Потенциалът на парно-хидротермалните полета в Камчатка е в състояние да осигури 1000 MW инсталирана електрическа мощност, което значително надвишава нуждите на този регион в обозримо бъдеще.

Според Института по вулканология на Далекоизточния клон на Руската академия на науките вече идентифицираните геотермални ресурси позволяват да се осигури напълно Камчатка с електричество и топлина за повече от 100 години. Заедно с високотемпературното Мутновско поле с мощност 300 MW (e) в южната част на Камчатка са известни значителни запаси от геотермални ресурси в Кошелевское, Болше Баном и на север в Киреунското поле. Топлинните запаси на геотермалните води в Камчатка се оценяват на 5000 MW (t).

Чукотка също има значителни запаси от геотермална топлина (на границата с района на Камчатка), някои от тях вече са открити и могат активно да се използват за близките градове и села.

Курилските острови също са богати на запасите от земната топлина, те са напълно достатъчни за топло- и електроснабдяване на тази територия за 100-200 години. На остров Итуруп бяха открити резерви от двуфазна геотермална охлаждаща течност, чийто капацитет (30 MW (e)) е достатъчен, за да отговори на енергийните нужди на целия остров през следващите 100 години. Тук вече са пробити кладенци в геотермалното поле Океанское и се изгражда GeoPP. На южния остров Кунашир има запаси от геотермална топлина, които вече се използват за генериране на електричество и топлоснабдяване на град Южно Курилск. Недрата на северния остров Парамушир са по-малко проучени, но е известно, че този остров също има значителни запаси от геотермална вода с температура от 70 до 95 ° C, GeoTS с капацитет от 20 MW (t) също е се строи тук.

Находищата на термални води с температура 100-200 ° C са много по-широко разпространени. При тази температура е препоръчително да се използват нискокипящи работни течности в цикъл на парна турбина. Използването на двуконтурни геотермални електроцентрали върху термална вода е възможно в редица региони на Русия, предимно в Северен Кавказ. Тук са добре проучени геотермалните отлагания с температура в резервоара от 70 до 180 ° C, които се намират на дълбочина от 300 до 5000 м. Геотермалната вода тук се използва отдавна за отопление и водоснабдяване. В Дагестан годишно се произвеждат над 6 милиона кубически метра геотермална вода. В Северен Кавказ около 500 хиляди души използват геотермално водоснабдяване.

Приморие, Байкал, Западносибирски регион също имат запаси от геотермална топлина, подходящи за широкомащабно използване в промишлеността и селското стопанство.

Преобразуване на геотермалната енергия в електричество и топлина.

Една от перспективните области за използване на топлината на силно минерализирани подземни термални води е превръщането й в електрическа енергия. За тази цел е разработена технологична схема за изграждане на геотермална електроцентрала, състояща се от система за геотермална циркулация (GCS) и парна турбина (STU), диаграмата на която е показана на фиг. Отличителна черта на подобна технологична схема от познатите е, че в нея ролята на изпарител и прегревател се изпълнява от вертикален топлообменник с обратен поток, разположен в горната част на инжекционния кладенец, където извлеченият високо- Температурна термална вода се подава през повърхностния тръбопровод, който след пренасяне на топлината към вторичния топлоносител се изпомпва обратно в резервоара ... Вторичната охлаждаща течност от кондензатора на блока на парна турбина се влива гравитационно в отоплителната зона през тръба, спусната вътре в топлообменника към дъното.

Работата на професионалните училища се основава на цикъла на Ранкин; t, s диаграма на този цикъл и естеството на изменението на температурите на топлоносителите в топлообменника-изпарител.

Най-важният момент при изграждането на геотермална електроцентрала е изборът на работна течност във вторичния кръг. Избраният работен флуид за геотермалната инсталация трябва да има благоприятни химични, физични и експлоатационни свойства при дадените работни условия, т.е. да бъдат стабилни, незапалими, взривозащитени, нетоксични, инертни по отношение на строителните материали и евтини. Препоръчително е да изберете работна течност с по-нисък коефициент на динамичен вискозитет (по-малко хидравлични загуби) и с по-висок коефициент на топлопроводимост (по-добър топлопренос).

На практика е невъзможно да се изпълнят всички тези изисквания едновременно, поради което винаги е необходимо да се оптимизира изборът на една или друга работна течност.

Ниските първоначални параметри на работните тела на геотермалните електроцентрали водят до търсене на нискокипящи работни тела с отрицателна кривина на дясната гранична крива в диаграмата t, s, тъй като използването на вода и пара води в този случай до влошаване на термодинамичните параметри и до рязко увеличаване на размерите на парните турбини, което е от съществено значение, увеличава тяхната стойност.

Предлага се да се използва смес от изобутан + изопентан в свръхкритично състояние като свръхкритичен агент във вторичната верига на двоичните енергийни цикли. Използването на свръхкритични смеси е удобно, тъй като критичните свойства, т.е. критичната температура tc (x), критичното налягане pc (x) и критичната плътност qc (x) зависят от състава на сместа x. Това ще направи възможно, като се избере съставът на сместа, да се избере свръхкритичният агент с най-благоприятните критични параметри за съответната температура на термалната вода на определено геотермално поле.

Нискокипящият въглеводороден изобутан се използва като вторичен топлоносител, чиито термодинамични параметри съответстват на необходимите условия. Критични параметри на изобутана: tc \u003d 134,69 ° C; pk \u003d 3.629 МРа; qк \u003d 225,5 kg / m³. В допълнение, изборът на изобутан като вторичен охлаждащ агент се дължи на относително ниската му цена и екологичността (за разлика от фреоните). Изобутанът като работна течност е намерил широко разпространение в чужбина и се предлага също така да се използва в свръхкритично състояние в двоични геотермални енергийни цикли.

Енергийните характеристики на блока са проектирани за широк диапазон от температури на произвежданата вода и различни режими на нейното функциониране. В този случай се предполагаше, че във всички случаи температурата на кондензация на изобутан tcon \u003d 30 ° C.

Възниква въпросът за избора на най-малката температурна разлика êtfig.2. От една страна, намаляването на êt води до увеличаване на повърхността на топлообменника на изпарителя, което може да не е икономически обосновано. От друга страна, увеличаването на êt при дадена температура на термалната вода tt води до необходимостта от понижаване на температурата на изпаряване tg (и следователно налягането), което ще се отрази негативно на ефективността на цикъла. В повечето практически случаи се препоръчва да се вземе êt \u003d 10 ÷ 25 ° C.

Получените резултати показват, че има оптимални параметри за работата на парната централа, които зависят от температурата на водата, влизаща в първи контур на парогенератора на топлообменника. С повишаване на температурата на изпаряване на изобутан tg, мощността N, генерирана от турбината, се увеличава с 1 kg / s от скоростта на потока на вторичната охлаждаща течност. В същото време, с увеличаване на tz, количеството изпарен изобутан намалява с 1 kg / s консумация на термална вода.

С повишаването на температурата на термалната вода се увеличава и оптималната температура на изпаряване.

Фигура 3 показва графиките на зависимостта на мощността N, генерирана от турбината, от температурата на изпаряване tf на вторичния охлаждащ агент при различни температури на термалната вода.

За вода с висока температура (tt \u003d 180 ° C) се разглеждат свръхкритични цикли, когато първоначалното налягане на парите е рН \u003d 3,8; 4,0; 4.2; и 5.0MPa. От тях най-ефективен от гледна точка на получаване на максимална мощност е свръхкритичният цикъл, който е близък до така наречения „триъгълен“ цикъл с начално налягане от рН \u003d 5,0 МРа. В този цикъл, поради минималната температурна разлика между охлаждащата течност и работната течност, температурният потенциал на термалната вода се използва най-пълно. Сравнението на този цикъл с подкритичния (рН \u003d 3,4 МРа) показва, че мощността, генерирана от турбината по време на свръхкритичния цикъл, се увеличава с 11%, плътността на потока от материя, влизаща в турбината, е 1,7 пъти по-висока, отколкото в цикъла с pH \u003d 3, 4 MPa, което ще доведе до подобряване на транспортните свойства на охлаждащата течност и намаляване на размера на оборудването (захранващи тръбопроводи и турбини) на парната турбинна централа. В допълнение, в цикъла с рН \u003d 5,0 МРа, температурата на отпадъчната термална вода tn, инжектирана обратно в резервоара, е 42 ° C, докато в подкритичния цикъл с рН \u003d 3,4 МРа, температурата е tn \u003d 55 ° ° С.

В същото време увеличаването на първоначалното налягане до 5,0 MPa в свръхкритичния цикъл влияе върху цената на оборудването, по-специално върху цената на турбината. Въпреки че размерът на пътя на потока на турбината намалява с увеличаване на налягането, броят на степента на турбината едновременно се увеличава, необходимо е по-развито крайно уплътнение и най-важното е, че дебелината на стените на корпуса се увеличава.

За да се създаде свръхкритичен цикъл в технологичната схема на GeoTPP, е необходимо да се инсталира помпа на тръбопровода, свързваща кондензатора с топлообменника.

Фактори като увеличение на мощността, намаляване на размера на захранващите тръбопроводи и турбини и по-пълна реакция на температурния потенциал на термалната вода говорят в полза на свръхкритичен цикъл.

В бъдеще е необходимо да се търсят охлаждащи течности с по-ниска критична температура, което ще позволи създаването на свръхкритични цикли при използване на термални води с по-ниска температура, тъй като топлинният потенциал на по-голямата част от изследваните находища в Русия не надвишава 100 ÷ 120 ° C. В това отношение най-обещаващ е R13B1 (трифлуороброметан) със следните критични параметри: tк \u003d 66.9ºС; pk \u003d 3.946MPa; qк \u003d 770kg / m³.

Резултатите от прогнозните изчисления показват, че използването на термална вода с температура tc \u003d 120 ° C в първи контур на геотермалната електроцентрала и създаване на свръхкритичен цикъл с първоначално налягане pн \u003d 5,0 MPa във вторичния кръг на фреона R13B1, също така позволяват увеличаване на мощността на турбината до 14% в сравнение с подкритичния цикъл с първоначално налягане pн \u003d 3,5 MPa.

За успешната експлоатация на геотермалната електроцентрала е необходимо да се решат проблемите, свързани с появата на корозионни и мащабни отлагания, които като правило се влошават с увеличаване на минерализацията на термалната вода. Най-интензивните отлагания се образуват поради дегазиране на термална вода и в резултат на нарушение на равновесието на въглеродния диоксид.

В предложената технологична схема първичната охлаждаща течност циркулира в затворен цикъл: резервоар - производствен кладенец - наземен тръбопровод - помпа - инжекционен кладенец - резервоар, където условията за дегазация на водата са сведени до минимум. В същото време е необходимо да се придържат към такива термобарични условия в повърхностната част на първи контур, които предотвратяват дегазация и утаяване на карбонатни отлагания (в зависимост от температурата и солеността, налягането трябва да се поддържа на ниво от 1,5 МРа и по-висок).

Намаляването на температурата на термалната вода води до утаяване на некарбонатни соли, което беше потвърдено от проучвания, проведени в геотермалния полигон на Каясулински. Част от утаените соли ще се отлагат на вътрешната повърхност на инжекционния кладенец, а по-голямата част ще се отвежда в зоната на дъното. Отлагането на сол в дъното на инжекционната ямка ще допринесе за намаляване на инжекционността и постепенно намаляване на дебита на кръговия поток, до пълно спиране на GVC.

За да се предотврати корозия и отлагания от котлен камък в GVC веригата, може да се използва ефективен реагент OEDPA (хидроксиетил-дендифосфонова киселина), който има дългосрочен антикорозивен и антимащабен ефект на повърхностната пасивация. Възстановяването на пасивиращия слой на OEDPA се извършва чрез периодично импулсно впръскване на разтвора на реагента в термалната вода в устието на производствения кладенец.

За да се разтвори солевата утайка, която ще се натрупва в зоната на дъното, и следователно, за да се възстанови инжекционността на инжекционния кладенец, много ефективен реагент е NMC (концентрат от нискомолекулни киселини), който също може периодично да се въвежда в циркулиращия термална вода в района преди инжекционната помпа.

Следователно, от горното може да се предположи, че една от обещаващите насоки за развитие на топлинната енергия на земните недра е превръщането й в електрическа енергия чрез изграждането на двуконтурни геотермални електроцентрали на нискокипящи работни агенти. Ефективността на такова преобразуване зависи от много фактори, по-специално от избора на работната течност и параметрите на термодинамичния цикъл на вторичната верига на GeoTPP.

Резултатите от изчисления анализ на циклите с използване на различни охлаждащи течности във вторичната верига показват, че най-оптимални са свръхкритичните цикли, които дават възможност за увеличаване на мощността на турбината и ефективността на цикъла, подобряване на транспортните свойства на охлаждащата течност и по-пълно управляват температурата на първоначалната термална вода, циркулираща в първи контур на геотермалната електроцентрала.

Установено е също, че за високотемпературната термална вода (180 ° C и повече) най-обещаващото е създаването на свръхкритични цикли във вторичния кръг на геотермална електроцентрала, използваща изобутан, докато за води с по-ниска температура (100 ÷ 120 ° C и по-високи), когато се създават едни и същи цикли, най-подходящият охлаждащ агент е фреон R13B1.

В зависимост от температурата на произведената термална вода има оптимална температура на изпаряване на вторичния топлоносител, съответстваща на максималната мощност, генерирана от турбината.

В бъдеще е необходимо да се изследват свръхкритични смеси, чието използване като работен агент за геотермални енергийни цикли е най-удобно, тъй като чрез избора на състава на сместа може лесно да се променят критичните им свойства в зависимост от външните условия.

Друга посока е използването на геотермална енергия, геотермално топлоснабдяване, което отдавна се използва в Камчатка и Северен Кавказ за отопление на оранжерии, отопление и водоснабдяване в жилищния и комуналния сектор. Анализът на световния и вътрешен опит показва, че геотермалното топлоснабдяване е обещаващо. В момента в света работят геотермални системи за топлоснабдяване с общ капацитет 17 175 MW, само в САЩ се експлоатират над 200 хиляди геотермални инсталации. Според плановете на Европейския съюз, капацитетът на геотермалните отоплителни системи, включително термопомпите, трябва да се увеличи от 1300 MW през 1995 г. на 5000 MW през 2010 г.

В СССР геотермалните води се използват в Краснодарски и Ставрополски територии, Кабардино-Балкария, Северна Осетия, Чечено-Ингушетия, Дагестан, Камчатка, Крим, Грузия, Азербайджан и Казахстан. През 1988 г. бяха извлечени 60,8 милиона m³ геотермална вода, сега в Русия се добиват до 30 милиона. m³ на година, което се равнява на 150 ÷ \u200b\u200b170 хиляди тона стандартно гориво. В същото време техническият потенциал на геотермалната енергия, според Министерството на енергетиката на Руската федерация, е 2,950 милиона тона горивен еквивалент.

През последните 10 години у нас се разпадна системата за проучване, разработване и експлоатация на геотермални ресурси. В СССР научноизследователската работа по този проблем се извършва от институтите на Академията на науките, министерствата на геологията и газовата промишленост. Проучването, оценката и одобряването на запасите от находища се извършват от институти и регионални отдели на Министерството на геологията. Пробиване на продуктивни кладенци, разработване на находища, разработване на технологии за повторно инжектиране, пречистване на геотермални води, експлоатация на геотермални системи за топлоснабдяване се извършват от подразделения на Министерството на газовата индустрия. Той включваше пет регионални оперативни отдела, научно-производствената асоциация „Союзгеотерм“ (Махачкала), която разработи схема за перспективно използване на геотермални води в СССР. Проектирането на системи и оборудване за геотермално топлоснабдяване е извършено от Централния научно-изследователски институт за инженерно оборудване.

В момента всеобхватната изследователска работа в областта на геотермалната енергия е прекратена: от геоложки и хидрогеоложки изследвания до проблемите на пречистването на геотермалните води. Не се извършва проучвателно сондиране, разработване на предварително проучени находища, не се модернизира оборудването на съществуващите геотермални системи за топлоснабдяване. Ролята на правителството в развитието на геотермиката е незначителна. Геотермалните специалисти са разпръснати, опитът им не е търсен. Анализът на настоящата ситуация и перспективите за развитие в новите икономически условия на Русия се извършва на примера на Краснодарския край.

За този регион от всички възобновяеми енергийни източници най-обещаващото е използването на геотермални води. Фигура 4 показва приоритетите за използването на възобновяеми енергийни източници за топлоснабдяване на съоръжения в Краснодарския край.

Краснодарският край годишно произвежда до 10 милиона m³ / година геотермална вода с температура 70 ÷ 100 ° C, която замества 40 ÷ 50 хиляди тона органично гориво (по отношение на конвенционалното гориво). Има 10 полета в експлоатация с 37 кладенци, 6 полета с 23 кладенци са в процес на разработване. Общ брой геотермални кладенци 77. Геотермалните води загряват 32 хектара. оранжерии, 11 хиляди апартамента в осем населени места, топла вода се осигурява на 2 хиляди души. Проучените експлоатационни запаси от геотермални води на региона се оценяват на 77,7 хиляди. m³ / ден, или по време на експлоатация през отоплителния сезон - 11,7 млн. м³ на сезон, прогнозираните запаси са 165 хил. m³ / ден и 24,7 млн. m³ на сезон.

Едно от най-развитите е геотермалното поле Мостовское, на 240 км от Краснодар в подножието на Кавказ, където са пробити 14 кладенци с дълбочина 1650-1850 м с дебит 1500-3 300 м³ / ден, температура при устие от 67-78 ° C, обща соленост 0.9-1.9 g / l. По отношение на химичния състав геотермалната вода почти отговаря на стандартите за питейна вода. Основният потребител на геотермална вода от това находище е оранжериен комплекс с парникова площ до 30 хектара, където преди това са работили 8 кладенци. В момента тук се отопляват 40% от оранжерийната площ.

За топлоснабдяване на жилищни и офис сгради на селото. Mostovoy през 80-те години е построена геотермална централа за централно отопление (CHP) с прогнозна топлинна мощност от 5 MW, диаграмата на която е показана на фиг. Геотермалната вода се подава към централата за отопление от два кладенци с дебит 45 ÷ 70 m³ / h всеки и температура 70 ÷ 74 ºС в два резервоара с капацитет 300 m³ всеки. За оползотворяване на топлината на отпадъчна геотермална вода бяха инсталирани две термокомпресори с парокомпресор с приблизителна топлинна мощност 500 kW. Прекараната в отоплителни системи геотермална вода с температура 30 ÷ 35 ° C пред блока на термопомпата (HPU) е разделена на два потока, единият от които се охлажда до 10 ° C и се източва в резервоар, а вторият е загрята до 50 ° C и върната в резервоари за съхранение. Термопомпените агрегати са произведени от московския завод "Компресор" на базата на хладилни машини A-220-2-0.

При липса на пиково претопляне топлинната мощност на геотермалното отопление се контролира по два начина: чрез проходи на охлаждащата течност и циклично. При последния метод системите периодично се пълнят с геотермален топлоносител с едновременно изхвърляне на охладения. При дневен период на нагряване Z времето на нагряване Zn се определя по формулата

Zн \u003d 48j / (1 + j), където коефициентът на подаване на топлина; изчислена температура на въздуха в помещението, ° С; и действителната и изчислена температура на външния въздух, ° С.

Капацитетът на резервоарите за съхранение на геотермални системи се определя от условието за осигуряване на нормализираната амплитуда на колебанията на температурата на въздуха в отопляеми жилищни помещения (± 3 ° C) съгласно формулата.

където kF е преносът на топлина на отоплителната система на 1 ° C от температурния напор, W / ° C; Z \u003d Zн + Zпериод на геотермално отопление; Zpp продължителност на паузата, h; Qp и Qp е прогнозната и сезонно средна топлинна мощност на отоплителната система на сградата, W; c · обемна топлинна мощност на геотермалната вода, J / (m³ · ºС); брой геотермално отопление започва на ден; k1 е коефициентът на топлинни загуби в геотермалната система за топлоснабдяване; A1амплитуда на температурните колебания в отопляемата сграда, ºС; Rnomsum общ показател за топлопоглъщане на отопляеми помещения; Vс и Vтс капацитет на отоплителните системи и отоплителните мрежи, m³.

Когато термопомпите работят, съотношението на дебита на геотермална вода през изпарителя Gi и кондензатора Gk се определя по формулата:

Където tk, to, t е температурата на геотермалната вода след кондензатора, отоплителната система на сградата и изпарителите HPU, ºС.

Трябва да се отбележи ниската надеждност на приложените конструкции на термопомпи, тъй като условията им на работа се различават значително от условията на работа на хладилните машини. Съотношението на разтоварващото и смукателното налягане на компресорите при работа в режим на термопомпа е 1,5 ÷ 2 пъти по-високо от това в хладилните машини. Неизправностите на свързващата пръчка-бутална група, нефтената промишленост, автоматизацията доведоха до преждевременната повреда на тези машини.

В резултат на липсата на контрол над хидрологичния режим, експлоатацията на геотермалното поле Мостовское намалява 2 пъти за 10 години. За да се възстанови резервоарното налягане на полето през 1985г. бяха пробити три инжекционни кладенци, изградена е помпена станция, но работата им не даде положителен резултат поради ниската инжекционна способност на резервоарите.

За най-обещаващото използване на геотермални ресурси в град Уст-Лабинск с население от 50 хиляди души, разположен на 60 км от Краснодар, е разработена геотермална система за топлоснабдяване с приблизителна топлинна мощност 65 MW. Еоцен-палеоценови утайки с дълбочина 2200-2600 m с температура на резервоара 97-100 ° C и соленост 17-24 g / l бяха избрани от три водопомпни хоризонта.

В резултат на анализа на съществуващите и бъдещите топлинни натоварвания в съответствие със схемата за развитие на градското топлоснабдяване беше определен оптималният, изчислен, топлинен капацитет на геотермалната топлоснабдителна система. Техническо и икономическо сравнение на четири варианта (три от тях без пикови котелни помещения с различен брой кладенци и един с претопляне в котелна централа) показа, че схемата с пикова котелна централа има минимален период на възвръщаемост, Фиг. 6.

Геотермалната система за топлоснабдяване предвижда изграждането на западния и централния водосбор на термална вода със седем инжекционни кладенци. Режим на работа на всмукване на термална вода с обратно впръскване на охладения топлоносител. Системата за топлоснабдяване е двуконтурна с пиково отопление в котелното помещение и зависимо свързване на съществуващите отоплителни системи на сградите. Капиталовите инвестиции в изграждането на тази геотермална система възлизат на 5,14 милиона. търкайте (в цени от 1984 г.), периодът на изплащане е 4,5 години, прогнозната икономия на замененото гориво е 18,4 хиляди тона стандартно гориво годишно.

Разходите за електроенергия, генерирана от геотермални електроцентрали.

Разходите за научноизследователска и развойна дейност (сондажи) на геотермални полета представляват до 50% от общите разходи на геотермална електроцентрала и следователно разходите за електроенергия, генерирана в геотермална централа, са доста значителни. По този начин цената на целия експериментално-промишлен (OP) Verkhnee-Mutnovskaya GeoPP [капацитет 12 (3 × 4) MW] е около 300 милиона рубли. Липсата на транспортни разходи за гориво, възобновяемостта на геотермалната енергия и екологичността на производството на електричество и топлинна енергия позволяват на геотермалната енергия да се конкурира успешно на енергийния пазар и в някои случаи да произвежда по-евтина електроенергия и топлинна енергия от традиционните IES и CHPs. За отдалечените райони (Камчатка, Курилските острови) GeoPP имат безусловно предимство пред ТЕЦ и дизелови електроцентрали, работещи на внос на гориво.

Ако разгледаме като пример Камчатка, където над 80% от електроенергията се произвежда в ТЕЦ-1 и ТЕЦ-2, работещи на внос на мазут, тогава използването на геотермална енергия е по-изгодно. Дори и днес, когато процесът на изграждане и разработване на нови GeoPPs в геотермалното поле Мутновски все още е в ход, цената на електроенергията в GeoPP Verkhne-Mutnovskaya е повече от два пъти по-ниска, отколкото в ТЕЦ в Петропавловск Камчатски. Разходите от 1 kW × h (e) в старата географска централа Pauzhetskaya GeoPP са 2-3 пъти по-ниски от тези в CHPP-1 и CHPP-2.

Себестойността на 1 kWh електроенергия в Камчатка през юли 1988 г. е от 10 до 25 цента, а средната тарифа за електроенергия е определена на 14 цента. През юни 2001г. в същия регион тарифата за електроенергия за 1 kWh варира от 7 до 15 цента. В началото на 2002г. средната тарифа в OJSC Kamchatskenergo беше 3,6 рубли. (12 цента). Абсолютно ясно е, че икономиката на Камчатка не може да се развива успешно без намаляване на разходите за консумирана електроенергия и това може да бъде постигнато само чрез използването на геотермални ресурси.

Сега, когато се преструктурира енергийният сектор, е много важно да се изхожда от реалните цени на горивата и оборудването, както и от цените на енергията за различни потребители. В противен случай можете да стигнете до грешни заключения и прогнози. И така, в стратегията за икономическо развитие на района на Камчатка, разработена през 2001 г. в "Дълсетпроект", без достатъчно обосновка за 1000 м³ газ, беше включена цената от 50 долара, въпреки че е ясно, че реалните разходи за газ няма ще бъде по-малко от 100 долара, а продължителността на разработването на газови находища ще бъде 5 ÷ 10 години. В същото време, съгласно предложената стратегия, резервите на газ се изчисляват за експлоатационен живот не повече от 12 години. Следователно перспективите за развитие на енергийния сектор на района на Камчатка трябва да бъдат свързани предимно с изграждането на поредица от геотермални електроцентрали в Мутновското находище [до 300 MW (д)], преоборудването на Паужецката геоПП, чийто капацитет трябва да бъде увеличен до 20 MW, както и изграждането на нови GeoPPs. Последният ще осигури енергийната независимост на Камчатка в продължение на много години (поне 100 години) и ще намали цената на продадената електроенергия.

Според оценката на Световния енергиен съвет от всички възобновяеми енергийни източници най-ниската цена за 1 kWh е в GeoPP (виж таблицата).

От опита на експлоатацията на големи GeoPP във Филипините, Нова Зеландия, Мексико и САЩ следва, че цената на 1 кВтч електроенергия често не надвишава 1 цент, докато трябва да се има предвид, че коефициентът на използване на мощността при GeoPP достига 0,95.

Геотермалното топлоснабдяване е най-полезно при директното използване на геотермална топла вода, както и при въвеждането на термопомпи, които могат ефективно да използват топлината на земята с температура 10 ÷ 30 ° C, т.е. ниска степен на геотермална топлина. В настоящите икономически условия на Русия развитието на геотермалното топлоснабдяване е изключително трудно. Дълготрайните активи трябва да се инвестират в сондажи на сондажи. В Краснодарския край, когато цената на сондажа на 1м кладенец е 8 хиляди рубли, а дълбочината му е 1800 метра, разходите са 14,4 милиона рубли. С прогнозен дебит на кладенеца от 70m³ / h, задействана температура 30 ° C, денонощна работа в продължение на 150 дни. годишно, степента на използване на прогнозния дебит през отоплителния сезон е 0,5, количеството на доставената топлина е 4385 MWh, или в стойностно изражение, 1,3 милиона рубли. в размер на 300 рубли / (MWh). При такава скорост сондажът на сондажи ще има период на възвръщаемост от 11 години. В същото време в бъдеще необходимостта от развитие на тази посока в енергийния сектор не подлежи на съмнение.

Констатации.

1. На практика на цялата територия на Русия има уникални запаси от геотермална топлина с температури на охлаждащата течност (вода, двуфазен поток и пара) от 30 до 200 ° C.

2. През последните години, въз основа на мащабни фундаментални изследвания в Русия, бяха създадени геотермални технологии, които могат бързо да осигурят ефективното използване на земната топлина в GeoPP и GeoTS за генериране на електричество и топлина.

3. Геотермалната енергия трябва да заеме важно място в общия баланс на потреблението на енергия. По-специално, за преструктуриране и преоборудване на енергийната индустрия в района на Камчатка и Курилските острови и отчасти на Приморие, Сибир и Северен Кавказ, трябва да се използват собствени геотермални ресурси.

4. Мащабно въвеждане на нови схеми за топлоснабдяване с термопомпи, използващи нископотенциални източници на топлина, ще намали потреблението на изкопаеми горива с 20-25%.

5. За привличане на инвестиции и заеми в енергийния сектор е необходимо да се изпълняват ефективни проекти и да се гарантира навременното връщане на заетите средства, което е възможно само при пълно и навременно плащане на електричество и топлина, доставяни на потребителите.

Списък с референции.

1. Преобразуване на геотермалната енергия в електрическа с помощта на свръхкритичен цикъл във вторичната верига. Абдулагатов И.М., Алхасов А.Б. "Топлоенергетика. -1988№4-p. 53-56 ".

2. Саламов А.А. "Геотермални електроцентрали в енергийната индустрия на света" Топлоенергетика2000№1-p. 79-80 "

3. Топлина на Земята: От доклада "Перспективи за развитие на геотермалните технологии" Екология и живот-2001-№6-p49-52.

4. Тарнижевски Б.В. "Състояние и перспективи за използването на възобновяеми енергийни източници в Русия" Индустриална енергетика-2002-№1-с. 52-56.

5. Кузнецов В.А. "Mutnovskaya геотермална централа" Електроцентрали-2002-№1-p. 31-35.

6. Бутузов В.А. „Геотермални системи за топлоснабдяване в Краснодарския край“ Енергиен мениджър-2002-No1-стр.14-16.

7. Бутузов В.А. "Анализ на геотермалните системи за топлоснабдяване в Русия" Индустриална енергетика-2002-№6-с.53-57.

8. Доброхотов В.И. "Използване на геотермални ресурси в енергийния сектор на Русия" Топлоенергетика-2003-№1-стр. 2-11.

9. Алхасов А.Б. "Повишаване на ефективността при използване на геотермална топлина" Топлоенергетика-2003-№3-с.52-54.