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Sources d'énergie renouvelables. Calcul, types et tâches d'une centrale géothermique. Centrales thermiques géothermiques à double circuit. Schéma, description Centrales géothermiques à cycle binaire de production d'électricité

Le GeoTEP à double circuit (Fig. 4.2) comprend un générateur de vapeur 4, dans lequel l'énergie thermique du mélange géothermique vapeur-eau est utilisée pour chauffer et évaporer l'eau d'alimentation d'une centrale à turbine à vapeur humide traditionnelle 6 avec un électrique générateur 5. L'eau géothermique usée dans le générateur de vapeur est pompée par la pompe 3 dans le puits de retour 2. Nettoyage à sec Le traitement des eaux d'alimentation de la turbine est réalisé selon des méthodes conventionnelles. La pompe d'alimentation 8 renvoie les condensats du condenseur 7 vers le générateur de vapeur.

Dans une installation à double circuit, il n'y a pas de gaz non condensables dans le circuit de vapeur, donc un vide plus profond est assuré dans le condenseur et l'efficacité thermique de l'installation augmente par rapport à une installation à circuit unique. A la sortie du générateur de vapeur, la chaleur restante des eaux géothermiques peut, comme dans le cas d'une centrale géothermique à circuit unique, être utilisée pour les besoins d'approvisionnement en chaleur.


Figure 4.2. Diagramme thermique centrale géothermique à double circuit

Les gaz, y compris le sulfure d'hydrogène, sont acheminés du générateur de vapeur vers l'absorbeur à bulles et dissous dans l'eau géothermique usée, après quoi ils sont pompés vers le puits d'élimination. Selon des tests effectués à la centrale géothermique océanique en construction (îles Kouriles), 93,97 % du sulfure d'hydrogène initial est dissous dans l'absorbeur bouillonnant.

La différence de température dans le générateur de vapeur réduit l'enthalpie de la vapeur vive dans une installation à double circuit h 1 par rapport à une installation à simple circuit, cependant, en général, la différence de chaleur dans la turbine augmente en raison d'une diminution de l'enthalpie d'échappement vapeur h 2 . Le calcul thermodynamique du cycle s'effectue comme pour une centrale thermique à turbine à vapeur classique (voir la partie sur les centrales solaires à turbine à vapeur).

La consommation d'eau chaude des puits géothermiques pour une installation d'une capacité de N, kW, est déterminée à partir de l'expression

Kg/s, (4.3)

où est la différence de température de l'eau géothermique à l'entrée et à la sortie du générateur de vapeur, °C, est le rendement du générateur de vapeur. Le rendement global des centrales géothermiques modernes à turbine à vapeur à double circuit est de 17,27 %.

Dans les champs où les températures des eaux géothermiques sont relativement basses (100-200°C), des installations à double circuit utilisant des fluides de travail à bas point d'ébullition (fréons, hydrocarbures) sont utilisées. Il est également économiquement justifié d'utiliser de telles installations pour recycler la chaleur de l'eau séparée provenant de centrales géothermiques à circuit unique (au lieu de l'échangeur de chaleur du chauffage urbain de la figure 4.1). Dans notre pays, pour la première fois au monde (en 1967), une centrale électrique de ce type a été créée utilisant le réfrigérant R-12 d'une capacité de 600 kW, construite sur le champ géothermique de Paratunsky (Kamtchatka) sous la direction scientifique de l'Institut de thermophysique de la branche sibérienne de l'Académie des sciences de l'URSS. La différence de température du liquide de refroidissement était de 80...5 o C, de l'eau froide était fournie au condenseur depuis la rivière. Paratounka avec une température annuelle moyenne de 5 o C. Malheureusement, ces travaux n'ont pas été développés en raison du bon marché du combustible organique.

Actuellement, JSC "Kirov Plant" a développé la conception et la documentation technique d'un module géothermique à double circuit d'une capacité de 1,5 MW utilisant du fréon R142v (liquide de refroidissement de réserve - isobutane). Le module énergétique sera entièrement fabriqué en usine et livré par chemin de fer ; les travaux de construction et d'installation ainsi que le raccordement au réseau électrique nécessiteront des coûts minimes. On s'attend à ce que le coût d'usine pour la production en série de modules de puissance soit réduit à environ 800 dollars par kilowatt de capacité installée.

Parallèlement à GeoTES utilisant un liquide de refroidissement homogène à faible point d'ébullition, ENIN développe une installation prometteuse utilisant un fluide de travail mixte eau-ammoniac. Le principal avantage d'une telle installation est la possibilité de son utilisation dans une large plage de températures d'eaux géothermiques et de mélanges vapeur-eau (de 90 à 220 o C). Avec un fluide de travail homogène, un écart de la température à la sortie du générateur de vapeur de 10...20 o C par rapport à celle calculée entraîne une forte diminution de l'efficacité du cycle - de 2,4 fois. En modifiant la concentration des composants du liquide de refroidissement mélangé, il est possible de garantir des performances d'installation acceptables à des températures changeantes. La puissance de la turbine à eau ammoniaquée dans cette plage de température varie de moins de 15 %. De plus, une telle turbine présente de meilleurs paramètres de poids et de taille, et le mélange eau-ammoniac présente de meilleures caractéristiques de transfert de chaleur, ce qui permet de réduire la consommation de métal et le coût du générateur de vapeur et du condenseur par rapport à un module de puissance utilisant un générateur de vapeur homogène. liquide de refroidissement. De telles centrales électriques peuvent être largement utilisées pour récupérer la chaleur perdue dans l’industrie. Ils pourraient avoir une forte demande sur le marché international des équipements géothermiques.

Le calcul du GeoTEI avec des fluides de travail à bas point d'ébullition et mixtes est effectué à l'aide de tableaux de propriétés thermodynamiques et de diagrammes h - s des vapeurs de ces liquides.

Au problème des centrales géothermiques est liée la possibilité d’utiliser les ressources thermiques de l’océan mondial, qui est souvent évoquée dans la littérature. Sous les latitudes tropicales, la température de l'eau de mer à la surface est d'environ 25 o C, à une profondeur de 500...1 000 m - environ 2...3 o C. En 1881, D'Arsonval a exprimé l'idée de ​​​​en utilisant cette différence de température pour produire de l'électricité. Les installations du projet pour l'un des projets visant à mettre en œuvre cette idée sont illustrées à la figure 4.3.


Figure 4.3. Schéma d'une centrale thermique océanique : 1 - pompe pour l'alimentation en eau chaude de surface ; 2 - générateur de vapeur à liquide de refroidissement à bas point d'ébullition ; 3 - turbines ; 4 - générateur électrique ; 5 - condensateur; 6 - pompe d'alimentation en eau froide profonde ; 7 - pompe d'alimentation ; 8 - plate-forme du navire

La pompe 1 fournit du chaud eaux de surface dans le générateur de vapeur 2, où le liquide de refroidissement à bas point d'ébullition s'évapore. De la vapeur d'une température d'environ 20° C est envoyée à la turbine 3, qui entraîne le générateur électrique 4. La vapeur d'échappement pénètre dans le condenseur 5 et est condensée par l'eau froide profonde fournie par la pompe de circulation 6. La pompe d'alimentation 7 renvoie le liquide de refroidissement vers le générateur de vapeur. .

Lorsqu'elles s'élèvent à travers des couches de surface chaudes, les eaux profondes se réchauffent jusqu'à au moins 7...8° C, respectivement, la vapeur humide du liquide de refroidissement épuisée aura une température d'au moins 12...13° C. En conséquence, la température thermique l'efficacité de ce cycle sera = 0,028, et pour un cycle réel - inférieure à 2 %. Dans le même temps, les centrales thermiques océaniques se caractérisent par des coûts énergétiques élevés pour leurs propres besoins en chaleur et en énergie ; eau froide, ainsi que du liquide de refroidissement, la consommation d'énergie des pompes dépassera l'énergie générée par l'unité. Aux États-Unis, les tentatives de mise en place de telles centrales électriques à proximité des îles hawaïennes n'ont pas donné de résultats positifs.

Un autre projet de centrale thermique océanique - thermoélectrique - consiste à utiliser l'effet Seebeck en plaçant des jonctions de thermoélectrodes dans les couches superficielles et profondes de l'océan. Le rendement idéal d'une telle installation, comme pour le cycle Carnot, est d'environ 2 %. La section 3.2 montre que l’efficacité réelle des convertisseurs thermiques est d’un ordre de grandeur inférieur. En conséquence, pour l'évacuation de la chaleur dans couches superficielles l'eau des océans et le transfert de chaleur dans les profondeurs, il faudrait construire des surfaces d'échange thermique (« voiles sous-marines ») d'une très grande surface. Ceci est irréaliste pour des centrales électriques d’une puissance pratiquement perceptible. La faible densité énergétique constitue un obstacle à l’utilisation des réserves de chaleur des océans.

Lire et écrire utile

Objectif de la conférence : montrer les possibilités et les manières d'utiliser la chaleur géothermique dans les systèmes d'alimentation électrique.

La chaleur sous forme de sources chaudes et de geysers peut être utilisée pour produire de l'électricité en divers schémas dans les centrales géothermiques (GeoPP). Le schéma le plus facilement réalisable est celui utilisant de la vapeur de liquides ayant un faible point d’ébullition. L'eau chaude provenant de sources naturelles, chauffant un tel liquide dans un évaporateur, le transforme en vapeur, qui est utilisée dans une turbine et sert d'entraînement à un générateur de courant.

La figure 1 montre un cycle avec un fluide de travail, par exemple de l'eau ou du fréon ( UN); cycle avec deux fluides de travail - eau et fréon ( b); cycle vapeur directe ( V) et cycle à double circuit ( G).

Les technologies de production d'énergie électrique dépendent en grande partie du potentiel thermique des eaux thermales.

Dessin. 1 - Exemples d'organisation d'un cycle de production d'électricité :

I – source géothermique ; II – cycle turbine ; III – eau de refroidissement

Les gisements à haut potentiel permettent d'utiliser des conceptions presque traditionnelles de centrales thermiques avec turbines à vapeur.

Tableau 1 -Caractéristiques centrales géothermiques

La figure 2 montre le plus circuit simple une petite centrale électrique (GeoPP) utilisant la chaleur d'une source chaude souterraine.

L'eau d'une source chaude d'une température d'environ 95 °C est amenée par la pompe 2 au dégazeur 3, où les gaz qui y sont dissous sont séparés.

Ensuite, l'eau entre dans l'évaporateur 4, dans lequel elle est transformée en vapeur saturée et légère surchauffe due à la chaleur de la vapeur (de la chaudière auxiliaire), préalablement évacuée dans l'éjecteur du condenseur.

De la vapeur légèrement surchauffée fonctionne dans la turbine 5, sur l'arbre de laquelle se trouve un générateur de courant. La vapeur d'échappement est condensée dans le condenseur 6, refroidie avec de l'eau à température normale.

Figure 2-. Schéma d'un petit GeoPP :

1 – réservoir d'eau chaude ; 2 – pompe à eau chaude ; 3 – éliminateur de gaz ;

4 – évaporateur ; 5 – turbine à vapeur avec générateur de courant ; 6 – condensateur ; 7 – pompe de circulation ; 8 – réservoir d'eau de refroidissement

Des installations aussi simples fonctionnaient déjà en Afrique dans les années 50.

Une option de conception évidente pour une centrale électrique moderne est une centrale géothermique avec une substance active à faible point d'ébullition, illustrée à la figure 3. L'eau chaude du réservoir de stockage pénètre dans l'évaporateur 3, où elle cède sa chaleur à une substance avec un faible point d'ébullition. point d'ébullition. De telles substances peuvent être du dioxyde de carbone, divers fréons, de l'hexafluorure de soufre, du butane, etc. Le condenseur 6 est du type à mélange, qui est refroidi par du butane liquide froid provenant d'un refroidisseur d'air de surface. Une partie du butane issu du condenseur est amenée par la pompe d'alimentation 9 au réchauffeur 10, puis à l'évaporateur 3.

Caractéristique importante ce programme est la capacité de travailler dans heure d'hiver avec de faibles températures de condensation. Cette température peut être proche de zéro voire négative, puisque toutes les substances répertoriées ont des températures de congélation très basses. Cela vous permet d'étendre considérablement les limites de température utilisées dans le cycle.

Dessin 3. Schéma d'une centrale géothermique avec une substance active à bas point d'ébullition :

1 – puits, 2 – réservoir de stockage, 3 – évaporateur, 4 – turbine, 5 – générateur, 6 – condenseur, 7 – pompe de circulation, 8 – refroidisseur d'air de surface, 9 – pompe d'alimentation, 10 – réchauffeur de substance de travail

Géothermie centrale électrique Avec direct en utilisant vapeur naturelle.

La centrale géothermique la plus simple et la plus abordable est une centrale à turbine à vapeur avec contre-pression. La vapeur naturelle du puits est fournie directement à la turbine, puis rejetée dans l'atmosphère ou dans un appareil qui capte les produits chimiques précieux. La turbine à contre-pression peut être alimentée en vapeur secondaire ou en vapeur issue du séparateur. Selon ce schéma, la centrale électrique fonctionne sans condensateurs et il n'est pas nécessaire de recourir à un compresseur pour éliminer les gaz non condensables des condensateurs. Cette installation est la plus simple ; les coûts d'investissement et d'exploitation sont minimes. Il occupe une petite surface et ne nécessite presque pas équipement auxiliaire et peut être facilement adapté en tant que centrale géothermique portable (Figure 4).

Figure 4 - Schéma d'une centrale géothermique avec utilisation directe de vapeur naturelle :

1 – eh bien ; 2 – turbines ; 3 – générateur;

4 – sortie dans l’atmosphère ou vers une usine chimique

Le système considéré peut être le plus rentable pour les zones où il existe des réserves suffisantes de vapeur naturelle. Un fonctionnement rationnel offre la possibilité travail efficace une telle installation même avec des débits de puits variables.

Il existe plusieurs stations de ce type en activité en Italie. L'un d'eux a une puissance de 4 000 kW avec une consommation spécifique de vapeur d'environ 20 kg/s ou 80 t/h ; l'autre a une capacité de 16 000 kW, où sont installés quatre turbogénérateurs d'une capacité de 4 000 kW chacun. Ce dernier est alimenté en vapeur par 7 à 8 puits.

Centrale géothermique avec turbine à condensation et utilisation directe de vapeur naturelle (Figure 5) est le système le plus moderne de production d’énergie électrique.

La vapeur du puits est fournie à la turbine. Passé dans la turbine, il entre dans le condenseur mélangeur. Un mélange d'eau de refroidissement et de condensat de vapeur déjà évacué dans la turbine est évacué du condenseur vers un réservoir souterrain, d'où il est prélevé par des pompes de circulation et envoyé à la tour de refroidissement pour y être refroidi. Depuis la tour de refroidissement, l'eau de refroidissement s'écoule à nouveau dans le condenseur (Figure 5).

De nombreuses centrales géothermiques fonctionnent selon ce schéma avec quelques modifications : Larderello-2 (Italie), Wairakei (Nouvelle-Zélande), etc.

Domaine d'application centrales électriques à double circuit utilisant des substances actives à bas point d'ébullition (fréon-R12, mélange eau-ammoniac,) est l'utilisation de la chaleur des eaux thermales d'une température de 100...200 °C, ainsi que de l'eau séparée des dépôts de vapeur hydrothermale.

Figure 5 - Schéma d'une centrale géothermique avec turbine à condensation et utilisation directe de vapeur naturelle :

1 – eh bien ; 2 – turbines ; 3 – générateur; 4 – pompe ;

5 – condensateur ; 6 – tour de refroidissement ; 7 – compresseur ; 8 – réinitialiser

Combiné production d'énergie électrique et thermique

La production combinée d'énergie électrique et thermique est possible dans les centrales géothermiques (GeoTES).

Le schéma le plus simple d'une centrale géothermique sous vide permettant d'utiliser la chaleur de l'eau chaude avec des températures allant jusqu'à 100 °C est présenté à la figure 6.

L'exploitation d'une telle centrale se déroule comme suit. L'eau chaude du puits 1 pénètre dans le réservoir accumulateur 2. Dans le réservoir, elle est débarrassée des gaz qui y sont dissous et envoyée au détendeur 3, dans lequel une pression de 0,3 atm est maintenue. A cette pression et à une température de 69 °C, une petite partie de l'eau se transforme en vapeur et est envoyée vers la turbine à vide 5, et l'eau restante est pompée par la pompe 4 vers le système d'alimentation en chaleur. La vapeur évacuée dans la turbine est évacuée dans le condenseur mélangeur 7. Pour éliminer l'air du condenseur, un pompe à vide 10. Un mélange d'eau de refroidissement et de condensat de vapeur d'échappement est extrait du condenseur par la pompe 8 et envoyé pour refroidissement à la tour de refroidissement par ventilation 9. L'eau refroidie dans la tour de refroidissement est fournie au condenseur par gravité en raison du vide.

Verkhne-Mutnovskaya GeoTPP d'une capacité de 12 MW (3x4 MW) est une étape pilote du Mutnovskaya GeoTPP d'une capacité nominale de 200 MW, créée pour fournir de l'électricité à la région industrielle de Petropavlovsk-Kamchatsky.

Figure 6 -. Schéma d'une centrale géothermique sous vide avec un expanseur :

1 – puits, 2 – ballon de stockage, 3 – détendeur, 4 – pompe à eau chaude, 5 – turbine à vide 750 kW, 6 – générateur, 7 – condenseur mélangeur,

8 – pompe à eau de refroidissement, 9 – tour de refroidissement par ventilateur, 10 – pompe à vide

À la centrale géothermique de Pauzhetskaya (au sud du Kamtchatka), d'une capacité de 11 MW, seule la vapeur géothermique séparée du mélange vapeur-eau obtenu à partir de puits géothermiques est utilisée dans les turbines à vapeur. Une grande quantité d'eau géothermique (environ 80 consommation totale de PVA) avec une température de 120 °C est déversée dans la rivière de frai Ozernaya, ce qui entraîne non seulement la perte du potentiel thermique du liquide de refroidissement géothermique, mais également de manière significative aggrave l'état écologique de la rivière.

Pompes à chaleur

Pompe à chaleur- un dispositif permettant de transférer l'énergie thermique d'une source d'énergie thermique de faible qualité à basse température vers un consommateur de liquide de refroidissement à température plus élevée. Thermodynamiquement, une pompe à chaleur est une machine frigorifique inversée. Si dans une machine frigorifique l'objectif principal est de produire du froid en éliminant la chaleur de n'importe quel volume par l'évaporateur, et que le condenseur évacue la chaleur dans environnement, alors dans une pompe à chaleur, la situation est inverse (Figure 7). Le condenseur est un échangeur de chaleur qui produit de la chaleur pour le consommateur, et l'évaporateur est un échangeur de chaleur qui utilise la chaleur de faible qualité située dans les réservoirs, les sols, eaux usées et ainsi de suite. Selon le principe de fonctionnement, les pompes à chaleur sont divisées en compression et absorption. Les pompes à chaleur à compression sont toujours entraînées par un moteur électrique, tandis que les pompes à chaleur à absorption peuvent également utiliser la chaleur comme source d'énergie. Le compresseur a également besoin d’une source de chaleur de faible qualité.

Pendant le fonctionnement, le compresseur consomme de l'électricité. Le rapport entre l'énergie thermique générée et l'énergie électrique consommée est appelé taux de transformation (ou coefficient de conversion thermique) et sert d'indicateur de l'efficacité de la pompe à chaleur.

Cette valeur dépend de la différence des niveaux de température dans l'évaporateur et le condenseur : plus la différence est grande, plus cette valeur est petite. Par type de liquide de refroidissement

dans les circuits d'entrée et de sortie, les pompes sont divisées en six types : « eau souterraine », « eau-eau », « air-eau », « sol-air », « eau-air », « air-air ».

Lors de l'utilisation de l'énergie du sol comme source de chaleur, le pipeline dans lequel circule le liquide est enfoui dans le sol 30 à 50 cm en dessous du niveau de congélation du sol dans une région donnée (Figure 8). Pour installer une pompe à chaleur d'une capacité de 10 kW, un circuit de terre d'une longueur de 350 à 450 m est nécessaire, pour l'installation duquel un terrain d'une superficie d'environ 400 m² (20x20 m) sera nécessaire.

Figure 7 – Schéma de fonctionnement de la pompe à chaleur

Les avantages des pompes à chaleur incluent avant tout l'efficacité : pour transférer 1 kWh d'énergie thermique au système de chauffage, l'installation de la pompe à chaleur doit dépenser 0,2 à 0,35 kWh d'électricité. Tous les systèmes fonctionnent en boucle fermée et ne nécessitent pratiquement aucune opération. les coûts, autres que le coût de l’électricité nécessaire au fonctionnement de l’équipement, qui peut être obtenue à partir de centrales éoliennes et solaires. La période d'amortissement des pompes à chaleur est de 4 à 9 ans, avec une durée de vie de 15 à 20 ans avant réparations majeures.

Les valeurs d'efficacité réelles des pompes à chaleur modernes sont de l'ordre de COP = 2,0 à une température de source de −20 °C, et de l'ordre de COP = 4,0 à une température de source de +7 °C.

ÉNERGIE GÉOTHERMIQUE

Skotarev Ivan Nikolaïevitch

Étudiant de 2ème année, département physiciens SSAU, Stavropol

Khachtchenko Andreï Alexandrovitch

superviseur scientifique, peut. physique et mathématiques les sciences, Professeur agrégé, Université agraire Saint-État, Stavropol

Aujourd’hui, l’humanité ne pense pas beaucoup à ce qu’elle laissera aux générations futures. Les gens pompent et extraient les minéraux sans réfléchir. Chaque année, la population de la planète augmente, d'où le besoin de plus de plus vecteurs énergétiques tels que le gaz, le pétrole et le charbon. Cela ne peut pas durer longtemps. Ainsi, désormais, outre le développement de l'industrie nucléaire, l'utilisation de sources d'énergie alternatives devient pertinente. L’un des domaines prometteurs dans ce domaine est l’énergie géothermique.

La majeure partie de la surface de notre planète dispose d'importantes réserves d'énergie géothermique dues à une activité géologique importante : activité volcanique active dans les premières périodes du développement de notre planète et encore aujourd'hui, désintégration radioactive, changements tectoniques et présence de zones de magma. dans la croûte terrestre. Dans certains endroits de notre planète, une grande quantité d’énergie géothermique s’accumule. Il s'agit par exemple de diverses vallées de geysers, de volcans, d'accumulations souterraines de magma, qui à leur tour réchauffent les roches supérieures.

Parlant dans un langage simple L'énergie géothermique est l'énergie de l'intérieur de la Terre. Par exemple, les éruptions volcaniques indiquent clairement l’énorme température à l’intérieur de la planète. Cette température diminue progressivement depuis le noyau interne chaud jusqu'à la surface de la Terre ( chiffre 1).

Figure 1. Température dans différentes couches de la terre

L'énergie géothermique a toujours attiré les gens en raison de son potentiel. application utile. Après tout, l'homme, au cours de son développement, a inventé de nombreuses technologies utiles et cherchait le profit et le profit en tout. C’est ce qui s’est passé avec le charbon, le pétrole, le gaz, la tourbe, etc.

Par exemple, dans certaines zones géographiques, l'utilisation de sources géothermiques peut augmenter considérablement la production d'énergie, car les centrales géothermiques (GEP) sont l'une des sources d'énergie alternatives les moins chères car la couche supérieure de trois kilomètres de la Terre contient plus de 1 020 J de chaleur. adapté à la production d’électricité. La nature elle-même donne à une personne une source d'énergie unique ; il suffit de l'utiliser.

Il existe actuellement 5 types de sources d'énergie géothermique :

1. Dépôts géothermiques de vapeur sèche.

2. Sources de vapeur humide. (un mélange d'eau chaude et de vapeur).

3. Dépôts d'eau géothermique (contiennent de l'eau chaude ou de la vapeur et de l'eau).

4. Roches chaudes et sèches chauffées par le magma.

5. Magma (roches en fusion chauffées à 1 300 °C).

Le magma transfère sa chaleur aux roches et leur température augmente avec la profondeur. Selon les données disponibles, la température des roches augmente en moyenne de 1 °C tous les 33 m de profondeur (étape géothermique). Il existe une grande variété de conditions de température pour les sources d'énergie géothermique dans le monde, qui détermineront les moyens techniques nécessaires à leur utilisation.

L'énergie géothermique peut être utilisée de deux manières principales : pour produire de l'électricité et pour chauffer divers objets. La chaleur géothermique peut être convertie en électricité si la température du liquide de refroidissement atteint plus de 150 °C. C'est précisément l'utilisation des régions internes de la Terre pour le chauffage qui est la plus rentable, la plus efficace et également la plus abordable. La chaleur géothermique directe, selon la température, peut être utilisée pour chauffer des bâtiments, des serres, des piscines, sécher des produits agricoles et de la pêche, évaporer des solutions, faire pousser des poissons, des champignons, etc.

Toutes les installations géothermiques existantes aujourd'hui sont divisées en trois types :

1. les stations dont la base sont des dépôts de vapeur sèche - il s'agit d'un schéma direct.

Les centrales électriques à vapeur sèche sont apparues plus tôt que quiconque. Afin d'obtenir l'énergie requise, la vapeur passe à travers une turbine ou un générateur ( chiffre 2).

Figure 2. Centrale géothermique de circuit direct

2. stations avec séparateur utilisant des dépôts d'eau chaude sous pression. Parfois, une pompe est utilisée à cet effet, ce qui fournit volume requis vecteur d'énergie entrant - schéma indirect.

Il s’agit du type de centrale géothermique le plus répandu au monde. Ici, les eaux sont pompées sous haute pression V groupes électrogènes. La solution hydrothermale est pompée dans l'évaporateur pour réduire la pression, entraînant l'évaporation d'une partie de la solution. Ensuite, de la vapeur se forme, ce qui fait fonctionner la turbine. Le liquide restant peut également être bénéfique. Habituellement, il passe par un autre évaporateur pour obtenir une puissance supplémentaire ( chiffre 3).


Figure 3. Centrale géothermique indirecte

Ils se caractérisent par l'absence d'interaction entre le générateur ou la turbine et la vapeur ou l'eau. Le principe de leur fonctionnement repose sur l’utilisation judicieuse des eaux souterraines à température modérée.

Généralement, la température doit être inférieure à deux cents degrés. Le cycle binaire lui-même consiste à utiliser deux types d’eau : chaude et modérée. Les deux flux passent à travers un échangeur de chaleur. Le liquide le plus chaud évapore le liquide le plus froid et les vapeurs formées à la suite de ce processus entraînent les turbines.

Figure 4. Schéma d'une centrale géothermique à cycle binaire.

Quant à notre pays, l'énergie géothermique occupe la première place en termes de possibilités potentielles d'utilisation en raison du paysage unique et conditions naturelles. Les réserves découvertes d'eaux géothermiques avec des températures de 40 à 200 °C et une profondeur allant jusqu'à 3 500 m sur son territoire peuvent fournir environ 14 millions de m3 d'eau chaude par jour. De grandes réserves d'eaux thermales souterraines se trouvent au Daghestan, en Ossétie du Nord, en Tchétchéno-Ingouchie, en Kabardino-Balkarie, en Transcaucasie, à Stavropol et Région de Krasnodar, le Kazakhstan, le Kamchatka et un certain nombre d'autres régions de Russie. Par exemple, au Daghestan, les eaux thermales sont utilisées depuis longtemps pour l'approvisionnement en chaleur.

La première centrale géothermique a été construite en 1966 sur le champ Pauzhetsky, dans la péninsule du Kamtchatka, pour alimenter en électricité les villages environnants et les usines de transformation du poisson, favorisant ainsi le développement local. Le système géothermique local peut fournir de l'énergie aux centrales électriques d'une capacité allant jusqu'à 250 à 350 MW. Mais ce potentiel n’est exploité que par un quart.

Le territoire des îles Kouriles présente un paysage à la fois unique et complexe. L'approvisionnement en électricité des villes qui s'y trouvent se heurte à de grandes difficultés : la nécessité d'acheminer les moyens de subsistance aux îles par voie maritime ou aérienne, ce qui est assez coûteux et prend beaucoup de temps. Les ressources géothermiques des îles permettent aujourd’hui d’obtenir 230 MW d’électricité, ce qui permet de répondre à tous les besoins de la région en énergie, chaleur et eau chaude.

Sur l'île d'Iturup, des ressources d'un caloporteur géothermique diphasique ont été trouvées, dont la puissance est suffisante pour répondre aux besoins énergétiques de toute l'île. Sur l'île méridionale de Kunashir, il existe un GeoPP de 2,6 MW, qui est utilisé pour produire de l'électricité et de la chaleur pour la ville de Yuzhno-Kurilsk. Il est prévu de construire plusieurs GeoPP supplémentaires d'une capacité totale de 12 à 17 MW.

Les régions les plus prometteuses pour l'utilisation des sources géothermiques en Russie sont le sud de la Russie et Extrême Orient. Les territoires du Caucase, de Stavropol et de Krasnodar possèdent un énorme potentiel en matière d'énergie géothermique.

L'utilisation des eaux géothermiques dans la partie centrale de la Russie nécessite des coûts élevés en raison de la profondeur des eaux thermales.

DANS Région de Kaliningrad Il est prévu de mettre en œuvre un projet pilote pour l'approvisionnement en chaleur et en électricité géothermiques de la ville de Svetly, basé sur un GeoPP binaire d'une capacité de 4 MW.

L'énergie géothermique en Russie se concentre à la fois sur la construction de grandes installations et sur l'utilisation de l'énergie géothermique pour les maisons individuelles, les écoles, les hôpitaux, les magasins privés et autres installations utilisant des systèmes de circulation géothermique.

Dans le territoire de Stavropol, sur le champ de Kayasulinskoye, la construction d'une coûteuse centrale géothermique expérimentale de Stavropol d'une capacité de 3 MW a été lancée et suspendue.

En 1999, le GeoPP Verkhne-Mutnovskaya a été mis en service ( Figure 5).


Figure 5. GéoPP Verkhne-Mutnovskaya

Il a une capacité de 12 MW (3x4 MW) et constitue une étape pilote du GeoPP Mutnovskaya d'une capacité nominale de 200 MW, créé pour fournir de l'électricité à la région industrielle de Petropavlovsk-Kamchatsk.

Mais malgré les grands avantages dans cette direction, il y a aussi des inconvénients :

1. Le principal problème est la nécessité de réinjecter les eaux usées dans l’aquifère souterrain. Les eaux thermales contiennent de grandes quantités de sels de divers métaux toxiques (bore, plomb, zinc, cadmium, arsenic) et composés chimiques(ammoniac, phénols), ce qui rend impossible le rejet de ces eaux dans les milieux naturels. systèmes d'eau, situé en surface.

2. Parfois, une centrale géothermique en activité peut cesser de fonctionner en raison de changements naturels dans la croûte terrestre.

3. Trouver un emplacement approprié pour la construction d'une centrale géothermique et obtenir l'autorisation des autorités locales et le consentement des résidents pour sa construction peut être problématique.

4. La construction d'un GeoPP peut avoir un impact négatif sur la stabilité des terres dans la région environnante.

La plupart de ces lacunes sont mineures et entièrement résolubles.

Dans le monde d’aujourd’hui, les gens ne réfléchissent pas aux conséquences de leurs décisions. Après tout, que feront-ils s’ils manquent de pétrole, de gaz et de charbon ? Les gens sont habitués à vivre confortablement. Ils ne pourront pas chauffer leurs maisons au bois pendant longtemps, car une population nombreuse aura besoin d’une énorme quantité de bois, ce qui entraînera naturellement une déforestation à grande échelle et laissera le monde sans oxygène. Par conséquent, afin d’éviter que cela ne se produise, il est nécessaire d’utiliser les ressources dont nous disposons avec parcimonie, mais avec une efficacité maximale. Une des solutions possibles à ce problème est le développement de l’énergie géothermique. Bien sûr, cela a ses avantages et ses inconvénients, mais son développement facilitera grandement la pérennité de l’humanité et jouera un rôle important dans son développement ultérieur.

Or, cette direction n'est pas très populaire, car l'industrie pétrolière et gazière domine le monde et grandes entreprises ne sont pas pressés d’investir dans le développement d’une industrie indispensable. Par conséquent, pour faire progresser l’énergie géothermique, des investissements et un soutien gouvernemental sont nécessaires, sans lesquels il est tout simplement impossible de mettre en œuvre quoi que ce soit à l’échelle nationale. L'introduction de la géothermie dans le bilan énergétique du pays permettra :

1. accroître la sécurité énergétique, d'autre part - réduire effets nocifs sur la situation environnementale par rapport aux sources traditionnelles.

2. développer l'économie, car les fonds débloqués peuvent être investis dans d'autres industries, développement socialétats, etc

Au cours de la dernière décennie, l’utilisation de sources d’énergie renouvelables non traditionnelles a connu un véritable essor dans le monde. L'ampleur de l'utilisation de ces sources a augmenté plusieurs fois. Il est capable de résoudre radicalement et de la manière la plus économique possible le problème de l'approvisionnement énergétique de ces zones qui utilisent des combustibles importés coûteux et sont au bord d'une crise énergétique, d'améliorer la situation sociale de la population de ces zones, etc. C'est exactement ce que l'on observe dans les pays d'Europe occidentale (Allemagne, France, Grande-Bretagne), d'Europe du Nord (Norvège, Suède, Finlande, Islande, Danemark). Cela s'explique par le fait qu'ils ont un développement économique élevé et sont très dépendants des ressources fossiles, et c'est pourquoi les chefs de ces États, ainsi que les entreprises, tentent de minimiser cette dépendance. En particulier, le développement de la géothermie dans les pays du nord de l’Europe est favorisé par la présence d’un grand nombre de geysers et de volcans. Ce n’est pas pour rien que l’Islande est surnommée le pays des volcans et des geysers.

Aujourd’hui, l’humanité commence à comprendre l’importance de cette industrie et essaie de la développer autant que possible. L'utilisation d'un large éventail de technologies diverses permet de réduire la consommation d'énergie de 40 à 60 % tout en fournissant de réels développement économique. Et les besoins restants en électricité et en chaleur peuvent être satisfaits par une production plus efficace, par la valorisation, par la combinaison de la production d'énergie thermique et électrique, ainsi que par l'utilisation de ressources renouvelables, ce qui permet d'abandonner certains types de centrales électriques. et réduire les émissions de dioxyde de carbone d'environ 80 %.

Références :

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Sujet : Calcul du schéma thermique d'une centrale géothermique

Une centrale géothermique est composée de deux turbines :



le premier fonctionne en vapeur d'eau saturée obtenue lors de la détente

corps Énergie électrique – N ePT = 3 MW ;

le second fonctionne à la vapeur saturée de réfrigérant - R11, qui est utilisée


est dû à la chaleur de l’eau évacuée du détendeur. Électrique

pouvoir - N eHT, MW.

Eau de puits géothermiques avec température t gv = 175 °C après

se déverse dans l'expandeur. De la vapeur saturée sèche se forme dans le détendeur avec

Énergie géothermique


Abstrait.

Introduction.

Coût de l'électricité produite par les centrales géothermiques.

Références.

Abstrait.

Cet article décrit l'histoire du développement de l'énergie géothermique, tant dans le monde que dans notre pays, la Russie. L'utilisation de la chaleur profonde de la Terre pour la convertir en énergie électrique et pour fournir de la chaleur et de l'eau chaude aux villes et villages de régions telles que le Kamtchatka, Sakhaline et le Caucase du Nord a été analysée. Une justification économique du développement des gisements géothermiques, de la construction de centrales électriques et de leurs délais d'amortissement a été apportée. En comparant l'énergie des sources géothermiques avec d'autres types de sources électriques, on obtient les perspectives de développement de l'énergie géothermique, qui devrait occuper une place importante dans le bilan global de l'utilisation de l'énergie. En particulier, pour la restructuration et le rééquipement du secteur énergétique de la région du Kamtchatka et des îles Kouriles, en partie à Primorye et dans le Caucase du Nord, il convient d'utiliser ses propres ressources géothermiques.

Introduction.

Les principales orientations pour le développement des capacités de production dans le secteur énergétique du pays dans un avenir proche sont le rééquipement technique et la reconstruction des centrales électriques, ainsi que la mise en service de nouvelles capacités de production. Il s'agit tout d'abord de la construction de centrales à cycle combiné gaz avec un rendement de 5 560 %, qui augmentera de 2 540 % le rendement des centrales thermiques existantes. La prochaine étape devrait être la construction de centrales thermiques utilisant de nouvelles technologies de combustion de combustibles solides et avec des paramètres de vapeur supercritique pour atteindre un rendement de centrale thermique de 46 à 48 %. Un développement ultérieur sera également réalisé centrales nucléaires avec de nouveaux types de réacteurs thermiques et à neutrons rapides.

Une place importante dans la formation du secteur énergétique russe est occupée par le secteur de l'approvisionnement en chaleur du pays, qui est le plus important en termes de volume de ressources énergétiques consommées, soit plus de 45 % de leur consommation totale. Plus de 71 % est produite dans des systèmes d'approvisionnement en chaleur centralisés (DH), et environ 29 % de toute la chaleur est produite par des sources décentralisées. Les centrales électriques fournissent plus de 34 % de toute la chaleur, les chaufferies environ 50 %. Conformément à la stratégie énergétique de la Russie jusqu'en 2020. Il est prévu d'augmenter la consommation de chaleur dans le pays d'au moins 1,3 fois, et la part de l'approvisionnement en chaleur décentralisé passera de 28,6 % en 2000. jusqu'à 33% en 2020

La hausse des prix survenue en dernières années, pour les carburants organiques (gaz, fioul, diesel) et pour son transport vers les régions reculées de la Russie et, par conséquent, une augmentation objective des prix de vente des produits électriques et énergie thermique changer fondamentalement l'attitude envers l'utilisation des sources d'énergie renouvelables : géothermie, éolienne, solaire.

Ainsi, le développement de la géothermie dans certaines régions du pays permet aujourd'hui de résoudre le problème de l'approvisionnement en électricité et en chaleur, notamment au Kamtchatka, dans les îles Kouriles, ainsi que dans le Caucase du Nord, dans certaines régions de Sibérie et la partie européenne de la Russie.

Parmi les principales orientations pour l'amélioration et le développement des systèmes d'approvisionnement en chaleur devrait figurer l'expansion de l'utilisation de sources d'énergie renouvelables locales non traditionnelles et, en premier lieu, la chaleur géothermique de la terre. Déjà dans les 7 à 10 prochaines années, avec l'aide technologies modernes Le chauffage local grâce à la chaleur thermique peut permettre d'économiser d'importantes ressources en combustibles fossiles.

DANS dernière décennie Le recours aux sources d’énergies renouvelables non traditionnelles (NRES) connaît un véritable essor dans le monde. L'ampleur de l'utilisation de ces sources a augmenté plusieurs fois. Ce domaine se développe plus intensément que les autres domaines de l'énergie. Il y a plusieurs raisons à ce phénomène. Tout d’abord, il est évident que l’ère des ressources énergétiques traditionnelles bon marché est irrévocablement révolue. Il n'y a qu'une seule tendance dans ce domaine : la hausse des prix pour tous les types. Non moins significatif est le désir de nombreux pays privés de leur base énergétique d’atteindre l’indépendance énergétique. Les considérations environnementales jouent un rôle important, notamment les émissions de gaz nocifs. La population des pays développés apporte un soutien moral actif à l'utilisation des sources d'énergie renouvelables.

Pour ces raisons, le développement des sources d'énergie renouvelables dans de nombreux pays constitue une tâche prioritaire de la politique technique dans le domaine de l'énergie. Dans un certain nombre de pays, cette politique est mise en œuvre à travers le cadre législatif et réglementaire adopté, qui établit la base juridique, économique et organisationnelle pour l'utilisation des sources d'énergie renouvelables. Les fondements économiques consistent notamment en diverses mesures visant à soutenir les sources d'énergie renouvelables au stade de leur développement du marché de l'énergie (incitations fiscales et de crédit, subventions directes, etc.)

En Russie application pratique Le NRES est nettement en retard par rapport aux principaux pays. Il n'existe pas de cadre législatif ou réglementaire, ni de soutien économique du gouvernement. Tout cela rend les choses extrêmement difficiles activités pratiques dans ce domaine. La principale raison des facteurs inhibiteurs réside dans les troubles économiques prolongés dans le pays et, par conséquent, les difficultés d'investissement, la faible demande effective et le manque de fonds pour les développements nécessaires. Cependant, certains travaux et mesures pratiques sur l'utilisation de sources d'énergie renouvelables sont menés dans notre pays (géothermie). Les gisements hydrothermaux de vapeur en Russie ne se trouvent qu'au Kamtchatka et dans les îles Kouriles. Par conséquent, l’énergie géothermique ne peut pas à l’avenir occuper une place significative dans le secteur énergétique du pays dans son ensemble. Cependant, elle est capable de résoudre radicalement et de la manière la plus économique possible le problème de l'approvisionnement énergétique de ces régions qui utilisent des carburants importés coûteux (fioul, charbon, diesel) et sont au bord d'une crise énergétique. Le potentiel des gisements hydrothermaux de vapeur du Kamtchatka peut fournir différentes sources de 1 000 à 2 000 MW de capacité électrique installée, ce qui dépasse largement les besoins de cette région dans un avenir prévisible. Il existe donc ici de réelles perspectives de développement de la géothermie.

Histoire du développement de l'énergie géothermique.

Outre d'énormes ressources en combustible organique, la Russie possède d'importantes réserves de chaleur terrestre, qui peuvent être augmentées par des sources géothermiques situées à une profondeur de 300 à 2 500 m, principalement dans les zones de failles de la croûte terrestre.

Le territoire de la Russie a été bien exploré et on connaît aujourd'hui les principales ressources thermiques de la Terre, qui possèdent un potentiel industriel important, notamment énergétique. De plus, il existe presque partout des réserves de chaleur avec des températures allant de 30 à 200°C.

Retour en 1983 VSEGINGEO a dressé un atlas des ressources en eau thermale de l'URSS. Dans notre pays, 47 gisements géothermiques avec des réserves d'eaux thermales ont été explorés, qui permettent d'obtenir plus de 240·10³m³/jour. Aujourd'hui, en Russie, des spécialistes de près de 50 organisations scientifiques travaillent sur les problèmes d'utilisation de la chaleur terrestre.

Plus de 3 000 puits ont été forés pour exploiter les ressources géothermiques. Le coût des études géothermiques et des travaux de forage déjà réalisés dans cette zone s'élève à plus de 4 milliards en prix modernes. dollars. Ainsi au Kamtchatka, 365 puits d'une profondeur de 225 à 2266 m ont déjà été forés dans des champs géothermiques et épuisés (à l'époque ère soviétique) environ 300 millions. dollars (aux prix modernes).

L'exploitation de la première centrale géothermique a commencé en Italie en 1904. La première centrale géothermique du Kamtchatka et la première en URSS, la centrale géothermique de Pauzhetskaya, a été mise en service en 1967. et avait une puissance de 5 mW, augmentée ensuite à 11 mW. Un nouvel élan au développement de l'énergie géothermique au Kamtchatka a été donné dans les années 90 avec l'avènement d'organisations et d'entreprises (JSC Geotherm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka), qui, en coopération avec l'industrie (principalement avec l'usine de turbines de Kaluga), ont développé de nouvelles des projets, des technologies et des types d'équipements progressistes pour convertir l'énergie géothermique en électricité et obtenu des prêts de la Banque européenne pour la reconstruction et le développement. En conséquence, en 1999 La centrale géothermique de Verkhne-Mutnovskaya (trois modules de 4 MW chacun) a été mise en service au Kamtchatka. Le premier bloc de 25 mW est introduit. la première étape de la centrale géothermique de Mutnovskaya d'une capacité totale de 50 MW.

Le deuxième étage d'une capacité de 100 MW pourra être mis en service en 2004

Ainsi, les perspectives immédiates et très réelles de l'énergie géothermique au Kamtchatka ont été déterminées, ce qui constitue un exemple positif et incontestable de l'utilisation de sources d'énergie renouvelables en Russie, malgré les graves difficultés économiques du pays. Le potentiel des gisements hydrothermaux de vapeur du Kamtchatka est capable de fournir 1 000 MW d'énergie électrique installée, ce qui couvre de manière significative les besoins de cette région dans un avenir prévisible.

Selon l'Institut de volcanologie de la branche extrême-orientale de l'Académie des sciences de Russie, les ressources géothermiques déjà identifiées permettent d'approvisionner pleinement le Kamtchatka en électricité et en chaleur pendant plus de 100 ans. Outre le champ à haute température de Mutnovskoye d'une capacité de 300 MW (e), au sud du Kamtchatka, d'importantes réserves de ressources géothermiques sont connues à Koshelevskoye, Bolshe Bannoye et au nord dans les champs de Kireunskoye. Les réserves thermiques des eaux géothermiques du Kamtchatka sont estimées à 5 000 MW (t).

Tchoukotka possède également d'importantes réserves de chaleur géothermique (à la frontière avec la région du Kamtchatka), certaines d'entre elles ont déjà été découvertes et peuvent être activement utilisées pour les villes et villages voisins.

Les îles Kouriles sont également riches en réserves de chaleur terrestre ; elles sont tout à fait suffisantes pour fournir de la chaleur et de l'électricité à ce territoire pendant 100 200 ans. Sur l'île d'Iturup, des réserves d'un caloporteur géothermique diphasique ont été découvertes, dont la puissance (30 MW(e)) est suffisante pour répondre aux besoins énergétiques de toute l'île pour les 100 prochaines années. Ici, des puits ont déjà été forés sur le champ géothermique d'Okeanskoye et une centrale géoélectrique est en cours de construction. Sur l'île méridionale de Kunashir, il existe des réserves de chaleur géothermique, qui sont déjà utilisées pour produire de l'électricité et pour approvisionner en chaleur la ville de Yuzhno Kurilsk. Le sous-sol de l'île septentrionale de Paramushir est moins étudié, cependant, on sait que cette île possède également d'importantes réserves d'eau géothermique avec des températures de 70 à 95°C. Un GeoTS d'une capacité de 20 MW (t) est également en cours de réalisation ; construit ici.

Les dépôts d'eau thermale avec des températures de 100 à 200°C sont beaucoup plus répandus. A cette température, il est conseillé d'utiliser des fluides de travail à faible point d'ébullition dans le cycle de la turbine à vapeur. L'utilisation de centrales géothermiques à double circuit utilisant de l'eau thermale est possible dans un certain nombre de régions de Russie, principalement dans le Caucase du Nord. Ici, les gisements géothermiques avec des températures de réservoir de 70 à 180°C, situés à une profondeur de 300 à 5000 m, ont été bien étudiés. L'eau géothermique est ici utilisée depuis longtemps pour le chauffage et l'approvisionnement en eau chaude. Au Daghestan, plus de 6 millions de m d'eau géothermique sont produits par an. Dans le Caucase du Nord, environ 500 000 personnes utilisent l'approvisionnement en eau géothermique.

Primorye, la région du Baïkal et la région de Sibérie occidentale disposent également de réserves de chaleur géothermique adaptées à une utilisation à grande échelle dans l'industrie et l'agriculture.

Conversion de l'énergie géothermique en énergie électrique et thermique.

L’un des domaines prometteurs pour utiliser la chaleur des eaux thermales souterraines hautement minéralisées est sa conversion en énergie électrique. À cette fin, un schéma technologique a été développé pour la construction d'une centrale géothermique, composée d'un système de circulation(GCS) et une unité de turbine à vapeur (STU), dont le schéma est illustré à la Fig. Particularité Un tel schéma technologique diffère de ceux connus en ce que le rôle d'évaporateur et de surchauffeur est assuré par un échangeur de chaleur à contre-courant vertical dans le puits situé dans la partie supérieure du puits d'injection, où l'eau thermale à haute température extraite est fournie. via un pipeline terrestre qui, après avoir transféré la chaleur au liquide de refroidissement secondaire, est pompé vers la formation. Le liquide de refroidissement secondaire du condenseur de l'unité de turbine à vapeur s'écoule par gravité dans la zone de chauffage à travers un tuyau descendu à l'intérieur de l'échangeur de chaleur jusqu'au fond.

Le travail des écoles professionnelles est basé sur le cycle Rankine ; diagramme t,s ce cycle et la nature du changement des températures du liquide de refroidissement dans l'échangeur de chaleur de l'évaporateur.

La plupart point important Lors de la construction d’une centrale géothermique, le choix du fluide de travail dans le circuit secondaire est important. Le fluide de travail sélectionné pour une installation géothermique doit avoir des propriétés chimiques, physiques et opérationnelles favorables dans des conditions d'exploitation données, c'est-à-dire être stable, ininflammable, antidéflagrant, non toxique, inerte envers matériaux de construction et pas cher. Il est conseillé de choisir un fluide de travail avec un coefficient de viscosité dynamique plus faible (moins de pertes hydrauliques) et un coefficient de conductivité thermique plus élevé (transfert de chaleur amélioré).

Il est presque impossible de répondre à toutes ces exigences en même temps, il est donc toujours nécessaire d'optimiser le choix de l'un ou l'autre fluide de travail.

Les faibles paramètres initiaux des fluides de travail des centrales géothermiques conduisent à la recherche de fluides de travail à bas point d'ébullition avec une courbure négative de la courbe limite droite dans le diagramme t, s, puisque l'utilisation d'eau et de vapeur conduit dans ce cas à une détérioration des paramètres thermodynamiques et une forte augmentation des dimensions des centrales à turbine à vapeur, ce qui augmente considérablement leur coût.

Il est proposé d'utiliser un mélange isobutane + isopentane à l'état supercritique comme agent supercritique dans le circuit secondaire des cycles énergétiques binaires. L'utilisation de mélanges supercritiques est pratique car les propriétés critiques, c'est-à-dire la température critique tк(x), la pression critique pк(x) et la densité critique qк(x) dépendent de la composition du mélange x. Cela permettra, en sélectionnant la composition du mélange, de sélectionner un agent supercritique avec les paramètres critiques les plus favorables pour la température correspondante de l'eau thermale d'un gisement géothermique particulier.

L'isobutane, un hydrocarbure à bas point d'ébullition, est utilisé comme liquide de refroidissement secondaire, dont les paramètres thermodynamiques correspondent aux conditions requises. Paramètres critiques de l'isobutane : tc = 134,69°C ; pk = 3,629 MPa ; qк =225,5 kg/m³. De plus, le choix de l'isobutane comme liquide de refroidissement secondaire est dû à son coût relativement faible et à son respect de l'environnement (contrairement aux fréons). L'isobutane en tant que fluide de travail est largement utilisé à l'étranger et il est également proposé de l'utiliser à l'état supercritique dans les cycles binaires d'énergie géothermique.

Les caractéristiques énergétiques de l'installation sont calculées pour une large plage de températures de l'eau produite et différents modes de son fonctionnement. Dans tous les cas, on a supposé que la température de condensation de l'isobutane tcon = 30°C.

La question se pose du choix du plus petit écart de température (Fig. 2). D'une part, une diminution de êt entraîne une augmentation de la surface de l'échangeur thermique de l'évaporateur, ce qui peut ne pas être économiquement justifié. En revanche, une augmentation de êt à une température d'eau thermale donnée tt entraîne la nécessité d'abaisser la température d'évaporation tz (et, par conséquent, la pression), ce qui affectera négativement l'efficacité du cycle. Dans la plupart des cas pratiques, il est recommandé de prendre êt = 10÷25ºС.

Les résultats obtenus montrent qu'il existe des paramètres de fonctionnement optimaux pour une centrale à vapeur, qui dépendent de la température de l'eau entrant dans le circuit primaire du générateur de vapeur à échangeur thermique. Avec une augmentation de la température d'évaporation de l'isobutane tз, la puissance N générée par la turbine pour 1 kg/s de débit de liquide de refroidissement secondaire augmente. Dans ce cas, à mesure que tz augmente, la quantité d’isobutane évaporé diminue pour 1 kg/s de consommation d’eau thermale.

À mesure que la température de l’eau thermale augmente, la température d’évaporation optimale augmente également.

La figure 3 montre des graphiques de la dépendance de la puissance N générée par la turbine sur la température d'évaporation tз du liquide de refroidissement secondaire à différentes températures de l'eau thermale.

Pour l'eau à haute température (tt = 180ºС), les cycles supercritiques sont considérés lorsque la pression initiale de la vapeur est pn = 3,8 ; 4,0 ; 4.2 ; et 5,0 MPa. Parmi ceux-ci, le plus efficace pour obtenir une puissance maximale est le cycle supercritique, proche du cycle dit « triangulaire » avec une pression initiale pн = 5,0 MPa. Dans ce cycle, en raison de la différence de température minimale entre le liquide de refroidissement et le fluide de travail, le potentiel thermique de l'eau thermale est utilisé au maximum. La comparaison de ce cycle avec le cycle sous-critique (pn = 3,4 MPa) montre que la puissance générée par la turbine pendant le cycle supercritique augmente de 11%, la densité de flux de la substance entrant dans la turbine est 1,7 fois supérieure à celle du cycle avec pn = 3,4 MPa, ce qui entraînera une amélioration des propriétés de transport du liquide de refroidissement et une réduction de la taille des équipements (canalisations d'alimentation et turbine) de la centrale à turbine à vapeur. De plus, dans le cycle avec pn = 5,0 MPa, la température de l'eau thermale résiduaire tn, réinjectée dans la formation, est de 42ºC, tandis que dans le cycle sous-critique avec pn = 3,4 MPa, la température tn = 55ºC.

Parallèlement, une augmentation de la pression initiale jusqu'à 5,0 MPa en cycle supercritique affecte le coût de l'équipement, notamment le coût de la turbine. Bien qu'avec l'augmentation de la pression, les dimensions du chemin d'écoulement de la turbine diminuent, le nombre d'étages de turbine augmente simultanément, un joint d'extrémité plus développé est nécessaire et, surtout, l'épaisseur des parois du boîtier augmente.

Créer un cycle supercritique dans schéma technologique Une centrale géothermique nécessite l'installation d'une pompe sur la canalisation reliant le condenseur à l'échangeur de chaleur.

Cependant, des facteurs tels qu'une puissance accrue, une taille réduite des canalisations d'alimentation et des turbines et une activation plus complète du potentiel thermique de l'eau thermale plaident en faveur d'un cycle supercritique.

À l'avenir, il faudra rechercher des liquides de refroidissement avec une température critique plus basse, ce qui permettra de créer des cycles supercritiques lors de l'utilisation d'eaux thermales à plus basse température, puisque le potentiel thermique de la grande majorité des gisements explorés en Russie ne dépasse pas 100 ÷120ºС. À cet égard, le plus prometteur est le R13B1 (trifluorobromométhane) avec les paramètres critiques suivants : tк = 66,9ºС ; pk= 3,946 MPa ; qк= 770kg/m³.

Les résultats des calculs d'évaluation montrent que l'utilisation d'eau thermale avec une température tk = 120ºC dans le circuit primaire du GeoTPP et la création d'un cycle supercritique dans le circuit secondaire utilisant du fréon R13B1 avec une pression initiale pn = 5,0 MPa permettent également possible d'augmenter la puissance de la turbine jusqu'à 14% par rapport au cycle sous-critique avec pression initiale pn = 3,5 MPa.

Pour le bon fonctionnement des centrales géothermiques, il est nécessaire de résoudre les problèmes liés à l'apparition de corrosion et de dépôts de sel, qui, en règle générale, sont aggravés par une augmentation de la minéralisation de l'eau thermale. Les dépôts de sel les plus intenses se forment en raison du dégazage de l'eau thermale et de la perturbation de l'équilibre du dioxyde de carbone qui en résulte.

Dans le schéma technologique proposé, le fluide caloporteur primaire circule en boucle fermée : réservoir - puits de production - pipeline terrestre - pompe - puits d'injection - réservoir, où les conditions de dégazage de l'eau sont minimisées. Dans le même temps, il est nécessaire de respecter de telles conditions thermobariques dans la partie aérienne du circuit primaire qui empêchent le dégazage et la précipitation des dépôts carbonatés (en fonction de la température et de la salinité, la pression doit être maintenue à un niveau de 1,5 MPa et ci-dessus).

Une diminution de la température de l'eau thermale entraîne la précipitation de sels non carbonatés, ce qui a été confirmé par des études menées sur le site géothermique de Kayasulinsky. Une partie des sels précipités se déposera sur surface intérieure puits d'injection, et la majeure partie est transportée vers la zone de fond du trou. Le dépôt de sels au fond du puits d'injection contribuera à une diminution de l'injectivité et à une diminution progressive du débit circulaire, jusqu'à l'arrêt complet du GCS.

Pour éviter la corrosion et les dépôts de tartre dans le circuit GCS, vous pouvez utiliser le réactif efficace OEDPA (acide oxyéthylidène diphosphonique), qui a un effet anticorrosion et anticalcaire à long terme de passivation de surface. La restauration de la couche passivante d'OEDPC est réalisée par injection périodiquement pulsée d'une solution réactive dans de l'eau thermale à l'embouchure d'un puits de production.

Pour dissoudre le coulis de sel, qui va s'accumuler dans la zone de fond, et donc restaurer l'injectivité d'un puits d'injection, un réactif très efficace est le NMA (concentré d'acide de faible poids moléculaire), qui peut également être introduit périodiquement dans l'eau thermale en circulation. dans la zone située avant la pompe d'injection.

Par conséquent, de ce qui précède, on peut suggérer que l’une des directions prometteuses pour développer l’énergie thermique de l’intérieur de la Terre est sa conversion en électricité grâce à la construction de centrales géothermiques à double circuit utilisant des agents de travail à bas point d’ébullition. L'efficacité d'une telle conversion dépend de nombreux facteurs, notamment du choix du fluide de travail et des paramètres du cycle thermodynamique du circuit secondaire de la centrale géothermique.

Les résultats de l'analyse informatique des cycles utilisant divers liquides de refroidissement dans le circuit secondaire montrent que les cycles supercritiques les plus optimaux sont ceux qui permettent d'augmenter la puissance de la turbine et l'efficacité du cycle, d'améliorer les propriétés de transport du liquide de refroidissement et de mieux contrôler la température. de l'eau thermale de source circulant dans le circuit primaire de la centrale géothermique.

Il a également été établi que pour l'eau thermale à haute température (180ºС et plus), la création de cycles supercritiques dans le circuit secondaire d'une centrale géothermique utilisant de l'isobutane est la plus prometteuse, tandis que pour les eaux à température plus basse (100÷120ºС et plus). ) lors de la création des mêmes cycles, le liquide de refroidissement le plus approprié est le fréon R13B1.

En fonction de la température de l'eau thermale extraite, il existe une température d'évaporation optimale du fluide caloporteur secondaire, correspondant à la puissance maximale générée par la turbine.

À l'avenir, il sera nécessaire d'étudier des mélanges supercritiques, dont l'utilisation comme agent de travail pour les cycles d'énergie géothermique est la plus pratique, car en sélectionnant la composition du mélange, on peut facilement modifier ses propriétés critiques en fonction des conditions extérieures.

Une autre direction d'utilisation de l'énergie géothermique est l'approvisionnement en chaleur géothermique, qui est utilisée depuis longtemps au Kamtchatka et dans le Caucase du Nord pour chauffer les serres, le chauffage et l'approvisionnement en eau chaude dans le secteur du logement et des services communaux. L'analyse de l'expérience mondiale et nationale indique les perspectives de l'approvisionnement en chaleur géothermique. Actuellement, des systèmes de fourniture de chaleur géothermique d'une capacité totale de 17 175 MW fonctionnent dans le monde ; plus de 200 000 installations géothermiques sont en service rien qu'aux États-Unis. Selon les projets de l'Union européenne, la capacité des systèmes de chauffage géothermiques, y compris les pompes à chaleur, devrait passer de 1 300 MW en 1995 à 5 000 MW en 2010.

En URSS, les eaux géothermiques ont été utilisées dans les territoires de Krasnodar et de Stavropol, en Kabardino-Balkarie, en Ossétie du Nord, en Tchétchéno-Ingouchie, au Daghestan, dans la région du Kamtchatka, en Crimée, en Géorgie, en Azerbaïdjan et au Kazakhstan. En 1988, 60,8 millions de m³ d'eau géothermique ont été produits, aujourd'hui jusqu'à 30 millions sont produits en Russie. m³ par an, ce qui équivaut à 150÷170 mille tonnes de carburant standard. Dans le même temps, le potentiel technique de l'énergie géothermique, selon le ministère de l'Énergie de la Fédération de Russie, est de 2 950 millions de tonnes de combustible standard.

Au cours des 10 dernières années, le système d’exploration, de développement et d’exploitation des ressources géothermiques s’est effondré dans notre pays. En URSS, des travaux de recherche sur ce problème ont été menés par des instituts de l'Académie des sciences, des ministères de la géologie et de l'industrie gazière. L'exploration, l'évaluation et l'approbation des réserves de gisements ont été réalisées par des instituts et des divisions régionales du ministère de la Géologie. Le forage de puits productifs, le développement des champs, le développement de technologies de réinjection, de purification des eaux géothermiques et l'exploitation de systèmes d'approvisionnement en chaleur géothermique ont été réalisés par les divisions du ministère de l'Industrie gazière. Il comprenait cinq départements opérationnels régionaux, l'association de recherche et de production "Soyuzgeotherm" (Makhachkala), qui a développé le projet utilisation prometteuse eaux géothermiques de l'URSS. La conception des systèmes et équipements d'approvisionnement en chaleur géothermique a été réalisée par l'Institut central de recherche, de conception et d'expérimentation des équipements d'ingénierie.

Actuellement, les travaux de recherche complets dans le domaine de la géothermie ont cessé : des études géologiques et hydrogéologiques aux problèmes d'épuration des eaux géothermiques. Il n'y a pas de forage d'exploration ni de développement de gisements précédemment explorés, et l'équipement des systèmes d'approvisionnement en chaleur géothermique existants n'est pas modernisé. Le rôle du gouvernement dans le développement de la géothermie est négligeable. Les spécialistes de la géothermie sont dispersés et leur expérience n'est pas recherchée. Nous analyserons la situation actuelle et les perspectives de développement dans les nouvelles conditions économiques de la Russie à l'aide de l'exemple du territoire de Krasnodar.

Pour cette région, parmi toutes les sources d'énergie renouvelables, la plus prometteuse est l'utilisation des eaux géothermiques. La figure 4 montre les priorités d'utilisation des sources d'énergie renouvelables pour l'approvisionnement en chaleur des installations du territoire de Krasnodar.

DANS Région de Krasnodar Jusqu'à 10 millions de m³/an d'eau géothermique à une température de 70÷100º C sont produits chaque année, ce qui remplace 40÷50 mille tonnes de combustible organique (en termes d'équivalent combustible). Il y a 10 champs en exploitation avec 37 puits, 6 champs avec 23 puits sont en phase de développement. Le nombre total de puits géothermiques est de 77. 32 hectares sont chauffés aux eaux géothermiques. serres, 11 mille appartements sur huit zones peuplées, l'approvisionnement en eau chaude est fourni à 2 mille personnes. Les réserves exploitables explorées d'eaux géothermiques dans la région sont estimées à 77,7 mille. m³/jour, ou en cas de fonctionnement pendant saison de chauffage-11,7 millions m³ par saison, les réserves prévues sont respectivement de 165 mille. m³/jour et 24,7 millions. m³ par saison.

L'un des champs géothermiques les plus développés de Mostovskoye, à 240 km de Krasnodar dans les contreforts du Caucase, où 14 puits ont été forés à une profondeur de 1650÷1850 m avec des débits de 1500÷3300 m³/jour, température à l'embouchure de 67 ÷78º C, minéralisation totale 0,9÷1, 9g/l. Par composition chimique L’eau géothermique répond presque aux normes d’eau potable. Le principal consommateur d'eau géothermique de ce gisement est un complexe de serres d'une superficie allant jusqu'à 30 hectares, qui exploitait auparavant 8 puits. Actuellement, 40 % de la superficie des serres est chauffée ici.

Pour le chauffage résidentiel et bâtiments administratifs village Dans les années 80, un point de chauffage central géothermique (CHS) d'une puissance thermique estimée à 5 MW a été construit à Mostovaya, dont le schéma est présenté sur la Fig. L'eau géothermique de la centrale de chauffage provient de deux puits avec un débit chacun de 45÷70 m³/h et une température de 70÷74ºС dans deux réservoirs de stockage d'une capacité de 300 m³. Pour utiliser la chaleur de l'eau géothermique usée, deux pompes à chaleur à compresseur de vapeur d'une puissance thermique nominale de 500 kW ont été installées. L'eau géothermique usée dans les systèmes de chauffage avec une température de 30÷35ºС avant que l'unité de pompe à chaleur (HPU) soit divisée en deux flux, dont l'un est refroidi à 10ºС et évacué dans le réservoir, et le second est chauffé à 50ºС et renvoyé à les réservoirs de stockage. Les unités de pompe à chaleur ont été fabriquées par l'usine Kompressor de Moscou sur la base de machines frigorifiques A-220-2-0.

Régulation de la puissance thermique chauffage géothermique en l'absence de pic de réchauffage, elle s'effectue de deux manières : par passage du liquide de refroidissement et de manière cyclique. Avec cette dernière méthode, les systèmes sont périodiquement remplis de liquide de refroidissement géothermique tout en vidant simultanément le fluide refroidi. Avec une période de chauffage quotidienne Z, la durée de chauffage Zн est déterminée par la formule

Zн = 48j/(1 + j), où le coefficient de dégagement de chaleur ; température estimée de l'air ambiant, °C ; et température de l'air extérieur réelle et calculée, °C.

La capacité des réservoirs de stockage des systèmes géothermiques est déterminée à partir de la condition d'assurer une amplitude normalisée des fluctuations de la température de l'air dans les locaux d'habitation chauffés (±3°C) selon la formule.

où kF est le transfert de chaleur du système de chauffage par différence de température de 1°C, W/°C ; Z = Zн + Zpériode de fonctionnement du chauffage géothermique ; Zdurée de pause, h ; Qp et Qp calculés et puissance thermique moyenne saisonnière du système de chauffage du bâtiment, W ; c·capacité thermique volumique de l'eau géothermique, J/(m³· ºС) ; nnombre de démarrages de chauffage géothermique par jour ; k1coefficient de perte de chaleur dans le système d'alimentation en chaleur géothermique ; A1 amplitude des fluctuations de température dans un bâtiment chauffé, ºС ; Indicateur Rnomtotal d'absorption thermique des locaux chauffés ; Capacité Vc et Vts des systèmes de chaleur et des réseaux de chaleur, m³.

Lorsque les pompes à chaleur fonctionnent, le rapport des débits d'eau géothermique à travers l'évaporateur Gi et le condenseur Gk est déterminé par la formule :

Où tk, to, t est la température de l'eau géothermique après le condenseur, le système de chauffage du bâtiment et les évaporateurs HPU, ºС.

Il convient de noter la faible fiabilité des conceptions de pompes à chaleur utilisées, car leurs conditions de fonctionnement différaient sensiblement des conditions de fonctionnement des machines frigorifiques. Le rapport des pressions de refoulement et d'aspiration des compresseurs lorsqu'ils fonctionnent en mode pompe à chaleur est 1,5÷2 fois supérieur au rapport similaire en machines frigorifiques. Les pannes du groupe bielle et piston, des installations pétrolières et de l'automatisation ont conduit à une panne prématurée de ces machines.

En raison du manque de contrôle du régime hydrologique et de l'exploitation du champ géothermique de Mostovskoye, déjà après 10 ans, la pression à la tête de puits a diminué de 2 fois. Afin de rétablir la pression du réservoir du champ en 1985. Trois puits d'injection ont été forés et une station de pompage a été construite, mais leurs travaux n'ont pas donné de résultat positif en raison de la faible injectivité des formations.

Pour l'utilisation la plus prometteuse des ressources géothermiques dans la ville d'Oust-Labinsk avec une population de 50 000 habitants, située à 60 km de Krasnodar, un système d'approvisionnement en chaleur géothermique d'une puissance thermique estimée à 65 MW a été développé. À partir de trois horizons de pompage d'eau, des gisements Éocène-Paléocène avec une profondeur d'enfouissement de 2200÷2600 m avec une température de formation de 97÷100ºС et une minéralisation de 17÷24 g/l ont été sélectionnés.

À la suite de l’analyse des charges thermiques existantes et futures conformément au plan de développement de l’approvisionnement en chaleur de la ville, la puissance thermique calculée optimale du système d’approvisionnement en chaleur géothermique a été déterminée. Une comparaison technique et économique de quatre options (trois d'entre elles sans chaufferie de pointe avec un nombre différent de puits et une avec chauffage supplémentaire dans la chaufferie) a montré que le système avec chaufferie de pointe a la période d'amortissement minimale (Fig. 6) .

Le système d'approvisionnement en chaleur géothermique implique la construction de prises d'eau thermale ouest et centrale avec sept puits d'injection. Mode de fonctionnement des prises d'eau thermale avec réinjection de liquide de refroidissement refroidi. Le système d'alimentation en chaleur est à double circuit avec réchauffage de pointe dans la chaufferie et raccordement dépendant des systèmes de chauffage existants des bâtiments. Les investissements en capital dans la construction de ce système géothermique se sont élevés à 5,14 millions. frotter. (aux prix de 1984), période de récupération de 4,5 ans, économies estimées de carburant remplacé 18,4 mille tonnes de carburant standard par an.

Coût de l'électricité produite par les centrales géothermiques.

Les dépenses de recherche et développement (forage) de champs géothermiques représentent jusqu'à 50 % du coût total d'une centrale géothermique, et donc le coût de l'électricité produite par une centrale géothermique est assez important. Ainsi, le coût de l’ensemble du GeoPP pilote-industriel (IP) Verkhnee-Mutnovskaya [capacité 12(3×4) MW] s’élevait à environ 300 millions de roubles. Cependant, l'absence de coûts de transport du carburant, le caractère renouvelable de l'énergie géothermique et le respect de l'environnement de la production d'électricité et de chaleur permettent à l'énergie géothermique d'être compétitive sur le marché de l'énergie et, dans certains cas, de produire davantage. électricité bon marché et de la chaleur que dans les CPP et CHP traditionnels. Pour les zones reculées (Kamtchatka, îles Kouriles), les GeoPP ont un avantage absolu sur les centrales thermiques et les centrales diesel fonctionnant au carburant importé.

Si l'on considère le Kamtchatka comme exemple, où plus de 80 % de l'électricité est produite aux CHPP-1 et CHPP-2, fonctionnant au fioul importé, alors l'utilisation de l'énergie géothermique est plus rentable. Même aujourd'hui, alors que le processus de construction et de développement de nouveaux GeoPP sur le champ géothermique de Mutnovsky est toujours en cours, le coût de l'électricité au GeoPP de Verkhne-Mutnovskaya est plus de deux fois inférieur à celui du CHPP de Petropavlovsk-Kamchatsky. Le coût de 1 kWh(e) dans l’ancien GeoPP Pauzhetskaya est 2¸3 fois inférieur à celui des CHPP-1 et CHPP-2.

Le coût d'un kWh d'électricité au Kamtchatka en juillet 1988 était de 10 à 25 centimes, et le tarif moyen de l'électricité était fixé à 14 centimes. En juin 2001 dans la même région, le tarif de l'électricité pour 1 kWh variait de 7 à 15 centimes. Début 2002 le tarif moyen chez OJSC Kamchatskenergo était de 3,6 roubles. (12 centimes). Il est tout à fait clair que l'économie du Kamtchatka ne peut pas se développer avec succès sans réduire le coût de l'électricité consommée, et cela ne peut être réalisé que grâce à l'utilisation des ressources géothermiques.

Or, lors de la restructuration du secteur énergétique, il est très important de partir prix réels pour le carburant et l'équipement, ainsi que les prix de l'énergie pour les différents consommateurs. Sinon, vous risquez de parvenir à des conclusions et à des prédictions erronées. Ainsi, dans la stratégie de développement économique de la région du Kamtchatka, élaborée en 2001 à Dalsetproekt, sans justification suffisante, un prix de 50 dollars a été inclus pour 1 000 m³ de gaz, même s'il est clair que le coût réel du gaz ne sera pas inférieur à 100 dollars, et la durée de développement des gisements de gaz sera de 5 à 10 ans. De plus, selon la stratégie proposée, les réserves de gaz sont calculées pour une durée de vie ne dépassant pas 12 ans. Par conséquent, les perspectives de développement énergétique dans la région du Kamtchatka devraient être associées principalement à la construction d'une série de centrales géothermiques sur le champ de Mutnovskoye [jusqu'à 300 MW(e)], au rééquipement du GeoPP de Pauzhetskaya, à la capacité dont devrait être portée à 20 MW, et la construction de nouveaux GeoPP. Ce dernier assurera l'indépendance énergétique du Kamtchatka pendant de nombreuses années (au moins 100 ans) et réduira le coût de l'électricité vendue.

Selon le Conseil mondial de l'énergie, de toutes les sources d'énergie renouvelables, la plus prix bas pour 1 kWh chez GeoPP (voir tableau).

pouvoir

utiliser

pouvoir

Prix

installé

dernièrement
10200 55÷95(84) 2÷10 1÷8 800÷3000 70,2 22
Vent 12500 20÷30(25) 5÷13 3÷10 1100÷1700 27,1 30
50 8÷20 25÷125 5÷25 5000÷10000 2,1 30
Marées 34 20÷30 8÷15 8÷15 1700÷2500 0,6

De l'expérience de l'exploitation de grands GeoPP aux Philippines, en Nouvelle-Zélande, au Mexique et aux États-Unis, il s'ensuit que le coût de 1 kWh d'électricité ne dépasse souvent pas 1 centime, alors qu'il convient de garder à l'esprit que le facteur d'utilisation de l'énergie dans les GeoPP atteint une valeur de 0,95.

L'approvisionnement en chaleur géothermique est plus rentable lorsqu'il utilise directement la géothermie eau chaude, ainsi qu'avec l'introduction de pompes à chaleur, dans lesquelles la chaleur de la terre avec une température de 10÷30ºС peut être utilisée efficacement, c'est-à-dire chaleur géothermique de faible qualité. Dans les conditions économiques actuelles de la Russie, le développement de l'approvisionnement en chaleur géothermique est extrêmement difficile. Les fonds fixes doivent être investis dans le forage de puits. Dans le territoire de Krasnodar, le coût de forage d'un puits de 1 m est de 8 000 roubles, sa profondeur est de 1 800 m et les coûts sont de 14,4 millions de roubles. Avec un débit de puits calculé de 70 m³/h, une pression de température déclenchée de 30º C, un fonctionnement 24 heures sur 24 pendant 150 jours. par an, le coefficient d'utilisation du débit calculé pendant la saison de chauffage est de 0,5, la quantité de chaleur fournie est égale à 4385 MWh, soit en valeur 1,3 million de roubles. au tarif de 300 roubles/(MWh). À ce rythme, le forage des puits sera rentabilisé en 11 ans. En même temps, à l’avenir, la nécessité de développer ce domaine dans le secteur de l’énergie ne fait aucun doute.

Conclusions.

1. Presque sur tout le territoire de la Russie, il existe des réserves uniques de chaleur géothermique avec des températures de liquide de refroidissement (eau, courant diphasique et vapeur) de 30 à 200°C.

2.Ces dernières années en Russie, sur la base de grands recherche fondamentale Des technologies géothermiques ont été créées pour fournir rapidement application efficace la chaleur de la terre à GeoPP et GeoTS pour produire de l'électricité et de la chaleur.

3.L’énergie géothermique devrait occuper une place importante dans le bilan global de la consommation énergétique. En particulier, pour restructurer et rééquiper le secteur énergétique de la région du Kamtchatka et des îles Kouriles et en partie de Primorye, de la Sibérie et du Caucase du Nord, il faudra utiliser ses propres ressources géothermiques.

4. La mise en œuvre à grande échelle de nouveaux systèmes d'approvisionnement en chaleur avec des pompes à chaleur utilisant des sources de chaleur de faible qualité réduira la consommation de combustibles fossiles de 20 à 25 %.

5. Pour attirer les investissements et les prêts dans le secteur de l'énergie, il est nécessaire de réaliser des projets efficaces et de garantir le remboursement dans les délais des fonds empruntés, ce qui n'est possible qu'avec le paiement intégral et ponctuel de l'électricité et de la chaleur fournies aux consommateurs.

Références.

1. Conversion de l'énergie géothermique en énergie électrique à l'aide d'un cycle supercritique dans le circuit secondaire. Abdulagatov I.M., Alkhasov A.B. « Génie thermique.-1988 n° 4 pages. 53-56".

2. Salamov A.A. « Les centrales géothermiques dans le secteur énergétique mondial » Génie thermique 2000 n° 1-page. 79-80"

3. Chaleur de la Terre : Extrait du rapport « Perspectives de développement des technologies géothermiques » Ecology and Life-2001-No.6-page49-52.

4. Tarnizhevsky B.V. « État et perspectives de l'utilisation des sources d'énergie renouvelables en Russie » Industrial Energy-2002-No 1-page. 52-56.

5. Kouznetsov V.A. "Centrale géothermique de Mutnovskaya" Centrales électriques-2002-No.1-page. 31-35.

6. Butouzov V.A. « Systèmes d'approvisionnement en chaleur géothermique dans la région de Krasnodar » Energy Manager-2002-No.1-pp.14-16.

7. Butouzov V.A. « Analyse des systèmes d'approvisionnement en chaleur géothermique en Russie » Industrial Energy-2002-No.6-pp.53-57.

8. Dobrokhotov V.I. « Utilisation des ressources géothermiques dans le secteur énergétique russe » Thermal Power Engineering-2003-No. 1-page 2-11.

9. Alkhasov A.B. «Augmenter l'efficacité de l'utilisation de la chaleur géothermique» Thermal Power Engineering-2003-No.3-pp.52-54.
Q pr 24 ⋅ Q t.sn
E⋅çpr osv pr osv
⋅ô
E ⋅ç
⋅ô

température 25 degrés de moins t Gardes Cette vapeur est envoyée au

turbine. L'eau restante du détendeur va à l'évaporateur, où

refroidi à 60 degrés et pompé vers le puits. Nedog-

rugir dans usine d'évaporation– 20 degrés. Les fluides de travail se dilatent -

dans les turbines et entrent dans les condenseurs, où ils sont refroidis avec de l'eau provenant de

rivières avec température t xv = 5 °C. Le chauffage de l'eau dans le condenseur est

10 ºС et sous-chauffage jusqu'à une température de saturation de 5 ºС.

Efficacités internes relatives des turbines ç oh= 0,8. Électromécanique

Le rendement technique des turbogénérateurs est çem = 0,95.

Définir:

puissance électrique d'une turbine fonctionnant au fréon - N eCT et

capacité totale de la centrale géothermique ;

consommation de fluides de travail pour les deux turbines ;

l'eau coule du puits;

Efficacité des centrales géothermiques.

Prenez les données initiales du tableau 3 pour les options.


Tableau 3

Données initiales pour la tâche n°3

Option NEPT, MW o tgv, C Fréon oh, С
R114
R114
2,5 R114
R114
3,5 R114
3,0 R114
2,5 R114
R114
1,5 R114
3,0 R114
2,5 R114
R114
1,5 R114
R114
2,5 R114
R114
2,5 R114
R114
3,5 R114
3,2 R114
3,0 R114
R114
1,6 R114
2,2 R114
2,5 R114
3,5 R114
2,9 R114
3,5 R114
3,4 R114
3,2 R114

t=

dehors

3. Déterminer les enthalpies en points caractéristiques :

D'après le tableau de l'eau et de la vapeur d'eau
enthalpie de la vapeur sèche saturée d'eau à l'entrée de la turbine par température TP à= 150° AVEC TP ho = 2745.9kJkg
enthalpie (théorique) en sortie de turbine (on la retrouve à partir de la condition de dilatation adiabatique de la vapeur d'eau dans la turbine) à température TP merci= 20° C TP hkt = 2001.3kJkg
enthalpie de l'eau sortant du condenseur à température TP concernant merci= 20° C TP hé′ = 83,92 kJkg
enthalpie de l'eau sortant d'un puits géothermique à température t GW= 175° AVEC hGW =t GW ⋅avec p = 175 ⋅ 4,19 = 733,25kJ /kilos
l'enthalpie de l'eau devant l'évaporateur est déterminée par la température TP tournée à= 150° AVEC h′ r = 632.25kJkg
l'enthalpie de l'eau à la sortie de l'évaporateur est déterminée par la température dehors température tgv= 90° AVEC dehors poids lourds = 376.97kJ /kilos
D'après le diagramme lgP-h pour le fréon R11
enthalpie de vapeur sèche saturée de fréon devant la turbine à température HT à= 130° AVEC HT ho = 447,9kJ /kilos
=t

4. On calcule la chute de chaleur disponible dans la turbine :

TP TP

5. Trouvez la chute de chaleur réelle dans la turbine :

NIPT =NOPT ⋅ç oh = 744,6 ⋅ 0,8 = 595,7kJ /kilos .

6. Consommation de vapeur (eau d'un puits géothermique) pour l'eau

on trouve la turbine grâce à la formule :


DoPT =


NIPT ⋅ç Em

5,3kilos /Avec .


7. L'eau s'écoule d'un puits géothermique vers l'évaporateur et vers

L’ensemble de la centrale géothermique se trouve généralement à partir du système d’équations :


FAI TP

En résolvant ce système, on trouve :

7.1 débit d'eau d'un puits géothermique vers l'évaporateur :



hGW −HP

2745,9 − 733,25

733,25 − 632, 25


7.2 Débit général de l'eau d'un puits géothermique

DGW = 5,3 + 105,6 = 110,9kilos /Avec .

MAIS à propos de kPt T = 2745,9 − 2001,3 = 744,6kJ /kilos .
=h
−h
⎧⎪DGW GW =DoPT ⋅ho GVSP ⋅h′ p
⋅h
+D
⎨
⎪⎩DGW =Faire
+DGW
DGVSP =DoPT ⋅
−h
ho GW
= 5,3 ⋅ = 105,6kilos /Avec ;
′

8. Le débit de fréon dans la deuxième turbine est déterminé à partir de l'équation thermique

solde total :

FAI vykhI XT XT

où ç Et= 0,98 - efficacité de l'évaporateur.

⋅ç Et ⋅


HP −sortir

105,6 ⋅ 0,98 ⋅


632,25 − 376,97


114,4kilos /Avec .


9. Puissance électrique de la deuxième turbine fonctionnant au liquide de refroidissement

bas, déterminé par la formule :

Où HiXT = (HP −h HT)ç oh- différence de chaleur réelle seconde


XT XT T

10. La puissance électrique totale de la centrale géothermique sera égale à :

GéoTES XT

11. Trouvons l’efficacité de GeoTES :


ç GéoTES


GéoTES

D −h

⎜ ⎜D


N eGeoTES

⎛ ⎛ 5,3 105,6 ⎞ ⎞

⎝ 110,9 110,9 ⎠ ⎠

DGV r gv i o o k′ HT),
)ç = D
(h′ − h
−h
(h
DGVSP
ho à′ HT
−h
′ gardes
N e oXT ⋅HiXT ⋅ç Em ,
=D
′ kt
N e o (pX)oh ⋅ç Em = 114,4 ⋅ (632,25 − 396,5) ⋅103 ⋅ 0,8 ⋅ 0,95 = 20,5MW
⋅h′ − h
=D
N e e ePT = 20,5 + 3 = 23,5MW .
=N
+N
N eGeoTES
N
QGW GW ⋅ (hGW SBR)
⎛PT DoPT
DXT
DGW ⋅ ⎜hGW − ⎜hé ⋅ +sortir ⋅GW
DGW GW
⎝
⎝
⎟ ⎟
23,5 ⋅103


 

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