L'énergie géothermique

Annotation.

Introduction.

Le coût de l'électricité produite par les centrales géothermiques.

Bibliographie.

Annotation.

Cet ouvrage présente l'histoire du développement de l'énergie géothermique, à la fois dans le monde et dans notre pays de Russie. L'analyse de l'utilisation de la chaleur profonde de la Terre, pour sa conversion en énergie électrique, ainsi que pour l'approvisionnement en chaleur et en eau chaude des villes et des villages dans des régions de notre pays comme le Kamtchatka, Sakhaline, le Caucase du Nord, a été effectuée. L'étude de faisabilité économique du développement des gisements géothermiques, la construction des centrales électriques et les modalités de leur récupération ont été réalisées. En comparant les énergies des sources géothermiques avec d'autres types de sources d'énergie, on obtient les perspectives de développement de la géothermie, qui devrait prendre une place importante dans le bilan global des usages énergétiques. En particulier, pour la restructuration et le rééquipement du secteur énergétique de la région du Kamtchatka et des îles Kouriles, en partie de Primorye et du Caucase du Nord, il est nécessaire d'utiliser nos 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 avec un rendement de 5560%, qui augmenteront le rendement des centrales thermiques existantes de 2540 %. La prochaine étape devrait être la construction de centrales thermiques utilisant de nouvelles technologies pour brûler des combustibles solides et avec des paramètres de vapeur supercritique pour atteindre un rendement TPP de 46 à 48 %. D'autres développements seront reçus et centrales nucléaires avec des réacteurs de nouveaux types à neutrons thermiques et rapides.

Une place importante dans la formation du secteur énergétique de la Russie 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, plus de 45% de leur consommation totale. Les systèmes de chauffage urbain (DH) produisent plus de 71 % et les sources décentralisées environ 29 % de toute la chaleur. Plus de 34 % de toute la chaleur est fournie par des centrales électriques, environ 50 % par des chaufferies. 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 décentralisée passera de 28,6 % en 2000. jusqu'à 33% en 2020

L'augmentation des prix qui a eu lieu en dernières années, pour les combustibles fossiles (gaz, fioul, gasoil) et pour leur transport vers les régions éloignées de la Russie et, par conséquent, une augmentation objective des prix de vente de l'électricité et l'énérgie 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 d'approvisionnement en électricité et en chaleur, notamment au Kamtchatka, aux îles Kouriles, ainsi que dans le Caucase du Nord, dans certaines régions de Sibérie et de l'Europe partie de la Russie.

L'expansion de l'utilisation des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles locales et, en premier lieu, de la chaleur géothermique de la terre devrait devenir l'une des principales directions d'amélioration et de développement des systèmes d'approvisionnement en chaleur. Dans les 7 à 10 prochaines années avec l'aide technologies modernes le chauffage local dû à la chaleur thermique peut économiser d'importantes ressources en combustibles fossiles.

Au cours de la dernière décennie, l'utilisation des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles (SER) a connu un véritable essor dans le monde. L'échelle d'application de ces sources a augmenté plusieurs fois. Cette direction se développe le plus intensément par rapport à d'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. Dans ce domaine, il n'y a qu'une seule tendance - une augmentation des prix pour tous les types. Non moins significatif est le désir d'indépendance énergétique de nombreux pays privés de leur base énergétique. Les considérations environnementales, y compris l'émission de gaz nocifs, jouent un rôle important. 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 États est 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 le cadre juridique, économique et organisationnel de l'utilisation des sources d'énergie renouvelables. En particulier, les fondements économiques consistent en diverses mesures pour soutenir les sources d'énergie renouvelables au stade de leur développement du marché de l'énergie (avantages fiscaux et de crédit, subventions directes, etc.)

En Russie utilisation pratique Les sources d'énergie renouvelables accusent un retard considérable par rapport aux principaux pays. Il n'y a pas de cadre législatif et réglementaire, ni de soutien économique de l'État. Tout cela rend extrêmement difficile la pratique dans ce domaine. La principale raison des facteurs inhibiteurs est la persistance des troubles économiques dans le pays et, par conséquent, les difficultés d'investissement, la faible demande effective, le manque de fonds pour les développements nécessaires. Néanmoins, certains travaux et mesures pratiques pour l'utilisation des sources d'énergie renouvelables dans notre pays sont en cours (géothermie). Les gisements hydrothermaux à vapeur en Russie ne se trouvent qu'au Kamchatka et aux îles Kouriles. Par conséquent, la géothermie ne peut pas et à l'avenir prendre une place importante dans le secteur énergétique du pays dans son ensemble. Cependant, il est capable de résoudre de manière radicale et sur les bases les plus économiques le problème d'alimentation électrique de ces régions qui utilisent des combustibles importés coûteux (fioul, charbon, gasoil) et sont au bord d'une crise énergétique. Le potentiel des gisements hydrothermaux à vapeur du Kamtchatka est en mesure de fournir différentes sources de 1000 à 2000 MW de capacité électrique installée, ce qui dépasse largement les besoins de cette région dans un avenir prévisible. Ainsi, il existe ici de réelles perspectives de développement de la géothermie.

L'histoire du développement de l'énergie géothermique.

Outre d'énormes ressources en combustibles fossiles, la Russie possède d'importantes réserves de chaleur terrestre, qui peuvent être multipliées par des sources géothermiques situées à une profondeur de 300 à 2500 m, principalement dans les zones de failles de la croûte terrestre.

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

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

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

La première centrale géothermique a été mise en service en Italie en 1904. La première centrale géothermique du Kamtchatka et la première d'URSS, la centrale géothermique de Pauzhetskaya, a été mise en service en 1967. et avait une puissance de 5 mW, augmentée par la suite à 11 mW. Un nouvel élan au développement de l'énergie géothermique au Kamchatka a été donné dans les années 90 avec l'émergence d'organisations et d'entreprises (JSC Geotherm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka), qui en coopération avec l'industrie (principalement avec la Kaluga Turbine Plant) ont développé de nouvelles programmes, technologies et types d'équipements pour convertir l'énergie géothermique en énergie électrique et obtenu des prêts de la Banque européenne pour la reconstruction et le développement. En conséquence, en 1999. au Kamchatka, la centrale géothermique de Verkhne-Mutnovskaya (trois modules de 4 MW chacun) a été mise en service. La première unité de 25 mW est mise en service. la première étape de la centrale géothermique de Mutnovskaya d'une capacité totale de 50 MW.

La deuxième étape d'une capacité de 100 MW peut être mise en service en 2004

Ainsi, les perspectives les plus proches et bien réelles de l'énergie géothermique au Kamtchatka ont été déterminées, ce qui est un exemple positif et incontestable de l'utilisation des sources d'énergie renouvelables en Russie, malgré les graves difficultés économiques du pays. Le potentiel des champs hydrothermaux à vapeur du Kamtchatka est capable de fournir 1 000 MW de puissance électrique installée, ce qui dépasse largement 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'alimenter 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 Kamchatka, d'importantes réserves de ressources géothermiques sont connues à Koshelevskoye, Bolshe Bannom, et au nord aux champs de Kireunskoye. Les réserves de chaleur des eaux géothermiques du Kamtchatka sont estimées à 5000 MW (t).

Le 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 suffisent amplement à l'approvisionnement en chaleur et en électricité de ce territoire pendant 100-200 ans. Sur l'île d'Iturup, des réserves d'un caloporteur géothermique diphasique ont été découvertes, dont la capacité (30 MW(e)) est suffisante pour répondre aux besoins énergétiques de l'ensemble de l'île dans les 100 prochaines années. Des puits ont déjà été forés ici sur le champ géothermique d'Okeanskoye et un GeoPP est en construction. Sur l'île méridionale de Kounachir, il existe des réserves de chaleur géothermique, qui sont déjà utilisées pour produire de l'électricité et fournir de la chaleur à la ville de Yuzhno Kurilsk. Les entrailles de l'île nord de Paramushir sont moins étudiées, cependant, on sait que cette île possède également d'importantes réserves d'eau géothermique avec une température de 70 à 95°C ; un GeoTS d'une capacité de 20 MW (t) est également étant construit ici.

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

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

Transformer l'énergie géothermique en électricité et en chaleur.

L'un des domaines prometteurs de l'utilisation de la chaleur des eaux thermales souterraines fortement minéralisées est sa conversion en énergie électrique. À cette fin, un schéma technologique pour la construction d'une centrale géothermique a été développé, composé d'un système de circulation géothermique (GCS) et d'une unité de turbine à vapeur (STU), dont le schéma est illustré à la Fig. 1. Caractéristique distinctive Un tel schéma technologique connu est que le rôle d'un évaporateur et d'un surchauffeur est assuré par un échangeur de chaleur vertical à contre-courant de fond de trou situé dans la partie supérieure du puits d'injection, où l'eau thermale à haute température produite est fournie par le pipeline de surface, qui, après transfert de chaleur vers le caloporteur secondaire, est pompé de nouveau dans la formation. Le fluide caloporteur secondaire du condenseur de l'unité de turbine à vapeur s'écoule par gravité dans la zone de chauffage par un tuyau descendant à l'intérieur de l'échangeur de chaleur jusqu'au fond.

Le travail des écoles professionnelles est basé sur le cycle de Rankine ; t, s diagramme ce cycle et la nature de l'évolution des températures des caloporteurs dans l'échangeur-évaporateur.

Plus point important lors de la construction d'une centrale géothermique est le choix d'un fluide de travail dans le circuit secondaire. Le fluide de travail choisi pour l'installation géothermique doit avoir des propriétés chimiques, physiques et opérationnelles favorables dans les conditions d'exploitation données, c'est-à-dire. être stable, ininflammable, antidéflagrant, non toxique, inerte vis-à-vis matériaux de structure 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 avec un coefficient de conductivité thermique plus élevé (meilleur transfert de chaleur).

Il est pratiquement 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.

De faibles paramètres initiaux des corps de travail des centrales géothermiques conduisent à rechercher des corps de travail à bas point d'ébullition avec une courbure négative de la courbe limite droite dans le diagramme t, s, car l'utilisation d'eau et de vapeur conduit dans ce cas à un détérioration des paramètres thermodynamiques et à une forte augmentation des dimensions des centrales à turbine à vapeur, ce qui est essentiel, augmente leur valeur.

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 tc (x), la pression critique pc (x) et la densité critique qc (x) dépendent de la composition du mélange x. Ceci permettra, en choisissant la composition du mélange, de sélectionner l'agent supercritique avec les paramètres critiques les plus favorables pour la température d'eau thermale correspondante d'un champ géothermique particulier.

L'isobutane hydrocarboné à bas point d'ébullition est utilisé comme caloporteur 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 fluide 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 a trouvé une large distribution à l'étranger, et il est également proposé de l'utiliser à l'état supercritique dans les cycles binaires de l'énergie géothermique.

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

La question se pose du choix du plus petit écart de température êtfig.2. D'une part, une diminution de êt entraîne une augmentation de la surface de l'échangeur de chaleur de l'évaporateur, ce qui peut ne pas être économiquement justifié. D'autre part, une augmentation de êt à une température donnée de l'eau thermale tt entraîne la nécessité d'abaisser la température d'évaporation tg (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 25 °C.

Les résultats obtenus montrent qu'il existe des paramètres optimaux pour le fonctionnement de la centrale à vapeur, qui dépendent de la température de l'eau entrant dans le circuit primaire de l'échangeur de chaleur du générateur de vapeur. Avec une augmentation de la température d'évaporation de l'isobutane tg, la puissance N générée par la turbine augmente de 1 kg/s du débit de fluide caloporteur secondaire. Dans le même temps, lorsque tz augmente, la quantité d'isobutane évaporée diminue de 1 kg/s de consommation d'eau thermale.

Au fur et à mesure que la température de l'eau thermale augmente, la température d'évaporation optimale augmente également.

La figure 3 montre les graphiques de la dépendance de la puissance N générée par la turbine sur la température d'évaporation tf du fluide caloporteur secondaire à différentes températures d'eau thermale.

Pour l'eau à haute température (tt = 180°C), des cycles supercritiques sont considérés, lorsque la pression initiale de la vapeur est de pH = 3,8 ; 4,0 ; 4.2 ; et 5.0MPa. Parmi ceux-ci, le plus efficace du point de vue de l'obtention d'une puissance maximale est le cycle supercritique, qui est proche du cycle dit « triangulaire » avec une pression initiale de pH = 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 de température de l'eau thermale est utilisé au maximum. La comparaison de ce cycle avec le cycle sous-critique (pH = 3,4 MPa) montre que la puissance générée par la turbine pendant le cycle supercritique augmente de 11%, la densité du flux de matière entrant dans la turbine est 1,7 fois plus élevée que dans le cycle avec pH = 3 , 4 MPa, ce qui conduira à une amélioration des propriétés de transport du fluide caloporteur et à une diminution de la taille des équipements (canalisations d'alimentation et turbines) de la centrale à turbine à vapeur. De plus, dans le cycle avec pH = 5,0 MPa, la température de l'eau thermale résiduaire tn, réinjectée dans le réservoir, est de 42 °C, tandis que dans le cycle sous-critique avec pH = 3,4 MPa, la température est tn = 55 ° C.

Dans le même temps, une augmentation de la pression initiale à 5,0 MPa dans le cycle supercritique affecte le coût des équipements, en particulier le coût de la turbine. Bien que la taille du trajet d'écoulement de la turbine diminue avec l'augmentation de la pression, le nombre d'étages de turbine augmente simultanément, un joint d'extrémité plus développé est requis et, surtout, l'épaisseur des parois du carter augmente.

Pour créer un cycle supercritique dans schéma technologique La centrale géothermique doit installer une pompe sur la canalisation reliant le condenseur à l'échangeur de chaleur.

Cependant, des facteurs tels qu'une augmentation de la puissance, une diminution de la taille des canalisations d'alimentation et des turbines, et une réponse plus complète du potentiel de température de l'eau thermale, plaident en faveur d'un cycle supercritique.

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

Les résultats des calculs estimés montrent que l'utilisation d'eau thermale avec une température de tc = 120 ° C dans le circuit primaire de la centrale géothermique et la création d'un cycle supercritique avec une pression initiale de pн = 5,0 MPa dans le circuit secondaire sur fréon R13B1, permettent également d'augmenter la puissance de la turbine jusqu'à 14% par rapport au cycle sous-critique avec une pression initiale pн = 3,5 MPa.

Pour le bon fonctionnement de la centrale géothermique, il est nécessaire de résoudre les problèmes liés à l'apparition de dépôts de corrosion et de tartre, qui, en règle générale, sont aggravés par une augmentation de la minéralisation de l'eau thermale. Les dépôts de tartre les plus intenses se forment en raison du dégazage de l'eau thermale et de la violation résultant de cet équilibre de dioxyde de carbone.

Dans le schéma technologique proposé, le fluide caloporteur primaire circule en boucle fermée : réservoir - puits de production - canalisation onshore - 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 de température et de pression dans la partie onshore 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 supérieur).

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 d'essai géothermique de Kayasulinsky. Une partie des sels précipités se déposera sur surface intérieure puits d'injection, et la majeure partie est acheminée vers la zone de fond de trou. Le dépôt de sel au fond du puits d'injection contribuera à une diminution de l'injectivité et à une diminution progressive du débit circulaire, jusqu'à un arrêt complet de la GVC.

Pour éviter la corrosion et les dépôts de tartre dans le circuit GVC, un réactif efficace OEDPA (acide hydroxyéthyl-dendiphosphonique) peut être utilisé, qui a un effet anticorrosif et anticalcaire à long terme de passivation de surface. La restauration de la couche passivante d'OEDPhK est réalisée par injection impulsionnelle périodique de la solution réactive dans l'eau thermale en tête de puits de production.

Pour dissoudre les boues de sel, qui s'accumuleront dans la zone de fond de puits, et donc pour restaurer l'injectivité du puits d'injection, un réactif très efficace est le NMC (concentré d'acides de bas poids moléculaire), qui peut aussi être périodiquement introduit dans le eau thermale dans la zone avant la pompe d'injection.

Par conséquent, à partir de ce qui précède, on peut suggérer que l'une des directions prometteuses pour le développement de l'énergie thermique de l'intérieur de la terre est sa transformation en énergie électrique grâce à la construction de centrales géothermiques à double circuit sur 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 calculée des cycles utilisant différents fluides caloporteurs dans le circuit secondaire montrent que les plus optimaux sont les cycles supercritiques, qui permettent d'augmenter la puissance de la turbine et le rendement du cycle, d'améliorer les propriétés de transport du fluide caloporteur et de mieux exploiter le température de l'eau thermale initiale circulant dans le circuit primaire de la centrale géothermique.

Il a également été constaté que pour les eaux thermales à haute température (180°C et plus) le plus prometteur est la création de cycles supercritiques dans le circuit secondaire d'une centrale géothermique utilisant de l'isobutane, tandis que pour les eaux à plus basse température (100 ÷ 120 °C 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 produite, il existe une température d'évaporation optimale du caloporteur secondaire correspondant à la puissance maximale générée par la turbine.

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

Une autre direction est l'utilisation de l'énergie géothermique, l'approvisionnement en chaleur géothermique, qui a longtemps trouvé une application au Kamtchatka et dans le Caucase du Nord pour le chauffage des serres, le chauffage et l'approvisionnement en eau chaude dans le secteur résidentiel et communal. L'analyse de l'expérience mondiale et domestique montre que l'approvisionnement en chaleur géothermique est prometteur. Actuellement, des systèmes d'approvisionnement en chaleur géothermique d'une capacité totale de 17 175 MW sont en service dans le monde, plus de 200 000 installations géothermiques sont exploitées rien qu'aux États-Unis. Selon les plans de l'Union européenne, la capacité des systèmes de chauffage géothermique, y compris les pompes à chaleur, devrait passer de 1300 MW en 1995 à 5000 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 Tchétchénie-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 extraits, aujourd'hui en Russie, il en est extrait jusqu'à 30 millions. m³ par an, ce qui équivaut à 150 ÷ ​​170 000 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 d'équivalent combustible.

Au cours des 10 dernières années, le système d'exploration, de développement et d'exploitation des ressources géothermiques s'est désintégré dans notre pays. En URSS, des travaux de recherche scientifique sur ce problème ont été menés par les instituts de l'Académie des sciences, les ministères de la géologie et de l'industrie du gaz. L'exploration, l'évaluation et l'approbation des réserves de gisements ont été effectuées par les instituts et les divisions régionales du ministère de la Géologie. Le forage de puits productifs, le développement de gisements, le développement de technologies de réinjection, le traitement géothermique de l'eau, l'exploitation de systèmes d'approvisionnement en chaleur géothermique ont été effectués par les subdivisions du ministère de l'Industrie du gaz. Il comprenait cinq départements opérationnels régionaux, l'association de recherche et de production "Soyouzgeotherm" (Makhachkala), qui a développé un schéma d'utilisation prospective des eaux géothermiques en URSS. La conception de systèmes et d'équipements pour l'approvisionnement en chaleur géothermique a été réalisée par l'Institut central de recherche et de développement des équipements d'ingénierie.

À l'heure actuelle, les travaux de recherche approfondis dans le domaine de la géothermie ont cessé: des recherches géologiques et hydrogéologiques aux problèmes de purification des eaux géothermiques. Les forages exploratoires, le développement des champs précédemment explorés ne sont pas effectués, les équipements des systèmes d'alimentation en chaleur géothermique existants ne sont pas modernisés. Le rôle du gouvernement dans le développement de l'énergie géothermique est insignifiant. Les spécialistes de la géothermie sont dispersés, leur expérience n'est pas recherchée. L'analyse de la situation actuelle et des perspectives de développement dans les nouvelles conditions économiques de la Russie est réalisée à l'aide de l'exemple du territoire de Krasnodar.

Pour cette région, de 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.

V Territoire de Krasnodar produit annuellement jusqu'à 10 millions de m³ / an d'eau géothermique avec une température de 70 100 º , qui remplace 40 50 mille tonnes de combustible organique (en termes de combustible conventionnel). Il y a 10 champs en exploitation avec 37 puits, 6 champs avec 23 puits sont en cours de développement. Nombre total de puits géothermiques 77. Les eaux géothermiques chauffent 32 hectares. serres, 11 000 appartements dans huit colonies, l'approvisionnement en eau chaude est fourni à 2 000 personnes. Les réserves exploitables explorées d'eaux géothermiques de la région sont estimées à 77,7 mille. m³ / jour, ou pendant le fonctionnement pendant la saison de chauffage - 11,7 mln. m³ par saison, les réserves prévues sont de 165 milles. m³ / jour et 24,7 mln. m³ par saison.

L'un des gisements géothermiques de Mostovskoye les plus développés, 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, une température à l'embouchure de 67-78°C, une salinité totale de 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 pouvant aller jusqu'à 30 hectares, sur lequel 8 puits fonctionnaient auparavant. Actuellement, 40 % de la superficie de la serre est chauffée ici.

Pour le chauffage résidentiel et bâtiments administratifs pos. Mostovoy dans les années 80 a été construit une station de chauffage central géothermique (CHP) d'une puissance thermique estimée à 5 MW, dont le schéma est illustré à la Fig. 5. L'eau géothermique est fournie à la station de chauffage central à partir de deux puits avec un débit de 45 70 m³ / h chacun et une température de 70 74 ºС dans deux réservoirs de stockage d'une capacité de 300 m³. Pour utiliser la chaleur des eaux géothermiques usées, deux pompes à chaleur à compresseur à vapeur d'une puissance thermique estimée à 500 kW ont été installées. L'eau géothermique dépensée dans les systèmes de chauffage avec une température de 30 35 ° C devant l'unité de pompe à chaleur (HPU) est divisée en deux flux, dont l'un est refroidi à 10 ° C et drainé dans le réservoir, et le second est chauffé à 50°C et renvoyé dans les cuves de stockage. Les unités de pompe à chaleur ont été fabriquées par l'usine de Moscou "Compressor" sur la base de machines frigorifiques A-220-2-0.

Régulation de la puissance calorifique chauffage géothermique en l'absence de pic de réchauffement, il s'effectue de deux manières : par passages du fluide caloporteur et cycliquement. Avec cette dernière méthode, les systèmes sont périodiquement remplis de caloporteur géothermique avec évacuation simultanée du caloporteur refroidi. Avec une période de chauffe journalière Z, la durée de chauffe Zн est déterminée par la formule

Zн = 48j / (1 + j), où le coefficient d'apport de chaleur ; température de l'air calculée dans la pièce, ° С; et la température de l'air extérieur réelle et calculée, ° С.

La capacité des réservoirs de stockage des systèmes géothermiques est déterminée à partir de la condition d'assurer l'amplitude normalisée des fluctuations de 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 pour 1 ° C de la tête de température, W / ° C; Z = Zн + Zpériode de fonctionnement en chauffage géothermique ; Durée de pause Zpp, h; Qp et Qp est la puissance thermique estimée et saisonnière moyenne du système de chauffage du bâtiment, W ; c · capacité calorifique volumétrique de l'eau géothermique, J / (m³ · ºС); nnombre de démarrages de chauffage géothermique par jour ; k1 est le coefficient de perte de chaleur dans le système d'approvisionnement en chaleur géothermique ; A1amplitude des fluctuations de température dans le bâtiment chauffé, ºС ; Rnomsum indicateur total de l'absorption de chaleur des locaux chauffés ; Capacité Vс et Vтс des systèmes de chauffage et des réseaux de chauffage, 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 appliquées des pompes à chaleur, car les conditions de leur fonctionnement différaient considérablement de celles 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 même rapport en machines de réfrigération... Des défaillances du groupe bielle-piston, industrie pétrolière, automatisation ont conduit à la défaillance prématurée de ces machines.

En raison du manque de contrôle sur le régime hydrologique, l'exploitation du champ géothermique de Mostovskoye a été multipliée par 2 en 10 ans. Afin de rétablir la pression réservoir du champ en 1985. trois puits d'injection ont été forés, une station de pompage a été construite, mais leurs travaux n'ont pas donné de résultat positif en raison de la faible injectivité des réservoirs.

Pour l'utilisation la plus prometteuse des ressources géothermiques à Ust-Labinsk avec une population de 50 000 personnes, située à 60 km de Krasnodar, un système d'approvisionnement en chaleur géothermique d'une capacité thermique estimée à 65 MW a été développé. Des sédiments éocène-paléocène d'une profondeur de 2200-2600 m avec une température de réservoir de 97-100°C et une salinité de 17-24 g/l ont été sélectionnés à partir de trois horizons de pompage d'eau.

À la suite de l'analyse des charges thermiques existantes et potentielles conformément au plan de développement de l'approvisionnement en chaleur de la ville, la capacité calorifique optimale et calculée 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 réchauffage dans une chaufferie) a montré que le schéma avec chaufferie de pointe a la période de retour sur investissement minimale, Fig. 6.

Le système d'approvisionnement en chaleur géothermique prévoit la construction des prises d'eau thermale ouest et centrale avec sept puits d'injection. Mode de fonctionnement des prises d'eau thermale avec injection inversée du caloporteur refroidi. Le système d'alimentation en chaleur est à double circuit avec chauffage 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), la période d'amortissement est de 4,5 ans, l'économie estimée du carburant remplacé est de 18,4 mille tonnes de carburant standard par an.

Le coût de l'électricité produite par les centrales géothermiques.

Les coûts de recherche et développement (forage) des champs géothermiques représentent jusqu'à 50% du coût total d'une centrale géothermique, et donc le coût de l'électricité produite dans une centrale géothermique est assez important. Ainsi, le coût de l'ensemble de l'industrie pilote (OP) de Verkhnee-Mutnovskaya GeoPP [capacité 12 (3 × 4) MW] était d'environ 300 millions de roubles. Cependant, l'absence de coûts de transport pour le 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 plus électricité pas chère et de la chaleur que l'IES et la cogénération traditionnelles. Pour les zones reculées (Kamtchatka, îles Kouriles), les GeoPP ont un avantage inconditionnel sur la cogénération et les centrales diesel fonctionnant au carburant importé.

Si l'on prend l'exemple du Kamtchatka, 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 TPP de Petropavlovsk Kamchatsky. Le coût de 1 kW × h (e) à l'ancien GeoPP de Pauzhetskaya est 2 à 3 fois inférieur à celui des CHPP-1 et CHPP-2.

Le prix de revient de 1 kWh d'électricité au Kamchatka en juillet 1988 était de 10 à 25 cents, et le tarif moyen de l'électricité était fixé à 14 cents. 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 à l'OJSC Kamchatskenergo était de 3,6 roubles. (12 centimes). Il est absolument 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 de ressources géothermiques.

Maintenant, lors de la reconstruction de l'énergie, il est très important de procéder de prix réels pour le carburant et l'équipement et les prix de l'énergie pour les différents consommateurs. Sinon, vous pouvez arriver à des conclusions et des prédictions erronées. Ainsi, dans la stratégie de développement économique de la région du Kamtchatka, élaborée en 2001 dans le "Dalsetproekt", sans justification suffisante pour 1000m³ de gaz, le prix de 50 USD a été inclus, même s'il est clair que le coût réel du gaz ne sera pas moins de 100 USD, et la durée de développement des gisements de gaz sera de 5 10 ans. Parallèlement, 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 du secteur énergétique de 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 de la Pauzhetskaya GeoPP, dont la capacité devrait être portée à 20 MW, et la construction de nouveaux GeoPP. Cette dernière 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 bas prix pour 1 kWh chez GeoPP (voir tableau).

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 cent, alors qu'il convient de garder à l'esprit que le facteur d'utilisation de l'énergie au GeoPP atteint 0,95.

L'approvisionnement en chaleur géothermique est le plus avantageux lors de l'utilisation directe de la géothermie eau chaude, ainsi que lors de l'introduction de pompes à chaleur, qui peuvent utiliser efficacement la chaleur de la terre avec une température de 10 30 ° C, 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 immobilisations doivent être investies dans le forage de puits. Dans le territoire de Krasnodar, le coût du forage de 1 m de puits est de 8 000 roubles et sa profondeur est de 1 800 m, les coûts sont de 14,4 millions de roubles. Avec un débit de puits estimé à 70m³/h, une température de tête déclenchée de 30°C, un fonctionnement 24h/24 pendant 150 jours. par an, le taux d'utilisation du débit estimé pendant la saison de chauffage est de 0,5, la quantité de chaleur fournie est de 4385 MWh, soit en valeur 1,3 million de roubles. à un taux de 300 roubles / (MWh). Avec ce taux, le forage de puits sera rentable en 11 ans. Dans le même temps, à l'avenir, la nécessité de développer cette direction dans le secteur de l'énergie ne fait aucun doute.

Conclusion.

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

2. Ces dernières années en Russie, sur la base de grandes Recherche basique des technologies géothermiques ont été créées pour garantir rapidement l'utilisation efficace de la chaleur de la terre dans les GeoPP et les GeoTS pour produire de l'électricité et de la chaleur.

3. La géothermie doit occuper une place importante dans l'équilibre global des consommations énergétiques. En particulier, pour la restructuration et le rééquipement du 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 faudrait utiliser ses propres ressources géothermiques.

4. L'introduction à grande échelle de nouveaux systèmes d'approvisionnement en chaleur avec des pompes à chaleur utilisant des sources de chaleur à faible potentiel réduira la consommation de combustibles fossiles de 20 à 25 %.

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

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