Geotermalna energija

Pripis.

Uvod.

Stroški električne energije, proizvedene v geotermalnih elektrarnah.

Seznam referenc.

Pripis.

V prispevku je predstavljena zgodovina razvoja geotermalne energije po vsem svetu in pri nas v Rusiji. Analiza uporabe globoko vgrajene Zemljine toplote za njeno pretvorbo v električno energijo, pa tudi za oskrbo mest in vasi s toploto in toplo vodo v regijah naše države, kot so Kamčatka, Sahalin, Severni Kavkaz, je bila izvedena. Izdelana je bila študija izvedljivosti za razvoj geotermalnih nahajališč, gradnjo elektrarn in njihovo dobo povračila. Če primerjamo energije geotermalnih virov z drugimi vrstami energentov, dobimo možnosti za razvoj geotermalne energije, ki bi morala imeti pomembno mesto v celotnem ravnovesju porabe energije. Za prestrukturiranje in preoblikovanje energetskega sektorja regije Kamčatka in Kurilskih otokov, delno Primorja in Severnega Kavkaza, moramo uporabiti lastne geotermalne vire.

Uvod.

Glavni usmeritvi za razvoj proizvodnih zmogljivosti v energetskem sektorju države v bližnji prihodnosti sta tehnična preureditev in rekonstrukcija elektrarn ter zagon novih proizvodnih zmogljivosti. Najprej gre za gradnjo elektrarn s kombiniranim ciklom z izkoristkom 5560%, kar bo povečalo izkoristek obstoječih termoelektrarn za 2540%. Naslednja faza bi morala biti gradnja termoelektrarn z uporabo novih tehnologij za izgorevanje trdnega goriva in s superkritičnimi parametri pare, da se doseže izkoristek TE od 46 do 48%. Nadaljnji razvoj bodo deležne tudi jedrske elektrarne z novimi vrstami termičnih in hitrih nevtronskih reaktorjev.

Pomembno mesto pri oblikovanju ruskega energetskega sektorja zaseda državni sektor oskrbe s toploto, ki je največji po obsegu porabljenih energetskih virov, več kot 45% njihove celotne porabe. Sistemi daljinskega ogrevanja (DH) proizvedejo več kot 71%, decentralizirani viri pa približno 29% vse toplote. Več kot 34% vse toplote oskrbijo elektrarne, približno 50% kotlovnice. V skladu z rusko energetsko strategijo do leta 2020. načrtuje se povečanje porabe toplote v državi za vsaj 1,3-krat, delež decentralizirane oskrbe s toploto pa se bo povečal z 28,6% v letu 2000. do 33% v letu 2020

Povišanje cen fosilnih goriv (plin, kurilno olje, dizelsko gorivo) in njihov prevoz v oddaljene regije Rusije v zadnjih letih in s tem objektivno zvišanje prodajnih cen električne in toplotne energije bistveno spremenijo odnos k uporabi obnovljivih virov energije: geotermalna, vetrna, sončna.

Tako razvoj geotermalne energije v nekaterih regijah države danes omogoča reševanje problema oskrbe z električno energijo in toploto, zlasti na Kamčatki, Kurilskih otokih, pa tudi na Severnem Kavkazu, v nekaterih regijah Sibirije in Evrope. del Rusije.

Med glavnimi usmeritvami izboljšanja in razvoja sistemov za oskrbo s toploto bi morala biti širitev uporabe lokalnih netradicionalnih obnovljivih virov energije in predvsem geotermalne toplote zemlje. Že v naslednjih 7–10 letih lahko s pomočjo sodobnih tehnologij lokalnega ogrevanja s toplotno toploto prihranimo pomembne vire organskega goriva.

V zadnjem desetletju uporaba netradicionalnih obnovljivih virov energije (NRES) doživlja pravi razcvet v svetu. Obseg uporabe teh virov se je večkrat povečal. Ta smer se v primerjavi z drugimi področji energije najbolj intenzivno razvija. Razlogov za ta pojav je več. Najprej je očitno, da je doba poceni tradicionalnih virov energije nepreklicno končana. Na tem področju obstaja le en trend - dvig cen za vse vrste. Nič manj pomembna ni želja številnih držav, ki jim je odvzeta osnova za gorivo, po energetski neodvisnosti, pri čemer imajo pomembno vlogo okoljski vidiki, vključno z emisijami škodljivih plinov. Prebivalstvo razvitih držav dejavno moralno podpira uporabo obnovljivih virov energije.

Iz teh razlogov je razvoj obnovljivih virov energije v mnogih državah prednostna naloga tehnične politike na področju energetike. V številnih državah se ta politika izvaja s sprejetim zakonodajnim in regulativnim okvirom, ki določa pravni, gospodarski in organizacijski okvir za uporabo obnovljivih virov energije. Gospodarske temelje sestavljajo zlasti različni ukrepi za podporo obnovljivim virom energije na stopnji njihovega razvoja energetskega trga (davčne in kreditne ugodnosti, neposredne subvencije itd.)

V Rusiji praktična uporaba obnovljivih virov energije močno zaostaja za vodilnimi državami. Ne obstaja zakonodajni in regulativni okvir, pa tudi državna gospodarska podpora. Vse to zelo otežuje prakso na tem področju. Glavni razlog za zaviralne dejavnike so dolgotrajne gospodarske težave v državi in \u200b\u200bposledično težave z naložbami, nizko efektivno povpraševanje, pomanjkanje sredstev za potreben razvoj. Kljub temu se pri nas izvaja nekaj delovnih in praktičnih ukrepov za uporabo obnovljivih virov energije (geotermalna energija). Parno-hidrotermalne nahajališča v Rusiji najdemo le na Kamčatki in na Kurilskih otokih. Zato geotermalna energija ne more in v prihodnosti zavzema pomembnega mesta v energetskem sektorju države kot celote. Vendar je sposobna korenito in na najbolj ekonomičen način rešiti problem oskrbe z električno energijo v teh regijah, ki uporabljajo drago uvoženo gorivo (kurilno olje, premog, dizelsko gorivo) in so na robu energetske krize. Potencial parno-hidrotermalnih nahajališč na Kamčatki lahko iz različnih virov zagotovi od 1000 do 2000 MW nameščene električne energije, kar v bližnji prihodnosti bistveno presega potrebe te regije. Tako obstajajo resnične možnosti za razvoj geotermalne energije tukaj.

Zgodovina razvoja geotermalne energije.

Poleg ogromnih virov fosilnih goriv ima Rusija pomembne zaloge zemeljske toplote, ki jo lahko pomnožimo z geotermalnimi viri, ki se nahajajo na globini od 300 do 2500 m, predvsem v prelomnih območjih zemeljske skorje.

Rusko ozemlje je dobro raziskano in danes so znani glavni viri zemeljske toplote, ki imajo pomemben industrijski potencial, vključno z energijo. Poleg tega so skoraj povsod zaloge toplote s temperaturami od 30 do 200 ° C.

Že leta 1983. v VSEGINGEO je bil sestavljen atlas virov termalne vode ZSSR. Pri nas je bilo raziskanih 47 geotermalnih nahajališč z zalogami termalnih voda, ki omogočajo pridobivanje več kot 240 · 10³m³ / dan. Danes se v Rusiji s problemi uporabe zemeljske toplote ukvarjajo strokovnjaki iz skoraj 50 znanstvenih organizacij.

Za uporabo geotermalnih virov je bilo izvrtanih več kot 3000 vrtin. Stroški geotermalnih raziskav in vrtanja, ki so na tem območju že izvedeni, v trenutnih cenah znašajo več kot 4 milijarde. dolarjev. Tako je na Kamčatki na geotermalnih poljih že izvrtanih 365 vodnjakov z globino od 225 do 2266 m in približno 300 milijoni. dolarjev (v sodobnih cenah).

Prva geotermalna elektrarna je bila naročena v Italiji leta 1904. Prva geotermalna elektrarna na Kamčatki in prva v ZSSR, geotermalna elektrarna Pauzhetskaya, je bila obratovana leta 1967. in je imel moč 5 mW, nato pa se je povečal na 11 mW. Nov zagon za razvoj geotermalne energije na Kamčatki je dobil v devetdesetih letih z nastankom organizacij in podjetij (JSC Geotherm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka), ki so v sodelovanju z industrijo (predvsem s Kaluško turbinsko tovarno) razvile novo progresivno sheme, tehnologije in vrste opreme za pretvorbo geotermalne energije v električno energijo in pridobljena posojila pri Evropski banki za obnovo in razvoj. Kot rezultat, leta 1999. na Kamčatki je bila naročena geotermalna elektrarna Verkhne-Mutnovskaya (trije moduli po 4 MW). Prva enota 25 mW je zagnana. prva stopnja geotermalne elektrarne Mutnovskaya s skupno močjo 50 mW.

Drugo stopnjo z močjo 100 MW je mogoče naročiti leta 2004

Tako so določene najbližje in povsem realne možnosti za geotermalno energijo na Kamčatki, kar je pozitiven, nedvomen primer uporabe obnovljivih virov energije v Rusiji, kljub resnim gospodarskim težavam v državi. Potencial parno-hidrotermalnih polj na Kamčatki lahko zagotovi 1000 MW instalirane električne energije, kar v bližnji prihodnosti bistveno presega potrebe te regije.

Po navedbah Inštituta za vulkanologijo Daljnega vzhoda Ruske akademije znanosti že ugotovljeni geotermalni viri omogočajo Kamčatki več kot 100 let polno oskrbo z elektriko in toploto. Skupaj z visokotemperaturnim poljem Mutnovskoye z močjo 300 MW (e) na jugu Kamčatke so znane zaloge geotermalnih virov znane na Koshelevskoye, Bolshe Bannom in na severu na Kireunskoye. Zaloge toplote geotermalnih voda na Kamčatki so ocenjene na 5000 MW (t).

Čukotka ima tudi znatne zaloge geotermalne toplote (na meji s kamčatsko regijo), nekatere so že odkrite in jih je mogoče aktivno uporabljati za bližnja mesta in vasi.

Kurilski otoki so tudi bogati z zalogami zemeljske toplote, povsem zadostujejo za oskrbo s toploto in elektriko tega ozemlja za 100-200 let. Na otoku Iturup so odkrili zaloge dvofazne geotermalne hladilne tekočine, katere moč (30 MW (e)) zadostuje za izpolnitev energetskih potreb celotnega otoka v naslednjih 100 letih. Na geotermalnem polju Okeanskoye so tukaj že izvrtali vodnjake in GeoPP je v gradnji. Na južnem otoku Kunashir obstajajo zaloge geotermalne toplote, ki se že uporabljajo za oskrbo mesta Južno Kurilsk z električno energijo in toploto. Čreva severnega otoka Paramushir so manj preučena, vendar je znano, da ima ta otok tudi velike zaloge geotermalne vode s temperaturo od 70 do 95 ° C, GeoTS z zmogljivostjo 20 MW (t) pa tudi tu gradijo.

Depoziti termalnih voda s temperaturo 100-200 ° C so veliko bolj razširjeni. Pri tej temperaturi je v ciklu parne turbine priporočljivo uporabljati delovne tekočine z nizkim vreliščem. Uporaba dvokrožnih geotermalnih elektrarn na termalni vodi je možna v številnih regijah Rusije, predvsem na Severnem Kavkazu. Tu so dobro preučena geotermalna nahajališča s temperaturo v zadrževalniku od 70 do 180 ° C, ki se nahajajo na globini od 300 do 5000 m. Tu se geotermalna voda že dolgo uporablja za ogrevanje in oskrbo s toplo vodo. V Dagestanu letno proizvedejo več kot 6 milijonov kubičnih metrov geotermalne vode. Na severnem Kavkazu približno 500 tisoč ljudi uporablja geotermalno oskrbo z vodo.

Primorje, regija Bajkal in zahodno-sibirska regija imajo tudi zaloge geotermalne toplote, primerne za obsežno uporabo v industriji in kmetijstvu.

Pretvorba geotermalne energije v električno in toplotno energijo.

Eno od obetavnih področij za uporabo toplote močno mineraliziranih podzemnih termalnih voda je pretvorba v električno energijo. V ta namen je bila razvita tehnološka shema za gradnjo geotermalne elektrarne, sestavljena iz geotermalnega cirkulacijskega sistema (GCS) in enote parne turbine (STU), katere shema je prikazana na sliki 1. Značilnost takšne tehnološke sheme od znanih je ta, da v njej vlogo uparjalnika in pregrevalnika opravlja navpični navpični izmenjevalnik toplote v odprtini, ki se nahaja v zgornjem delu vbrizgalne vrtine, kjer je ekstrahirana visokotemperaturna toplota voda se dovaja po površinskem cevovodu, ki se po prenosu toplote na sekundarni toplotni nosilec črpa nazaj v rezervoar ... Sekundarna hladilna tekočina iz kondenzatorja parne turbinske enote gravitacijsko teče v ogrevalno območje skozi cev, ki teče navzdol znotraj toplotnega izmenjevalnika na dno.

Delo poklicnih šol temelji na Rankinovem ciklu; t, s diagram tega cikla in narava spremembe temperatur toplotnih nosilcev v toplotnem izmenjevalniku-uparjalniku

Najpomembnejša točka pri gradnji geotermalne elektrarne je izbira delovne tekočine v sekundarnem krogotoku. Izbrana delovna tekočina za geotermalno napravo mora imeti ugodne kemijske, fizikalne in obratovalne lastnosti v danih obratovalnih pogojih, tj. biti stabilna, nevnetljiva, eksplozijsko varna, nestrupena, inertna glede gradbenih materialov in poceni. Priporočljivo je izbrati delovno tekočino z nižjim koeficientom dinamične viskoznosti (manj hidravličnih izgub) in z višjim koeficientom toplotne prevodnosti (boljši prenos toplote).

Vseh teh zahtev je praktično nemogoče izpolniti hkrati, zato je vedno treba optimizirati izbiro ene ali druge delovne tekočine.

Nizki začetni parametri delovnih teles geotermalnih elektrarn vodijo k iskanju delov z nizko vreliščem z negativno ukrivljenostjo desne mejne krivulje v diagramu t, s, saj uporaba vode in pare v tem primeru vodi do poslabšanje termodinamičnih parametrov in do močnega povečanja dimenzij parnih turbin, kar znatno poveča njihovo vrednost.

Predlaga se uporaba mešanice izobutan + izopentana v nadkritičnem stanju kot nadkritičnega sredstva v sekundarnem krogu binarnih energetskih ciklov. Uporaba nadkritičnih zmesi je priročna, ker so kritične lastnosti, tj. kritična temperatura tc (x), kritični tlak pc (x) in kritična gostota qc (x) so odvisni od sestave zmesi x. To bo omogočilo, da z izbiro sestave zmesi izberemo nadkritično sredstvo z najugodnejšimi kritičnimi parametri za ustrezno temperaturo termalne vode določenega geotermalnega polja.

Kot sekundarni nosilec toplote se uporablja ogljikovodikov izobutan z nizkim vreliščem, katerega termodinamični parametri ustrezajo zahtevanim pogojem. Kritični parametri izobutana: tc \u003d 134,69 ° C; pk \u003d 3,629 MPa; qк \u003d 225,5 kg / m³. Poleg tega je izbira izobutana kot sekundarnega hladilnega sredstva posledica razmeroma nizkih stroškov in prijaznosti do okolja (v nasprotju s freoni). Izobutan kot delovna tekočina je našel široko razširjenost v tujini, predlaga pa se tudi njegova uporaba v nadkritičnem stanju v binarnih geotermalnih energetskih ciklih.

Energijske značilnosti naprave so zasnovane za širok razpon temperatur proizvedene vode in različne načine njenega delovanja. V vseh primerih se je domnevalo, da je temperatura kondenzacije izobutana tcon \u003d 30 ° C.

Postavlja se vprašanje o izbiri najnižje temperaturne razlike êtfig. Po eni strani zmanjšanje êt povzroči povečanje površine toplotnega izmenjevalnika uparjalnika, kar morda ni ekonomsko upravičeno. Po drugi strani pa povečanje êt pri dani temperaturi termalne vode tt vodi do potrebe po znižanju temperature izhlapevanja tg (in posledično tlaka), kar bo negativno vplivalo na učinkovitost cikla. V večini praktičnih primerov je priporočljivo vzeti êt \u003d 10 ÷ 25 ° C.

Dobljeni rezultati kažejo, da obstajajo optimalni parametri za obratovanje termoelektrarne, ki so odvisni od temperature vode, ki vstopa v primarni krog parnega generatorja toplotnega izmenjevalnika. S povečanjem temperature izhlapevanja izobutana tg se moč N, ki jo ustvarja turbina, poveča za 1 kg / s pretoka sekundarne hladilne tekočine. Hkrati se s povečanjem tzzz količina uparjenega izobutana zmanjša za 1 kg / s porabe termalne vode.

Ko temperatura termalne vode naraste, se poveča tudi optimalna temperatura izhlapevanja.

Na sliki 3 so prikazani grafi odvisnosti moči N, ki jo proizvaja turbina, od temperature izhlapevanja sekundarnega hladilnega sredstva pri različnih temperaturah termalne vode.

Za vodo z visoko temperaturo (tt \u003d 180 ° C) se upoštevajo nadkritični cikli, ko je začetni parni tlak pH \u003d 3,8; 4,0; 4,2; in 5.0MPa. Med njimi je z vidika pridobivanja največje moči najučinkovitejši nadkritični cikel, blizu tako imenovanega "trikotnega" cikla z začetnim tlakom pH \u003d 5,0 MPa. V tem ciklu se zaradi minimalne temperaturne razlike med hladilno tekočino in delovno tekočino najbolj izkoristi temperaturni potencial termalne vode. Primerjava tega cikla s podkritičnim (pH \u003d 3,4 MPa) kaže, da se moč, ki jo turbina ustvari med nadkritičnim ciklom, poveča za 11%, gostota toka snovi, ki vstopa v turbino, pa je 1,7-krat večja kot v ciklu z pH \u003d 3,4 MPa, kar bo privedlo do izboljšanja transportnih lastnosti hladilne tekočine in zmanjšanja velikosti opreme (dovodni cevovodi in turbine) parne turbine. Poleg tega je v ciklu s pH \u003d 5,0 MPa temperatura odpadne termalne vode tn, vbrizgane nazaj v rezervoar, 42 ° C, medtem ko je v podkritičnem ciklu s pH \u003d 3,4 MPa temperatura tn \u003d 55 ° C.

Hkrati povečanje začetnega tlaka na 5,0 MPa v nadkritičnem ciklu vpliva na stroške opreme, zlasti na stroške turbine. Čeprav se velikost pretočne poti turbine z naraščajočim tlakom zmanjšuje, se število turbinskih stopenj hkrati poveča, zahteva se bolj razvito končno tesnilo in kar je najpomembneje, debelina sten ohišja se poveča.

Za ustvarjanje nadkritičnega cikla v tehnološki shemi GeoTPP je treba na cevovod namestiti črpalko, ki kondenzator povezuje s toplotnim izmenjevalnikom.

Dejavniki, kot so povečanje zmogljivosti, zmanjšanje velikosti dovodnih cevovodov in turbin ter popolnejši odziv temperaturnega potenciala termalne vode, govorijo v prid nadkritičnemu krogu.

V prihodnosti je treba poiskati hladilne tekočine z nižjo kritično temperaturo, kar bo omogočilo ustvarjanje nadkritičnih ciklov pri uporabi termalnih voda z nižjo temperaturo, saj toplotni potencial velike večine raziskanih nahajališč v Rusiji ne presega 100 ÷ 120 ° C. V zvezi s tem je najbolj obetaven R13B1 (trifluorobromometan) z naslednjimi kritičnimi parametri: tc \u003d 66,9 ° C; pk \u003d 3,946MPa; qк \u003d 770kg / m³.

Rezultati ocenjenih izračunov kažejo, da uporaba termalne vode s temperaturo tc \u003d 120 ° C v primarnem krogu geotermalne elektrarne in ustvarjanje nadkritičnega cikla z začetnim tlakom pн \u003d 5,0 MPa v sekundarnem krogotoku na freonu R13B1 omogočajo tudi povečanje moči turbine do 14% v primerjavi s podkritičnim ciklom z začetnim tlakom pн \u003d 3,5 MPa.

Za uspešno obratovanje geotermalne elektrarne je treba rešiti probleme, povezane s pojavom korozijskih in vodnih oblog, ki se praviloma poslabšajo s povečanjem mineralizacije termalne vode. Najintenzivnejše usedline nastajajo zaradi odplinjevanja termalne vode in posledično kršitve ravnotežja ogljikovega dioksida.

V predlagani tehnološki shemi primarna hladilna tekočina kroži po zaprti zanki: rezervoar - proizvodna vrtina - kopni cevovod - črpalka - brizgalna vrtina - rezervoar, kjer so razmere za odplinjevanje vode čim manjše. Hkrati se je treba v površinskem delu primarnega kroga držati takšnih termobaričnih pogojev, ki preprečujejo odplinjanje in obarjanje karbonatnih usedlin (odvisno od temperature in slanosti je treba tlak vzdrževati na ravni 1,5 MPa in višje).

Znižanje temperature termalne vode vodi do obarjanja nekarbonatnih soli, kar so potrdile študije na geotermalnem poligonu Kayasulinsky. Del oborjene soli se bo odložil na notranji površini vbrizgalne vrtine, večina pa se bo odnesla v območje izvrtine. Odlaganje soli na dnu vbrizgalne vrtine bo prispevalo k zmanjšanju injektivnosti in postopnemu zmanjševanju krožnega pretoka do popolne zaustavitve GCC.

Za preprečevanje korozije in oblog v vodnem kamnu GVC lahko uporabimo učinkovit reagent OEDPA (hidroksietil-dendifosfonska kislina), ki ima dolgoročni antikorozivni in antiskalijski učinek površinske pasivizacije. Obnova pasivirajočega sloja OEDPA se izvede z rednim impulznim vbrizgavanjem raztopine reagenta v termalno vodo na ustju proizvodne vrtine.

Za raztapljanje solnega blata, ki se bo kopičilo v spodnjem delu luknje, in posledično za povrnitev injektivnosti vbrizgalne vrtine je zelo učinkovit reagent NMC (koncentrat kislin z nizko molekulsko maso), ki ga je mogoče občasno vnašati v termalne vode v območju pred vbrizgalno črpalko.

Posledično iz zgoraj navedenega lahko predlagamo, da je ena od obetavnih usmeritev za razvoj toplotne energije zemeljske notranjosti preoblikovanje v električno energijo z gradnjo dvokrožnih geotermalnih elektrarn na delovnih sredstvih z nizkim vreliščem. Učinkovitost take pretvorbe je odvisna od številnih dejavnikov, zlasti od izbire delovne tekočine in parametrov termodinamičnega cikla sekundarnega kroga GeoTPP.

Rezultati izračunane analize ciklov z uporabo različnih hladilnih tekočin v sekundarnem krogotoku kažejo, da so najbolj optimalni nadkritični cikli, ki omogočajo povečanje moči in učinkovitosti cikla turbine, izboljšajo transportne lastnosti hladilne tekočine in popolneje upravljati temperaturo začetne termalne vode, ki kroži v primarnem krogu geotermalne elektrarne.

Ugotovljeno je bilo tudi, da je za termalno vodo z visoko temperaturo (180 ° C in več) najbolj obetavno ustvarjanje nadkritičnih ciklov v sekundarnem krogu geotermalne elektrarne z izobutanom, medtem ko je za vode z nižjo temperaturo (100 ÷ 120 ° C in več), pri ustvarjanju istih ciklov je najprimernejša hladilna tekočina freon R13B1.

Glede na temperaturo proizvedene termalne vode obstaja optimalna temperatura izhlapevanja sekundarnega toplotnega nosilca, ki ustreza največji moči, ki jo proizvede turbina.

V prihodnosti je treba preučiti nadkritične zmesi, katerih uporaba kot delovno sredstvo za geotermalne energetske cikle je najprimernejša, saj lahko z izbiro sestave zmesi zlahka spremenimo njihove kritične lastnosti glede na zunanje pogoje.

Druga smer je uporaba geotermalne energije, geotermalna oskrba s toploto, ki je že dolgo našla uporabo na Kamčatki in Severnem Kavkazu za ogrevanje rastlinjakov, ogrevanje in oskrbo s toplo vodo v stanovanjskem in komunalnem sektorju. Analiza svetovnih in domačih izkušenj kaže, da je oskrba z geotermalno toploto obetavna. Trenutno na svetu delujejo geotermalni sistemi za oskrbo s toploto s skupno močjo 17.175 MW, samo v ZDA deluje več kot 200 tisoč geotermalnih naprav. Po načrtih Evropske unije naj bi se zmogljivost geotermalnih ogrevalnih sistemov, vključno s toplotnimi črpalkami, povečala s 1300 MW v letu 1995 na 5000 MW v letu 2010.

V ZSSR so geotermalne vode uporabljali na Krasnodarskem in Stavropolskem ozemlju, Kabardino-Balkariji, Severni Osetiji, Čečeno-Ingušetiji, Dagestanu, Kamčatki, Krimu, Gruziji, Azerbajdžanu in Kazahstanu. Leta 1988 je bilo pridobljenih 60,8 milijona m³ geotermalne vode, zdaj pa v Rusiji do 30 milijonov. m³ na leto, kar ustreza 150 ÷ \u200b\u200b170 tisoč ton običajnega goriva. Hkrati je tehnični potencial geotermalne energije po navedbah Ministrstva za energijo Ruske federacije 2.950 milijonov ton ekvivalenta goriva.

V zadnjih 10 letih je sistem raziskovanja, razvoja in izkoriščanja geotermalnih virov pri nas razpadel. V ZSSR so znanstveno-raziskovalno delo na tem področju opravljali inštituti Akademije znanosti, ministrstva za geologijo in plinsko industrijo. Raziskovanje, ocenjevanje in odobritev zalog nahajališč so izvajali inštituti in območni oddelki Ministrstva za geologijo. Vrtanje produktivnih vrtin, razvoj polja, razvoj tehnologij ponovnega vbrizgavanja, obdelava geotermalnih voda, delovanje geotermalnih sistemov za oskrbo s toploto so izvajali pododdelki Ministrstva za plinsko industrijo. Vključevalo je pet regionalnih operativnih oddelkov, raziskovalno-proizvodno združenje "Soyuzgeotherm" (Mahačkala), ki je razvilo shemo za bodočo uporabo geotermalnih voda v ZSSR. Načrtovanje sistemov in opreme za geotermalno oskrbo s toploto je izvedel Centralni raziskovalno-razvojni inštitut za inženirsko opremo.

Trenutno je celovito raziskovalno delo na področju geotermalne energije prenehalo: od geoloških in hidrogeoloških raziskav do problemov čiščenja geotermalnih voda. Raziskovalno vrtanje, razvoj prej raziskanih polj se ne izvaja, oprema obstoječih geotermalnih sistemov za oskrbo s toploto se ne posodablja. Vloga vlade pri razvoju geotermalne energije je zanemarljiva. Geotermalni strokovnjaki so razpršeni, po njihovih izkušnjah ni povpraševanja. Analiza trenutnega stanja in razvojnih možnosti v novih gospodarskih razmerah Rusije je izvedena na primeru Krasnodarskega ozemlja.

Za to regijo je od vseh obnovljivih virov energije najbolj obetavna uporaba geotermalnih voda. Slika 4 prikazuje prednostne naloge za uporabo obnovljivih virov energije za oskrbo s toploto v objektih na Krasnodarskem ozemlju.

Na Krasnodarskem ozemlju se letno proizvede do 10 milijonov m³ / leto geotermalne vode s temperaturo 70 ÷ 100 ° C, ki nadomesti 40 ÷ 50 tisoč ton organskega goriva (v smislu običajnega goriva). Deluje 10 polj s 37 vrtinami, 6 polj s 23 vrtinami je v pripravi. Skupno število geotermalnih vodnjakov 77. Geotermalne vode ogrevajo 32 hektarjev. rastlinjakov, 11 tisoč stanovanj v osmih naseljih, oskrbo s toplo vodo zagotavlja 2 tisoč ljudi. Raziskane obratovalne zaloge geotermalnih voda v regiji so ocenjene na 77,7 tisoč. m³ / dan ali med obratovanjem v ogrevalni sezoni - 11,7 mln. m³ na sezono, napovedane rezerve znašajo 165 tisoč. m³ / dan in 24,7 mio. m³ na sezono.

Eno najbolj razvitih geotermalnih polj Mostovskoye, 240 km od Krasnodarja v vznožju Kavkaza, kjer je bilo izvrtanih 14 vrtin z globino 1650-1850 m s pretoki 1500-3.300 m³ / dan, temperatura v ustju 67-78 ° C, skupna slanost 0,9-1,9 g / l. Kar zadeva kemično sestavo, geotermalna voda skoraj izpolnjuje standarde za pitno vodo. Glavni porabnik geotermalne vode s tega nahajališča je toplogredni kompleks s toplogrednimi površinami do 30 hektarjev, na katerem je prej delalo 8 vrtin. Trenutno je tu ogrevanih 40% toplogrednih površin.

Za oskrbo s toploto stanovanjskih in poslovnih stavb vasi. V Mostovoyu je bila v 80. letih zgrajena geotermalna centralna toplotna postaja (CHP) z ocenjeno toplotno močjo 5 MW, katere diagram je prikazan na sliki 5. Geotermalna voda se v centralno ogrevalno postajo dovaja iz dveh vodnjakov s pretokom 45 ÷ 70 m³ / h in temperaturo 70 ÷ 74 ºС v dva rezervoarja s prostornino 300 m³. Za izkoriščanje toplote odpadne geotermalne vode sta bili nameščeni dve toplotni črpalki parnega kompresorja z ocenjeno toplotno močjo 500 kW. Geotermalna voda, porabljena v ogrevalnih sistemih s temperaturo 30 ÷ 35 ° C pred enoto toplotne črpalke (HPU), je razdeljena na dva toka, od katerih se eden ohladi na 10 ° C in odteče v rezervoar, drugi pa se segreje na 50 ° C in vrne v rezervoarje. Enote toplotnih črpalk je izdelovala moskovska tovarna "Compressor" na osnovi hladilnih strojev A-220-2-0.

Če ni največjega ponovnega segrevanja, se toplotna moč geotermalnega ogrevanja nadzoruje na dva načina: s prehodi hladilne tekočine in ciklično. S slednjo metodo se sistemi občasno polnijo z geotermalnim toplotnim nosilcem s hkratnim praznjenjem ohlajenega. Pri dnevnem ogrevalnem obdobju Z se čas ogrevanja Zn določi s formulo

Zн \u003d 48j / (1 + j), kjer je koeficient dovoda toplote; izračunana temperatura zraka v prostoru, ° С; ter dejanska in izračunana temperatura zunanjega zraka, ° С.

Kapaciteta zalogovnikov geotermalnih sistemov se določi iz pogoja zagotavljanja normalizirane amplitude nihanja temperature zraka v ogrevanih stanovanjskih prostorih (± 3 ° C) po formuli.

kjer je kF prenos toplote ogrevalnega sistema na 1 ° C temperaturne višine, W / ° C; Z \u003d Zн + Zperiod delovanja geotermalnega ogrevanja; Trajanje premora Zpp, h; Qp in Qp je ocenjena in sezonsko povprečna toplotna moč ogrevalnega sistema stavbe, W; c · volumetrična toplotna zmogljivost geotermalne vode, J / (m³ · ºС); na dan se začne število geotermalnih ogrevanj; k1 je koeficient toplotne izgube v geotermalnem sistemu za oskrbo s toploto; A1 amplituda temperaturnih nihanj v ogrevani zgradbi, ºС; Rnomsumov skupni indikator absorpcije toplote ogrevanih prostorov; Vs in Vтс zmogljivost ogrevalnih sistemov in ogrevalnih omrežij, m³.

Ko delujejo toplotne črpalke, se razmerje med pretoki geotermalne vode skozi uparjalnik Gi in kondenzator Gk določi po formuli:

Kjer je tk, to, t temperatura geotermalne vode po kondenzatorju, ogrevalnem sistemu stavbe in uparjalnikih HPU, ºС.

Opozoriti je treba na nizko zanesljivost uporabljenih izvedb toplotnih črpalk, saj so se njihovi obratovalni pogoji bistveno razlikovali od delovnih pogojev hladilnih strojev. Razmerje tlaka izpustov in sesanja kompresorjev pri delovanju v načinu toplotne črpalke je 1,5 ÷ 2-krat večje kot pri hladilnih strojih. Napake skupine ojnic-bata, naftna industrija, avtomatizacija so privedle do prezgodnje okvare teh strojev.

Zaradi pomanjkanja nadzora nad hidrološkim režimom se je delovanje geotermalnega polja Mostovskoye v 10 letih zmanjšalo za dvakrat. Da bi leta 1985 obnovili zadrževalni tlak polja. izvrtane so bile tri injekcijske vrtine, zgrajena je bila črpališče, vendar njihovo delo zaradi nizke vbrizgalnosti rezervoarjev ni dalo pozitivnega rezultata.

Za najbolj obetavno uporabo geotermalnih virov v Ust-Labinsku s 50 tisoč prebivalci, ki se nahaja 60 km od Krasnodarja, je bil razvit geotermalni sistem za oskrbo s toploto z ocenjeno toplotno močjo 65 MW. Enocen-paleocenski sedimenti z globino 2200-2600 m s temperaturo rezervoarja 97-100 ° C in slanostjo 17-24 g / l so bili izbrani med tremi vodonosnimi obzorji.

Kot rezultat analize obstoječih in bodočih toplotnih obremenitev v skladu z mestno shemo razvoja oskrbe s toploto je bila določena optimalna, izračunana, toplotna zmogljivost geotermalnega sistema za oskrbo s toploto. Tehnična in ekonomska primerjava štirih možnosti (od tega tri brez vršnih kotlovnic z različnim številom vodnjakov in ena z dogrevanjem v kotlovnici) je pokazala, da ima shema z najvišjo kotlovnico minimalno dobo povračila, slika 6.

Geotermalni sistem za oskrbo s toploto predvideva izgradnjo zahodnega in centralnega dovoda termalne vode s sedmimi vbrizgalnimi vodnjaki. Način delovanja dovodov termalne vode s ponovnim vbrizgom ohlajenega toplotnega nosilca. Sistem za oskrbo s toploto je dvokrožni z največjim ogrevanjem v kotlovnici in odvisnim priključkom obstoječih ogrevalnih sistemov stavb. Kapitalske naložbe v izgradnjo tega geotermalnega sistema so znašale 5,14 milijona. vtrite. (v cenah iz leta 1984), doba vračila je 4,5 leta, ocenjena ekonomičnost zamenjanega goriva znaša 18,4 tisoč ton običajnega goriva na leto.

Stroški električne energije, proizvedene v geotermalnih elektrarnah.

Stroški raziskav in razvoja (vrtanja) geotermalnih polj predstavljajo do 50% celotnih stroškov geotermalne elektrarne, zato so stroški električne energije, proizvedene v geotermalni elektrarni, precej pomembni. Tako so bili stroški celotne pilotske elektrarne (OP) Verkhnee-Mutnovskaya GeoPP [zmogljivost 12 (3 × 4) MW] približno 300 milijonov rubljev. Vendar pa odsotnost stroškov prevoza goriva, obnovljivost geotermalne energije in okolju prijaznost proizvodnje električne in toplotne energije omogočajo, da geotermalna energija uspešno konkurira na energetskem trgu in v nekaterih primerih proizvaja cenejšo elektriko in toploto kot tradicionalne IES in SPTE. Za oddaljena območja (Kamčatka, Kurilski otoki) imajo GeoPP brezpogojno prednost pred SPTE in dizelskimi elektrarnami, ki delujejo na uvoženo gorivo.

Če za primer upoštevamo Kamčatko, kjer več kot 80% električne energije proizvedejo na SPTE-1 in SPTE-2, ki delujeta na uvoženo kurilno olje, je uporaba geotermalne energije bolj donosna. Tudi danes, ko še poteka postopek gradnje in razvoja novih GeoPP na geotermalnem polju Mutnovsky, so stroški električne energije v GeoPP Verkhne-Mutnovskaya več kot dvakrat nižji kot v TE v Petropavlovskem Kamčatskem. Stroški 1 kW × h (e) pri starem Pauzhetskaya GeoPP so 2-3 krat nižji kot pri SPTE-1 in SPTE-2.

Glavni stroški 1 kWh električne energije na Kamčatki julija 1988 so znašali od 10 do 25 centov, povprečna cena električne energije pa je bila določena na 14 centov. Junija 2001. v isti regiji se je cena električne energije za 1 kWh gibala od 7 do 15 centov. V začetku leta 2002. povprečna tarifa pri OJSC Kamchatskenergo je bila 3,6 rubljev. (12 centov). Povsem jasno je, da se gospodarstvo Kamčatke ne more uspešno razvijati brez zmanjšanja stroškov porabljene električne energije, to pa je mogoče doseči le z uporabo geotermalnih virov.

Zdaj je pri prestrukturiranju energetskega sektorja zelo pomembno izhajati iz realnih cen goriva in opreme ter cen energije za različne potrošnike. V nasprotnem primeru lahko pridete do napačnih zaključkov in napovedi. Torej je bila v strategijo gospodarskega razvoja regije Kamčatka, razvito leta 2001 v "Dalsetproekt", brez zadostne utemeljitve za 1000 m³ plina vključena cena 50 USD, čeprav je jasno, da dejanski stroški plina ne bodo manj kot 100 USD, trajanje razvoja plinskega polja pa bo ÷ 10 let. Hkrati se v skladu s predlagano strategijo zaloge plina izračunajo za življenjsko dobo največ 12 let. Zato bi morale biti možnosti za razvoj energetskega sektorja regije Kamčatka povezane predvsem z gradnjo vrste geotermalnih elektrarn na polju Mutnovskoye [do 300 MW (e)], prenovo opreme Pauzhetskaya GeoPP, katerih moč bi bilo treba povečati na 20 MW, in gradnjo novih GeoPP. Slednja bo zagotovila energetsko neodvisnost Kamčatke za več let (vsaj 100 let) in zmanjšala stroške prodane električne energije.

Po oceni Svetovnega sveta za energijo je od vseh obnovljivih virov energije najnižja cena za 1 kWh pri GeoPP (glej tabelo).

Iz izkušenj z obratovanjem velikih GeoPP na Filipinih, Novi Zelandiji, Mehiki in ZDA izhaja, da stroški 1 kWh električne energije pogosto ne presegajo 1 centa, pri tem pa je treba upoštevati, da je faktor izkoriščenosti energije pri GeoPP doseže 0,95.

Geotermalna oskrba s toploto je najbolj koristna pri neposredni uporabi geotermalne tople vode, pa tudi pri uvajanju toplotnih črpalk, ki lahko učinkovito izkoriščajo toploto zemlje s temperaturo 10-30 ° C, tj. geotermalna toplota nizke stopnje. V sedanjih gospodarskih razmerah Rusije je razvoj oskrbe z geotermalno toploto izredno težaven. Osnovna sredstva je treba vložiti v vrtanje vrtin. Na Krasnodarskem ozemlju so stroški vrtanja 1 m vodnjakov 8 tisoč rubljev, njegova globina pa 1800 m, stroški pa 14,4 milijona rubljev. Z ocenjeno hitrostjo pretoka 70m³ / h, sproženim temperaturnim tlakom 30 ° C, 150-urno obratovanje. na leto je stopnja izkoriščenosti ocenjenega pretoka med ogrevalno sezono 0,5, količina dobavljene toplote je 4385 MWh ali v vrednosti 1,3 milijona rubljev. po stopnji 300 rubljev / (MWh). Po tej stopnji se bo vrtanje vrtin izplačalo v 11 letih. Hkrati pa v prihodnosti ni dvoma o potrebi po razvoju te smeri v energetskem sektorju.

Ugotovitve.

1. Praktično na celotnem ozemlju Rusije obstajajo edinstvene zaloge geotermalne toplote s temperaturami hladilne tekočine (voda, dvofazni pretok in para) od 30 do 200 ° C.

2. V zadnjih letih so v Rusiji na podlagi obsežnih temeljnih raziskav ustvarili geotermalne tehnologije, ki lahko hitro zagotovijo učinkovito uporabo zemeljske toplote v GeoPP in GeoTS za proizvodnjo električne energije in toplote.

3. Geotermalna energija bi morala imeti pomembno mesto v celotnem ravnovesju porabe energije. Za prestrukturiranje in prenovo energetskega sektorja na območju Kamčatke in Kurilskih otokov ter delno Primorja, Sibirije in Severnega Kavkaza je treba uporabiti lastne geotermalne vire.

4. Obsežna uvedba novih shem oskrbe s toploto s toplotnimi črpalkami, ki uporabljajo vire toplote z majhnim potencialom, bo zmanjšala porabo fosilnih goriv za 20-25%.

5. Za privabljanje naložb in posojil v energetskem sektorju je treba izvesti učinkovite projekte in zagotoviti pravočasno vračilo izposojenih sredstev, kar je mogoče le s popolnim in pravočasnim plačilom dobavljene električne in toplotne energije potrošnikom.

Seznam referenc.

1. Pretvorba geotermalne energije v električno z uporabo nadkritičnega cikla v sekundarnem krogu. Abdulagatov I.M., Alkhasov A.B. "Toplotna energija. -1988№4-p. 53-56 ".

2. Salamov A.A. "Geotermalne elektrarne v energetski industriji sveta" Toplotna energija2000№1-p. 79-80 "

3. Toplota Zemlje: Iz poročila "Možnosti za razvoj geotermalnih tehnologij" Ekologija in življenje-2001-№6-p49-52.

4. Tarniževski B.V. "Stanje in možnosti uporabe obnovljivih virov energije v Rusiji" Industrijska energija-2002-№1-str. 52-56.

5. Kuznetsov V.A. "Mutnovskaya geotermalna elektrarna" Elektrarne-2002-№1-p. 31-35.

6. Butuzov V.A. "Geotermalni sistemi za oskrbo s toploto na Krasnodarskem ozemlju" Energy Manager-2002-št. 1-str. 14-16.

7. Butuzov V.A. "Analiza geotermalnih sistemov za oskrbo s toploto v Rusiji" Industrijska energija-2002-№6-str.53-57.

8. Dobrokhotov V.I. "Uporaba geotermalnih virov v energetskem sektorju Rusije" Toplotna energija-2003-№1-str. 2-11.

9. Alkhasov A.B. "Povečanje učinkovitosti uporabe geotermalne toplote" Toplotna energija-2003-№3-str.52-54.