Enerhiya ng geothermal

Abstract.

Panimula.

Halaga ng kuryente na nabuo ng mga geothermal power plant.

Mga sanggunian.

Abstract.

Inilalarawan ng papel na ito ang kasaysayan ng pag-unlad ng geothermal energy, kapwa sa buong mundo at sa ating bansa, Russia. Ang isang pagsusuri ay ginawa sa paggamit ng malalim na init ng Earth upang i-convert ito sa elektrikal na enerhiya, pati na rin upang magbigay ng mga lungsod at bayan ng init at mainit na supply ng tubig sa mga rehiyon ng ating bansa tulad ng Kamchatka, Sakhalin, at North Caucasus. Isang pang-ekonomiyang katwiran para sa pagpapaunlad ng mga geothermal na deposito, ang pagtatayo ng mga planta ng kuryente at ang kanilang mga panahon ng pagbabayad ay ginawa. Ang paghahambing ng enerhiya ng mga geothermal na pinagmumulan sa iba pang mga uri ng mga pinagmumulan ng kuryente, nakukuha namin ang mga prospect para sa pagbuo ng geothermal na enerhiya, na dapat sumakop sa isang mahalagang lugar sa pangkalahatang balanse ng paggamit ng enerhiya. Sa partikular, para sa muling pagsasaayos at muling pagsasaayos ng sektor ng enerhiya sa rehiyon ng Kamchatka at Kuril Islands, bahagyang sa Primorye at North Caucasus, dapat gumamit ng sarili nitong geothermal resources.

Panimula.

Ang mga pangunahing direksyon para sa pagpapaunlad ng pagbuo ng mga kapasidad sa sektor ng enerhiya ng bansa sa malapit na hinaharap ay ang teknikal na muling kagamitan at muling pagtatayo ng mga planta ng kuryente, pati na rin ang pag-commissioning ng mga bagong kapasidad sa pagbuo. Una sa lahat, ito ang pagtatayo ng pinagsamang cycle gas plant na may kahusayan na 5560%, na magpapataas ng kahusayan ng mga umiiral na thermal power plant ng 2540%. Ang susunod na yugto ay dapat na ang pagtatayo ng mga thermal power plant gamit ang mga bagong teknolohiya para sa pagsunog ng solid fuels at may supercritical steam parameters upang makamit ang thermal power plant na kahusayan ng 46-48%. Makakamit din ang karagdagang pag-unlad nuclear power plants na may mga bagong uri ng thermal at fast neutron reactors.

Ang isang mahalagang lugar sa pagbuo ng sektor ng enerhiya ng Russia ay inookupahan ng sektor ng supply ng init ng bansa, na kung saan ay ang pinakamalaking sa mga tuntunin ng dami ng mga mapagkukunan ng enerhiya na natupok, higit sa 45% ng kanilang kabuuang pagkonsumo. Higit sa 71% ay ginawa sa mga sentralisadong sistema ng supply ng init (DH), at humigit-kumulang 29% ng lahat ng init ay ginawa ng mga desentralisadong pinagmumulan. Ang mga power plant ay nagbibigay ng higit sa 34% ng lahat ng init, ang mga boiler house ay humigit-kumulang 50%. Alinsunod sa diskarte sa enerhiya ng Russia hanggang 2020. Ito ay binalak na taasan ang pagkonsumo ng init sa bansa ng hindi bababa sa 1.3 beses, at ang bahagi ng desentralisadong suplay ng init ay tataas mula sa 28.6% noong 2000. hanggang 33% sa 2020

Ang pagtaas ng presyo na naganap noong mga nakaraang taon, para sa organic na gasolina (gas, fuel oil, diesel fuel) at para sa transportasyon nito sa mga malalayong lugar ng Russia at, nang naaayon, isang layunin na pagtaas sa mga presyo ng pagbebenta para sa mga electric at thermal energy panimula baguhin ang saloobin patungo sa paggamit ng mga nababagong mapagkukunan ng enerhiya: geothermal, hangin, solar.

Kaya, ang pag-unlad ng geothermal energy sa ilang mga rehiyon ng bansa ay ginagawang posible ngayon upang malutas ang problema ng suplay ng kuryente at init, lalo na sa Kamchatka, Kuril Islands, pati na rin sa North Caucasus, sa ilang mga rehiyon ng Siberia at ang European na bahagi ng Russia.

Kabilang sa mga pangunahing direksyon para sa pagpapabuti at pagbuo ng mga sistema ng supply ng init ay dapat na ang pagpapalawak ng paggamit ng mga lokal na di-tradisyonal na renewable na pinagkukunan ng enerhiya at, una sa lahat, geothermal na init mula sa lupa. Nasa susunod na 7-10 taon, sa tulong makabagong teknolohiya Ang lokal na pag-init salamat sa thermal heat ay maaaring makatipid ng makabuluhang mapagkukunan ng fossil fuel.

SA noong nakaraang dekada Ang paggamit ng hindi tradisyunal na renewable energy sources (NRES) ay nakakaranas ng isang tunay na boom sa mundo. Ang sukat ng paggamit ng mga mapagkukunang ito ay tumaas nang maraming beses. Ang lugar na ito ay umuunlad nang pinakamatindi kumpara sa ibang mga lugar ng enerhiya. Mayroong ilang mga dahilan para sa hindi pangkaraniwang bagay na ito. Una sa lahat, malinaw na ang panahon ng murang tradisyonal na mapagkukunan ng enerhiya ay hindi na mababawi. Mayroon lamang isang trend sa lugar na ito - tumataas na mga presyo para sa lahat ng uri. Hindi gaanong mahalaga ang pagnanais ng maraming mga bansa na pinagkaitan ng kanilang base ng gasolina upang makamit ang kalayaan sa enerhiya. Ang populasyon ng mga mauunlad na bansa ay nagbibigay ng aktibong moral na suporta para sa paggamit ng mga nababagong mapagkukunan ng enerhiya.

Para sa mga kadahilanang ito, ang pagbuo ng mga mapagkukunan ng nababagong enerhiya sa maraming mga bansa ay isang priyoridad na gawain ng teknikal na patakaran sa larangan ng enerhiya. Sa ilang mga bansa, ang patakarang ito ay ipinatupad sa pamamagitan ng pinagtibay na balangkas ng pambatasan at regulasyon, na nagtatatag ng legal, pang-ekonomiya at balangkas ng organisasyon para sa paggamit ng mga pinagkukunan ng nababagong enerhiya. Sa partikular, ang mga pang-ekonomiyang pundasyon ay binubuo ng iba't ibang mga hakbang upang suportahan ang mga nababagong mapagkukunan ng enerhiya sa yugto ng kanilang pag-unlad ng merkado ng enerhiya (mga insentibo sa buwis at kredito, direktang subsidyo, atbp.)

Sa Russia praktikal na aplikasyon Lubos na nahuhuli ang NRES sa mga nangungunang bansa. Walang legislative o regulatory framework, gayundin ang suporta sa ekonomiya ng gobyerno. Ang lahat ng ito ay ginagawang lubhang mahirap praktikal na gawain sa lugar na ito. Ang pangunahing dahilan para sa mga salik na humahadlang ay ang matagal na kaguluhan sa ekonomiya sa bansa at, bilang kinahinatnan, mga paghihirap sa pamumuhunan, mababang epektibong demand, at kakulangan ng pondo para sa mga kinakailangang pag-unlad. Gayunpaman, ang ilang trabaho at praktikal na mga hakbang sa paggamit ng renewable energy sources ay isinasagawa sa ating bansa (geothermal energy). Ang mga steam-hydrothermal na deposito sa Russia ay matatagpuan lamang sa Kamchatka at sa Kuril Islands. Samakatuwid, ang geothermal na enerhiya ay hindi maaaring magkaroon ng isang makabuluhang lugar sa sektor ng enerhiya sa buong bansa sa hinaharap. Gayunpaman, ito ay may kakayahang radikal at sa pinaka-ekonomikong batayan na lutasin ang problema ng suplay ng enerhiya sa mga lugar na ito, na gumagamit ng mamahaling imported na gasolina (petrolyo, karbon, diesel fuel) at nasa bingit ng krisis sa enerhiya. Ang potensyal ng steam-hydrothermal deposits sa Kamchatka ay maaaring magbigay iba't ibang mga mapagkukunan mula 1000 hanggang 2000 MW ng naka-install na kapasidad ng kuryente, na higit na lumalampas sa mga pangangailangan ng rehiyong ito para sa nakikinita na hinaharap. Kaya, may mga tunay na prospect para sa pagbuo ng geothermal energy dito.

Kasaysayan ng pag-unlad ng geothermal energy.

Kasama ng malaking mapagkukunan ng organikong gasolina, ang Russia ay may malaking reserba ng init ng lupa, na maaaring madagdagan ng mga mapagkukunang geothermal na matatagpuan sa lalim na 300 hanggang 2500 m, pangunahin sa mga fault zone ng crust ng lupa.

Ang teritoryo ng Russia ay mahusay na ginalugad, at ngayon ang pangunahing mapagkukunan ng init ng mundo ay kilala, na may makabuluhang potensyal na pang-industriya, kabilang ang enerhiya. Bukod dito, halos lahat ng dako ay may mga reserbang init na may temperaturang mula 30 hanggang 200°C.

Noong 1983 Ang VSEGINGEO ay nagtipon ng isang atlas ng mga mapagkukunan ng thermal water ng USSR. Sa ating bansa, 47 geothermal deposits na may mga reserbang thermal water ang na-explore, na ginagawang posible na makakuha ng higit sa 240·10³m³/araw. Ngayon sa Russia, ang mga espesyalista mula sa halos 50 mga organisasyong pang-agham ay nagtatrabaho sa mga problema sa paggamit ng init ng lupa.

Mahigit sa 3,000 balon ang na-drill para samantalahin ang geothermal resources. Ang halaga ng mga geothermal na pag-aaral at gawaing pagbabarena na naisagawa na sa lugar na ito ay umaabot sa higit sa 4 bilyon sa mga modernong presyo. dolyar. Kaya sa Kamchatka, 365 na balon na may lalim na 225 hanggang 2266 m ang na-drill na sa mga geothermal field at naubos na. panahon ng Sobyet) humigit-kumulang 300 milyon. dolyar (sa modernong mga presyo).

Ang operasyon ng unang geothermal power plant ay nagsimula sa Italya noong 1904. Ang unang geothermal power plant sa Kamchatka, at ang una sa USSR, ang Pauzhetskaya Geothermal Power Plant, ay inilagay noong 1967. at may kapangyarihan na 5 mW, pagkatapos ay tumaas sa 11 mW. Ang isang bagong impetus sa pagbuo ng geothermal energy sa Kamchatka ay ibinigay noong 90s sa pagdating ng mga organisasyon at kumpanya (JSC Geotherm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka), na, sa pakikipagtulungan sa industriya (lalo na sa Kaluga Turbine Plant) ay nakabuo ng bago mga progresibong pamamaraan, teknolohiya at uri ng kagamitan para sa pag-convert ng geothermal energy sa kuryente at nakakuha ng mga pautang mula sa European Bank for Reconstruction and Development. Bilang resulta, noong 1999 Ang Verkhne-Mutnovskaya Geothermal Power Plant (tatlong module ng 4 MW bawat isa) ay kinomisyon sa Kamchatka. Ang unang bloke ng 25 mW ay ipinakilala. ang unang yugto ng Mutnovskaya Geothermal Power Plant na may kabuuang kapasidad na 50 MW.

Ang ikalawang yugto na may kapasidad na 100 MW ay maaaring italaga noong 2004

Kaya, ang agaran at tunay na mga prospect para sa geothermal energy sa Kamchatka ay natukoy, na isang positibo, hindi mapag-aalinlanganan na halimbawa ng paggamit ng renewable energy sources sa Russia, sa kabila ng malubhang kahirapan sa ekonomiya na umiiral sa bansa. Ang potensyal ng steam-hydrothermal deposits sa Kamchatka ay may kakayahang magbigay ng 1000 MW ng naka-install na electrical power, na makabuluhang sumasaklaw sa mga pangangailangan ng rehiyong ito para sa nakikinita na hinaharap.

Ayon sa Institute of Volcanology, Far Eastern Branch ng Russian Academy of Sciences, ang mga natukoy na geothermal resources ay ginagawang posible na ganap na magbigay ng Kamchatka ng kuryente at init sa loob ng higit sa 100 taon. Kasama ang mataas na temperatura ng Mutnovskoye field na may kapasidad na 300 MW (e), sa timog ng Kamchatka, ang mga makabuluhang reserba ng geothermal resources ay kilala sa Koshelevskoye, Bolshe Bannoye, at sa hilaga sa Kireunskoye field. Ang mga reserbang init ng geothermal na tubig sa Kamchatka ay tinatantya sa 5000 MW (t).

Ang Chukotka ay mayroon ding makabuluhang reserba ng geothermal heat (sa hangganan ng rehiyon ng Kamchatka), ang ilan sa mga ito ay natuklasan na at maaaring aktibong magamit para sa mga kalapit na lungsod at bayan.

Ang mga Isla ng Kuril ay mayaman din sa mga reserbang init ng lupa; Sa isla ng Iturup, natuklasan ang mga reserba ng isang two-phase geothermal coolant, ang kapangyarihan nito (30 MW(e)) ay sapat upang matugunan ang mga pangangailangan ng enerhiya ng buong isla sa susunod na 100 taon. Dito, ang mga balon ay na-drill na sa Okeanskoye geothermal field at isang geoelectric power station ay itinatayo. Sa katimugang isla ng Kunashir mayroong mga reserbang geothermal na init, na ginagamit na upang makabuo ng kuryente at suplay ng init sa lungsod ng Yuzhno Kurilsk. Ang subsoil ng hilagang isla ng Paramushir ay hindi gaanong pinag-aralan, gayunpaman, alam na ang isla na ito ay mayroon ding makabuluhang reserbang geothermal na tubig na may temperatura mula 70 hanggang 95 ° C ang isang GeoTS na may kapasidad na 20 MW (t) din itinayo dito.

Ang mga deposito ng thermal water na may temperaturang 100-200°C ay higit na laganap. Sa temperaturang ito, ipinapayong gumamit ng mga low-boiling working fluid sa ikot ng steam turbine. Ang paggamit ng double-circuit geothermal power plants gamit ang thermal water ay posible sa ilang rehiyon ng Russia, lalo na sa North Caucasus. Dito, ang mga geothermal na deposito na may temperatura ng reservoir mula 70 hanggang 180 ° C, na matatagpuan sa lalim na 300 hanggang 5000 m, ay napag-aralan nang mabuti ang geothermal na tubig dito sa mahabang panahon para sa pagpainit at supply ng mainit na tubig. Sa Dagestan, higit sa 6 milyong m ng geothermal na tubig ang ginagawa bawat taon. Sa North Caucasus, humigit-kumulang 500 libong tao ang gumagamit ng geothermal water supply.

Ang Primorye, ang Baikal na rehiyon, at ang Western Siberian na rehiyon ay mayroon ding mga reserbang geothermal na init na angkop para sa malakihang paggamit sa industriya at agrikultura.

Conversion ng geothermal energy sa electrical at thermal energy.

Ang isa sa mga promising na lugar para sa paggamit ng init ng mataas na mineralized underground thermal tubig ay convert ito sa elektrikal na enerhiya. Para sa layuning ito, ang isang teknolohikal na pamamaraan ay binuo para sa pagtatayo ng isang geothermal power plant, na binubuo ng isang geothermal sistema ng sirkulasyon(GCS) at steam turbine unit (STU), ang diagram ay ipinapakita sa Fig. 1. Natatanging katangian Ang ganitong teknolohikal na pamamaraan ay naiiba sa mga kilala dahil ang papel na ginagampanan ng isang evaporator at isang superheater ay ginagampanan ng isang in-well vertical counterflow heat exchanger na matatagpuan sa itaas na bahagi ng injection well, kung saan ang nakuha na mataas na temperatura na thermal water ay ibinibigay. sa pamamagitan ng isang onshore pipeline, na, pagkatapos ng paglipat ng init sa pangalawang coolant, ay pumped pabalik sa pagbuo. Ang pangalawang coolant mula sa condenser ng steam turbine unit ay dumadaloy sa pamamagitan ng gravity papunta sa heating zone sa pamamagitan ng isang pipe na ibinaba sa loob ng heat exchanger hanggang sa ibaba.

Ang gawain ng mga paaralang bokasyonal ay batay sa siklo ng Rankine; t, s diagram ang cycle na ito at ang katangian ng pagbabago sa mga temperatura ng coolant sa evaporator heat exchanger.

Karamihan mahalagang punto Kapag nagtatayo ng geothermal power plant, mahalaga ang pagpili ng working fluid sa pangalawang circuit. Ang working fluid na pinili para sa isang geothermal installation ay dapat na may kanais-nais na kemikal, pisikal at operational na katangian sa ilalim ng ibinigay na mga kondisyon ng operating, i.e. maging matatag, hindi nasusunog, walang pagsabog, hindi nakakalason, hindi gumagalaw mga materyales sa pagtatayo at mura. Maipapayo na pumili ng isang gumaganang likido na may mas mababang koepisyent ng dynamic na lagkit (mas mababa ang haydroliko na pagkalugi) at isang mas mataas na koepisyent ng thermal conductivity (pinahusay na paglipat ng init).

Ito ay halos imposible upang matupad ang lahat ng mga kinakailangang ito sa parehong oras, kaya palaging kinakailangan upang ma-optimize ang pagpili ng isa o isa pang gumaganang likido.

Ang mababang paunang mga parameter ng mga gumaganang likido ng mga geothermal power plant ay humahantong sa paghahanap para sa mga low-boiling working fluid na may negatibong curvature ng right boundary curve sa t, s diagram, dahil ang paggamit ng tubig at singaw ng tubig sa kasong ito ay humahantong. sa isang pagkasira sa thermodynamic parameter at sa isang matalim na pagtaas sa mga sukat ng mga planta ng steam turbine, na kung saan ay makabuluhang pinatataas ang kanilang gastos.

Iminumungkahi na gumamit ng pinaghalong isobutane + isopentane sa isang supercritical na estado bilang isang supercritical na ahente sa pangalawang circuit ng binary energy cycles. Ang paggamit ng mga supercritical mixtures ay maginhawa dahil ang mga kritikal na katangian, i.e. kritikal na temperatura tк(x), kritikal na presyon pк(x) at kritikal na density qк(x) ay nakasalalay sa komposisyon ng pinaghalong x. Ito ay magpapahintulot, sa pamamagitan ng pagpili ng komposisyon ng pinaghalong, upang pumili ng isang supercritical agent na may pinaka-kanais-nais na mga kritikal na parameter para sa kaukulang temperatura ng thermal water ng isang partikular na geothermal deposit.

Ang low-boiling hydrocarbon isobutane ay ginagamit bilang pangalawang coolant, ang mga thermodynamic na parameter na tumutugma sa mga kinakailangang kondisyon. Mga kritikal na parameter ng isobutane: tc = 134.69°C; pk = 3.629 MPa; qк =225.5 kg/m³. Bilang karagdagan, ang pagpili ng isobutane bilang pangalawang coolant ay dahil sa medyo mababang gastos nito at pagiging kabaitan sa kapaligiran (hindi katulad ng mga freon). Ang Isobutane bilang isang gumaganang likido ay malawakang ginagamit sa ibang bansa, at iminungkahi din na gamitin ito sa isang supercritical na estado sa binary geothermal na mga siklo ng enerhiya.

Ang mga katangian ng enerhiya ng pag-install ay kinakalkula para sa isang malawak na hanay ng mga temperatura ng ginawang tubig at iba't ibang mga mode ng operasyon nito. Sa lahat ng kaso, ipinapalagay na ang temperatura ng condensation ng isobutane tcon = 30°C.

Ang tanong ay lumitaw tungkol sa pagpili ng pinakamaliit na pagkakaiba sa temperatura (Larawan 2). Sa isang banda, ang pagbaba sa êt ay humahantong sa pagtaas sa ibabaw ng evaporator heat exchanger, na maaaring hindi makatwiran sa ekonomiya. Sa kabilang banda, ang pagtaas ng êt sa isang ibinigay na temperatura ng thermal water tt ay humahantong sa pangangailangan na babaan ang temperatura ng evaporation tz (at, dahil dito, presyon), na negatibong makakaapekto sa kahusayan ng cycle. Sa karamihan ng mga praktikal na kaso, inirerekumenda na kumuha ng ê = 10÷25ºС.

Ang mga resulta na nakuha ay nagpapakita na mayroong pinakamainam na mga parameter ng pagpapatakbo para sa isang planta ng kapangyarihan ng singaw, na nakasalalay sa temperatura ng tubig na pumapasok sa pangunahing circuit ng generator ng singaw ng init exchanger. Sa pagtaas ng temperatura ng evaporation ng isobutane tз, ang power N na nabuo ng turbine sa bawat 1 kg/s ng pangalawang daloy ng coolant ay tumataas. Sa kasong ito, habang tumataas ang tz, bumababa ang halaga ng evaporated isobutane bawat 1 kg/s ng pagkonsumo ng thermal water.

Habang tumataas ang temperatura ng thermal water, tumataas din ang pinakamainam na temperatura ng evaporation.

Ipinapakita ng Figure 3 ang mga graph ng dependence ng power N na nabuo ng turbine sa evaporation temperature tз ng pangalawang coolant sa iba't ibang temperatura ng thermal water.

Para sa mataas na temperatura ng tubig (tt = 180ºС), ang mga supercritical cycle ay isinasaalang-alang kapag ang paunang presyon ng singaw ay pn = 3.8; 4.0; 4.2; at 5.0 MPa. Sa mga ito, ang pinaka-epektibo sa mga tuntunin ng pagkuha ng pinakamataas na kapangyarihan ay ang supercritical cycle, malapit sa tinatawag na "triangular" cycle na may paunang presyon pn = 5.0 MPa. Sa cycle na ito, dahil sa kaunting pagkakaiba ng temperatura sa pagitan ng coolant at working fluid, ang thermal potential ng thermal water ay lubos na ginagamit. Ang paghahambing ng cycle na ito sa subcritical cycle (pn = 3.4 MPa) ay nagpapakita na ang power na nabuo ng turbine sa panahon ng supercritical cycle ay tumataas ng 11%, ang flow density ng substance na pumapasok sa turbine ay 1.7 beses na mas mataas kaysa sa cycle na may pn = 3 .4 MPa, na hahantong sa isang pagpapabuti sa mga katangian ng transportasyon ng coolant at isang pagbawas sa laki ng kagamitan (mga pipeline ng supply at turbine) ng planta ng steam turbine. Bilang karagdagan, sa cycle na may pn = 5.0 MPa, ang temperatura ng waste thermal water tn, na iniksyon pabalik sa formation, ay 42ºC, habang sa subcritical cycle na may pn = 3.4 MPa, ang temperatura tn = 55ºC.

Kasabay nito, ang pagtaas sa paunang presyon sa 5.0 MPa sa supercritical cycle ay nakakaapekto sa gastos ng kagamitan, lalo na ang gastos ng turbine. Bagaman sa pagtaas ng presyon ang mga sukat ng landas ng daloy ng turbine ay bumababa, ang bilang ng mga yugto ng turbine ay sabay-sabay na tumataas, ang isang mas binuo na end seal ay kinakailangan at, higit sa lahat, ang kapal ng mga pader ng pabahay ay tumataas.

Upang lumikha ng isang supercritical cycle sa teknolohikal na pamamaraan Ang isang geothermal power plant ay nangangailangan ng pag-install ng pump sa pipeline na nagkokonekta sa condenser sa heat exchanger.

Gayunpaman, ang mga salik tulad ng tumaas na kapangyarihan, pinaliit na laki ng mga supply pipeline at turbine, at mas kumpletong paggamit ng thermal potential ng thermal water ay nagsasalita pabor sa isang supercritical cycle.

Sa hinaharap, dapat tayong maghanap ng mga coolant na may mas mababang kritikal na temperatura, na gagawing posible na lumikha ng mga supercritical cycle kapag gumagamit ng mga thermal water na may mas mababang temperatura, dahil ang thermal potensyal ng karamihan sa mga na-explore na deposito sa Russia ay hindi lalampas sa 100 ÷120ºС. Kaugnay nito, ang pinaka-promising ay ang R13B1 (trifluorobromomethane) na may mga sumusunod na kritikal na parameter: tк = 66.9ºС; pk= 3.946 MPa; qк= 770kg/m³.

Ang mga resulta ng mga kalkulasyon ng pagsusuri ay nagpapakita na ang paggamit ng thermal water na may temperatura tk = 120ºC sa pangunahing circuit ng GeoTPP at ang paglikha ng isang supercritical cycle sa pangalawang circuit gamit ang freon R13B1 na may paunang presyon pn = 5.0 MPa ay ginagawa din ito. posibleng dagdagan ang turbine power hanggang 14% kumpara sa subcritical cycle na may paunang presyon pn = 3.5 MPa.

Para sa matagumpay na operasyon ng mga geothermal power plant, kinakailangan upang malutas ang mga problema na nauugnay sa paglitaw ng kaagnasan at mga deposito ng asin, na, bilang panuntunan, ay pinalubha sa pagtaas ng mineralization ng thermal water. Ang pinakamatinding deposito ng asin ay nabuo dahil sa degassing ng thermal water at ang nagresultang pagkagambala sa balanse ng carbon dioxide.

Sa iminungkahing teknolohikal na pamamaraan, ang pangunahing coolant ay umiikot sa isang closed loop: reservoir - production well - onshore pipeline - pump - injection well - reservoir, kung saan ang mga kondisyon para sa water degassing ay pinaliit. Kasabay nito, kinakailangan na sumunod sa mga naturang thermobaric na kondisyon sa itaas na bahagi ng pangunahing circuit na pumipigil sa degassing at pag-ulan ng mga deposito ng carbonate (depende sa temperatura at kaasinan, ang presyon ay dapat mapanatili sa isang antas ng 1.5 MPa at sa itaas).

Ang pagbaba sa temperatura ng thermal water ay humahantong sa pag-ulan ng mga non-carbonate na asing-gamot, na nakumpirma ng mga pag-aaral na isinagawa sa Kayasulinsky geothermal site. Ang ilan sa mga precipitated salts ay idedeposito sa panloob na ibabaw mahusay na iniksyon, at ang bulk ay dinadala sa bottomhole zone. Ang pag-deposito ng mga asing-gamot sa ilalim ng balon ng iniksyon ay mag-aambag sa pagbaba ng injectivity at unti-unting pagbaba sa circular flow rate, hanggang sa kumpletong paghinto ng GCS.

Para maiwasan ang corrosion at scale deposits sa GCS circuit, maaari mong gamitin ang epektibong reagent OEDPA (oxyethylidene diphosphonic acid), na may pangmatagalang anti-corrosion at anti-scale effect ng surface passivation. Ang pagpapanumbalik ng passivating layer ng OEDPC ay isinasagawa sa pamamagitan ng pana-panahong pulsed injection ng isang reagent solution sa thermal water sa bukana ng production well.

Upang matunaw ang slurry ng asin, na maipon sa ilalim ng butas na zone, at samakatuwid ay upang maibalik ang injectivity ng isang iniksyon na balon, ang isang napaka-epektibong reagent ay NMA (mababang molekular acid concentrate), na maaari ding pana-panahong ipasok sa circulating thermal water. sa lugar bago ang injection pump.

Dahil dito, mula sa itaas, maaaring imungkahi na ang isa sa mga promising na direksyon para sa pagbuo ng thermal energy ng interior ng earth ay ang conversion nito sa kuryente sa pamamagitan ng pagtatayo ng double-circuit geothermal power plants gamit ang low-boiling working agents. Ang kahusayan ng naturang conversion ay nakasalalay sa maraming mga kadahilanan, lalo na sa pagpili ng working fluid at ang mga parameter ng thermodynamic cycle ng pangalawang circuit ng geothermal power plant.

Ang mga resulta ng computational analysis ng mga cycle gamit ang iba't ibang mga coolant sa pangalawang circuit ay nagpapakita na ang pinakamainam ay mga supercritical cycle, na ginagawang posible upang madagdagan ang turbine power at cycle efficiency, mapabuti ang transport properties ng coolant at mas ganap na kontrolin ang temperatura. ng pinagmumulan ng thermal water na umiikot sa pangunahing circuit ng geothermal power plant.

Itinatag din na para sa mataas na temperatura ng thermal water (180ºС at sa itaas) ang pinaka-promising ay ang paglikha ng mga supercritical cycle sa pangalawang circuit ng isang geothermal power plant gamit ang isobutane, habang para sa mga tubig na may mas mababang temperatura (100÷120ºС at mas mataas. ) kapag lumilikha ng parehong mga cycle ang pinaka-angkop na coolant ay freon R13B1.

Depende sa temperatura ng na-extract na thermal water, mayroong pinakamainam na temperatura ng pagsingaw ng pangalawang coolant, na tumutugma sa maximum na kapangyarihan na nabuo ng turbine.

Sa hinaharap, kinakailangan na pag-aralan ang mga supercritical mixtures, ang paggamit nito bilang isang gumaganang ahente para sa mga siklo ng geothermal na enerhiya ay ang pinaka-maginhawa, dahil sa pamamagitan ng pagpili ng komposisyon ng pinaghalong madali mong baguhin ang kanilang mga kritikal na katangian depende sa mga panlabas na kondisyon.

Ang isa pang direksyon para sa paggamit ng geothermal energy ay geothermal heat supply, na matagal nang ginagamit sa Kamchatka at North Caucasus para sa pagpainit ng mga greenhouse, pagpainit at mainit na supply ng tubig sa sektor ng pabahay at serbisyong pangkomunidad. Ang pagtatasa ng karanasan sa mundo at domestic ay nagpapahiwatig ng mga prospect ng geothermal na supply ng init. Sa kasalukuyan, ang mga geothermal na sistema ng supply ng init na may kabuuang kapasidad na 17,175 MW ay nagpapatakbo sa mundo ng higit sa 200 libong geothermal na mga instalasyon ay gumagana sa Estados Unidos lamang. Ayon sa mga plano ng European Union, ang kapasidad ng mga geothermal heating system, kabilang ang mga heat pump, ay dapat tumaas mula 1300 MW noong 1995 hanggang 5000 MW noong 2010.

Sa USSR, ginamit ang geothermal na tubig sa mga teritoryo ng Krasnodar at Stavropol, Kabardino-Balkaria, North Ossetia, Checheno-Ingushetia, Dagestan, Kamchatka region, Crimea, Georgia, Azerbaijan at Kazakhstan. Noong 1988, 60.8 milyong m³ ng geothermal na tubig ang ginawa, ngayon hanggang 30 milyon ang ginawa sa Russia. m³ bawat taon, na katumbas ng 150÷170 libong tonelada ng karaniwang gasolina. Kasabay nito, ang teknikal na potensyal ng geothermal energy, ayon sa Ministry of Energy ng Russian Federation, ay 2950 milyong tonelada ng karaniwang gasolina.

Sa nakalipas na 10 taon, bumagsak ang sistema ng paggalugad, pagpapaunlad at pagsasamantala ng geothermal resources sa ating bansa. Sa USSR, ang mga institute ng Academy of Sciences, mga ministri ng geology at industriya ng gas ay nakikibahagi sa siyentipikong pananaliksik sa problemang ito. Ang paggalugad, pagtatasa at pag-apruba ng mga reserbang deposito ay isinagawa ng mga institute at rehiyonal na dibisyon ng Ministri ng Geology. Ang pagbabarena ng mga produktibong balon, pag-unlad ng larangan, pag-unlad ng mga teknolohiya para sa muling pag-injection, paglilinis ng geothermal na tubig, at pagpapatakbo ng mga geothermal heat supply system ay isinagawa ng mga dibisyon ng Ministry of Gas Industry. Kasama dito ang limang departamento ng pagpapatakbo ng rehiyon, ang asosasyon ng pananaliksik at produksyon na "Soyuzgeotherm" (Makhachkala), na bumuo ng scheme promising paggamit geothermal na tubig ng USSR. Ang disenyo ng geothermal heat supply system at kagamitan ay isinagawa ng Central Research and Design at Experimental Institute of Engineering Equipment.

Sa kasalukuyan, ang komprehensibong gawaing pananaliksik sa larangan ng geothermy ay tumigil: mula sa geological at hydrogeological na pag-aaral hanggang sa mga problema sa paglilinis ng geothermal na tubig. Walang exploration drilling o pagbuo ng mga dating na-explore na deposito, at ang kagamitan ng mga kasalukuyang geothermal heat supply system ay hindi ginagawang moderno. Ang papel ng pamahalaan sa pagbuo ng geothermy ay bale-wala. Ang mga geothermal specialist ay nakakalat at ang kanilang karanasan ay hindi hinihiling. Susuriin namin ang kasalukuyang sitwasyon at mga prospect ng pag-unlad sa mga bagong kondisyon sa ekonomiya ng Russia gamit ang halimbawa ng Krasnodar Territory.

Para sa rehiyong ito, sa lahat ng nababagong pinagkukunan ng enerhiya, ang pinaka-promising ay ang paggamit ng geothermal na tubig. Ipinapakita ng Figure 4 ang mga priyoridad para sa paggamit ng renewable energy sources para sa supply ng init sa mga pasilidad sa Krasnodar Territory.

SA Rehiyon ng Krasnodar Hanggang 10 milyong m³/taon ng geothermal na tubig na may temperaturang 70÷100º C ay ginagawa taun-taon, na pumapalit sa 40÷50 libong tonelada ng organikong panggatong (sa mga tuntunin ng katumbas na gasolina). Mayroong 10 field na gumagana na may 37 wells, 6 fields na may 23 wells ay nasa development stage. Ang kabuuang bilang ng mga geothermal well ay 77. 32 ektarya ang pinainit ng geothermal na tubig. greenhouses, 11 thousand apartments sa walo mga populated na lugar, ang supply ng mainit na tubig ay ibinibigay sa 2 libong tao. Tinatayang 77.7 libo ang na-explore na exploitable reserves ng geothermal waters sa rehiyon. m³/araw, o kapag gumagana para sa panahon ng pag-init-11.7 milyon m³ bawat season, ang mga reserbang forecast ay ayon sa pagkakabanggit 165 thousand. m³/araw at 24.7 milyon. m³ bawat season.

Isa sa pinaka-binuo na Mostovskoe geothermal field, 240 km mula sa Krasnodar sa paanan ng Caucasus, kung saan 14 na balon ang na-drill sa lalim na 1650÷1850 m na may flow rate na 1500÷3300 m³/araw, temperatura sa bukana ng 67 ÷78º C, kabuuang mineralization 0.9÷1, 9g/l. Sa pamamagitan ng komposisyon ng kemikal Ang geothermal na tubig ay halos nakakatugon sa mga pamantayan ng inuming tubig. Ang pangunahing mamimili ng geothermal na tubig mula sa deposito na ito ay isang greenhouse complex na may greenhouse area na hanggang 30 ektarya, na dati ay nagpapatakbo ng 8 balon. Sa kasalukuyan, 40% ng lugar ng greenhouse ay pinainit dito.

Para sa pagpainit ng tirahan at mga gusaling pang-administratibo nayon Noong 80s, isang geothermal central heating point (CHS) na may tinantyang thermal power na 5 MW ay itinayo sa Mostovaya, ang diagram kung saan ay ipinapakita sa Fig. 5. Ang geothermal na tubig sa central heating station ay nagmumula sa dalawang balon na may flow rate ng bawat 45÷70 m³/h at temperatura na 70÷74ºС sa dalawang storage tank na may kapasidad na 300 m³. Upang magamit ang init ng basurang geothermal na tubig, dalawang steam-compressor heat pump na may disenyong thermal power na 500 kW. Mag-aaksaya ng geothermal na tubig sa mga sistema ng pag-init na may temperatura na 30÷35ºС bago ang heat pump unit (HPU) ay nahahati sa dalawang stream, ang isa ay pinalamig sa 10ºС at pinalabas sa reservoir, at ang pangalawa ay pinainit sa 50ºС at ibinalik sa ang mga tangke ng imbakan. Ang mga yunit ng heat pump ay ginawa ng planta ng Moscow Kompressor batay sa mga makina ng pagpapalamig ng A-220-2-0.

Regulasyon ng kapangyarihan ng init pag-init ng geothermal sa kawalan ng peak reheating, ito ay isinasagawa sa dalawang paraan: sa pamamagitan ng pagpasa ng coolant at cyclically. Sa huling paraan, ang mga system ay pana-panahong pinupuno ng geothermal coolant habang sabay-sabay na inaalis ang cooled fluid. Sa araw-araw na panahon ng pag-init Z, ang oras ng pag-init ng Zн ay tinutukoy ng formula

Zн = 48j/(1 + j), kung saan ang koepisyent ng paglabas ng init; tinantyang temperatura ng hangin sa silid, °C; at aktwal at kinakalkula sa labas ng temperatura ng hangin, °C.

Ang kapasidad ng mga tangke ng imbakan ng mga geothermal system ay tinutukoy mula sa kondisyon ng pagtiyak ng isang normalized na amplitude ng mga pagbabago sa temperatura ng hangin sa pinainit na lugar ng tirahan (±3°C) ayon sa formula.

kung saan ang kF ay ang paglipat ng init ng sistema ng pag-init sa bawat 1°C pagkakaiba sa temperatura, W/°C; Z = Zн + Zperiod ng operasyon ng geothermal heating; Tagal ng Zpause, h; Qp at Qp na kinakalkula at pana-panahong average na thermal power ng sistema ng pag-init ng gusali, W; c·volume heat capacity ng geothermal water, J/(m³· ºС); nbilang ng geothermal heating na nagsisimula bawat araw; k1heat loss coefficient sa geothermal heat supply system; А1 amplitude ng mga pagbabago sa temperatura sa isang pinainit na gusali, ºС; Rnomtotal indicator ng heat absorption ng heated na lugar; Vc at Vts na kapasidad ng mga sistema ng pag-init at mga network ng pag-init, m³.

Kapag gumagana ang mga heat pump, ang ratio ng geothermal water flow rate sa pamamagitan ng evaporator Gi at condenser Gk ay tinutukoy ng formula:

Kung saan ang tk, to, t ay ang temperatura ng geothermal na tubig pagkatapos ng condenser, ang sistema ng pag-init ng gusali at ang mga HPU evaporator, ºС.

Dapat pansinin ang mababang pagiging maaasahan ng mga disenyo ng heat pump na ginamit, dahil ang kanilang mga kondisyon sa pagpapatakbo ay malaki ang pagkakaiba sa mga kondisyon ng pagpapatakbo ng mga makina ng pagpapalamig. Ang ratio ng discharge at suction pressure ng mga compressor kapag tumatakbo sa heat pump mode ay 1.5÷2 beses na mas mataas kaysa sa katulad na ratio sa mga makina ng pagpapalamig. Ang mga pagkabigo ng connecting rod at piston group, mga pasilidad ng langis, at automation ay humantong sa napaaga na pagkabigo ng mga makinang ito.

Bilang resulta ng kawalan ng kontrol sa hydrological na rehimen, ang pagpapatakbo ng Mostovskoye geothermal field na pagkatapos ng 10 taon, ang presyon sa wellhead ay nabawasan ng 2 beses. Upang maibalik ang reservoir pressure ng field noong 1985. Tatlong balon ng iniksyon ang na-drill at nagtayo ng isang pumping station, ngunit ang kanilang trabaho ay hindi nagdulot ng positibong resulta dahil sa mababang injectivity ng mga pormasyon.

Para sa pinaka-promising na paggamit ng geothermal resources sa lungsod ng Ust-Labinsk na may populasyon na 50 libong mga tao, na matatagpuan 60 km mula sa Krasnodar, isang geothermal heat supply system na may tinantyang thermal power na 65 MW ay binuo. Mula sa tatlong water pumping horizon, napili ang mga deposito ng Eocene-Paleocene na may lalim na libing na 2200÷2600 m na may temperatura ng pagbuo na 97÷100ºС at mineralization na 17÷24 g/l.

Bilang resulta ng pagsusuri ng mga umiiral at hinaharap na pag-load ng init alinsunod sa scheme ng pag-unlad ng supply ng init ng lungsod, natukoy ang pinakamainam na kinakalkula na lakas ng init ng geothermal heat supply system. Ang isang teknikal at pang-ekonomiyang paghahambing ng apat na pagpipilian (tatlo sa kanila ay walang peak boiler house na may iba't ibang bilang ng mga balon at isa na may karagdagang pag-init sa boiler house) ay nagpakita na ang scheme na may peak boiler house ay may pinakamababang panahon ng pagbabayad (Fig. 6) .

Kasama sa geothermal heat supply system ang pagtatayo ng western at central thermal water intakes na may pitong injection well. Operating mode ng mga thermal water intake na may muling pag-iniksyon ng cooled coolant. Ang sistema ng supply ng init ay double-circuit na may peak reheating sa boiler room at umaasa na koneksyon ng mga umiiral na sistema ng pag-init ng mga gusali. Ang mga pamumuhunan sa kapital sa pagtatayo ng geothermal system na ito ay umabot sa 5.14 milyon. kuskusin. (sa mga presyo noong 1984), payback period 4.5 taon, tinantyang pagtitipid ng pinalitan na gasolina 18.4 libong tonelada ng karaniwang gasolina bawat taon.

Halaga ng kuryente na nabuo ng mga geothermal power plant.

Ang mga gastos para sa pananaliksik at pagpapaunlad (pagbabarena) ng mga geothermal field ay umabot ng hanggang 50% ng kabuuang halaga ng isang geothermal power plant, at samakatuwid ang halaga ng kuryente na nabuo ng isang geothermal power plant ay medyo makabuluhan. Kaya, ang halaga ng buong pilot-industrial (IP) Verkhnee-Mutnovskaya GeoPP [kapasidad 12(3×4) MW] ay umabot sa halos 300 milyong rubles. Gayunpaman, ang kawalan ng mga gastos sa transportasyon para sa gasolina, ang renewable na likas na katangian ng geothermal na enerhiya at ang pagkamagiliw sa kapaligiran ng kuryente at produksyon ng init ay nagpapahintulot sa geothermal na enerhiya na matagumpay na makipagkumpitensya sa merkado ng enerhiya at, sa ilang mga kaso, gumawa ng higit pa. murang kuryente at init kaysa sa mga tradisyonal na CPP at CHP. Para sa mga malalayong lugar (Kamchatka, Kuril Islands), ang mga GeoPP ay may ganap na kalamangan sa mga thermal power plant at mga istasyon ng diesel na tumatakbo sa imported na gasolina.

Kung isasaalang-alang natin ang Kamchatka bilang isang halimbawa, kung saan higit sa 80% ng kuryente ang ginawa sa CHPP-1 at CHPP-2, na nagpapatakbo sa na-import na langis ng gasolina, kung gayon ang paggamit ng geothermal na enerhiya ay mas kumikita. Kahit na ngayon, kapag ang proseso ng pagtatayo at pagbuo ng mga bagong GeoPP sa Mutnovsky geothermal field ay isinasagawa pa rin, ang halaga ng kuryente sa Verkhne-Mutnovskaya GeoPP ay higit sa dalawang beses na mas mababa kaysa sa CHPP sa Petropavlovsk-Kamchatsky. Ang halaga ng 1 kWh(e) sa lumang Pauzhetskaya GeoPP ay 2¸3 beses na mas mababa kaysa sa CHPP-1 at CHPP-2.

Ang halaga ng 1 kWh ng kuryente sa Kamchatka noong Hulyo 1988 ay mula 10 hanggang 25 cents, at ang average na taripa ng kuryente ay itinakda sa 14 cents. Noong Hunyo 2001 sa parehong rehiyon, ang taripa ng kuryente para sa 1 kWh ay mula 7 hanggang 15 sentimos. Sa simula ng 2002 ang average na taripa sa OJSC Kamchatskenergo ay 3.6 rubles. (12 sentimo). Ito ay ganap na malinaw na ang ekonomiya ng Kamchatka ay hindi maaaring matagumpay na umunlad nang hindi binabawasan ang gastos ng kuryente na natupok, at ito ay makakamit lamang sa pamamagitan ng paggamit ng geothermal resources.

Ngayon, kapag restructuring ang sektor ng enerhiya, ito ay napakahalaga upang magpatuloy mula sa tunay na mga presyo para sa gasolina at kagamitan, pati na rin ang mga presyo ng enerhiya para sa iba't ibang mga mamimili. Kung hindi, maaari kang magkaroon ng mga maling konklusyon at hula. Kaya, sa diskarte sa pag-unlad ng ekonomiya ng rehiyon ng Kamchatka, na binuo noong 2001 sa Dalsetproekt, nang walang sapat na katwiran, ang isang presyo na 50 dolyar ay kasama para sa 1000 m³ ng gas, bagaman malinaw na ang tunay na halaga ng gas ay hindi bababa sa 100 dollars, at ang tagal ng pagbuo ng mga gas field ay 5 ÷10 taon. Bukod dito, ayon sa iminungkahing diskarte, ang mga reserbang gas ay kinakalkula para sa isang buhay ng serbisyo na hindi hihigit sa 12 taon. Samakatuwid, ang mga prospect para sa pag-unlad ng enerhiya sa rehiyon ng Kamchatka ay dapat na nauugnay lalo na sa pagtatayo ng isang serye ng mga geothermal power plant sa Mutnovskoye field [hanggang sa 300 MW(e)], ang muling kagamitan ng Pauzhetskaya GeoPP, ang kapasidad na kung saan ay dapat tumaas sa 20 MW, at ang pagtatayo ng mga bagong GeoPP. Titiyakin ng huli ang pagsasarili ng enerhiya ng Kamchatka sa loob ng maraming taon (hindi bababa sa 100 taon) at babawasan ang halaga ng ibinebentang kuryente.

Ayon sa World Energy Council, sa lahat ng renewable energy sources, ang pinakamarami mababang presyo para sa 1 kWh sa GeoPP (tingnan ang talahanayan).

Mula sa karanasan ng pagpapatakbo ng malalaking GeoPP sa Pilipinas, New Zealand, Mexico at USA, sumusunod na ang halaga ng 1 kWh ng kuryente ay kadalasang hindi lalampas sa 1 sentimo, habang dapat tandaan na ang kadahilanan ng paggamit ng kuryente sa GeoPPs umabot sa halagang 0.95.

Ang geothermal na supply ng init ay pinaka kumikita kapag direktang gumagamit ng geothermal mainit na tubig, pati na rin sa pagpapakilala ng mga heat pump, kung saan ang init ng lupa na may temperatura na 10÷30ºС ay maaaring epektibong magamit, i.e. mababang uri ng init ng geothermal. Sa kasalukuyang pang-ekonomiyang kondisyon ng Russia, ang pag-unlad ng geothermal na supply ng init ay lubhang mahirap. Ang mga nakapirming pondo ay dapat na mamuhunan sa mga balon ng pagbabarena. Sa Teritoryo ng Krasnodar, na may halaga ng pagbabarena ng 1m na balon 8 libong rubles, ang lalim nito ay 1800 m, ang mga gastos ay 14.4 milyong rubles. Sa isang kinakalkula na well flow rate na 70 m³/h, na-trigger ang pressure pressure na 30º C, round-the-clock na operasyon sa loob ng 150 araw. bawat taon, ang koepisyent ng paggamit ng kinakalkula na rate ng daloy sa panahon ng pag-init ay 0.5, ang halaga ng init na ibinibigay ay katumbas ng 4385 MWh, o sa mga tuntunin ng halaga na 1.3 milyong rubles. sa isang taripa na 300 rub./(MWh). Sa rate na ito, ang mga balon sa pagbabarena ay magbabayad para sa sarili nito sa loob ng 11 taon. Kasabay nito, sa hinaharap, ang pangangailangan na paunlarin ang lugar na ito sa sektor ng enerhiya ay walang pag-aalinlangan.

Mga konklusyon.

1. Halos sa buong teritoryo ng Russia mayroong mga natatanging reserba ng geothermal heat na may mga temperatura ng coolant (tubig, dalawang-phase na daloy at singaw) mula 30 hanggang 200º C.

2. Sa mga nakaraang taon sa Russia, batay sa malaki pangunahing pananaliksik Ang mga teknolohiyang geothermal ay nilikha na mabilis na makakapagbigay epektibong aplikasyon init mula sa lupa sa GeoPP at GeoTS upang makagawa ng kuryente at init.

3.Ang geothermal na enerhiya ay dapat sumakop sa isang mahalagang lugar sa kabuuang balanse ng paggamit ng enerhiya. Sa partikular, upang muling ayusin at muling magbigay ng kasangkapan sa sektor ng enerhiya ng rehiyon ng Kamchatka at Kuril Islands at bahagi ng Primorye, Siberia at North Caucasus, dapat gamitin ng isa ang sarili nitong geothermal resources.

4. Ang malakihang pagpapatupad ng mga bagong scheme ng supply ng init na may mga heat pump na gumagamit ng mababang uri ng mga pinagmumulan ng init ay magbabawas sa pagkonsumo ng fossil fuel ng 20÷25%.

5. Upang maakit ang mga pamumuhunan at pautang sa sektor ng enerhiya, kinakailangang magsagawa ng mga epektibong proyekto at magarantiya ang napapanahong pagbabayad ng mga hiniram na pondo, na posible lamang sa buo at napapanahong pagbabayad para sa kuryente at init na ibinibigay sa mga mamimili.

Mga sanggunian.

1. Conversion ng geothermal energy sa electrical energy gamit ang supercritical cycle sa pangalawang circuit. Abdulagatov I.M., Alkhasov A.B. “Thermal power engineering.-1988 No. 4-pahina. 53-56".

2. Salamov A.A. "Mga geothermal power plant sa sektor ng enerhiya sa mundo" Thermal power engineering 2000 No. 1-pahina. 79-80"

3. Heat of the Earth: Mula sa ulat na “Prospects for the development of geothermal technologies” Ecology and Life-2001-No.6-page49-52.

4. Tarnizhevsky B.V. "Estado at mga prospect para sa paggamit ng mga nababagong mapagkukunan ng enerhiya sa Russia" Industrial Energy-2002-No. 52-56.

5. Kuznetsov V.A. "Mutnovskaya geothermal power plant" Mga istasyon ng kuryente-2002-No.1-pahina. 31-35.

6. Butuzov V.A. "Mga geothermal na sistema ng supply ng init sa rehiyon ng Krasnodar" Energy Manager-2002-No.1-pp.14-16.

7. Butuzov V.A. "Pagsusuri ng geothermal heat supply system sa Russia" Industrial Energy-2002-No.6-pp.53-57.

8. Dobrokhotov V.I. "Paggamit ng geothermal resources sa Russian energy sector" Thermal Power Engineering-2003-No.

9. Alkhasov A.B. "Pagtaas ng kahusayan ng paggamit ng geothermal heat" Thermal Power Engineering-2003-№3-pp.52-54.