Jeotermal enerji

Soyut.

Giriiş.

Jeotermal santrallerden üretilen elektriğin maliyeti.

Referanslar.

Soyut.

Bu yazıda jeotermal enerjinin hem dünyada hem de ülkemiz Rusya'daki gelişim tarihi anlatılmaktadır. Ülkemizin Kamçatka, Sakhalin ve Kuzey Kafkasya gibi bölgelerindeki şehir ve kasabalara ısı ve sıcak su temini sağlamanın yanı sıra, Dünya'nın derin ısısının elektrik enerjisine dönüştürülmesinde kullanılmasının bir analizi yapıldı. Jeotermal yatakların geliştirilmesi, enerji santrallerinin inşası ve geri ödeme süreleri için ekonomik bir gerekçe yapılmıştır. Jeotermal kaynakların enerjisini diğer elektrik kaynağı türleriyle karşılaştırarak, genel enerji kullanımı dengesinde önemli bir yer tutması gereken jeotermal enerjinin geliştirilmesine yönelik umutlar elde ediyoruz. Özellikle Kamçatka bölgesi ve Kuril Adaları'nda, kısmen Primorye ve Kuzey Kafkasya'da enerji sektörünün yeniden yapılandırılması ve donatılması için kendi jeotermal kaynaklarının kullanılması gerekmektedir.

Giriiş.

Yakın gelecekte ülkenin enerji sektöründeki üretim kapasitelerinin geliştirilmesinin ana yönleri, enerji santrallerinin teknik olarak yeniden donatılması ve yeniden inşa edilmesinin yanı sıra yeni üretim kapasitelerinin devreye alınmasıdır. Öncelikle mevcut termik santrallerin verimliliğini %2540 artıracak %5560 verimli kombine çevrim gaz santrallerinin inşası bu. Bir sonraki aşama, termik santral verimliliğinin %46-48'e ulaşacağı, katı yakıtların yakılmasına yönelik yeni teknolojilerin kullanıldığı ve süperkritik buhar parametrelerine sahip termik santrallerin inşa edilmesi olmalıdır. Daha fazla gelişme de sağlanacak nükleer santraller yeni tip termal ve hızlı nötron reaktörleriyle.

Rusya'nın enerji sektörünün oluşumunda önemli bir yer, tüketilen enerji kaynaklarının hacmi bakımından en büyüğü olan ve toplam tüketiminin% 45'inden fazlasını oluşturan ülkenin ısı tedarik sektörü tarafından işgal edilmektedir. %71'den fazlası merkezi ısı kaynağı (DH) sistemlerinde üretilir ve tüm ısının yaklaşık %29'u merkezi olmayan kaynaklar tarafından üretilir. Enerji santralleri tüm ısının %34'ünden fazlasını sağlar, kazan daireleri ise yaklaşık %50'sini. Rusya'nın 2020 yılına kadar enerji stratejisine uygun olarak. Ülkedeki ısı tüketiminin en az 1,3 kat artırılması planlanıyor ve merkezi olmayan ısı tedarikinin payının 2000 yılındaki %28,6'dan artması bekleniyor. 2020'de %33'e kadar

Fiyatlarda meydana gelen artış son yıllar organik yakıt (gaz, akaryakıt, dizel yakıt) ve Rusya'nın uzak bölgelerine taşınması ve buna bağlı olarak elektrik ve yakıt satış fiyatlarında objektif bir artış termal enerji Yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına yönelik tutumu temelden değiştirin: jeotermal, rüzgar, güneş.

Böylece, ülkenin belirli bölgelerinde jeotermal enerjinin geliştirilmesi, bugün özellikle Kamçatka, Kuril Adaları ve Kuzey Kafkasya'da, Sibirya'nın belirli bölgelerinde elektrik ve ısı temini sorununun çözülmesini mümkün kılmaktadır. Rusya'nın Avrupa kısmı.

Isı tedarik sistemlerinin iyileştirilmesi ve geliştirilmesine yönelik ana yönler arasında, yerel geleneksel olmayan yenilenebilir enerji kaynaklarının ve her şeyden önce yeryüzünden gelen jeotermal ısının kullanımının genişletilmesi olmalıdır. Zaten önümüzdeki 7-10 yıl içinde, yardımla modern teknolojiler Termal ısı sayesinde yerel ısıtma, fosil yakıt kaynaklarından önemli ölçüde tasarruf sağlayabilir.

İÇİNDE son on yıl Geleneksel olmayan yenilenebilir enerji kaynaklarının (NRES) kullanımı dünyada gerçek bir patlama yaşıyor. Bu kaynakların kullanım ölçeği birkaç kat arttı. Bu alan diğer enerji alanlarıyla karşılaştırıldığında en yoğun şekilde gelişmektedir. Bu fenomenin birkaç nedeni var. Öncelikle ucuz geleneksel enerji kaynakları döneminin geri dönülmez bir şekilde sona erdiği ortadadır. Bu alanda tek bir trend var; tüm türler için artan fiyatlar. Yakıt kaynaklarından mahrum kalan birçok ülkenin enerji bağımsızlığına ulaşma isteği de daha az önemli değildir. Zararlı gazların emisyonu da dahil olmak üzere çevresel hususlar önemli bir rol oynamaktadır. Gelişmiş ülkelerin nüfusu yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına aktif manevi destek sağlamaktadır.

Bu nedenlerden dolayı birçok ülkede yenilenebilir enerji kaynaklarının geliştirilmesi enerji alanında teknik politikanın öncelikli görevlerinden biridir. Bazı ülkelerde bu politika, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına ilişkin yasal, ekonomik ve organizasyonel çerçeveyi oluşturan, kabul edilen yasal ve düzenleyici çerçeve aracılığıyla uygulanmaktadır. Özellikle ekonomik temeller, yenilenebilir enerji kaynaklarının enerji piyasasının gelişimi aşamasında desteklenmesine yönelik çeşitli tedbirlerden (vergi ve kredi teşvikleri, doğrudan sübvansiyonlar vb.)

Rusya'da pratik uygulama NRES önde gelen ülkelerin önemli ölçüde gerisinde kalıyor. Herhangi bir yasal veya düzenleyici çerçevenin yanı sıra hükümetin ekonomik desteği de yoktur. Bütün bunlar işi son derece zorlaştırıyor pratik aktiviteler bu alanda. Engelleyici faktörlerin temel nedeni, ülkede uzun süredir devam eden ekonomik sıkıntılar ve bunun sonucunda yatırımlarda yaşanan zorluklar, efektif talebin düşük olması ve gerekli gelişmeler için fon eksikliğidir. Ancak ülkemizde yenilenebilir enerji kaynaklarının (jeotermal enerji) kullanımına yönelik bazı çalışmalar ve pratik tedbirler yürütülmektedir. Rusya'daki buhar-hidrotermal yatakları yalnızca Kamçatka ve Kuril Adaları'nda bulunmaktadır. Bu nedenle jeotermal enerjinin gelecekte bir bütün olarak ülkenin enerji sektöründe önemli bir yer alması mümkün değildir. Ancak pahalı ithal yakıt (akaryakıt, kömür, dizel yakıt) kullanan ve enerji krizinin eşiğinde olan bu bölgelere enerji tedariki sorununu radikal ve en ekonomik temelde çözebilecek kapasitededir. Kamçatka'daki buhar-hidrotermal yatak potansiyeli şunları sağlayabilir: farklı kaynaklar 1000'den 2000 MW'a kadar kurulu elektrik kapasitesi, bu bölgenin öngörülebilir gelecekteki ihtiyaçlarını önemli ölçüde aşıyor. Dolayısıyla burada jeotermal enerjinin gelişmesi için gerçek beklentiler var.

Jeotermal enerjinin gelişiminin tarihi.

Rusya, devasa organik yakıt kaynaklarının yanı sıra, esas olarak yer kabuğunun fay bölgelerinde olmak üzere 300 ila 2500 m derinlikte bulunan jeotermal kaynaklarla artırılabilen önemli yer ısısı rezervlerine sahiptir.

Rusya toprakları iyi araştırılmış ve bugün enerji de dahil olmak üzere önemli endüstriyel potansiyele sahip olan dünyanın ana ısı kaynakları bilinmektedir. Üstelik hemen hemen her yerde sıcaklıkları 30 ile 200°C arasında değişen ısı rezervleri bulunmaktadır.

1983 yılında VSEGINGEO, SSCB'nin termal su kaynakları atlasını derledi. Ülkemizde 240·10³m³/gün'den fazla termal su rezervi içeren 47 jeotermal yatak araştırılmıştır. Bugün Rusya'da 50'ye yakın bilimsel kuruluştan uzmanlar, dünyanın ısısından yararlanma sorunları üzerinde çalışıyor.

Jeotermal kaynaklardan yararlanmak için 3.000'den fazla kuyu açıldı. Bu alanda hâlihazırda yürütülen jeotermal etüt ve sondaj çalışmalarının maliyeti modern fiyatlarla 4 milyar doların üzerindedir. dolar. Yani Kamçatka'da jeotermal alanlarda 225 ila 2266 m derinliğinde 365 kuyu açılmış ve kullanılmış (geri Sovyet dönemi) yaklaşık 300 milyon. dolar (modern fiyatlarla).

İlk jeotermal enerji santralinin işletmeye alınması 1904 yılında İtalya'da başladı. Kamçatka'daki ilk jeotermal enerji santrali ve SSCB'deki ilk Pauzhetskaya Jeotermal Enerji Santrali 1967 yılında işletmeye alındı. ve 5 mW'lık bir güce sahipti, daha sonra 11 mW'a çıkarıldı. Kamçatka'da jeotermal enerjinin gelişimine yeni bir ivme, 90'lı yıllarda sanayi ile işbirliği içinde (öncelikle Kaluga Türbin Fabrikası ile) yeni geliştirilen kuruluşların ve firmaların (JSC Geotherm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka) ortaya çıkmasıyla verildi. jeotermal enerjiyi elektriğe dönüştürmek için ilerici planlar, teknolojiler ve ekipman türleri ve Avrupa İmar ve Kalkınma Bankası'ndan krediler alındı. Sonuç olarak 1999 yılında Verkhne-Mutnovskaya Jeotermal Enerji Santrali Kamçatka'da devreye alındı ​​(her biri 4 MW'lık üç modül). 25 mW'lık ilk blok tanıtıldı. Toplam 50 MW kapasiteli Mutnovskaya Jeotermal Enerji Santrali'nin ilk etabı.

100 MW kapasiteli ikinci aşama 2004'te devreye alınabilir

Böylece, ülkede mevcut olan ciddi ekonomik zorluklara rağmen, Rusya'da yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının olumlu ve şüphesiz bir örneği olan Kamçatka'daki jeotermal enerjiye yönelik acil ve çok gerçek beklentiler belirlendi. Kamçatka'daki buhar-hidrotermal yatak potansiyeli, bu bölgenin öngörülebilir gelecekteki ihtiyaçlarını önemli ölçüde karşılayan 1000 MW kurulu elektrik gücü sağlama kapasitesine sahiptir.

Rusya Bilimler Akademisi Uzak Doğu Şubesi Volkanoloji Enstitüsü'ne göre, halihazırda tanımlanmış jeotermal kaynaklar Kamçatka'ya 100 yıldan fazla bir süre boyunca tam olarak elektrik ve ısı sağlamayı mümkün kılıyor. Kamçatka'nın güneyindeki 300 MW(e) kapasiteli yüksek sıcaklık Mutnovskoye sahasının yanı sıra, Koshelevskoye, Bolshe Bannoye ve kuzeydeki Kireunskoye sahalarında önemli jeotermal kaynak rezervleri bilinmektedir. Kamçatka'daki jeotermal suların ısı rezervlerinin 5000 MW (t) olduğu tahmin edilmektedir.

Chukotka'da ayrıca önemli jeotermal ısı rezervleri var (Kamçatka bölgesi sınırında), bazıları zaten keşfedilmiş ve yakındaki şehirler ve kasabalar için aktif olarak kullanılabilir.

Kuril Adaları aynı zamanda dünyanın ısı rezervleri açısından da zengindir; bu bölgeye 100.200 yıl boyunca ısı ve elektrik sağlamaya oldukça yeterlidir. Iturup adasında, gücü (30 MW(e)) tüm adanın önümüzdeki 100 yıl boyunca enerji ihtiyacını karşılamaya yetecek iki fazlı jeotermal soğutucu rezervleri keşfedildi. Burada Okeanskoye jeotermal sahasında kuyular zaten açılmış ve bir jeoelektrik enerji santrali inşa ediliyor. Güneydeki Kunashir adasında, halihazırda Yuzhno Kurilsk şehrine elektrik ve ısı tedariki sağlamak için kullanılan jeotermal ısı rezervleri bulunmaktadır. Kuzeydeki Paramushir adasının toprak altı daha az araştırılmıştır, ancak bu adanın aynı zamanda 70 ila 95 ° C sıcaklıktaki önemli jeotermal su rezervlerine sahip olduğu bilinmektedir; 20 MW (t) kapasiteli bir GeoTS de yapım aşamasındadır; burada inşa edildi.

Sıcaklığı 100-200°C arasında değişen termal su yatakları çok daha yaygındır. Bu sıcaklıkta buhar türbini çevriminde düşük kaynama noktalı çalışma sıvılarının kullanılması tavsiye edilir. Termal su kullanan çift devreli jeotermal enerji santrallerinin kullanımı, başta Kuzey Kafkasya olmak üzere Rusya'nın birçok bölgesinde mümkündür. Burada, 300 ila 5000 m derinlikte bulunan rezervuar sıcaklığı 70 ila 180 ° C olan jeotermal yataklar iyi bir şekilde incelenmiştir. Jeotermal su burada uzun süredir ısıtma ve sıcak su temini için kullanılmaktadır. Dağıstan'da yılda 6 milyon m2'den fazla jeotermal su üretiliyor. Kuzey Kafkasya'da yaklaşık 500 bin kişi jeotermal su kaynağından yararlanıyor.

Primorye, Baykal bölgesi ve Batı Sibirya bölgesi de sanayi ve tarımda büyük ölçekli kullanıma uygun jeotermal ısı rezervlerine sahiptir.

Jeotermal enerjinin elektrik ve termal enerjiye dönüştürülmesi.

Yüksek mineralli yeraltı termal sularının ısısından yararlanmanın en umut verici alanlarından biri de bunun elektrik enerjisine dönüştürülmesidir. Bu amaçla, jeotermal santralden oluşan bir jeotermal enerji santralinin inşası için teknolojik bir plan geliştirilmiştir. dolaşım sistemi(GCS) ve diyagramı Şekil 1'de gösterilen buhar türbini ünitesi (STU). Ayırt edici özellik Böyle bir teknolojik şema, bir buharlaştırıcının ve bir kızdırıcının rolünün, çıkarılan yüksek sıcaklıkta termal suyun sağlandığı enjeksiyon kuyusunun üst kısmında bulunan kuyu içi dikey karşı akışlı bir ısı eşanjörü tarafından gerçekleştirilmesi bakımından bilinenlerden farklıdır. ısıyı ikincil soğutucuya aktardıktan sonra formasyona geri pompalanan kıyıdaki bir boru hattı aracılığıyla. Buhar türbini ünitesinin kondansatöründen gelen ikincil soğutucu, ısı eşanjörünün içine tabana indirilen bir boru aracılığıyla yerçekimi ile ısıtma bölgesine akar.

Meslek okullarının çalışmaları Rankine döngüsüne dayanmaktadır; t,s diyagramı bu döngü ve evaporatör ısı eşanjöründeki soğutma suyu sıcaklıklarındaki değişimin doğası.

En önemli nokta Jeotermal enerji santrali inşa ederken sekonder devrede çalışma akışkanının seçimi önemlidir. Jeotermal kurulum için seçilen çalışma sıvısı, belirli çalışma koşulları altında uygun kimyasal, fiziksel ve operasyonel özelliklere sahip olmalıdır; kararlı, yanıcı olmayan, patlamaya dayanıklı, toksik olmayan, karşı inert olmalı inşaat malzemeleri ve ucuz. Daha düşük dinamik viskozite katsayısına (daha az hidrolik kayıp) ve daha yüksek termal iletkenlik katsayısına (gelişmiş ısı transferi) sahip bir çalışma sıvısının seçilmesi tavsiye edilir.

Tüm bu gereklilikleri aynı anda yerine getirmek neredeyse imkansızdır, bu nedenle şu veya bu çalışma sıvısının seçimini her zaman optimize etmek gerekir.

Jeotermal enerji santrallerinin çalışma sıvılarının düşük başlangıç ​​parametreleri, t, s diyagramında sağ sınır eğrisinin negatif eğriliğine sahip düşük kaynama noktalı çalışma sıvılarının aranmasına yol açmaktadır, çünkü su ve buhar kullanımı bu durumda yol açar. termodinamik parametrelerde bozulma ve buhar türbini tesislerinin boyutlarında keskin bir artış, bunların maliyetlerini önemli ölçüde artırır.

İkili enerji çevrimlerinin ikincil devresinde süperkritik ajan olarak süperkritik durumda izobütan + izopentan karışımının kullanılması önerilmektedir. Süperkritik karışımların kullanımı uygundur çünkü kritik özellikler; kritik sıcaklık tк(x), kritik basınç pк(x) ve kritik yoğunluk qк (x), x karışımının bileşimine bağlıdır. Bu, karışımın bileşimini seçerek, belirli bir jeotermal yatağın termal suyunun karşılık gelen sıcaklığı için en uygun kritik parametrelere sahip bir süperkritik ajanın seçilmesine olanak sağlayacaktır.

Termodinamik parametreleri gerekli koşullara karşılık gelen ikincil soğutucu olarak düşük kaynama noktalı hidrokarbon izobütan kullanılır. İzobütanın kritik parametreleri: tc = 134,69°C; pk = 3,629 MPa; qк =225,5 kg/m³. Ek olarak, ikincil soğutucu olarak izobütan seçimi, nispeten düşük maliyeti ve çevre dostu olmasından (freonlardan farklı olarak) kaynaklanmaktadır. Çalışma akışkanı olarak izobütan yurt dışında yaygın olarak kullanılmaktadır ve ayrıca ikili jeotermal enerji döngülerinde süperkritik durumda kullanılması da önerilmektedir.

Tesisin enerji özellikleri, üretilen suyun geniş bir sıcaklık aralığı ve çeşitli çalışma modları için hesaplanmaktadır. Her durumda izobütan tcon'un yoğunlaşma sıcaklığının = 30°C olduğu varsayılmıştır.

En küçük sıcaklık farkının seçilmesiyle ilgili soru ortaya çıkıyor (Şekil 2). Bir yandan êt'deki bir azalma, evaporatör ısı eşanjörünün yüzeyinde ekonomik olarak haklı olmayabilecek bir artışa yol açar. Öte yandan, belirli bir termal su sıcaklığı tt'de êt'deki bir artış, buharlaşma sıcaklığının tz (ve dolayısıyla basıncın) düşürülmesi ihtiyacına yol açar ve bu da çevrimin verimliliğini olumsuz yönde etkileyecektir. Çoğu pratik durumda êt = 10÷25ºС alınması tavsiye edilir.

Elde edilen sonuçlar, bir buharlı güç santrali için, ısı değiştirici buhar jeneratörünün birincil devresine giren suyun sıcaklığına bağlı olan optimal çalışma parametrelerinin bulunduğunu göstermektedir. İzobütan tз'nin buharlaşma sıcaklığının artmasıyla, türbin tarafından 1 kg/s ikincil soğutucu akışı başına üretilen güç N artar. Bu durumda tz arttıkça 1 kg/s termal su tüketimi başına buharlaşan izobütan miktarı azalır.

Termal suyun sıcaklığı arttıkça optimum buharlaşma sıcaklığı da artar.

Şekil 3, türbin tarafından üretilen N gücünün, farklı termal su sıcaklıklarında ikincil soğutucunun buharlaşma sıcaklığına tз bağımlılığının grafiklerini göstermektedir.

Yüksek sıcaklıktaki su için (tt = 180°С), başlangıç ​​buhar basıncı pn = 3,8 olduğunda süperkritik döngüler dikkate alınır; 4.0; 4.2; ve 5,0 MPa. Bunlardan maksimum güç elde etme açısından en etkili olanı, başlangıç ​​basıncı pн = 5,0 MPa olan "üçgen" çevrime yakın olan süperkritik çevrimdir. Bu çevrimde, soğutucu ve çalışma sıvısı arasındaki minimum sıcaklık farkı nedeniyle termal suyun termal potansiyeli en iyi şekilde kullanılır. Bu çevrimin kritik altı çevrimle (pn = 3,4 MPa) karşılaştırılması, süperkritik çevrim sırasında türbinin ürettiği gücün %11 arttığını, türbine giren maddenin akış yoğunluğunun pn'li çevrime göre 1,7 kat daha yüksek olduğunu göstermektedir. = 3,4 MPa, bu da soğutucunun taşıma özelliklerinde bir iyileşmeye ve buhar türbini tesisinin ekipmanının (besleme boru hatları ve türbin) boyutunda bir azalmaya yol açacaktır. Ayrıca pn = 5,0 MPa olan çevrimde formasyona geri enjekte edilen atık termal su tn'nin sıcaklığı 42°C iken, pn = 3,4 MPa olan kritik altı çevrimde sıcaklık tn = 55°C'dir.

Aynı zamanda süperkritik çevrimde başlangıç ​​basıncının 5,0 MPa'ya yükselmesi ekipmanın maliyetini, özellikle de türbinin maliyetini etkiler. Artan basınçla türbin akış yolunun boyutları azalsa da aynı anda türbin kademelerinin sayısı da artar, daha gelişmiş bir uç contaya ihtiyaç duyulur ve en önemlisi mahfaza duvarlarının kalınlığı artar.

Süperkritik bir döngü oluşturmak için teknolojik şema Jeotermal enerji santrali, kondansatörü ısı eşanjörüne bağlayan boru hattına bir pompanın kurulmasını gerektirir.

Bununla birlikte, artan güç, tedarik boru hatları ve türbinlerin boyutunun küçültülmesi ve termal suyun termal potansiyelinin daha eksiksiz kullanılması gibi faktörler, süperkritik bir döngünün lehinedir.

Gelecekte, Rusya'da keşfedilen yatakların büyük çoğunluğunun termal potansiyeli 100'ü geçmediğinden, daha düşük sıcaklıktaki termal suları kullanırken süperkritik döngüler oluşturmayı mümkün kılacak daha düşük kritik sıcaklığa sahip soğutucular aramalıyız. ÷120°С. Bu bağlamda en umut verici olanı, aşağıdaki kritik parametrelere sahip R13B1'dir (triflorobromometan): tк = 66.9°С; pk= 3,946 MPa; qк= 770kg/m³.

Değerlendirme hesaplamalarının sonuçları, GeoTPP'nin birincil devresinde tk = 120°C sıcaklığa sahip termal suyun kullanılmasının ve R13B1 freonunun ikincil devresinde pn = 5,0 MPa başlangıç ​​basıncına sahip bir süperkritik döngünün oluşturulmasının da bunu sağladığını göstermektedir. Başlangıç ​​basıncı pn = 3,5 MPa olan kritik altı çevrime kıyasla türbin gücünü %14'e kadar artırmak mümkündür.

Jeotermal enerji santrallerinin başarılı bir şekilde çalışması için, kural olarak termal suyun mineralizasyonunun artmasıyla ağırlaşan korozyon ve tuz birikintilerinin oluşmasıyla ilgili sorunların çözülmesi gerekir. En yoğun tuz birikintileri termal suyun gazdan arındırılması ve bunun sonucunda karbondioksit dengesinin bozulması sonucu oluşur.

Önerilen teknolojik şemada, birincil soğutucu kapalı bir döngüde dolaşır: rezervuar - üretim kuyusu - kıyıdaki boru hattı - pompa - enjeksiyon kuyusu - suyun gazdan arındırılması koşullarının en aza indirildiği rezervuar. Aynı zamanda, birincil devrenin yer üstü kısmında karbonat birikintilerinin gazdan arındırılmasını ve çökelmesini önleyen bu tür termobarik koşullara uymak gerekir (sıcaklığa ve tuzluluğa bağlı olarak basınç 1,5 MPa seviyesinde tutulmalıdır) ve üstü).

Termal suyun sıcaklığındaki bir düşüş, Kayasulinsky jeotermal sahasında yapılan çalışmalarla doğrulanan, karbonat olmayan tuzların çökelmesine yol açmaktadır. Çöken tuzların bir kısmı depolanacaktır. iç yüzey enjeksiyon kuyusu açılır ve kütle dip deliği bölgesine taşınır. Enjeksiyon kuyusunun dibinde tuzların birikmesi, enjeksiyonlukta bir azalmaya ve GCS'nin tamamen durmasına kadar dairesel akış hızında kademeli bir azalmaya katkıda bulunacaktır.

GCS devresinde korozyonu ve kireç birikintilerini önlemek için, yüzey pasivasyonunun uzun süreli korozyon önleyici ve kireç önleyici etkisine sahip etkili reaktif OEDPA'yı (oksietiliden difosfonik asit) kullanabilirsiniz. OEDPC'nin pasifleştirici katmanının restorasyonu, bir üretim kuyusunun ağzındaki termal suya bir reaktif çözeltisinin periyodik olarak darbeli enjeksiyonu ile gerçekleştirilir.

Alt delik bölgesinde biriken tuz bulamacının çözülmesi ve dolayısıyla bir enjeksiyon kuyusunun enjeksiyonluluğunun yeniden sağlanması için çok etkili bir reaktif, aynı zamanda periyodik olarak dolaşımdaki termal suya da verilebilen NMA'dır (düşük moleküler asit konsantresi). Enjeksiyon pompasından önceki alanda.

Sonuç olarak, yukarıdakilerden hareketle, dünyanın iç kısmının termal enerjisini geliştirmek için umut verici yönlerden birinin, düşük kaynama noktalı çalışma maddeleri kullanan çift devreli jeotermal enerji santrallerinin inşası yoluyla elektriğe dönüştürülmesi olduğu önerilebilir. Böyle bir dönüşümün verimliliği birçok faktöre, özellikle de çalışma akışkanının seçimine ve jeotermal enerji santralinin ikincil devresinin termodinamik döngüsünün parametrelerine bağlıdır.

İkincil devrede çeşitli soğutucuların kullanıldığı çevrimlerin hesaplamalı analizinin sonuçları, en uygun olanın, türbin gücünü ve çevrim verimliliğini arttırmayı, soğutucunun taşıma özelliklerini iyileştirmeyi ve sıcaklığı daha tam olarak kontrol etmeyi mümkün kılan süperkritik çevrimler olduğunu göstermektedir. Jeotermal enerji santralinin primer devresinde dolaşan kaynak termal suyunun miktarı.

Ayrıca, yüksek sıcaklıktaki termal su (180°С ve üzeri) için en umut verici olanın, izobütan kullanan bir jeotermal enerji santralinin ikincil devresinde süperkritik döngülerin oluşturulması olduğu, daha düşük sıcaklıklara sahip sular için ise (100†120°С ve üzeri) tespit edilmiştir. ) aynı çevrimleri oluştururken en uygun soğutucu freon R13B1'dir.

Çıkarılan termal suyun sıcaklığına bağlı olarak, türbin tarafından üretilen maksimum güce karşılık gelen ikincil soğutucunun optimum buharlaşma sıcaklığı vardır.

Gelecekte, jeotermal enerji çevrimleri için çalışma maddesi olarak kullanımı en uygun olan süperkritik karışımların incelenmesi gerekmektedir, çünkü karışımın bileşimini seçerek kritik özellikleri dış koşullara bağlı olarak kolayca değiştirilebilir.

Jeotermal enerjinin kullanımının bir başka yönü, Kamçatka ve Kuzey Kafkasya'da uzun süredir seraların ısıtılması, konut ve toplumsal hizmetler sektöründe ısıtma ve sıcak su temini için kullanılan jeotermal ısı teminidir. Dünya ve yurt içi deneyimlerin analizi, jeotermal ısı tedariğinin umutlarını göstermektedir. Şu anda dünyada toplam 17.175 MW kapasiteli jeotermal ısı tedarik sistemleri faaliyette olup, yalnızca Amerika Birleşik Devletleri'nde 200 binin üzerinde jeotermal tesis faaliyet göstermektedir. Avrupa Birliği'nin planlarına göre, ısı pompaları da dahil olmak üzere jeotermal ısıtma sistemlerinin kapasitesinin 1995'te 1300 MW'tan 2010'da 5000 MW'a çıkması gerekiyor.

SSCB'de Krasnodar ve Stavropol bölgeleri, Kabardey-Balkar, Kuzey Osetya, Çeçen-İnguşetya, Dağıstan, Kamçatka bölgesi, Kırım, Gürcistan, Azerbaycan ve Kazakistan'da jeotermal sular kullanıldı. 1988 yılında 60,8 milyon m³ jeotermal su üretilirken, şu anda Rusya'da 30 milyon m3'e varan rakam üretiliyor. Yılda m³, bu da 150÷170 bin ton standart yakıta eşdeğerdir. Aynı zamanda Rusya Federasyonu Enerji Bakanlığı'na göre jeotermal enerjinin teknik potansiyeli 2950 milyon ton standart yakıttır.

Ülkemizde son 10 yılda jeotermal kaynakların aranması, geliştirilmesi ve işletilmesi sistemi çöktü. SSCB'de Bilimler Akademisi enstitüleri, jeoloji ve gaz endüstrisi bakanlıkları bu sorunla ilgili bilimsel araştırmalar yürütüyordu. Mevduat rezervlerinin araştırılması, değerlendirilmesi ve onaylanması, Jeoloji Bakanlığı'nın enstitüleri ve bölgesel birimleri tarafından gerçekleştirildi. Üretken kuyuların açılması, saha geliştirme, reenjeksiyon teknolojilerinin geliştirilmesi, jeotermal suların arıtılması ve jeotermal ısı tedarik sistemlerinin işletilmesi Gaz Endüstrisi Bakanlığı'nın birimleri tarafından gerçekleştirildi. Beş bölgesel operasyonel departmanı ve planı geliştiren araştırma ve üretim birliği "Soyuzgeotherm" (Makhachkala) içeriyordu. umut verici kullanım SSCB'nin jeotermal suları. Jeotermal ısı tedarik sistemleri ve ekipmanlarının tasarımı Merkezi Araştırma ve Tasarım ve Deneysel Mühendislik Ekipmanları Enstitüsü tarafından gerçekleştirildi.

Şu anda jeotermi alanındaki kapsamlı araştırma çalışmaları sona ermiştir: jeolojik ve hidrojeolojik çalışmalardan jeotermal suların arıtılması sorunlarına kadar. Daha önce keşfedilen yataklarda herhangi bir arama sondajı veya geliştirme yapılmamakta ve mevcut jeotermal ısı tedarik sistemlerinin ekipmanı modernize edilmemektedir. Jeoterminin geliştirilmesinde hükümetin rolü ihmal edilebilir. Jeotermal uzmanları dağınık durumda ve deneyimlerine ihtiyaç duyulmuyor. Krasnodar Bölgesi örneğini kullanarak Rusya'nın yeni ekonomik koşullarındaki mevcut durumu ve gelişme beklentilerini analiz edeceğiz.

Bu bölge için tüm yenilenebilir enerji kaynakları arasında en umut verici olanı jeotermal suların kullanılmasıdır. Şekil 4, Krasnodar Bölgesi'ndeki tesislere ısı temini için yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına ilişkin öncelikleri göstermektedir.

İÇİNDE Krasnodar bölgesi Yıllık 70†100° C sıcaklıkta 10 milyon m³/yıl'a kadar jeotermal su üretilmekte olup, bu da 40‑50 bin ton organik yakıtın (eşdeğer yakıt açısından) yerini almaktadır. 37 kuyulu 10 saha işletmede olup, 23 kuyulu 6 saha ise geliştirme aşamasındadır. Toplam jeotermal kuyu sayısı 77’dir. 32 hektar alan jeotermal sularla ısıtılmaktadır. seralar, 8'de 11 bin daire nüfuslu alanlar 2 bin kişiye sıcak su temini sağlanmaktadır. Bölgede keşfedilen jeotermal su rezervinin 77,7 bin olduğu tahmin ediliyor. m³/gün veya çalışırken ısıtma sezonu-11,7 milyon sezon başına m³ tahmini rezerv ise sırasıyla 165 bindir. m³/gün ve 24,7 milyon. sezon başına m³.

Kafkasya'nın eteklerinde Krasnodar'a 240 km uzaklıktaki en gelişmiş Mostovskoe jeotermal sahalarından biri, burada 1650†1850 m derinlikte 1500‑3300 m³/gün akış hızlarında, ağız sıcaklığı 67 °C olan 14 kuyu açılmıştır. ÷78° C, toplam mineralizasyon 0,9÷1, 9g/l. İle kimyasal bileşim Jeotermal su neredeyse içme suyu standartlarını karşılıyor. Bu yataktan elde edilen jeotermal suyun ana tüketicisi, daha önce 8 kuyu işleten, 30 hektara kadar sera alanına sahip bir sera kompleksidir. Şu anda sera alanının yüzde 40'ı burada ısıtılıyor.

Konutların ısıtılması için idari binalar köy 1980'lerde Mostovaya'da tahmini termal gücü 5 MW olan bir jeotermal merkezi ısıtma noktası (CHS) inşa edildi ve şeması Şekil 5'te gösterildi. Merkezi ısıtma istasyonundaki jeotermal su, her biri 45†70 m³/saat debi ve 70†74°С sıcaklıktaki iki kuyudan 300 m³ kapasiteli iki depolama tankına gelir. Atık jeotermal suyun ısısından yararlanmak için, 500 kW termal güce sahip iki adet buhar kompresörlü ısı pompası kuruldu. Isı pompası ünitesinden (HPU) önce 30÷35ºС sıcaklıktaki ısıtma sistemlerinde atık jeotermal su iki akışa bölünür, bunlardan biri 10ºС'ye soğutulur ve rezervuara boşaltılır, ikincisi 50ºС'ye ısıtılır ve geri gönderilir. depolama tankları. Isı pompası üniteleri Moskova Kompressor fabrikası tarafından A-220-2-0 soğutma makinelerine dayanarak üretildi.

Isı gücü düzenlemesi jeotermal ısıtma tepe yeniden ısıtmanın yokluğunda, iki şekilde gerçekleştirilir: soğutucuyu geçirerek ve döngüsel olarak. İkinci yöntemle, sistemler periyodik olarak jeotermal soğutucu ile doldurulurken aynı zamanda soğutulan akışkan da boşaltılır. Günlük ısıtma periyodu Z ile ısıtma süresi Zн aşağıdaki formülle belirlenir

Zн = 48j/(1 + j), burada ısı salınımı katsayısı; tahmini iç hava sıcaklığı, °C; ve gerçek ve hesaplanan dış hava sıcaklığı, °C.

Jeotermal sistemlerin depolama tanklarının kapasitesi, formüle göre ısıtılan konut binalarında (±3°C) hava sıcaklığı dalgalanmalarının normalize edilmiş genliğinin sağlanması koşulundan belirlenir.

burada kF, 1°C sıcaklık farkı başına ısıtma sisteminin ısı transferidir, W/°C; Z = Zн + Zjeotermal ısıtmanın çalışma süresi; Zduraklatma süresi, saat; Qp ve Qp hesaplanan ve bina ısıtma sisteminin mevsimsel ortalama ısıl gücü, W; jeotermal suyun c·hacimsel ısı kapasitesi, J/(m³· ºС); ngünlük jeotermal ısıtma başlangıcı sayısı; k1jeotermal ısı tedarik sisteminde ısı kaybı katsayısı; Isıtılmış bir binada A1 sıcaklık dalgalanmalarının genliği, ºС; Rnomısıtılan binaların ısı emiliminin toplam göstergesi; Isıtma sistemleri ve ısıtma ağlarının Vc ve Vts kapasitesi, m³.

Isı pompaları çalışırken, buharlaştırıcı Gi ve yoğunlaştırıcı Gk boyunca jeotermal su akış hızlarının oranı aşağıdaki formülle belirlenir:

Burada tk, to, t, kondenserden, bina ısıtma sisteminden ve HPU buharlaştırıcılarından sonraki jeotermal suyun sıcaklığıdır, ºС.

Çalışma koşulları soğutma makinelerinin çalışma koşullarından önemli ölçüde farklı olduğundan, kullanılan ısı pompası tasarımlarının düşük güvenilirliğine dikkat edilmelidir. Isı pompası modunda çalışırken kompresörlerin tahliye ve emme basınçlarının oranı, benzer orandan 1,5÷2 kat daha yüksektir. soğutma makineleri. Biyel kolu ve piston grubu, yağ tesisleri ve otomasyondaki arızalar, bu makinelerin erken arızalanmasına neden oldu.

Hidrolojik rejim üzerindeki kontrol eksikliğinin bir sonucu olarak, Mostovskoye jeotermal sahasının 10 yıl sonra işletilmesi nedeniyle kuyu başındaki basınç 2 kat azaldı. 1985 yılında sahanın rezervuar basıncını eski haline getirmek için. Üç enjeksiyon kuyusu açıldı ve bir pompa istasyonu inşa edildi, ancak formasyonların düşük enjeksiyonlu olması nedeniyle çalışmaları olumlu sonuç vermedi.

Krasnodar'a 60 km uzaklıkta bulunan 50 bin nüfuslu Ust-Labinsk şehrinde jeotermal kaynakların en umut verici kullanımı için, tahmini 65 MW termal güce sahip bir jeotermal ısı tedarik sistemi geliştirildi. Üç su pompalama seviyesinden, 2200÷2600 m gömme derinliğine, 97÷100ºС oluşum sıcaklığına ve 17÷24 g/l mineralizasyona sahip Eosen-Paleosen yatakları seçilmiştir.

Şehrin ısı tedariki geliştirme planına uygun olarak mevcut ve gelecekteki ısı yüklerinin analizi sonucunda jeotermal ısı tedarik sisteminin hesaplanan optimum ısı gücü belirlendi. Dört seçeneğin teknik ve ekonomik karşılaştırması (bunlardan üçü, farklı sayıda kuyuya sahip pik kazan daireleri olmayan ve biri kazan dairesinde ek ısıtmaya sahip), pik kazan dairesi olan planın minimum geri ödeme süresine sahip olduğunu gösterdi (Şekil 6) .

Jeotermal ısı tedarik sistemi, yedi enjeksiyon kuyusu ile batı ve merkezi termal su alımlarının inşasını içermektedir. Soğutulmuş soğutucunun yeniden enjeksiyonu ile termal su girişlerinin çalışma modu. Isı besleme sistemi, kazan dairesinde en yüksek yeniden ısıtma ve binaların mevcut ısıtma sistemlerinin bağımlı bağlantısı ile çift devrelidir. Bu jeotermal sistemin inşasına yapılan sermaye yatırımları 5,14 milyon tutarındaydı. ovmak. (1984 fiyatlarıyla), geri ödeme süresi 4,5 yıl, değiştirilen yakıttan tahmini tasarruf yılda 18,4 bin ton standart yakıttır.

Jeotermal santrallerden üretilen elektriğin maliyeti.

Jeotermal sahaların araştırma ve geliştirme (sondaj) masrafları, bir jeotermal enerji santralinin toplam maliyetinin %50'sine kadarını oluşturur ve bu nedenle, bir jeotermal enerji santralinin ürettiği elektriğin maliyeti oldukça önemlidir. Böylece, pilot-endüstriyel (IP) Verkhnee-Mutnovskaya GeoPP'nin tamamının maliyeti [12(3×4) MW kapasite] yaklaşık 300 milyon ruble olarak gerçekleşti. Bununla birlikte, yakıt için nakliye maliyetlerinin olmaması, jeotermal enerjinin yenilenebilir doğası ve elektrik ve ısı üretiminin çevre dostu olması, jeotermal enerjinin enerji piyasasında başarılı bir şekilde rekabet etmesine ve bazı durumlarda daha fazla enerji üretmesine olanak tanımaktadır. ucuz elektrik ve geleneksel CPP'lere ve CHP'lere göre daha sıcaktır. Uzak bölgeler için (Kamçatka, Kuril Adaları), GeoPP'lerin ithal yakıtla çalışan termik santraller ve dizel istasyonlara göre mutlak bir avantajı vardır.

Elektriğin %80'inden fazlasının ithal akaryakıtla çalışan CHPP-1 ve CHPP-2'de üretildiği Kamçatka'yı örnek alırsak, jeotermal enerjinin kullanımı daha karlı. Mutnovsky jeotermal sahasında yeni GeoPP'lerin inşası ve geliştirilmesi sürecinin devam ettiği bugün bile, Verkhne-Mutnovskaya GeoPP'deki elektriğin maliyeti Petropavlovsk-Kamchatsky'deki CHPP'den iki kat daha düşük. Eski Pauzhetskaya GeoPP'de 1 kWh(e) maliyeti CHPP-1 ve CHPP-2'ye göre 2¸3 kat daha düşük.

Temmuz 1988'de Kamçatka'da 1 kWh elektriğin maliyeti 10 ila 25 sent arasındaydı ve ortalama elektrik tarifesi 14 sent olarak belirlendi. Haziran 2001'de aynı bölgede 1 kWh elektrik tarifesi ise 7 ila 15 sent arasında değişiyordu. 2002 yılı başında OJSC Kamchatskenergo'daki ortalama tarife 3,6 ruble idi. (12 sent). Tüketilen elektriğin maliyetini düşürmeden Kamçatka ekonomisinin başarılı bir şekilde gelişemeyeceği ve bunun ancak jeotermal kaynakların kullanılmasıyla sağlanabileceği kesinlikle açıktır.

Artık enerji sektörünü yeniden yapılandırırken, bundan yola çıkmak çok önemli. gerçek fiyatlar yakıt ve ekipmanın yanı sıra farklı tüketiciler için enerji fiyatları. Aksi takdirde hatalı sonuçlara ve tahminlere varabilirsiniz. Böylece, 2001 yılında Dalsetproekt'te geliştirilen Kamçatka bölgesinin ekonomik kalkınma stratejisine, yeterli gerekçe olmaksızın, 1000 m³ gaz için 50 dolarlık bir fiyat dahil edildi, ancak gazın gerçek maliyetinin şundan daha düşük olmayacağı açık: 100 dolar, gaz sahalarının geliştirme süresi ise 5-10 yıl olacak. Ayrıca önerilen stratejiye göre gaz rezervleri 12 yıldan fazla olmayan bir hizmet ömrü için hesaplanıyor. Bu nedenle, Kamçatka bölgesindeki enerji gelişimi beklentileri öncelikle Mutnovskoye sahasında [300 MW(e)'ye kadar] bir dizi jeotermal enerji santralinin inşası, Pauzhetskaya GeoPP'nin yeniden ekipmanı, kapasite ile ilişkilendirilmelidir. bunun 20 MW'a çıkarılması ve yeni GeoPP'lerin inşası gerekiyor. İkincisi, Kamçatka'nın enerji bağımsızlığını uzun yıllar (en az 100 yıl) sağlayacak ve satılan elektriğin maliyetini düşürecek.

Dünya Enerji Konseyi'ne göre yenilenebilir enerji kaynakları arasında en çok düşük fiyat GeoPP'de 1 kWh için (tabloya bakın).

Filipinler, Yeni Zelanda, Meksika ve ABD'de büyük GeoPP'lerin işletilmesi deneyiminden, 1 kWh elektriğin maliyetinin genellikle 1 senti geçmediği sonucu çıkarken, GeoPP'lerdeki güç kullanım faktörünün de akılda tutulması gerekir. 0,95 değerine ulaşır.

Jeotermal ısı tedariği, doğrudan jeotermal kullanıldığında en karlı olanıdır sıcak su ve ayrıca 10÷30ºС sıcaklıktaki toprak ısısının etkili bir şekilde kullanılabildiği ısı pompalarının piyasaya sürülmesiyle, yani. düşük dereceli jeotermal ısı. Rusya'nın mevcut ekonomik koşullarında jeotermal ısı tedarikinin geliştirilmesi son derece zordur. Kuyu sondajına sabit fonlar yatırılmalıdır. Krasnodar Bölgesi'nde 1 m kuyu açma maliyeti 8 bin ruble, derinliği 1800 m, maliyeti 14,4 milyon ruble. Hesaplanan 70 m³/saat kuyu debisi, tetiklenen 30°C sıcaklık basıncı, 150 gün boyunca 24 saat çalışma. yıllık olarak, ısıtma mevsimi boyunca hesaplanan akış hızının kullanım katsayısı 0,5, sağlanan ısı miktarı 4385 MWh veya değer açısından 1,3 milyon ruble'dir. 300 rub./(MWh) tarifeyle. Bu gidişle açılan kuyu kendini 11 yılda amorti edecek. Aynı zamanda gelecekte enerji sektöründe de bu alanın geliştirilmesi ihtiyacı şüphe götürmez.

Sonuçlar.

1. Neredeyse Rusya'nın tüm bölgesi boyunca, 30 ila 200° C arasında soğutma suyu sıcaklıklarına (su, iki fazlı akış ve buhar) sahip benzersiz jeotermal ısı rezervleri vardır.

2.Son yıllarda Rusya'da büyük çapta temel araştırma Hızlı bir şekilde sağlayabilecek jeotermal teknolojiler oluşturulmuştur. etkili uygulama Elektrik ve ısı üretmek için GeoPP ve GeoTS'de topraktan gelen ısı.

3.Jeotermal enerji, genel enerji kullanımı dengesinde önemli bir yer tutmalıdır. Özellikle Kamçatka bölgesi ve Kuril Adaları ile Primorye, Sibirya ve Kuzey Kafkasya'nın enerji sektörünün yeniden yapılandırılması ve yeniden donatılması için kendi jeotermal kaynaklarının kullanılması gerekmektedir.

4. Düşük dereceli ısı kaynakları kullanan ısı pompalarıyla yeni ısı tedarik planlarının büyük ölçekli uygulanması, fosil yakıt tüketimini %20‑25 oranında azaltacaktır.

5. Enerji sektörüne yatırım ve kredi çekmek için etkili projeler yürütmek ve ödünç alınan fonların zamanında geri ödenmesini garanti etmek gerekir; bu da ancak tüketicilere sağlanan elektrik ve ısının tam ve zamanında ödenmesiyle mümkündür.

Referanslar.

1. İkincil devrede süperkritik bir çevrim kullanılarak jeotermal enerjinin elektrik enerjisine dönüştürülmesi. Abdulagatov I.M., Alkhasov A.B. “Termal enerji mühendisliği.-1988 No. 4-sayfa. 53-56".

2. Salamov A.A. “Dünya enerji sektöründe jeotermal enerji santralleri” Termik enerji mühendisliği 2000 No. 1-sayfa. 79-80"

3. Dünyanın Isısı: “Jeotermal teknolojilerin gelişimi için beklentiler” Ekoloji ve Yaşam-2001-No.6-sayfa49-52 raporundan.

4.Tarnizhevsky B.V. “Rusya'da yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına ilişkin durum ve beklentiler” Endüstriyel Enerji-2002-No. 52-56.

5. Kuznetsov V.A. "Mutnovskaya jeotermal enerji santrali" Elektrik istasyonları-2002-No.1-sayfa. 31-35.

6.Butuzov V.A. “Krasnodar bölgesindeki jeotermal ısı tedarik sistemleri” Enerji Yöneticisi-2002-No.1-pp.14-16.

7.Butuzov V.A. “Rusya'da jeotermal ısı tedarik sistemlerinin analizi” Endüstriyel Enerji-2002-No.6-pp.53-57.

8. Dobrokhotov V.I. “Rusya enerji sektöründe jeotermal kaynakların kullanımı” Termik Enerji Mühendisliği-2003-No.

9. Alkhasov A.B. “Jeotermal ısı kullanımında verimliliğin arttırılması” Termik Enerji Mühendisliği-2003-No.3-pp.52-54.