Jeotermal enerji

Dipnot.

Tanıtım.

Jeotermal santrallerin ürettiği elektriğin maliyeti.

Bibliyografya.

Dipnot.

Bu çalışma, hem dünya genelinde hem de ülkemizdeki Rusya'da jeotermal enerjinin gelişiminin tarihini sunmaktadır. Dünyanın derin ısısının kullanımının, elektrik enerjisine dönüştürülmesinin yanı sıra ülkemizin Kamçatka, Sahalin, Kuzey Kafkasya gibi bölgelerinde şehir ve köylere ısı ve sıcak su temini sağlamak için analizi yapılmıştır. gerçekleştirildi. Jeotermal yatakların geliştirilmesi, enerji santrallerinin inşası ve geri kazanım şartlarının ekonomik fizibilite çalışması yapılmıştır. Jeotermal kaynakların enerjilerini diğer enerji kaynakları türleri ile karşılaştırarak, genel enerji kullanımı dengesinde önemli bir yer tutması gereken jeotermal enerjinin gelişimi için beklentiler elde ediyoruz. Özellikle Kamçatka bölgesi ve Kuril Adaları, kısmen Primorye ve Kuzey Kafkasya'nın enerji sektörünün yeniden yapılandırılması ve yeniden donatılması için kendi jeotermal kaynaklarımızı kullanmak gerekiyor.

Tanıtım.

Yakın gelecekte ülkenin enerji sektöründe üretim kapasitelerinin geliştirilmesine yönelik ana yönler, elektrik santrallerinin teknik olarak yeniden donatılması ve yeniden inşası ile yeni üretim kapasitelerinin devreye alınmasıdır. Öncelikle bu, mevcut termik santrallerin verimini %2540 oranında artıracak %5560 verimle kombine çevrim santrallerinin yapılmasıdır. Bir sonraki aşama, katı yakıt yakmak için yeni teknolojiler kullanan ve süper kritik buhar parametreleriyle %46-48 TPP verimine ulaşmak için termik santrallerin inşası olmalıdır. Daha fazla gelişme alınacak ve nükleer enerji santralleri termal ve hızlı nötronlarda yeni tip reaktörlerle.

Rusya'nın enerji sektörünün oluşumunda önemli bir yer, tüketilen enerji kaynaklarının hacmi açısından en büyük olan, toplam tüketiminin% 45'inden fazlası olan ülkenin ısı tedarik sektörü tarafından işgal edilmektedir. Bölgesel ısıtma (DH) sistemleri, tüm ısının %71'inden fazlasını ve merkezi olmayan kaynaklar yaklaşık %29'unu üretir. Tüm ısının %34'ünden fazlası elektrik santrallerinden, yaklaşık %50'si ise kazan dairelerinden sağlanmaktadır. 2020 yılına kadar Rusya'nın enerji stratejisine uygun olarak. ülkedeki ısı tüketiminin en az 1,3 kat artırılması ve 2000 yılında merkezi olmayan ısı arzının payının %28,6'dan artması planlanmaktadır. 2020'de %33'e kadar

Yaşanan fiyat artışı son yıllar, fosil yakıt (gaz, akaryakıt, dizel yakıt) ve Rusya'nın uzak bölgelerine nakliyesi için ve buna bağlı olarak elektrik ve elektrik satış fiyatlarında objektif bir artış. Termal enerji yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına yönelik tutumu temelden değiştirmek: jeotermal, rüzgar, güneş.

Bu nedenle, ülkenin belirli bölgelerinde jeotermal enerjinin geliştirilmesi, bugün özellikle Kamçatka, Kuril Adaları ve Kuzey Kafkasya'da, Sibirya'nın belirli bölgelerinde ve Avrupa'da elektrik ve ısı temini sorununu çözmesine izin veriyor. Rusya'nın bir parçası.

Yerel geleneksel olmayan yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının genişletilmesi ve her şeyden önce dünyanın jeotermal ısısı, ısı tedarik sistemlerinin iyileştirilmesi ve geliştirilmesinin ana yönlerinden biri haline gelmelidir. Önümüzdeki 7-10 yıl içinde yardımla modern teknolojiler termal ısıdan kaynaklanan yerel ısıtma, önemli fosil yakıt kaynaklarından tasarruf sağlayabilir.

Son on yılda, geleneksel olmayan yenilenebilir enerji kaynaklarının (RES) kullanımı dünyada gerçek bir patlama yaşadı. Bu kaynakların uygulama ölçeği birkaç kez artmıştır. Bu yön, diğer enerji alanlarına kıyasla en yoğun şekilde gelişiyor. Bu fenomenin birkaç nedeni var. Her şeyden önce, ucuz geleneksel enerji kaynakları döneminin geri dönülemez bir şekilde kapandığı aşikardır. Bu alanda tek bir eğilim var - her tür için fiyatlarda artış. Yakıt temelinden yoksun bırakılmış birçok ülkenin enerji bağımsızlığı arzusu daha az önemli değildir.Zararlı gazların emisyonu da dahil olmak üzere çevresel hususlar önemli bir rol oynamaktadır. Gelişmiş ülke nüfusu, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına aktif olarak manevi destek sağlamaktadır.

Bu nedenlerle, birçok eyalette yenilenebilir enerji kaynaklarının geliştirilmesi, enerji alanındaki teknik politikanın öncelikli görevidir. Bazı ülkelerde bu politika, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı için yasal, ekonomik ve organizasyonel çerçeveyi oluşturan kabul edilen yasal ve düzenleyici çerçeve aracılığıyla uygulanmaktadır. Özellikle ekonomik temeller, enerji piyasasının gelişme aşamasındaki yenilenebilir enerji kaynaklarını desteklemek için çeşitli önlemlerden oluşur (vergi ve kredi avantajları, doğrudan sübvansiyonlar vb.)

Rusya'da pratik kullanım Yenilenebilir enerji kaynakları önde gelen ülkelerin önemli ölçüde gerisinde kalmaktadır. Devletin ekonomik desteğinin yanı sıra yasal ve düzenleyici bir çerçeve yoktur. Bütün bunlar, bu alanda pratik yapmayı son derece zorlaştırıyor. Engelleyici faktörlerin ana nedeni, ülkede devam eden ekonomik sıkıntılar ve bunun sonucunda yatırım güçlükleri, düşük efektif talep, gerekli gelişmeler için fon eksikliğidir. Bununla birlikte ülkemizde yenilenebilir enerji kaynaklarının (jeotermal enerji) kullanımına yönelik bazı çalışmalar ve pratik önlemler yapılmaktadır. Rusya'daki buhar-hidrotermal yataklar sadece Kamçatka ve Kuril Adaları'nda bulunur. Bu nedenle jeotermal enerji bir bütün olarak ülkenin enerji sektöründe önemli bir yer tutamaz ve gelecekte de alamaz. Ancak pahalı ithal yakıt (fuel oil, kömür, motorin) kullanan ve bir enerji krizinin eşiğinde olan bu bölgelere enerji temini sorununu kökten ve en ekonomik temelde çözebilmektedir. Kamçatka'daki buhar-hidrotermal yatakların potansiyeli şunları sağlayabilir: farklı kaynaklaröngörülebilir gelecek için bu bölgenin ihtiyaçlarını önemli ölçüde aşan 1000 ila 2000 MW kurulu elektrik kapasitesi. Bu nedenle, burada jeotermal enerjinin gelişimi için gerçek beklentiler var.

Jeotermal enerjinin gelişim tarihi.

Rusya, devasa fosil yakıt kaynaklarının yanı sıra, 300 ila 2500 m derinlikte, özellikle yer kabuğunun fay bölgelerinde bulunan jeotermal kaynaklarla çarpılabilen önemli dünya ısısı rezervlerine sahiptir.

Rusya toprakları iyi araştırılmıştır ve bugün enerji de dahil olmak üzere önemli endüstriyel potansiyele sahip olan dünyanın ısısının ana kaynakları bilinmektedir. Ayrıca, hemen hemen her yerde 30 ila 200 ° C arasında değişen sıcaklıklarda ısı rezervleri vardır.

1983 yılında. VSEGINGEO'da SSCB'nin termal su kaynaklarının bir atlası derlendi. Ülkemizde termal su rezervleri ile 240 · 10³m³ / gün'den fazla su elde etmeyi mümkün kılan 47 jeotermal yatak keşfedilmiştir. Bugün Rusya'da, neredeyse 50 bilimsel kuruluştan uzmanlar, dünyanın ısısını kullanma sorunlarıyla uğraşıyorlar.

Jeotermal kaynakları kullanmak için 3.000'den fazla kuyu açıldı. Halihazırda bu alanda yürütülen jeotermal araştırma ve sondaj operasyonlarının maliyeti cari fiyatlarla 4 milyardan fazladır. dolar. Kamçatka'da, jeotermal sahalarda, 225 ila 2266 m derinlikte 365 kuyu açıldı ve (Sovyet zamanlarında) yaklaşık 300 milyon harcandı. dolar (modern fiyatlarla).

İlk jeotermal enerji santrali 1904 yılında İtalya'da işletmeye alındı. Kamçatka'daki ilk jeotermal enerji santrali ve SSCB'deki ilk jeotermal santral olan Pauzhetskaya Jeotermal Santrali, 1967'de işletmeye alındı. ve 5 mW gücündeydi, daha sonra 11 mW'a yükseldi. Kamçatka'da jeotermal enerjinin gelişimine yeni bir ivme, 90'lı yıllarda endüstri ile işbirliği içinde (öncelikle Kaluga Türbin Fabrikası ile) yeni ilerici teknolojiler geliştiren kuruluşların ve firmaların (JSC Geotherm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka) ortaya çıkmasıyla verildi. jeotermal enerjiyi elektrik enerjisine dönüştürmek için planlar, teknolojiler ve ekipman türleri ve Avrupa İmar ve Kalkınma Bankası'ndan kredi aldı. Sonuç olarak, 1999'da. Kamçatka'da Verkhne-Mutnovskaya Jeotermal Santrali (her biri 4 MW'lık üç modül) devreye alındı. İlk 25mW ünite devreye alındı. Mutnovskaya Jeotermal Santrali'nin toplam kapasitesi 50 MW olan ilk etabı.

100 MW kapasiteli ikinci etap 2004 yılında devreye alınabilir.

Böylece, ülkedeki ciddi ekonomik zorluklara rağmen Rusya'da yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının olumlu ve şüphesiz bir örneği olan Kamçatka'daki jeotermal enerji için en yakın ve oldukça gerçek beklentiler belirlendi. Kamçatka'daki buhar-hidrotermal sahaların potansiyeli, yakın gelecekte bu bölgenin ihtiyaçlarını önemli ölçüde aşan 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 süredir elektrik ve ısı sağlamayı mümkün kılıyor. Kamçatka'nın güneyinde 300 MW (e) kapasiteli yüksek sıcaklıklı Mutnovskoye sahası ile birlikte, Koshelevskoye, Bolshe Bannom ve kuzeyde Kireunskoye sahalarında önemli jeotermal kaynak rezervleri bilinmektedir. Kamçatka'daki jeotermal suların ısı rezervlerinin 5000 MW (t) olduğu tahmin edilmektedir.

Chukotka ayrıca önemli jeotermal ısı rezervlerine sahiptir (Kamçatka bölgesi sınırında), bazıları zaten keşfedilmiştir ve yakındaki şehirler ve köyler için aktif olarak kullanılabilir.

Kuril Adaları ayrıca dünyanın ısı rezervleri açısından da zengindir, bu bölgenin 100-200 yıl boyunca ısı ve elektrik temini için oldukça yeterlidir. Iturup adasında, kapasitesi (30 MW (e)) önümüzdeki 100 yıl içinde tüm adanın enerji gereksinimlerini karşılamak için yeterli olan iki fazlı bir jeotermal soğutucunun rezervleri keşfedildi. Burada Okeanskoye jeotermal sahasında kuyular açıldı ve bir GeoPP yapım aşamasında. Güneydeki Kunashir adasında, Yuzhno Kurilsk şehrine elektrik ve ısı sağlamak için halihazırda kullanılan jeotermal ısı rezervleri var. Kuzeydeki Paramushir adasının bağırsakları daha az çalışılmaktadır, ancak bu adanın ayrıca 70 ila 95 ° C sıcaklıkta önemli jeotermal su rezervlerine sahip olduğu bilinmektedir; 20 MW (t) kapasiteli bir GeoTS de burada inşa ediliyor.

100-200 °C sıcaklığa sahip termal suların tortuları çok daha yaygındır. Bu sıcaklıkta, bir buhar türbini çevriminde düşük kaynama noktalı çalışma sıvılarının kullanılması tavsiye edilir. Çift devreli jeotermal santrallerin termal su üzerinde kullanılması, başta Kuzey Kafkasya olmak üzere Rusya'nın bazı bölgelerinde mümkündür. 300 ila 5000 m derinlikte bulunan 70 ila 180 ° C arasındaki rezervuardaki sıcaklıklara sahip jeotermal yataklar burada iyi incelenmiştir.Jeotermal su burada uzun süredir ısıtma ve sıcak su temini için kullanılmaktadır. Dağıstan'da yılda 6 milyon metreküpten fazla jeotermal su üretiliyor. Kuzey Kafkasya'da yaklaşık 500 bin kişi jeotermal su kaynağı kullanıyor.

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

Jeotermal enerjiyi elektrik ve ısıya dönüştürmek.

Yüksek mineralli yeraltı termal sularının ısısını kullanmanın gelecek vaat eden alanlarından biri de elektrik enerjisine dönüştürülmesidir. Bu amaçla, şeması Şekil 1'de gösterilen bir jeotermal sirkülasyon sistemi (GCS) ve bir buhar türbini ünitesinden (STU) oluşan bir jeotermal enerji santralinin inşası için teknolojik bir şema geliştirilmiştir. Ayırt edici özellik Bilinen böyle bir teknolojik şema, içinde bir evaporatör ve bir kızdırıcı rolünün, üretilen yüksek sıcaklıktaki termal suyun beslendiği enjeksiyon kuyusunun üst kısmında bulunan bir kuyu içi dikey karşı akışlı ısı eşanjörü tarafından gerçekleştirilmesidir. ikincil ısı taşıyıcıya ısı transferinden sonra formasyona geri pompalanan yüzey boru hattı yoluyla. Buhar türbini ünitesinin kondansatöründen gelen ikincil soğutucu, ısı eşanjörünün içinde aşağıya inen bir boru vasıtasıyla yerçekimi ile ısıtma bölgesine akar.

Meslek okullarının çalışmaları Rankine döngüsüne dayanmaktadır; t, s diyagramı bu döngü ve ısı değiştirici-evaporatördeki ısı taşıyıcıların sıcaklıklarındaki değişimin doğası.

Çoğu önemli nokta bir jeotermal enerji santralinin inşası sırasında ikincil devrede bir çalışma sıvısı seçimi. Jeotermal kurulum için seçilen çalışma akışkanı, verilen çalışma koşulları altında, yani; kararlı, yanıcı olmayan, patlamaya dayanıklı, toksik olmayan, karşı inert yapısal malzemeler ve ucuz. Daha düşük dinamik viskozite katsayısına (daha az hidrolik kayıp) ve daha yüksek termal iletkenlik katsayısına (daha iyi ısı transferi) sahip bir çalışma sıvısı seçilmesi tavsiye edilir.

Tüm bu gereksinimleri aynı anda yerine getirmek neredeyse imkansızdır, bu nedenle bir veya başka bir çalışma sıvısının seçimini optimize etmek her zaman gereklidir.

Jeotermal enerji santrallerinin çalışma gövdelerinin düşük başlangıç ​​parametreleri, t, s diyagramında sağ sınır eğrisinin negatif eğriliğine sahip düşük kaynama noktalı çalışma gövdelerinin aranmasına yol açar, çünkü bu durumda su ve buhar kullanımı bir sonuca yol açar. termodinamik parametrelerde bozulma ve gerekli olan buhar türbini tesislerinin boyutlarında keskin bir artış.

İkili enerji döngülerinin ikincil devresinde süper kritik bir ajan olarak süper kritik durumda bir izobütan + izopentan karışımının kullanılması önerilmektedir. Süper kritik karışımların kullanımı uygundur çünkü kritik özellikler, yani. kritik sıcaklık tc (x), kritik basınç pc (x) ve kritik yoğunluk qc (x), karışım bileşimi x'e bağlıdır. Bu, karışımın bileşimini seçerek, belirli bir jeotermal alanın termal suyunun karşılık gelen sıcaklığı için en uygun kritik parametrelere sahip süper kritik ajanın seçilmesini mümkün kılacaktır.

Düşük kaynama noktalı hidrokarbon izobütan, termodinamik parametreleri gerekli koşullara karşılık gelen ikincil bir ısı taşıyıcı olarak kullanılır. İzobütanın kritik parametreleri: tc = 134.69 ° C; pk = 3.629 MPa; qк = 225,5 kg / m³. Ek olarak, ikincil bir soğutucu olarak izobütan seçimi, nispeten düşük maliyeti ve çevre dostu olması (freonların aksine) nedeniyledir. İzobütan bir çalışma akışkanı olarak yurt dışında geniş bir dağılım bulmuştur ve ayrıca ikili jeotermal enerji çevrimlerinde süper kritik bir durumda kullanılması önerilmektedir.

Tesisatın enerji özellikleri, üretilen suyun geniş bir sıcaklık aralığı ve çeşitli çalışma modları için hesaplanır. Bu durumda, tüm durumlarda izobütan tcon'un yoğuşma sıcaklığının = 30 ° C olduğu varsayılmıştır.

Soru, en küçük sıcaklık farkının seçimi ile ilgili ortaya çıkıyor, êtşek 2. Bir yandan, êt değerindeki bir azalma, evaporatör ısı eşanjörünün yüzeyinde ekonomik olarak gerekçelendirilemeyecek bir artışa yol açar. Öte yandan, belirli bir termal su tt sıcaklığında êt'deki bir artış, buharlaşma sıcaklığı tg'yi (ve dolayısıyla basıncı) düşürme ihtiyacına yol açar, bu da döngünün verimliliğini olumsuz yönde etkileyecektir. Çoğu pratik durumda, êt = 10 ÷ 25 ° C alınması önerilir.

Elde edilen sonuçlar, ısı eşanjörü buhar jeneratörünün birincil devresine giren suyun sıcaklığına bağlı olan buhar santralinin çalışması için optimal parametrelerin olduğunu göstermektedir. İzobütan tg'nin buharlaşma sıcaklığındaki bir artışla, türbin tarafından üretilen N gücü, ikincil soğutucu akış hızının 1 kg / s'si kadar artar. Aynı zamanda tz arttıkça buharlaşan izobütan miktarı 1 kg/s termal su tüketimi azalmaktadır.

Termal suyun sıcaklığı yükseldikçe optimum buharlaşma sıcaklığı da artar.

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

Yüksek sıcaklıktaki su için (tt = 180 °C), ilk buhar basıncı pH = 3,8 olduğunda süperkritik döngüler dikkate alınır; 4.0; 4.2; ve 5.0MPa. Bunlardan, maksimum güç elde etme açısından en etkili olanı, pH = 5.0 MPa'lık bir başlangıç ​​basıncına sahip "üçgen" döngüye yakın olan süper kritik döngüdür. Bu çevrimde soğutma sıvısı ile çalışma sıvısı arasındaki minimum sıcaklık farkı nedeniyle termal suyun sıcaklık potansiyeli en iyi şekilde kullanılır. Bu çevrimin kritik altı çevrimle (pH = 3.4 MPa) karşılaştırılması, süperkritik çevrim sırasında türbin tarafından üretilen gücün %11 arttığını, türbine giren madde akışının yoğunluğunun çevrime göre 1,7 kat daha fazla olduğunu göstermektedir. pH = 3 , 4 MPa, bu da soğutucunun taşıma özelliklerinde bir iyileşmeye ve buhar türbini tesisinin ekipmanının (besleme boru hatları ve türbinler) boyutunda bir azalmaya yol açacaktır. Ayrıca pH=5.0 MPa olan çevrimde tekrar rezervuara enjekte edilen atık termal suyun sıcaklığı tn 42°C iken pH=3.4 MPa ile kritik altı çevrimde sıcaklık tn=55°dir. C.

Aynı zamanda, süper kritik döngüde başlangıç ​​basıncının 5.0 MPa'ya yükselmesi, ekipman maliyetini, özellikle de türbin maliyetini etkiler. Artan basınçla türbin akış yolunun boyutu azalsa da, türbin kademelerinin sayısı aynı anda artar, daha gelişmiş bir uç conta gerekir ve en önemlisi kasa duvarlarının kalınlığı artar.

Süper kritik bir döngü oluşturmak için teknolojik şema Jeotermal enerji santralinin, kondenseri ısı eşanjörüne bağlayan boru hattına bir pompa takması gerekiyor.

Bununla birlikte, güçte bir artış, besleme boru hatlarının ve türbinlerin boyutunda bir azalma ve termal suyun sıcaklık potansiyelinin daha eksiksiz bir tepkisi gibi faktörler, süper kritik bir döngü lehinde konuşur.

Gelecekte, Rusya'da keşfedilen tortuların büyük çoğunluğunun termal potansiyeli 100 ÷ değerini geçmediğinden, daha düşük sıcaklığa sahip termal suları kullanırken süper kritik döngüler oluşturmaya izin verecek daha düşük kritik sıcaklığa sahip soğutucular aramak gerekir. 120°C Bu açıdan, aşağıdaki kritik parametrelerle en umut verici olan R13B1'dir (triflorobromometan): tc = 66.9 ° C; pk = 3.946MPa; qк = 770kg / m³.

Tahmini hesaplamaların sonuçları, Jeotermal santralin birincil devresinde tc = 120 ° C sıcaklıktaki termal suyun kullanılmasının ve ikincil devrede pn = 5.0 MPa'lık bir başlangıç ​​basıncına sahip bir süper kritik döngünün oluşturulmasını göstermektedir. R13B1 freonunda, başlangıç ​​basıncı pn = 3.5 MPa olan kritik altı çevrime kıyasla türbin gücünü %14'e kadar artırmaya da izin verir.

Jeotermal santralin başarılı bir şekilde çalışması için, kural olarak, termal suyun mineralizasyonundaki artışla ağırlaşan korozyon ve kireç tortularının oluşumu ile ilgili sorunları çözmek gerekir. En yoğun kireç tortuları, termal suyun gazının alınması ve bu karbondioksit dengesinin bozulması sonucu oluşur.

Önerilen teknolojik şemada, birincil soğutma sıvısı kapalı bir döngüde dolaşır: rezervuar - üretim kuyusu - kara boru hattı - pompa - enjeksiyon kuyusu - suyun gazdan arındırılması için koşulların en aza indirildiği rezervuar. Aynı zamanda, birincil devrenin kara kısmında, karbonat birikintilerinin gazdan arındırılmasını ve çökelmesini önleyen bu tür sıcaklık ve basınç koşullarına uyulması gerekir (sıcaklık ve tuzluluğa bağlı olarak, basınç 1.5 seviyesinde tutulmalıdır). MPa ve üstü).

Termal suyun sıcaklığındaki bir düşüş, Kayasulinsky jeotermal test sahasında yapılan çalışmalarla doğrulanan karbonat olmayan tuzların çökelmesine yol açar. Çökeltilen tuzların bir kısmı iç yüzey enjeksiyon kuyusu ve yığın dip deliği bölgesine gerçekleştirilir. Enjeksiyon kuyusunun dibinde tuz birikmesi, enjekte edilebilirliğin azalmasına ve GVC'nin tamamen kapanmasına kadar dairesel akış hızında kademeli bir azalmaya katkıda bulunacaktır.

GVC devresinde korozyonu ve kireç tortularını önlemek için, yüzey pasivasyonunun uzun süreli antikorozif ve kireç önleyici etkisine sahip etkili bir reaktif OEDPA (hidroksietil-dendifosfonik asit) kullanılabilir. OEDPhK'nin pasifleştirici tabakasının restorasyonu, reaktif çözeltisinin üretim kuyu başındaki termal suya periyodik darbe enjeksiyonu ile gerçekleştirilir.

Dip deliği bölgesinde birikecek olan tuz çamurunu çözmek ve bu nedenle enjeksiyon kuyusunun enjektivitesini eski haline getirmek için, çok etkili bir reaktif NMC'dir (düşük moleküler ağırlıklı asitlerin konsantresi), ayrıca periyodik olarak dolaşıma dahil edilebilir. enjeksiyon pompasının önündeki alanda termal su.

Sonuç olarak, yukarıdan, dünyanın iç kısmındaki termal enerjinin gelişimi için umut verici yönlerden birinin, düşük kaynama noktalı çalışma ajanları üzerinde çift devreli jeotermal enerji santrallerinin inşası yoluyla elektrik enerjisine dönüştürülmesi olduğu önerilebilir. Böyle bir dönüşümün verimliliği, birçok faktöre, özellikle çalışma sıvısının seçimine ve Jeotermal enerji santralinin ikincil devresinin termodinamik döngüsünün parametrelerine bağlıdır.

İkincil devrede çeşitli soğutma sıvıları kullanan çevrimlerin hesaplanan analizinin sonuçları, en optimalin, türbin gücünü ve çevrim verimliliğini artırmayı, soğutma sıvısının taşıma özelliklerini iyileştirmeyi ve daha tam olarak çalıştırmayı mümkün kılan süper kritik çevrimler olduğunu göstermektedir. Jeotermal enerji santralinin birincil devresinde dolaşan ilk termal suyun sıcaklığı.

Ayrıca, yüksek sıcaklıktaki termal su (180 ° C ve üstü) için en umut verici olanın, izobütan kullanan bir Jeotermal enerji santralinin ikincil devresinde süper kritik döngülerin oluşturulması, daha düşük sıcaklığa sahip sular için (100 ÷ 120) olduğu bulunmuştur. °C ve üzeri), aynı çevrimleri oluştururken en uygun soğutma sıvısı freon R13B1'dir.

Üretilen termal suyun sıcaklığına bağlı olarak, türbin tarafından üretilen maksimum güce karşılık gelen ikincil ısı taşıyıcının optimum buharlaşma sıcaklığı vardır.

Gelecekte, jeotermal enerji döngüleri için bir çalışma maddesi olarak kullanımı en uygun olan süper kritik karışımları incelemek gerekir, çünkü karışım bileşimini seçerek kritik özellikleri dış koşullara bağlı olarak kolayca değiştirebilir.

Diğer bir yön ise, Kamçatka ve Kuzey Kafkasya'da seraları ısıtmak, konut ve toplumsal sektörde ısıtma ve sıcak su temini için uzun süredir uygulama bulan jeotermal enerjinin, jeotermal ısı kaynağının kullanılmasıdır. Dünya ve yerel deneyimlerin analizi, jeotermal ısı arzının umut verici olduğunu gösteriyor. Şu anda dünyada toplam 17.175 MW kapasiteli jeotermal ısı tedarik sistemleri faaliyette olup, yalnızca Amerika Birleşik Devletleri'nde 200 binden fazla jeotermal tesis işletilmektedir. Avrupa Birliği'nin planlarına göre, ısı pompaları dahil jeotermal ısıtma sistemlerinin kapasitesi 1995'te 1300 MW'tan 2010'da 5000 MW'a çıkarılmalıdır.

SSCB'de Krasnodar ve Stavropol Toprakları, Kabardey-Balkar, Kuzey Osetya, Çeçen-İnguşetya, Dağıstan, Kamçatka Oblastı, Kırım, Gürcistan, Azerbaycan ve Kazakistan'da jeotermal sular kullanıldı. 1988'de 60,8 milyon m³ jeotermal su çıkarıldı, şimdi Rusya'da 30 milyona kadar çıkarılıyor. 150 ÷ ​​170 bin ton standart yakıta eşdeğer yılda m³. Aynı zamanda, Rusya Federasyonu Enerji Bakanlığı'na göre jeotermal enerjinin teknik potansiyeli 2.950 milyon ton yakıt eşdeğeridir.

Son 10 yılda ülkemizde jeotermal kaynakların aranması, geliştirilmesi ve işletilmesi sistemi çökmüştür. SSCB'de, bu sorunla ilgili bilimsel araştırmalar, Bilimler Akademisi enstitüleri, jeoloji bakanlıkları ve gaz endüstrisi tarafından gerçekleştirildi. Mevduat rezervlerinin araştırılması, değerlendirilmesi ve onaylanması, Jeoloji Bakanlığı'nın enstitüleri ve bölge birimleri tarafından gerçekleştirilmiştir. Verimli kuyuların açılması, saha geliştirme, re-enjeksiyon teknolojilerinin geliştirilmesi, jeotermal su arıtımı, jeotermal ısı tedarik sistemlerinin işletilmesi Gaz Sanayi Bakanlığı'nın alt birimleri tarafından gerçekleştirilmiştir. Beş bölgesel operasyonel departman, SSCB'de jeotermal suların ileriye dönük kullanımı için bir plan geliştiren araştırma ve üretim birliği "Soyuzgeotherm" (Makhachkala) içeriyordu. Jeotermal ısı temini için sistem ve ekipmanların tasarımı, Mühendislik Ekipmanları Merkezi Araştırma ve Geliştirme Enstitüsü tarafından gerçekleştirildi.

Şu anda, jeotermal alanındaki kapsamlı araştırma çalışmaları sona ermiştir: jeolojik ve hidrojeolojik araştırmalardan jeotermal suların arıtılması sorunlarına kadar. Arama sondajı, daha önce keşfedilen alanların geliştirilmesi yapılmamakta, mevcut jeotermal ısı tedarik sistemlerinin ekipmanı modernize edilmemektedir. Jeotermal enerjinin geliştirilmesinde hükümetin rolü önemsizdir. Jeotermal uzmanları dağınık, deneyimleri talep edilmiyor. Rusya'nın yeni ekonomik koşullarında mevcut durumun ve gelişme beklentilerinin analizi, Krasnodar Bölgesi örneği kullanılarak gerçekleştirilir.

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

V Krasnodar Bölgesi 40 ÷ 50 bin ton organik yakıtın (konvansiyonel yakıt açısından) yerini alan 70 ÷ 100 º С sıcaklıkta yıllık 10 milyon m³ / yıla kadar jeotermal su üretmektedir. 37 kuyu ile işletmede olan 10 saha, 23 kuyulu 6 saha geliştirme aşamasındadır. Toplam jeotermal kuyu sayısı 77. Jeotermal sular 32 hektarı ısıtır. seralar, sekiz yerleşimde 11 bin daire, 2 bin kişiye sıcak su temini sağlandı. Bölgenin jeotermal sularının keşfedilen işletilebilir rezervlerinin 77.7 bin olduğu tahmin ediliyor. m³ / gün veya ısıtma mevsiminde çalışma sırasında - 11,7 milyon. sezon başına m³, tahmini rezerv 165 bindir. m³ / gün ve 24,7 milyon. sezon başına m³.

En gelişmiş Mostovskoye jeotermal alanlarından biri, Kafkasya'nın eteklerinde Krasnodar'a 240 km uzaklıkta, 1650-1850 m derinlikte 1500-3,300 m³ / gün akış hızında 14 kuyu açılmış, ağızda bir sıcaklık. 67-78 °C, toplam tuzluluk 0,9-1,9g/l. Tarafından kimyasal bileşim jeotermal su neredeyse içme suyu standartlarını karşılıyor. Bu yataktan jeotermal suyun ana tüketicisi, daha önce üzerinde 8 kuyunun çalıştığı 30 hektara kadar sera alanına sahip bir sera kompleksidir. Şu anda sera alanının %40'ı burada ısıtılmaktadır.

Konut ısıtmak için ve idari binalar konum 80'lerde Mostovoy, şeması Şekil 5'te gösterilen tahmini termal gücü 5 MW olan bir jeotermal merkezi ısıtma istasyonu (CHP) inşa edildi. Merkezi ısıtma istasyonundaki jeotermal su, her biri 45 ÷ 70 m³ / s akış hızına ve 70 ÷ 74 ºС sıcaklığa sahip iki kuyudan, her biri 300 m³ kapasiteli iki depolama tankına beslenir. Atık jeotermal suyun ısısını kullanmak için, tahmini termal gücü 500 kW olan iki buhar kompresörlü ısı pompası kuruldu. Isı pompası ünitesinin (HPU) önünde 30 ÷ 35 °C sıcaklığa sahip ısıtma sistemlerinde harcanan jeotermal su, biri 10 °C'ye soğutulan ve rezervuara boşaltılan iki akışa bölünür ve ikincisi 50°C'ye kadar ısıtılır ve depolama tanklarına geri gönderilir. Isı pompası üniteleri, Moskova fabrikası "Kompresör" tarafından A-220-2-0 soğutma makineleri temelinde üretildi.

Isı gücü regülasyonu jeotermal ısıtma tepe yeniden ısıtmanın yokluğunda, iki şekilde gerçekleştirilir: soğutucu geçişleri ile ve döngüsel olarak. İkinci yöntemle, sistemler, soğutulmuş olanın eşzamanlı deşarjı ile periyodik olarak jeotermal ısı taşıyıcı ile doldurulur. Günlük ısıtma periyodu Z ile, ısıtma süresi Zн formül ile belirlenir.

Zн = 48j / (1 + j), burada besleme ısısı katsayısı; odadaki hesaplanan hava sıcaklığı, ° С; ve gerçek ve hesaplanan dış hava sıcaklığı, ° С.

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

burada kF, ısıtma sisteminin sıcaklık kafasının 1 ° C'si başına ısı transferi, W / ° C; Z = Zн + ZJeotermal ısıtma işleminin periyodu; Zpp duraklama süresi, h; Qp ve Qp, bina ısıtma sisteminin tahmini ve mevsimsel olarak ortalama termal gücüdür, W; c · jeotermal suyun hacimsel ısı kapasitesi, J / (m³ · ºС); günlük jeotermal ısıtmanın başlama sayısı; k1, jeotermal ısı besleme sistemindeki ısı kaybı katsayısıdır; A1ısıtılan binadaki sıcaklık dalgalanmalarının genliği, ºС; Isıtılmış binaların ısı emiliminin Rnomsum toplam göstergesi; Isıtma sistemleri ve ısıtma şebekelerinin Vс ve Vтс kapasitesi, m³.

Isı pompaları çalışırken, evaporatör Gi ve kondansatör Gk içinden jeotermal suyun akış hızlarının oranı aşağıdaki formülle belirlenir:

nerede tk, to, t, kondenser, bina ısıtma sistemi ve HPU evaporatörlerinden sonra jeotermal suyun sıcaklığıdır, ºС.

Uygulanan ısı pompası tasarımlarının düşük güvenilirliğine dikkat edilmelidir, çünkü çalışma koşulları soğutma makinelerininkinden önemli ölçüde farklıydı. Isı pompası modunda çalışırken kompresörlerin basma ve emme basınçlarının oranı, aynı orandan 1,5 ÷ 2 kat daha fazladır. soğutma makineleri... Biyel-piston grubu, petrol endüstrisi, otomasyon arızaları bu makinelerin erken arızalanmasına neden oldu.

Hidrolojik rejim üzerinde kontrol eksikliğinin bir sonucu olarak, Mostovskoye jeotermal sahasının işletmesi 10 yıl içinde 2 kat azaldı. 1985 yılında sahanın rezervuar basıncını eski haline getirmek için. üç enjeksiyon kuyusu açıldı, bir pompa istasyonu inşa edildi, ancak rezervuarların düşük enjekte edilebilirliği nedeniyle çalışmaları olumlu sonuç vermedi.

Krasnodar'a 60 km uzaklıkta bulunan 50 bin nüfuslu Ust-Labinsk'te jeotermal kaynakların en umut verici kullanımı için, tahmini termal kapasitesi 65 MW olan bir jeotermal ısı tedarik sistemi geliştirilmiştir. 97-100 °C rezervuar sıcaklığına ve 17-24 g/l tuzluluğa sahip 2200-2600 m derinliğe sahip Eosen-Paleosen çökelleri üç su pompalama horizonundan seçilmiştir.

Şehir ısı temini geliştirme planına uygun olarak mevcut ve muhtemel ısı yüklerinin analizi sonucunda jeotermal ısı temin sisteminin optimal, hesaplanmış ısı kapasitesi belirlenmiştir. Dört seçeneğin teknik ve ekonomik karşılaştırması (üçü farklı sayıda kuyuya sahip pik kazan dairesiz ve bir kazan dairesinde yeniden ısıtmalı), pik kazan daireli şemanın minimum geri ödeme süresine sahip olduğunu gösterdi, Şekil 6.

Jeotermal ısı tedarik sistemi, yedi enjeksiyon kuyusu ile batı ve merkezi termal su alımlarının inşasını sağlar. Soğutulmuş ısı taşıyıcının ters enjeksiyonlu termal su girişlerinin çalışma modu. Isı besleme sistemi, kazan dairesinde pik ısıtma ve binaların mevcut ısıtma sistemlerinin bağımlı bağlantısı ile çift devrelidir. Bu jeotermal sistemin inşasına yönelik sermaye yatırımları 5,14 milyon olarak gerçekleşti. ovmak. (1984 fiyatlarında), geri ödeme süresi 4,5 yıl, değiştirilen yakıtın tahmini ekonomisi yılda 18,4 bin ton standart yakıttır.

Jeotermal santrallerin ürettiği elektriğin maliyeti.

Jeotermal sahaların araştırma ve geliştirme (sondaj) maliyetleri, bir jeotermal enerji santralinin toplam maliyetinin %50'sini oluşturur ve bu nedenle bir jeotermal santralde üretilen elektriğin maliyeti oldukça önemlidir. Böylece, Verkhnee-Mutnovskaya GeoPP'nin [kapasite 12 (3 × 4) MW] tüm pilot sanayisinin (OP) maliyeti yaklaşık 300 milyon ruble idi. Bununla birlikte, yakıt için nakliye maliyetlerinin olmaması, jeotermal enerjinin yenilenebilirliği ve elektrik ve ısı üretiminin çevre dostu olması, jeotermal enerjinin enerji piyasasında başarılı bir şekilde rekabet etmesine ve bazı durumlarda daha fazla üretmesine olanak tanır. ucuz elektrik ve geleneksel IES ve CHP'den daha fazla ısı. Uzak bölgeler için (Kamçatka, Kuril Adaları) GeoPP'ler, ithal yakıtla çalışan CHP ve dizel enerji santrallerine göre koşulsuz bir avantaja sahiptir.

Elektriğin %80'den fazlasının CHPP-1 ve CHPP-2'de üretildiği, ithal akaryakıtla çalışan Kamçatka'yı örnek alırsak, jeotermal enerjinin kullanımı daha karlı olur. Mutnovsky jeotermal sahasında yeni GeoPP'lerin inşası ve geliştirilmesi süreci devam ederken bile, Verkhne-Mutnovskaya GeoPP'deki elektrik maliyeti Petropavlovsk Kamçatsky'deki TPP'den iki kat daha düşüktür. Eski Pauzhetskaya GeoPP'deki 1 kW × h (e) maliyeti, CHPP-1 ve CHPP-2'den 2-3 kat daha düşüktür.

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

Şimdi, enerjiyi yeniden inşa ederken, ilerlemek çok önemlidir. gerçek fiyatlar yakıt ve ekipman için ve farklı tüketiciler için enerji fiyatları. Aksi takdirde hatalı sonuçlara ve tahminlere varabilirsiniz. Bu nedenle, 2001 yılında "Dalsetproekt" de geliştirilen Kamçatka bölgesinin ekonomik kalkınma stratejisinde, 1000m³ gaz için yeterli gerekçe olmaksızın, gerçek gaz maliyetinin olmayacağı açık olmasına rağmen, 50 dolarlık bir fiyat dahil edildi. 100 dolardan az ve gaz alanlarının gelişme süresi 5 ÷ 10 yıl olacaktır. Aynı zamanda, önerilen stratejiye göre, gaz rezervleri 12 yıldan fazla olmayan bir hizmet ömrü için hesaplanmaktadır. Bu nedenle, Kamçatka bölgesinin enerji sektörünün gelişimi için beklentiler, öncelikle Mutnovskoye sahasında [300 MW'a (e) kadar] bir dizi jeotermal enerji santralinin inşası, Pauzhetskaya GeoPP'nin yeniden teçhizatı ile ilişkilendirilmelidir. kapasitesinin 20 MW'a çıkarılması ve yeni GeoPP'lerin inşası. İkincisi, Kamçatka'nın enerji bağımsızlığını uzun yıllar (en az 100 yıl) sağlayacak ve satılan elektriğin maliyetini azaltacaktır.

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

Filipinler, Yeni Zelanda, Meksika ve ABD'de büyük GeoPP'leri çalıştırma deneyiminden, 1 kWh elektriğin maliyetinin genellikle 1 cent'i geçmediği, ancak GeoPP'deki güç kullanım faktörünün akılda tutulmalıdır. 0.95'e ulaşır.

Jeotermal ısı kaynağı, doğrudan jeotermal kullanıldığında en faydalıdır sıcak su, ayrıca dünyanın ısısını 10 ÷ 30 ° C sıcaklıkta etkin bir şekilde kullanabilen ısı pompalarını tanıtırken, yani. düşük dereceli jeotermal ısı. Rusya'nın mevcut ekonomik koşullarında, jeotermal ısı arzının geliştirilmesi son derece zordur. Sabit kıymetler kuyu sondajına yatırılmalıdır. Krasnodar Bölgesi'nde 1m kuyu açmanın maliyeti 8 bin ruble, derinliği 1800m, maliyetler 14,4 milyon ruble. Tahmini 70m³ / h kuyu debisi, 30 ° C'lik tetiklenen bir sıcaklık yüksekliği, 150 gün boyunca 24 saat çalışma. yılda, ısıtma mevsimi boyunca tahmini akış hızının kullanım oranı 0,5, sağlanan ısı miktarı 4385 MWh veya değer olarak 1,3 milyon ruble. 300 ruble / (MWh) oranında. Bu oranla kuyu sondajı 11 yılda kendini amorti edecek. Aynı zamanda, gelecekte enerji sektöründe bu yönü geliştirme ihtiyacı şüphesizdir.

Sonuçlar.

1. Pratik olarak Rusya'nın tamamında, 30 ila 200 ° C arasında soğutucu sıcaklıkları (su, iki fazlı akış ve buhar) olan benzersiz jeotermal ısı rezervleri vardır.

2. Rusya'da son yıllarda büyük basit Araştırma GeoPP'lerde ve GeoTS'de elektrik ve ısı üretmek için dünya ısısının verimli kullanımını hızlı bir şekilde sağlayabilen jeotermal teknolojiler oluşturuldu.

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

4. Düşük potansiyelli ısı kaynakları kullanan ısı pompaları ile yeni ısı tedarik şemalarının geniş ölçekli olarak uygulamaya konulması, fosil yakıt tüketimini %20-25 oranında azaltacaktır.

5. Enerji sektörüne yatırımları ve kredileri çekmek için, ancak tüketicilere sağlanan elektrik ve ısının tam ve zamanında ödenmesi ile mümkün olan, etkili projeler yürütmek ve ödünç alınan fonların zamanında geri dönüşünü garanti etmek gerekir.

Bibliyografya.

1. Jeotermal enerjinin ikincil devrede süper kritik bir döngü kullanılarak elektrik enerjisine dönüştürülmesi. Abdulagatov I.M., Alkhasov A.B. "Isı gücü mühendisliği. -1988№4-s. 53-56".

2. Salamov A.A. "Dünya enerji mühendisliğinde jeotermal enerji santralleri" Isı enerjisi mühendisliği2000№1-p. 79-80"

3. Dünyanın Isısı: "Jeotermal teknolojilerin geliştirilmesi için beklentiler" raporundan Ekoloji ve Yaşam-2001-№6-p49-52.

4. Tarnizhevsky B.V. "Rusya'da yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına ilişkin durum ve beklentiler" Endüstriyel enerji mühendisliği-2002-№1-p. 52-56.

5. Kuznetsov V.A. "Mutnovskaya jeotermal enerji santrali" Enerji santralleri-2002-№1-p. 31-35.

6. Butuzov V.A. "Krasnodar Bölgesinde jeotermal ısı tedarik sistemleri" Enerji Yöneticisi-2002-No 1-s.14-16.

7. Butuzov V.A. "Rusya'daki jeotermal ısı tedarik sistemlerinin analizi" Endüstriyel enerji-2002-№6-p.53-57.

8. Dobrokhotov V.I. "Rusya'nın enerji sektöründe jeotermal kaynakların kullanımı" Isı enerjisi mühendisliği-2003-No 1-s.2-11.

9. Alkhasov A.B. "Jeotermal ısı kullanımının verimliliğinin arttırılması" Isı enerjisi mühendisliği-2003-No.3-s.52-54.