3.4 РАСЧЕТ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Произведем расчет тепловой схемы геотермальной электростанции бинарного типа, согласно .
Наша геотермальная электростанция состоит из двух турбин:
Первая работает на насыщенном водяном паре, полученном в расширителе. Электрическая мощность - ;
Вторая работает на насыщенном паре хладона R11, который испаряется за счет тепла воды, отводимый из расширителя.
Вода из геотермальных скважин с давлением pгв температурой tгв поступает в расширитель. В расширителе образуется сухой насыщенный пар с давлением pp. Этот пар направляется в паровую турбину. Оставшаяся вода из расширителя идет в испаритель, где охлаждается на и заканчивается обратно в скважину. Температурный напор в испарительной установке = 20°С. Рабочие тела расширяются в турбинах и поступают в конденсаторы, где охлаждаются водой из реки с температурой tхв. Нагрев воды в конденсаторе = 10°С, а недогрев до температуры насыщения = 5°С.
Относительные внутренние КПД турбин. Электромеханический КПД турбогенераторов = 0,95.
Исходные данные приведены в таблице 3.1.
Табл. 3.1. Исходные данные для расчета ГеоЭС
Принципиальная схема ГеоЭС бинарного типа (рис. 3.2).
Рис. 3.2. Принципиальная схема ГеоЭС.
Согласно схеме на рис. 3.2 и исходным данным проводим расчеты.
Расчет схемы паровой турбины, работающей на сухом насыщенном водяном паре
Температура пара при входе в конденсатор турбины:
где - температура охлаждающей воды на входе в конденсатор; - нагрев воды в конденсаторе; - температурный напор в конденсаторе.
Давление пара в конденсаторе турбины определяется по таблицам свойств воды и водяного пара :
Располагаемый теплоперепад на турбину :
где - энтальпия сухого насыщенного пара на входе в турбину; - энтальпия в конце теоретического процесса расширения пара в турбине.
Расход пара из расширителя на паровую турбину:
где - относительный внутренний КПД паровой турбины; - электромеханический КПД турбогенераторов.
Расчет расширителя геотермальной воды
Уравнение теплового баланса расширителя
где - расход геотермальной воды из скважины; - энтальпия геотермальной воды из скважины; - расход воды из расширителя в испаритель; - энтальпия геотермальной воды на выходе из расширителя. Определяется по таблицам свойств воды и водяного пара как энтальпия кипящей воды.
Уравнение материального баланса расширителя
Решая совместно эти два уравнения необходимо определить и.
Температура геотермальной воды на выходе из расширителя определяется по таблицам свойств воды и водяного пара как температура насыщения при давлении в расширителе:
Определение параметров в характерных точках тепловой схемы турбины, работающей в хладоне
Температура паров хладона на входе в турбину:
Температура паров хладона на выходе из турбины:
Энтальпия паров хладона на входе в турбину определяется по p-h диаграмме для хладона на линии насыщения при:
240 кДж/кг.
Энтальпия паров хладона на выходе из турбины определяется по p-h диаграмме для хладона на пересечении линий и линии температуры:
220 кДж/кг.
Энтальпия кипящего хладона на выходе из конденсатора определяется по p-h диаграмме для хладона на кривой для кипящей жидкости по температуре:
215 кДж/кг.
Расчет испарителя
Температура геотермальной воды на выходе из испарителя:
Уравнение теплового баланса испарителя:
где - теплоемкость воды. Принять =4,2 кДж/кг.
Из этого уравнения необходимо определить.
Расчет мощности турбины, работающей на хладоне
где - относительный внутренний КПД хладоновой турбины; - электромеханический КПД турбогенераторов.
Определение мощности насоса для закачки геотермальной воды в скважину
где - КПД насоса, принимается 0,8; - средний удельный объем геотермальной воды .
Электрическая мощность ГеоЭС
Альтернативные источники энергии. Грозовая электростанция
Расчет грозовой электростанции рассчитан, в первую очередь, на определение выходной мощности. Ведь задача любой электростанции заключается в максимальной энергетической эффективности, чтобы окупить средства на эксплуатацию и установку...
Производим основные расчеты производительности насосной секции. Итак, при волне в 1м тело, находящееся на плаву, поднимается вверх на 0,5 м, а затем опускается на 0,5 м. ниже спокойного уровня воды...
Виды и расчет волновой электростанции
Методика расчетов волновой электростанции описана в статье . В курсовом проекте рассмотрены основные формулы и пример расчета мощности волновой ГЭС при установленных параметрах. Максимальная возможная мощность в одном цикле прилив-отлив...
Возобновляемые источники энергии. Расчет, виды и задачи геотермальной электростанции
Существует несколько способов получения энергии на ГеоЭС: - прямая схема: пар направляется по трубам в турбины, соединённые с электрогенераторами; - непрямая схема: аналогична прямой схеме, но перед попаданием в трубы пар очищают от газов...
Геотермальная энергия
Еще 150 лет тому назад на нашей планете использовались исключительно возобновляемые и экологически безопасные источники энергии: водные потоки рек и морских приливов - для вращения водяных колес...
Геотермальная энергия
Геотермальная энергетика - получение тепловой или электрической энергии за счет тепла земных глубин. Экономически эффективна в районах...
Геотермальная энергия
Существует мнение, что использование низкотемпературной геотермальной энергии малых глубин можно рассматривать как революцию в системе теплообеспечения, основанную на неисчерпаемости ресурса, повсеместности его распространения...
Геотермальная энергия и ее применение
Рассмотрим управление современной ГеоТЭС на примере системы управления первой в Прибалтике показательной Клайпедской геотермальной электростанцией мощностью 43 МВт...
В соответствии с требованиями Регистра произведем расчет нагрузки СЭС в ходовом режиме. Воспользуемся табличным методом расчета. При заполнении таблицы нагрузок в графы 2-4 вносят данные задания, в графы 5-8 - параметры двигателей...
Расчет судовой электрической станции
Расчет электрической системы на основе схемы замещения
Принципиальная схема трёхобмоточного трансформатора представлена на рис. 4.3, а полная схема замещения совпадает со схемой замещения автотрансформатора (см. рис.3.2). Состав каталожных данных отличается от приведённого в п. 3 тем...
Теплоснабжение промышленных предприятий
Для привода механизмов собственных нужд кпд брутто определяется без учёта затрат энергии. Для ПТУ, работающих по циклу Ренкина, кпд брутто с учётом затрат на привод насоса: где - энтальпия пара в точках 1 и 2 диаграммы...
В состав двухконтурной ГеоТЭУ (рис. 4.2) входит парогенератор 4, в котором тепловая энергия геотермальной пароводяной смеси используется для нагревания и испарения питательной воды традиционной влажнопаровой паротурбинной установки 6 с электрогенератором 5. Отработавшая в парогенераторе геотермальная вода закачивается насосом 3 в обратную скважину 2. Химочистка питательной воды турбоустановки ведется обычными методами. Питательный насос 8 возвращает конденсат из конденсатора 7 в парогенератор.
В двухконтурной установке неконденсирующиеся газы в паровом контуре отсутствуют, поэтому в конденсаторе обеспечивается более глубокий вакуум и термический КПД установки возрастает по сравнению с одноконтурной. На выходе из парогенератора остающаяся теплота геотермальных вод может, как и в случае одноконтурной ГеоТЭС, использоваться для нужд теплоснабжения.
Рис.4.2. Тепловая схема двухконтурной ГеоТЭС
Газы, в том числе сероводород, подаются из парогенератора в барботажный абсорбер и растворяются в отработанной геотермальной воде, после чего она закачивается в скважину захоронения. По данным испытаний на строящейся Океанской ГеоТЭС (Курильские острова) в барботажном абсорбере растворяется 93.97% исходного сероводорода.
Перепад температур в парогенераторе снижает энтальпию острого пара двухконтурной установки h 1 по сравнению с одноконтурной, однако в целом теплоперепад в турбине увеличивается из-за уменьшения энтальпии отработавшего пара h 2 . Термодинамический расчет цикла ведется как для обычной паротурбинной ТЭС (см. раздел по солнечным паротурбинным установкам).
Расход горячей воды из геотермальных скважин для установки мощностью N, кВт, определяется из выражения
Кг/с, (4.3)
где - перепад температур геотермальной воды на входе и выходе из парогенератора,°C, - КПД парогенератора. Полный КПД современных двухконтурных паротурбинных ГеоТЭУ составляет 17.27%.
На месторождениях со сравнительно низкой температурой геотермальных вод (100-200°С) применяют двухконтурные установки на низко- кипящих рабочих телах (фреонах, углеводородах). Экономически оправдано также использование таких установок для утилизации теплоты отсепарированной воды одноконтурных ГеоТЭС (вместо теплофикационного теплообменника на рис. 4.1). В нашей стране впервые в мире (в 1967 г.) создана энергоустановка этого типа на хладоне R-12 мощностью 600 кВт, построенная на Паратунском геотермальном месторождении (Камчатка) при научном руководстве института теплофизики Сибирского отделения АН СССР. Перепад температур теплоносителя составлял 80...5 о С, холодная вода подавалась в конденсатор из р. Паратунка со среднегодовой температурой 5 о С. К сожалению, эти работы не получили развития из-за былой дешевизны органического топлива.
В настоящее время в АО "Кировский завод" проработан проект и техническая документация двухконтурного геотермального модуля мощностью 1,5 МВт на фреоне R142в (резервный теплоноситель - изобутан). Энергомодуль будет полностью изготавливаться в заводских условиях и доставляться железнодорожным транспортом, строительно-монтажные работы и подключение к энергосистеме потребуют минимальных затрат. Ожидается, что заводская стоимость при серийном изготовлении энергомодулей будет снижена примерно до $800 за киловатт установленной мощности.
Наряду с ГеоТЭС на однородном низкокипящем теплоносителе в ЭНИН разрабатывается перспективная установка на смесевом водоаммиачном рабочем теле. Основное преимущество такой установки - возможность ее использования в широком интервале температур геотермальных вод и пароводяной смеси (от 90 до 220 о С). При однородном рабочем теле отклонение температуры на выходе из парогенератора на 10...20 о С от расчетной приводит к резкому снижению КПД цикла - в 2.4 раза. Изменяя концентрацию компонентов смесевого теплоносителя, можно обеспечить при меняющихся температурах приемлемые показатели установки. Мощность во- доаммиачной турбины в этом диапазоне температур меняется менее чем на 15%. Кроме того, такая турбина имеет лучшие массогабаритные показатели, и водоаммиачная смесь отличается лучшими характеристиками теплообмена, что позволяет уменьшить металлоемкость и стоимость парогенератора и конденсатора по сравнению с энергомодулем на однородном теплоносителе. Такие энергоустановки могут широко использоваться для утилизации сбросной теплоты в промышленности. Они могут иметь устойчивый спрос на международном рынке геотермального оборудования.
Расчет ГеоТЭУ с низкокипящими и смесевыми рабочими телами производится с использованием таблиц термодинамических свойств и h - s диаграмм паров этих жидкостей.
К проблеме ГеоТЭС примыкает часто упоминаемая в литературе возможность использования тепловых ресурсов Мирового океана. В тропических широтах температура морской воды на поверхности около 25 о С, на глубине 500...1000 м - около 2...3 о С. Еще в 1881 г. Д"Арсонваль высказал идею использовать эту разность температур для производства электроэнергии. Схема установки по одному из проектов реализации этой идеи представлена на рис. 4.3.
Рис.4.3. Схема океанской ТЭС:
1 - насос подачи теплой поверхностной воды; 2 - парогенератор низко- кипящего
теплоносителя; 3 - турбина; 4 - электрогенератор; 5 - конденсатор; 6 - насос
подачи холодной глубинной воды; 7 - питательный насос; 8 - судноплатформа
Насос 1 подает теплую поверхностную воду в парогенератор 2, где испаряется низкокипящий теплоноситель. Пар с температурой около 20° C направляется в турбину 3, приводящую в движение электрогенератор 4. Отработавший пар поступает в конденсатор 5 и конденсируется холодной глубинной водой, подаваемой циркуляционным насосом 6. Питательный насос 7 возвращает теплоноситель в парогенератор.
При подъеме через теплые поверхностные слои глубинная вода нагревается не мене чем до до 7...8° C, соответственно отработавший влажный пар теплоносителя будет иметь температуру не ниже 12...13° C. В итоге термический КПД этого цикла составит = 0,028, а для реального цикла - менее 2%. В то же время для океанской ТЭЦ характерны высокие затраты энергии на собственные нужды, потребуются очень большие расходы теплой и холодной воды, а также теплоносителя, потребление энергии насосами превысят энергию, вырабатываемую блоком. В США попытки реализовать такие энергоустановки у Гавайских островов не дали положительного результата.
Другой проект океанской ТЭС - термоэлектрический - предполагает использовать эффект Зеебека, размещая спаи термоэлектродов в поверхностных и глубинных слоях океана. Идеальный КПД такой установки, как и для цикла Карно, составляет около 2%. В п.3.2 показано, что реальный КПД термопреобразователей на порядок ниже. Соответственно для теплосъема в поверхностных слоях океанской воды и отдачи теплоты в глубинных пришлось бы сооружать поверхности теплообмена ("подводные паруса") очень большой площади. Это нереально для энергетических установок практически заметной мощности. Малая плотность энергии является препятствием для использования океанских запасов теплоты.
Читайте и пишите полезные
В настоящее время геотермальная энергия используется в 51 стране в электрогенерирующих технологиях. За пять лет (с 2010 по 2015 годы) суммарная мощность геотермальных электростанций возросла на 16 % и составила 12 635 МВт. Существенное увеличение мощности геотермальных электростанций обусловлено экологической безопасностью, существенной экономической эффективностью и высокими показателями использования установленной мощности.
Сегодня геотермальные электростанции (ГеоЭС) эксплуатируются в 26 странах с ежегодной выработкой электроэнергии около 73 549 ГВт . Ожидаемый рост установленной мощности геотермальных электростанций к 2020 году — порядка 21 443 МВт (рис. 1). Значительные показатели в области геотермальной энергетики имеют США: общая установленная мощность ГеоЭС составляет 3450 МВт при ежегодной выработке электроэнергии 16,6 МВт/ч. На втором месте Филиппины с суммарной мощностью ГеоЭС 1870 МВт, на третьем Индонезия — 1340 МВт. При этом наиболее существенный прирост мощности ГеоЭС за последние пять лет отмечен в Турции — с 91 до 397 МВт, то есть на 336 %. Далее следуют Германия — на 280 % (с 6,6 до 27 МВт) и Кения — на 194 % (с 202 до 594 МВт).
В современной геотермальной энергетике наиболее распространёнными являются ГеоЭС с тепловой схемой турбоустановки, включающей дополнительное расширение геотермального пара, общая мощность которой составляет 5079 МВт. На перегретом геотермальном паре работают энергоблоки ГеоЭС суммарной мощностью 2863 МВт. Общая мощность энергоблоков ГеоЭС с двумя ступенями расширения пара равна 2544 МВт.
Геотермальные бинарные энергоблоки с органическим циклом Ренкина получают всё большее распространение, и на сегодняшний момент их суммарная мощность превышает 1800 МВт. Средняя единичная мощность бинарных энергоблоков равна 6,3 МВт, энергоблоков с одним давлением сепарации — 30,4 МВт, с двумя давлениями сепарации — 37,4 МВт, а энергоблоков, работающих на перегретом паре, — 45,4 МВт.
Основной прирост установленной мощности современных геотермальных электростанций в мире в последние годы осуществляется в значительной степени за счёт сооружения новых ГеоЭС с энергоблоками бинарного цикла.
Технологические схемы современных ГеоЭС можно классифицировать по фазовому состоянию геотермального теплоносителя, типу термодинамического цикла и применяемых турбин (рис. 2). Геотермальные электростанции работают на геотермальном теплоносителе в виде перегретого пара, пароводяной смеси и горячей воды. Прямой цикл ГеоЭС характеризуется использованием во всём технологическом тракте в качестве рабочей среды геотермального теплоносителя.
ГеоЭС с бинарным циклом в основном применяются на месторождениях с низкотемпературной горячей водой (90-120 °C), которые характеризуются использованием во втором контуре низкокипящего рабочего тела. Двухконтурные ГеоЭС предполагают использование бинарного и комбинированного бинарного циклов. В комбинированном цикле ГеоЭС паровая турбина работает на геотермальном паре, а утилизация тепла отработавшего или сбросного геотермального теплоносителя в виде жидкой фазы осуществляется в бинарной энергоустановке второго контура.
Конденсационные турбины одноконтурных ГеоЭС работают на геотермальном перегретом паре, а также на насыщенном паре, отсепарированном из пароводяной смеси. Турбины с противодавлением используются на одноконтурных ГеоТЭС, которые наряду с выработкой электроэнергии обеспечивают теплом системы теплоснабжения.
В настоящее время в России энергоблоки с противодавленческими турбинами эксплуатируются на островах Кунашир и Итуруп (входят в Курильскую гряду). На Калужском турбинном заводе были разработаны энергоблоки «Омега-500», «Туман-2,0» и «Туман-2,5» .
Противодавленческие турбоустановки значительно проще конденсационных по своей конструкции, поэтому их цена существенно ниже.
Достаточно часто применяются технологические схемы одноконтурных ГеоЭС с одним, двумя и тремя давлениями сепарации, так называемые схемы SingleFlash, Double-Flash и Triple-Flash, соответственно. Так, ГеоЭС с двумя и тремя давлениями сепарации предполагают использование дополнительного вторичного пара, полученного в расширителе вследствие вскипания сепарата. Это позволяет увеличить использование тепла геотермального флюида по сравнению с ГеоЭС с одним давлением сепарации.
Геотермальные паротурбинные установки производят компании в Японии, США, Италии и России.
В табл. 1 представлены основные фирмы-производители современных паровых турбоустановок и оборудования для геотермальных электростанций. Конструкция геотермальных турбин обладает рядом особенностей, которые обусловлены использованием низкопотенциального геотермального насыщенного пара в качестве рабочей среды, отличающейся коррозионной агрессивностью и склонностью к образованию отложений.
К современным передовым технологиям повышения эффективности геотермальных турбин можно отнести:
- внутриканальную сепарацию влаги в проточной части турбины, включая периферийную сепарацию влаги, отвод влаги через щели в полых сопловых лопатках и ступень-сепаратор;
- системы периодической промывки проточной части и концевых уплотнений на работающей турбине;
- применение технологии управления физико-химическими свойствами геотермального теплоносителя присадками поверхностно-активных веществ;
- снижение потерь в турбинных решётках за счёт оптимизации геометрии сопловых и рабочих лопаток, включая использование высокоэффективных саблевидных лопаток.
Так, в конструкции геотермальной паровой турбины ОАО «КТЗ» мощностью 25 МВт для Мутновской ГеоЭС применены специальные устройства для сепарации влаги, позволяющие удалить до 80 % жидкой фазы в виде крупных капель и жидких плёнок из проточной части . Начиная с четвёртой турбинной ступени, в проточной части применена развитая система периферийной сепарации влаги. В седьмой и восьмой ступенях обоих потоков турбины используется внутриканальная сепарация влаги в сопловых решётках. Достаточно эффективным методом удаления влаги является применение специальной турбинной ступени-сепаратора, которая позволяет увеличить КПД турбина почти на 2 %.
Солесодержание пара, поступающего в проточную часть турбин ГеоЭС, зависит от минерализации исходного геотермального флюида и эффективности разделения фаз в сепарационных устройствах. Эффективность сепарационных устройств в значительной степени определяет степень заноса проточной части турбин солеотложениями, а также влияет на интенсивность каплеударной эрозии турбинных лопаток и коррозионного растрескивания металла элементов проточной части турбин.
В технологических схемах современных геотермальных электростанций применяются вертикальные и горизонтальные сепараторы. Вертикальные сепараторы используются в основном на ГеоЭС, построенных при участии новозеландских специалистов в Новой Зеландии, Филиппинах и др. странах. Горизонтальные сепараторы применяются в геотермальных энергоблоках в России, США, Японии и Исландии. Причём до 70 % ГеоЭС в мире работает с вертикальными сепараторами . Вертикальные сепараторы способны в среднем обеспечивать степень сухости пара на выходе до 99,9 %. При этом их эффективность существенно зависит от режимных параметров: расхода и давления влажного пара, влагосодержания пароводяной смеси (ПВС), уровня жидкости в сепараторе и др.
В России разработаны и эксплуатируются на энергоблоках ГеоЭС горизонтальные сепараторы, отличающиеся высокой эффективностью и малогабаритными характеристиками. Степень сухости пара на выходе из сепаратора достигает 99,99 %. В основу этих разработок легли исследования и технологии предприятий, производящих оборудование для АЭС, судостроения и других отраслей . Такие сепараторы установлены и успешно работают в модульных энергоблоках ВерхнеМутновской ГеоЭС и на первой очереди Мутновской ГеоЭС (рис. 3).
Преимущество бинарных установок, заключающееся прежде всего в возможности производить электроэнергию на основе низкотемпературного источника тепла, в значительной степени определило основные направления их применения. Особенно целесообразно использование бинарных установок для:
- энергообеспечения (также и автономного) регионов, обладающих низкотемпературными геотермальными ресурсами;
- повышения мощности действующих ГеоЭС, работающих на высокотемпературном геотермальном теплоносителе, без бурения дополнительных скважин;
- повышение эффективности использования геотермальных источников за счёт применения бинарных установок в технологических схемах вновь проектируемых комбинированных геотермальных электростанций.
Теплофизические, термодинамические и др. свойства органических низкокипящих веществ оказывают существенное влияние на вид и эффективность теплового цикла, технологические параметры, конструкцию и характеристики оборудования, режимы эксплуатации, надёжность и экологичность бинарных установок.
На практике применяются около 15-ти различных низкокипящих органических веществ и смесей в качестве рабочего тела бинарных установок. По факту в настоящее время геотермальные бинарные энергоблоки в основном работают на углеводородах — около 82,7 % от суммарной установленной мощности бинарных энергоблоков в мире, фторуглеродах — 6,7 %, хлорфторуглеродах — 2,0 %, водно-аммиачной смеси — 0,5 %, отсутствуют данные по рабочему телу для 8,2 % .
Геотермальные электростанции с комбинированным бинарным циклом отличаются тем, что геотермальный флюид первого контура не только является источником тепла для второго контура, но и непосредственно используется для преобразования теплоты в механическую работу в паровой турбине.
Паровая фаза геотермального двухфазного теплоносителя используется непосредственно для выработки электрической энергии путём расширения в паровой турбине с противодавлением, а теплоту конденсации геотермального пара (а также сепарата) направляют во второй низкотемпературный контур, в котором для выработки электроэнергии используется органическое рабочее тело. Применение подобной комбинированной схемы ГеоЭС особенно целесообразно в случаях, когда исходный геотермальный флюид содержит большое количество неконденсирующихся газов, поскольку затраты энергии на удаление их из конденсатора могут быть значительными.
Результаты термодинамических расчётов показывают, что при всех равных исходных условиях использование бинарного энергоблока в геотермальных электростанциях комбинированного цикла может увеличить мощность ГеоЭС типа Single-Flash на 15 %, а ГеоЭС DoubleFlash — на 5 %. В настоящее время бинарные установки производятся на заводах в США, Германии, Италии, Швеции, России и др. странах. Сведения о некоторых технических характеристиках бинарных установок, выпускаемых различными производителями, представлены в табл. 2.
На рис. 4 представлены данные о стоимости установленной мощности в 1 кВт при сооружении различных ГеоЭС с турбоустановками на геотермальном паре и низкокипящем органическом рабочем теле, свидетельствующие о зависимости стоимости ГеоЭС от применяемого цикла и температуры геотермального геофлюида.
Наиболее перспективными российскими геотермальными энергетическими проектами являются расширение Мутновской ГеоЭС (50 МВт) и Верхне-Мутновской ГеоЭС (12 МВт) комбинированными (с бинарным циклом) энергоблоками мощностью 10 и 6,5 МВт, соответственно, за счёт утилизации тепла их сбросного теплоносителя без бурения дополнительных скважин, а также строительство второй очереди Мутновской ГеоЭС мощностью 50 МВт.
Выводы
1.
В мировой геотермальной энергетике применяются технологические схемы с ГеоЭС прямого, бинарного и комбинированного циклов — в зависимости от фазового состояния и температуры геотермального теплоносителя.
2.
Основной прирост в суммарной установленной мощности ГеоЭС в мире в последние годы осуществляется за счёт развития бинарных геотермальных энерготехнологий.
3.
Удельная стоимость установленной мощности геотермальных энергоблоков существенно зависит от температуры геотермального теплоносителя и с её увеличением резко снижается.
Тема: Расчет тепловой схемы геотермальной электростанции
Геотермальная электростанция состоит из двух турбин:
первая – работает насыщенном водяном паре, полученном в расшири-
теле. Электрическая мощность – N эПТ = 3 МВт;
вторая – работает на насыщенном паре хладона – R11, который испа-
ряется за счёт тепла воды, отводимой из расширителя. Электрическая
мощность - N эХТ, МВт.
Вода из геотермальных скважин с температурой t гв = 175 °С посту-
пает в расширитель. В расширителе образуется сухой насыщенный пар с
|
|
|
|
|
температурой на 25 градусов меньше t гв. Этот пар направляется в пер-
вую турбину. Оставшаяся вода из расширителя идёт в испаритель, где
охлаждается на 60 градусов и закачивается обратно в скважину. Недог-
рев в испарительной установке – 20 градусов. Рабочие тела расширяют-
ся в турбинах и поступают в конденсаторы, где охлаждаются водой из
реки с температурой t хв = 5 °С. Нагрев воды в конденсаторе составляет
10 ºС, а недогрев до температуры насыщения 5 ºС.
Относительные внутренние КПД турбин çоi = 0,8 . Электромехани-
ческий КПД турбогенераторов çэм = 0,95 .
Определить:
электрическая мощность турбины, работающей на хладоне – N эХТ и
суммарную мощность ГеоТЭС;
расходы рабочих тел на обе турбины;
расход воды из скважины;
КПД ГеоТЭС.
Исходные данные взять из таблицы 3 по вариантам.
Таблица 3
Исходные данные для задачи № 3
|
|
выхИ
3. Определяем энтальпии в характерных точках:
|
|
4. Рассчитываем располагаемый теплоперепад в турбине:
ПТ ПТ
5. Находим действительный теплоперепад в турбине:
НiПТ = НОПТ ⋅çoi = 744,6 ⋅ 0,8 = 595,7кДж / кг .
6. Расход пара (воды из геотермальной скважины) на водяную
турбину находим по формуле:
DоПТ =
НiПТ ⋅çэм
5,3кг / с .
7. Расход воды из геотермальной скважины на испаритель и на
всю ГеоТЭС в общем находим из системы уравнений:
ПТ ИСП
Решая эту систему, находим:
7.1 расход воды из геотермальной скважины на испаритель:
hГВ − hр
2745,9 − 733,25
733,25 − 632, 25
7.2 расход воды из геотермальной скважины в общем
DГВ = 5,3 + 105,6 = 110,9кг / с .
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. Расход хладона во второй турбине находим из уравнения тепло-
вого баланса:
ИСП выхИ ХТ ХТ
где çи = 0,98 - КПД испарителя.
⋅çи ⋅
hр − hвыхИ
105,6 ⋅ 0,98 ⋅
632,25 − 376,97
114,4кг / с .
9. Электрическая мощность второй турбины, работающей на хла-
доне, определяется по формуле:
где НiХТ = ( hр − h ХТ )çoi - действительный теплоперепад второй
ХТ ХТ Т
10. Суммарная электрическая мощность ГеоТЭС будет равна:
ГеоТЭС ХТ
11. Найдем КПД ГеоТЭС:
ç ГеоТЭС
ГеоТЭС
D − h
⎜ ⎜ D
N эГеоТЭС
⎛ ⎛ 5,3 105,6 ⎞ ⎞
⎝ 110,9 110,9 ⎠ ⎠
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Геотермальная энергетика
Анотация.
Введение.
Стоимость электроэнергии, вырабатываемой геотермальными элетростанциями.
Список литературы.
Анотация.
В данной работе приведена история развития геотермальной энергетики, как во всём мире, так и в нашей странеРоссии. Выполнен анализ использования глубинного тепла Земли, для преобразования его в электрическую энергию, а также для обеспечения городов и посёлков теплом и горячим водоснабжением в таких регионах нашей страны, как на Камчатке, Сахалине, Северном Кавказе. Сделано экономическое обоснование разработки геотермальных месторождений, строительство электростанций и сроки их окупаемости. Сравнивая энергии геотермальных источников с другими видами источников электроэнергии получаем перспективность развития геотермальной энергетики, которая должна занять важное место в общем балансе использования энергии. В частности, для рест-руктуризации и перевооружения энергетики Камчатской области и Курильских островов, частично Приморья и Северного Кавка-за следует использовать собственные геотермальные ресурсы.
Введение.
Основными направлениями развития генерирующих мощностей в энергетике страны на ближайшую перспективу является техническое перевооружение и реконструкция электростанций, а также ввод новых генерирующих мощностей. Прежде всегоэто строительство парогазовых установок с КПД 5560% , что позволит повысить эффективность существующих ТЭС на 2540%. Следующим этапом должно стать сооружение тепловых электростанций с использованием новых технологий сжигания твёрдого топлива и со сверхкритическими параметрами пара для достижения КПД ТЭС, равного 46-48%. Дальнейшее развитие получат и атомные электростанции с реакторами новых типов на тепловых и быстрых нейтронах.
Важное место в формировании энергетики России занимает сектор теплоснабжения страны, который является самым большим по объёму потребляемых энергоресурсов более 45% их общего потребления. В системах централизованного теплоснабжения (ЦТ) производится более 71%, а децентрализованными источниками около 29% всего тепла. Электростанциями отпускается более 34% всего тепла, котельными примерно 50%. В соответствии с энергетической стратегией России до 2020г. планируется рост теплопотребления в стране не менее чем в 1,3 раза, причём доля децентрализованного теплоснабжения будет возрастать с 28,6% в 2000г. до 33% в 2020г.
Повышение цен, которое произошло в последние годы, на органическое топливо (газ, мазут, дизельное топливо) и на его транспортировку в отдалённые районы России и соответственно объективный рост отпускных цен на электрическую и тепловую энергию принципиально изменяют отношение к использованию НВИЭ: геотермальной, ветровой, солнечной.
Так, развитие геотермальной энергетики в отдельных регионах страны позволяет уже сегодня решать проблему электро и теплоснабжения, в частности на Камчатке, Курильских островах, а также на Северном Кавказе, в отдельных районах Сибири и европейской части России.
В числе основных направлений совершенствования и развития систем теплоснабжения должно стать расширения использования местных нетрадиционных возобновляемых источников энергии и в первую очередь геотермального тепла земли. Уже в ближайшие 7-10 лет с помощью современных технологий локального теплоснабжения благодаря термальному теплу можно сэкономить значительные ресурсы органического топлива.
В последнее десятилетие использование нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ) переживает в мире настоящий бум. Масштаб применения этих источников возрос в несколько раз. Данное направление развивается наиболее интенсивно по сравнению с другими направлениями энергетики. Причин этого явления несколько. Прежде всего, очевидно, что эпоха дешевых традиционных энергоносителей бесповоротно закончилась. В этой области имеется только одна тенденция - рост цен на все их виды. Не менее значимо стремление многих стран, лишенных своей топливной базы к энергетической независимости Существенную роль играют экологические соображения, в том числе по выбросу вредных газов. Активную моральную поддержку применению НВИЭ оказывает население развитых стран.
По этим причинам развитие НВИЭ во многих государствах приоритетная задача технической политики в области энергетики. В ряде стран эта политика реализуется через принятую законодательную и нормативную базу, в которой установлены правовые, экономические и организационные основы использования НВИЭ. В частности, экономические основы состоят в различных мерах поддержки НВИЭ на стадии освоения ими энергетического рынка (налоговые и кредитные льготы, прямые дотации и др.)
В России практическое применение НВИЭ существенно отстает от ведущих стран. Отсутствует какая-либо законодательная и нормативная база, равно как и государственная экономическая поддержка. Всё это крайне затрудняет практическую деятельность в этой сфере. Основная причина тормозящих факторов затянувшееся экономическое неблагополучие в стране и, как следствие трудности с инвестициями, низкий платежеспособный спрос, отсутствие средств на необходимые разработки. Тем не менее, некоторые работы и практические меры по использованию НВИЭ в нашей стране проводятся (геотермальная энергетика). Парогидротермальные месторождения в России имеются только на Камчатке и Курильских островах. Поэтому геотермальная энергетика не может и в перспективе занять значимое место в энергетике страны в целом. Однако она способна радикально и на наиболее экономической основе решить проблему энергоснабжения указанных районов, которые пользуются дорогим привозным топливом(мазут, уголь, дизельное топливо) и находятся на грани энергетического кризиса. Потенциал парогидротермальных месторождений на Камчатке способен обеспечить по разным источникам от 1000 до 2000 Мвт установленной электрической мощности, что значительно превышает потребности этого региона на обозримую перспективу. Таким образом, существуют реальные перспективы развития здесь геотермальной энергетики.
История развития геотермальной энергетики.
Наряду с огромными ресурсами органического топлива Россия располагает значительными запасами тепла земли, которые могут быть преумножены за счет геотермальных источников, находящихся на глубине от 300 до 2500м в основном в зонах разломов земной коры.
Территория России хорошо исследована, и сегодня известны основные ресурсы тепла земли, которые имеют значительный промышленный потенциал, в том числе и энергетический. Более того, практически везде имеются запасы тепла с температурой от 30 до 200°С.
Ещё в 1983г. во ВСЕГИНГЕО был составлен атлас ресурсов термальных вод СССР. В нашей стране разведано 47 геотермальных месторождений с запасами термальных вод, которые позволяют получить более 240·10³м³/сут. Сегодня в России проблемами использования тепла земли занимаются специалисты почти 50 научных организаций.
Для использования геотермальных ресурсов пробурено более 3000 скважин. Стоимость исследований геотермии и буровых работ, уже выполненных в этой области, в современных ценах составляет более 4млрд. долларов. Так на Камчатке на геотермальных полях уже пробурено 365 скважин глубиной от225до2266м и израсходовано (ещё в советское время) около 300млн. долларов (в современных ценах).
Эксплуатация первой геотермальной электростанции была начата в Италии в 1904г. Первая геотермальная электростанция на Камчатке, да и первая в СССР Паужетская ГеоТЭС была введена в работу в 1967г. и имела мощность 5мВт, увеличенную впоследствии до 11 мВт. Новый импульс развитию геотермальной энергетике на Камчатке был придан в 90-е годы с появлением организаций и фирм (АО «Геотерм», АО «Интергеотерм», АО «Наука»), которые в кооперации с промышленностью (прежде всего с Калужским турбинным заводом) разработали новые прогрессивные схемы, технологии и виды оборудования по преобразованию геотермальной энергии в электрическую и добились кредитования от Европейского банка реконструкции и развития. В результате в 1999г. на Камчатке была введена Верхне-Мутновская ГеоТЭС (три модуля по 4мВт.). Вводится первый блок 25мВт. первой очереди Мутновской ГеоТЭС суммарной мощностью 50мВт.
Вторая очередь мощностью 100МВт может быть введена в2004г
Таким образом, ближайшие и вполне реальные перспективы геотермальной энергетики на Камчатке определились, что является положительным несомненным примером использования НВИЭ в России, несмотря на имеющиеся в стране серьезные экономические трудности. Потенциал парогидротермальных месторождений на Камчатке способен обеспечить 1000МВт установленной электрической мощности, что значительно перекрывает потребности этого региона на обозримую перспективу.
По данным Института вулканологии ДВО РАН, уже выявленные геотермальные ресурсы позволяют полностью обеспечить Камчатку электричеством и теплом более чем на 100 лет. Наряду с высокотемпературным Мутновским месторождением мощностью 300МВт (э) на юге Камчатки известны значительные запасы геотермальных ресурсов на Кошелевском, Больше Банном, а на севере на Киреунском месторождениях. Запасы тепла геотермальных вод на Камчатке оцениваются в 5000МВт (т).
На Чукотке также имеются значительные запасы геотермального тепла (на границе с Камчатской областью), часть из них уже от-крыта и может активно использоваться для близлежащих городов и посёлков.
Курильские острова также богаты запасами тепла земли, их вполне достаточно для тепло и электрообеспечения этой территории в течение 100200 лет. На острове Итуруп обнаружены запасы двухфазного геотермального теплоносителя, мощности которого (30МВт(э)) достаточно для удовлетворения энергопотребностей всего острова в ближайшие 100 лет. Здесь на Океанском геотермальном месторождении уже пробурены скважины и строится ГеоЭС. На южном острове Кунашир имеются запасы геотермального тепла, которые уже используются для получения электроэнергии и теплоснабжения г. Южно Курильска. Недра северного острова Парамушир менее изучены, однако известно, что и на этом острове есть значительные запасы геотермальной воды температурой от 70 до 95° С, здесь также строится ГеоТС мощностью 20 МВт (т).
Гораздо большее распространение имеют месторождения термальных вод с температурой 100-200°С. При такой температуре целесообразно использование низкокипящих рабочих тел в паротурбинном цикле. Применение двухконтурных ГеоТЭС на термальной воде возможно в ряде районов России, прежде всего на Северном Кавказе. Здесь хорошо изучены геотермальные месторождения с температурой в резервуаре от 70 до 180° С, которые находятся на глубине от 300 до 5000 м. Здесь уже в течение длительного времени используется геотермальная вода для теплоснабжения и горячего водоснабжения. В Дагестане в год добывается более 6 млн. м. геотермальной воды. На Северном Кавказе около 500 тыс. чел, используют геотермальное водоснабжение.
Приморье, Прибайкалье, Западно-Сибирский регион также располагают запасами геотермального тепла, пригодного для широкомасштабного применения в промышленности и сельском хозяйстве.
Преобразование геотермальной энергии в электрическую и тепловую.
Одно из перспективных направлений использования тепла высокоминерализованных подземных термальных вод преобразование его в электрическую энергию. С этой целью была разработана технологическая схема для строительства ГеоТЭС, состоящая из геотермальной циркуляционной системы (ГЦС) и паротурбинной установки (ПТУ), схема которой приведена на рис.1. Отличительной особенностью такой технологической схемы от известных является то, что в ней роль испарителя и перегревателя выполняет внутрискважинный вертикальный противоточный теплообменник, расположенный в верхней части нагнетательной скважины, куда по наземному трубопроводу подводится добываемая высокотемпературная термальная вода, которая после передачи тепла вторичному теплоносителю закачивается обратно в пласт. Вторичный теплоноситель из конденсатора паротурбинной установки самотёком поступает в зону нагрева по трубе, спущенной внутри теплообменника до днища.
В основе работы ПТУ лежит цикл Ренкина; t,s диаграмма этого цикла и характер изменения температур теплоносителей в теплообменнике испарителе.
Наиболее важным моментом при строительстве ГеоТЭС является выбор рабочего тела во вторичном контуре. Рабочее тело, выбираемое для геотермальной установки, должно обладать благоприятными химическими, физическими и эксплуатационными свойствами при заданных условиях работы, т.е. быть стабильным, негорючим, взрывобезопасным, нетоксичным, инертным по отношению к конструкционным материалам и дешёвым. Желательно выбирать рабочее тело с более низким коэффициентом динамической вязкости (меньше гидравлические потери) и с более высоким коэффициентом теплопроводности (улучшается теплообмен).
Все эти требования одновременно выполнить практически невозможно, поэтому всегда приходится оптимизировать выбор того или иного рабочего тела.
Невысокие начальные параметры рабочих тел геотермальных энергетических установок приводят к поиску низкокипящих рабочих тел с отрицательной кривизной правой пограничной кривой в t, s диаграмме, поскольку использование воды и водяного пара приводит в этом случае к ухудшению термодинамических показателей и к резкому увеличению габаритов паротурбинных установок, что существенно повышает их стоимость.
В качестве сверхкритического агента вторичного контура бинарных энергетических циклов предложено применять смесь изобутан + изопентан в сверхкритическом состоянии. Использование сверхкритических смесей удобно тем, что критические свойства, т.е. критическая температура tк(x), критическое давление pк(x) и критическая плотность qк (x) зависят от состава смеси x. Это позволит путём подбора состава смеси выбрать сверхкритический агент с наиболее благоприятными критическими параметрами для соответствующей температуры термальной воды конкретного геотермального месторождения.
В качестве вторичного теплоносителя используется легкокипящий углеводородизобутан, термодинамические параметры которого соответствуют требуемым условиям. Критические параметры изобутана:tк = 134,69°C; pк = 3,629МПа; qк =225,5кг/м³. Кроме того, выбор изобутана в качестве вторичного теплоносителя обусловлен его относительно невысокой стоимостью и экологической безвредностью (в отличие от фреонов). Изобутан в качестве рабочего тела нашёл широкое распространение за рубежом, а также предлагается использовать его в сверхкритическом состоянии в бинарных геотермальных энергетических циклах.
Энергетические характеристики установки рассчитаны для большого диапазона температур добываемой воды и различных режимов её работы. При этом во всех случаях принималось, что температура конденсации изобутана tкон =30°C.
Возникает вопрос о выборе наименьшего температурного напораêtрис.2. C одной стороны, уменьшение êt приводит к увеличению поверхности теплообменника испарителя, что может быть экономически не оправдано. С другой стороны, увеличение êt при заданной температуре термальной воды tт приводит к необходимости понизить температуру испарения tз (а, следовательно, и давление), что отрицательно скажется на КПД цикла. В большинстве практических случаев рекомендуется принимать êt = 10÷25ºС.
Полученные результаты показывают, что существуют оптимальные параметры работы паросиловой установки, которые зависят от температуры воды, поступающей в первичный контур парогенератора теплообменника. С увеличением температуры испарения изобутана tз возрастает мощность N вырабатываемая турбиной на 1кг/с расхода вторичного теплоносителя. При этом по мере увеличения tз уменьшается количество испаряемого изобутана на 1кг/с расхода термальной воды.
С повышением температуры термальной воды увеличивается и оптимальная температура испарения.
На рис.3 представлены графики зависимости мощности N, вырабатываемой турбиной, от температуры испарения tз вторичного теплоносителя при различных температурах термальной воды.
Для высокотемпературной воды (tт = 180ºС) рассмотрены сверхкритические циклы, когда начальное давление пара pн= 3,8; 4,0; 4,2; и 5,0МПа. Из них наиболее эффективны с точки зрения получения максимальной мощности является сверхкритический цикл, приближенный к так называемому «треугольному» циклу с начальным давлением pн= 5,0Мпа. При этом цикле вследствие минимальной разности температур между теплоносителем и рабочим телом температурный потенциал термальной воды используется наиболее полно. Сравнение этого цикла с докритическим (pн=3,4Мпа) показывает,что мощность, вырабатываемая турбиной при сверхкритическом цикле, увеличивается на 11%, плотность потока вещества, поступающего на турбину, в 1,7 раза выше, чем в цикле с pн= 3,4Мпа, что приведёт к улучшению транспортных свойств теплоносителя и уменьшению размеров оборудования (подводящих трубопроводов и турбины) паротурбинной установки. Кроме того, в цикле с pн= 5,0Мпа температура отработанной термальной воды tн, нагнетаемой обратно в пласт, составляет 42ºС, тогда как в докритическом цикле с pн= 3,4 МПа температура tн= 55ºС.
В то же время повышение начального давления до 5,0 МПа в сверхкритическом цикле влияет на стоимость оборудования, в частности на стоимость турбины. Хотя с ростом давления размеры проточной части турбины уменьшаются, одновременно возрастает число ступеней турбины, требуется более развитое концевое уплотнение и, главное, увеличивается толщина стенок корпуса.
Для создания сверхкритического цикла в технологической схеме ГеоТЭС необходима установка насоса на трубопроводе, связывающем конденсатор с теплообменником.
Однако такие факторы, как увеличение мощности, уменьшение размеров подводящих трубопроводов и турбины и более полное срабатывание температурного потенциала термальной воды, говорят в пользу сверхкритического цикла.
В дальнейшем следует искать теплоносители с более низкой критической температурой, что позволит создавать сверхкритические циклы при использовании термальных вод с более низкой температурой, так как тепловой потенциал подавляющего большинства разведанных месторождений на территории России не превышает 100÷120ºС. В этом отношении наиболее перспективным является R13B1(трифторбромметан) со следующими критическими параметрами: tк= 66,9ºС; pк= 3,946МПа; qк= 770кг/м³.
Результаты оценочных расчетов показывают, что применение в первичном контуре ГеоТЭС термальной воды с температурой tк= 120ºС и создание во вторичном контуре на хладоне R13B1 сверхкритического цикла с начальным давлением pн= 5,0МПа также позволяют увеличить мощность турбины до 14% по сравнению с докритическим циклом с начальным давлением pн= 3,5МПа.
Для успешной эксплуатации ГеоТЭС необходимо решать проблемы, связанные с возникновением коррозии и солеотложений, которые, как правило, усугубляются с увеличением минерализации термальной воды. Наиболее интенсивные солеотложения образуются из-за дегазации термальной воды и нарушения в результате этого углекислотного равновесия.
В предложенной технологической схеме первичный теплоноситель циркулирует по замкнутому контуру: пласт - добычная скважина - наземный трубопровод - насос - нагнетательная скважина - пласт, где условия для дегазации воды сведены к минимуму. В то же время следует придерживаться таких термобарических условий в наземной части первичного контура, которые препятствуют дегазации и выпадению карбонатовых отложений (в зависимости от температуры и минерализации давление необходимо поддерживать на уровне 1,5МПа и выше).
Снижение температуры термальной воды приводит к выпаданию и некарбонатных солей, что было подтверждено исследованиями, проведенными на Каясулинском геотермальном полигоне. Часть выпадающих в осадок солей будет отлагаться на внутренней поверхности нагнетательной скважины, а основная масса выносится в призабойную зону. Отложение солей на забое нагнетательной скважины будет способствовать снижению приёмистости и постепенному уменьшению циркулярного дебита, вплоть до полной остановки ГЦС.
Для предотвращения коррозии и солеотложений в контуре ГЦС можно использовать эффективный реагент ОЭДФК (оксиэтили-дендифосфоновая кислота), обладающий длительным антикорро-ионным и антинакипным действием пассивации поверхности. Восстановление пассивирующего слоя ОЭДФК осуществляется путём периодического импульсного ввода раствора реагента в термальную воду у устья добычной скважины.
Для растворения солевого шлама, который будет скапливаться в призабойной зоне, а следовательно и для восстановления приёмистости нагнетательной скважины весьма эффективным реагентом является НМК (концентрат низкомолекулярных кислот), который также можно вводить периодически в циркулируемую термальную воду на участке до нагнетательного насоса.
Следовательно, из выше сказанного можно предложить, что одним из перспективных направлений освоения тепловой энергии земных недр является её преобразование в электрическую путём строительства двухконтурных ГеоТЭС на низкокипящих рабочих агентах. Эффективность такого преобразования зависит от многих факторов, в частности от выбора рабочего тела и параметров термодинамического цикла вторичного контура ГеоТЭС.
Результаты проведенного расчетного анализа циклов с использованием различных теплоносителей во вторичном контуре показывают, что наиболее оптимальными являются сверхкритические циклы, которые позволяют повысить мощность турбины и КПД цикла, улучшить транспортные свойства теплоносителя и более полно срабатывать температуру исходной термальной воды, циркулирующей в первичном контуре ГеоТЭС.
Установлено также, что для высокотемпературной термальной воды (180ºС и выше) наиболее перспективным является создание сверхкритических циклов во вторичном контуре ГеоТЭС с использованием изобутана, тогда как для вод с более низкой температурой (100÷120ºС и выше) при создании таких же циклов наиболее подходящим теплоносителем является хладон R13В1.
В зависимости от температуры добываемой термальной воды существует оптимальная температура испарения вторичного теплоносителя, соответствующая максимальной мощности, вырабатываемая турбиной.
В дальнейшем необходимо изучать сверхкритические смеси, использование которых в качестве рабочего агента для геотермальных энергетических циклов является наиболее удобным, так как путём подбора состава смеси можно легко менять их критические свойства в зависимости от внешних условий.
Другое направление использование геотермальной энергии геотермальное теплоснабжение, которое уже давно нашло применение на Камчатке и Северном Кавказе для обогрева теплиц, отопления и горячего водоснабжения в жилищно-коммунальном секторе. Анализ мирового и отечественного опыта свидетельствует о перспективности геотермального теплоснабжения. В настоящее время в мире работают геотермальные системы теплоснабжения общей мощностью 17175 МВт, только в США эксплуатируется более 200 тысяч геотермальных установок. По планам Европейского союза мощность геотермальных систем теплоснабжения, включая тепловые насосы, должна возрасти с 1300 МВт в 1995г до 5000 МВт в 2010г.
В СССР геотермальные воды использовались в Краснодарском и Ставропольском краях, Кабардино-Балкарии, Северной Осетии, Чечено--Ингушетии, Дагестане, Камчатской области, Крыму, Грузии, Азербайджане и Казахстане. В 1988г добывалось 60,8 млн. м³ геотермальной воды, сейчас в России её добывается до 30млн. м³ в год, что эквивалентно 150÷170 тыс. т. условного топлива. Вместе с тем технический потенциал геотермальной энергии, по данным Минэнерго РФ, составляет 2950 млн. т. условного топлива.
За минувшие 10 лет в нашей стране распалась система разведки, разработки и эксплуатации геотермальных ресурсов. В СССР научно исследовательскими работами по данной проблеме занимались институты Академии наук, министерств геологии и газовой промышленности. Разведку, оценку и утверждение запасов месторождений выполняли институты и региональные подразделения министерства геологии. Бурение продуктивных скважин, обустройство месторождений, разработку технологий обратной закачки, очистки геотермальных вод, эксплуатацию геотермальных систем теплоснабжения осуществляли подразделения Министерства газовой промышленности. В его составе работало пять региональных эксплуатационных управлений, научно-производственное объединение «Союзгеотерм» (Махачкала), которым была разработана схема перспективного использования геотермальных вод СССР. Проектированием систем и оборудования геотермального теплоснабжения занимался Центральный научно-исследовательский и проектно-эксперементальный институт инженерного оборудования.
В настоящее время прекратились комплексные научно-исследовательские работы в области геотермии: от геолого-гидрогеологических исследований до проблем очистки геотермальных вод. Не ведётся разведочное бурение, обустройство ранее разведанных месторождений, не модернизируется оборудование существующих геотермальных систем теплоснабжения. Роль государственного управления в развитии геотермии ничтожна. Специалисты по геотермии разрознены, их опыт не востребован. Анализ существующего положения и перспектив развития в новых экономических условиях России выполним на примере Краснодарского края.
Для данного региона из всех НВИЭ наиболее перспективно использование геотермальных вод. На рис.4 представлены приоритеты использования НВИЭ для теплоснабжения объектов Краснодарского края.
В Краснодарском крае ежегодно добывается до 10 млн. м³/год геотермальной воды с температурой 70÷100º С, что замещает 40÷ 50 тыс. т. органического топлива (в пересчете на условное топли-во). Эксплуатируется 10 месторождений, на которых работает 37 скважин, в стадии освоения находятся 6 месторождений с 23 скважинами. Общее количество геотермальных скважин77. Геотермальными водами отапливается 32 га. теплиц, 11 тыс. квартир в восьми населённых пунктах, горячим водоснабжением обеспечивается 2 тыс. чел. Разведанные эксплуатационные запасы геотермальных вод края оцениваются в 77,7тыс. м³/сут, или при эксплуатации в течение отопительного сезона-11,7млн. м³ в сезон, прогнозные запасы соответственно 165тыс. м³/сут и 24,7млн. м³ в сезон.
Одно из наиболее разработанных Мостовское геотермальное месторождение в 240 км от Краснодара в предгорьях Кавказа, на котором пробурено 14 скважин глубиной 1650÷1850м с дебитами 1500÷3300 м³/сут, температурой в устье 67÷78º С, общей минерализацией 0,9÷1,9г/л. По химическому составу геотермальная вода почти соответствует нормам на питьевую воду. Основной потребитель геотермальной воды данного месторождения тепличный комбинат с площадью теплиц до 30 га, на котором ранее работало 8 скважин. В настоящее время здесь отапливается 40% площади теплиц.
Для теплоснабжения жилых и административных зданий пос. Мостовой в 80-е годы был построен геотермальный центральный тепловой пункт (ЦТП) расчётной тепловой мощностью 5МВт, схема которого приведена на рис.5. Геотермальная вода в ЦТП поступает от двух скважин с дебитом каждая 45÷70 м³/ч и температурой 70÷74ºС в два бака-аккумулятора вместимостью по 300м³. Для утилизации теплоты сбросной геотермальной воды установлено два парокомпрессорных тепловых насоса расчётной тепловой мощностью 500кВт. Отработанная в системах отопления геотермальная вода с температурой 30÷35ºС перед теплонасосной установкой (ТНУ) разделяется на два потока, один из которых охлаждается до 10ºС и сливается в водоём, а второй догревается до 50ºС и возвращается в баки-аккумуляторы. Теплонасосные установки были изготовлены московским заводом «Компрессор» на базе холодильных машин А-220-2-0.
Регулирование тепловой мощности геотермального отопления при отсутствии пикового догрева осуществляется двумя способами: пропусками теплоносителя и циклически. При последнем способе системы периодически заполняются геотермальным теплоносителем с одновременным сливом охлажденного. При суточном периоде отопления Z время натопа Zн определяется по формуле
Zн = 48j/(1 + j), где коэффициент отпускной теплоты; расчётная температура воздуха в помещении, °С; и фактическая и расчётная температура наружного воздуха, °С.
Вместимость баков-аккумуляторов геотермальных систем определяется из условия обеспечения нормируемой амплитуды колебаний температуры воздуха в отапливаемых жилых помещениях (±3°С) по формуле.
где kFтеплоотдача системы отопления, приходящаяся на 1°С температурного напора, Вт/°С; Z = Zн + Zппериод работы геотер-мального отопления; Zппродолжительность паузы, ч; Qp и Qpрасчётная и средняя за сезон тепловая мощность системы отопления здания, Вт; c·pобьёмная теплоёмкость геотермальной воды, Дж/(м³· ºС); nчисло включений геотермального отопления за сутки; k1коэффициент тепловых потерь в системе геотермального теплоснабжения; А1амплитуда колебаний температуры в отапливаемом здании, ºС; Рномсуммарный показатель теплопоглощения отапливаемых помещений; Vс и Vтс вместимость систем отопления и тепловых сетей, м³.
При работе тепловых насосов соотношение расходов геотермальной воды через испаритель Gи и конденсатор Gк определяется по формуле:
Где tk, to, tитемпература геотермальной воды после конденсатора, системы отопления здания и испарителей ТНУ, ºС.
Следует отметить низкую надежность применявшихся конструкций тепловых насосов, так как условия их работы существенно отличались от условий работы холодильных машин. Отношение давлений нагнетания и всасывания компрессоров при работе в режиме тепловых насосов в 1,5÷2 раза превышает аналогичное отношение в холодильных машинах. Отказы шатуннопоршневой группы, маслохозяйства, автоматики привели к преждевременному выходу этих машин из строя.
В результате отсутствия контроля гидрологического режима эксплуатация Мостовского геотермального месторождения уже через 10 лет давление в устье скважин уменьшилось в 2 раза. С целью восстановления пластового давления месторождения в 1985г. было пробурено три нагнетательных скважины, построена насосная станция, однако их работа не дала положительного результата из-за низкой приёмистости пластов.
Для наиболее перспективного использования геотермальных ресурсов г. Усть-Лабинска с населением 50 тыс. человек, расположенного в 60 км от Краснодара, разработана система геотермального теплоснабжения расчётной тепловой мощностью 65 МВт. Из трёх водонасосных горизонтов выбраны эоцен-палеоценовые отложения глубиной залегания 2200÷2600м с пластовой температурой 97÷100ºС, минерализацией 17÷24г/л.
В результате анализа существующих и перспективных тепловых нагрузок в соответствии со схемой развития теплоснабжения города определена оптимальная, расчётная, тепловая мощность геотермальной системы теплоснабжения. Технико-экономическое сравнение четырёх вариантов (три из них без пиковых котельных с различным количеством скважин и один с догревом в котельной) показало, что минимальный срок окупаемости имеет схема с пиковой котельной рис.6.
Система геотермального теплоснабжения предусматривает строительство западного и центрального термоводозаборов с семью нагнетательными скважинами. Режим эксплуатации термоводозаборов с обратной закачкой охлажденного теплоносителя. Систе\ма теплоснабжения двухконтурная с пиковым догревом в котельной и зависимым присоединением существующих систем отопления зданий. Капитальные вложения в сооружение данной геотермальной системы составили 5,14млн. руб. (в ценах 1984г.), срок окупаемости4,5 года, расчётная экономия замещаемого топлива18,4 тыс. т. условного топлива в год.
Стоимость электроэнергии, вырабатываемой геотермальными электростанциями.
Расходы на исследования и разработку (бурение) геотермальных полей составляют до 50% всей стоимости ГеоТЭС, и поэтому стоимость электроэнергии, вырабатываемой на ГеоЭС, довольно значительна. Так, стоимость всей опытно-промышленной (ОП) Верхнее-Мутновской ГеоЭС [мощность 12(3×4) МВт] составила около 300 млн. руб. Однако отсутствие транспортных расходов на топливо, возобновляемость геотермальной энергии и экологическая чистота производства электроэнергии и тепла позволяют геотермальной энергетике успешно конкурировать на энергетическом рынке и в некоторых случаях производить более дешёвую электроэнергию и тепло, чем на традиционных КЭС и ТЭЦ. Для удалённых районов (Камчатка, Курильские острова) ГеоЭС име-ют безусловное преимущество перед ТЭЦ и дизельными станциями, работающими на привозном топливе.
Если в качестве примера рассматривать Камчатку, где более 80% электроэнергии производится на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, работающих на привозном мазуте, то использование геотермальной энергии более выгодны. Даже сегодня, когда ещё идёт процесс строительства и освоение новых ГеоЭС на Мутновском геотермальном поле, себестоимость электроэнергии на Верхне-Мутновской ГеоЭС более чем в два раза ниже, чем на ТЭЦ в Петропавловске Камчатском. Стоимость 1кВт×ч(э) на старой Паужетской ГеоЭС в 2¸3 раза ниже, чем на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2.
Себестоимость 1кВт×ч электроэнергии на Камчатке в июле 1988г была от 10 до 25 центов, а средний тариф на электроэнергию был установлен на уровне 14 центов. В июне 2001г. в этом же регионе тариф на электроэнергию за 1кВт×ч составлял от 7 до 15 центов. В начале 2002г. средний тариф в ОАО «Камчатскэнерго» был равен 3,6 руб. (12центов). Совершенно ясно, что экономика Камчатки не может успешно развиваться без снижения стоимости потребляемой электроэнергии, а этого можно достичь только путём использования геотермальных ресурсов.
Сейчас, перестраивая энергетику, очень важно исходить из реальных цен на топливо и оборудование, а также цен на энергию для разных потребителей. В противном случае можно прийти к ошибочным выводам и прогнозам. Так, в стратегии развития экономики Камчатской области, разработанной в 2001г в «Дальсетьпроекте», без достаточных обоснований за 1000м³ газа была заложена цена 50дол., хотя ясно, что реальная стоимость газа будет не ниже 100дол., а продолжительность освоения газовых месторождений будет составлять 5÷10 лет. При этом согласно предложенной стратегии запасы газа рассчитываются на срок эксплуатации не более 12 лет. Поэтому перспективы развития энергетики Камчатской области должны быть связаны в первую очередь со строительством серии геотермальных электростанций на Мутновском месторождении [до 300МВт(э)] перевооружением Паужетской ГеоЭС, мощность которой должна быть доведена до 20 МВт, и строительство новых ГеоЭС. Последние обеспечат энергетическую независимость Камчатки на многие годы(не менее 100 лет) и позволят снизить стоимость продаваемой электроэнергии.
Согласно оценке Мирового Энергетического Совета из всех возобновляющих источников энергии самая низкая цена за 1кВт·ч у ГеоЭС (смотри таблицу).
|
мощность |
использов. мощности |
Стоимость установл. |
в послед- |
||||
| 10200 | 55÷95(84) | 2÷10 | 1÷8 | 800÷3000 | 70,2 | 22 | |
| Ветер | 12500 | 20÷30(25) | 5÷13 | 3÷10 | 1100÷ 1700 | 27,1 | 30 |
| 50 | 8÷20 | 25÷125 | 5÷25 | 5000÷10000 | 2,1 | 30 | |
| Приливы | 34 | 20÷30 | 8÷15 | 8÷15 | 1700÷ 2500 | 0,6 |
Из опыта эксплуатации крупных ГеоЭС на Филлипинах, Новой Зеландии, в Мексике и в США следует, что себестоимость 1кВт·ч электроэнергии часто не превышает 1 цента, при этом следует иметь в виду, что коэффициент использования мощности на ГеоЭС достигает значения 0,95.
Геотермальное теплоснабжение наиболее выгодно при прямом использовании геотермальной горячей воды, а также при внедрении тепловых насосов, в которых может эффективно применяться тепло земли с температурой 10÷30ºС, т.е. низкопотенциальное геотермальное тепло. В современных экономических условиях России развитие геотермального теплоснабжения крайне затруднено. Основные средства необходимо вкладывать в бурение скважин. В Краснодарском крае при стоимости бурения 1м скважины 8 тыс. руб., глубине её 1800м затраты составляют 14,4 млн. руб. При расчётном дебите скважины 70м³/ч, срабатываемом температурном напоре 30º С, круглосуточной работе в течение 150 сут. в году, коэффициенте использования расчётного дебита в течение отопительного сезона 0,5 количество отпускаемой теплоты равно 4385 МВт·ч, или в стоимостном выражении1,3 млн. руб. при тарифе 300 руб./(МВт·ч). При таком тарифе бурении скважин будет окупаться 11 лет. Вместе с тем в перспективе необходимость развитие данного направления в энергетике не вызывает сомнения.
Выводы.
1.Практически на всей территории России имеются уникальные запасы геотермального тепла с температурами теплоносителя (вода, двухфазный поток и пар) от 30 до 200º С.
2.В последние годы в России на основе крупных фундаментальных исследований были созданы геотермальные технологии, способные быстро обеспечить эффективное применение тепла земли на ГеоЭС и ГеоТС для получения электроэнергии и тепла.
3.Геотермальная энергетика должна занять важное место в общем балансе использования энергии. В частности, для реструктуризации и перевооружения энергетики Камчатской области и Курильских островов и частично Приморья, Сибири и Северного Кавказа следует использовать собственные геотермальные ресурсы.
4.Широкомасштабное внедрение новых схем теплоснабжения с тепловыми насосами с использованием низкопотенциальных источников тепла позволит снизить расход органического топлива на 20÷25%.
5.Для привлечения инвестиций и кредитов в энергетику следует выполнять эффективные проекты и гарантировать своевременный возврат заемных средств, что возможно только при полной и своевременной оплате элект-ричества и тепла, отпущенных потребителям.
Список литературы.
1. Преобразование геотермальной энергии в электрическую с использованием во вторичном контуре сверхкритического цик-ла. Абдулагатов И.М., Алхасов А.Б. «Теплоэнергетика.-1988№4-стр. 53-56».
2. Саламов А.А. « Геотермические электростанции в энергетике мира» Теплоэнергетика2000№1-стр. 79-80»
3. Тепло Земли: Из доклада «Перспективы развития геотермальных технологий» Экология и жизнь-2001-№6-стр49-52.
4. Тарнижевский Б.В. «Состояние и перспективы использования НВИЭ в России» Промышленная энергетика-2002-№1-стр. 52-56.
5. Кузнецов В.А. «Мутновская геотермальная электростанция» Электрические станции-2002-№1-стр. 31-35.
6. Бутузов В.А. «Геотермальные системы теплоснабжения в Краснодарском крае» Энергоменеджер-2002-№1-стр.14-16.
7. Бутузов В.А. «Анализ геотермальных систем теплоснабжения России» Промышленная энергетика-2002-№6-стр.53-57.
8. Доброхотов В.И. «Использование геотермальных ресурсов в энергетике России» Теплоэнергетика-2003-№1-стр.2-11.
9. Алхасов А.Б. «Повышение эффективности использования геотермального тепла» Теплоэнергетика-2003-№3-стр.52-54.
