I øjeblikket bruges geotermisk energi i 51 lande i elproduktionsteknologier. Over fem år (fra 2010 til 2015) steg den samlede kapacitet på geotermiske kraftværker med 16 % og udgjorde 12.635 MW. En væsentlig stigning i kapaciteten af ​​geotermiske kraftværker skyldes miljøsikkerhed, betydelig økonomisk effektivitet og høj udnyttelsesgrad af installeret kapacitet.

I dag drives geotermiske kraftværker (GEP'er) i 26 lande med en årlig elproduktion på cirka 73.549 GW. Den forventede vækst i den installerede kapacitet af geotermiske kraftværker i 2020 er omkring 21.443 MW (fig. 1). USA har betydelige indikatorer inden for geotermisk energi: den samlede installerede kapacitet for geotermiske kraftværker er 3450 MW med en årlig elproduktion på 16,6 MW/h. Filippinerne er på andenpladsen med en samlet geoelektrisk effektkapacitet på 1870 MW, og Indonesien er på tredjepladsen med 1340 MW. Samtidig er den mest markante stigning i GeoPP-kapaciteten over de seneste fem år blevet noteret i Tyrkiet - fra 91 til 397 MW, det vil sige med 336 %. Dernæst kommer Tyskland - med 280 % (fra 6,6 til 27 MW) og Kenya - med 194 % (fra 202 til 594 MW).

I moderne geotermisk energi er de mest almindelige GeoPP'er med et termisk kredsløb af en turbineinstallation, bl.a. yderligere udvidelse geotermisk damp, hvis samlede kapacitet er 5079 MW. GeoPP kraftenheder med en samlet kapacitet på 2863 MW opererer på overophedet geotermisk damp. Den samlede kapacitet af GeoPP kraftenheder med to trin af dampudvidelse er 2544 MW.

Geotermiske binære kraftenheder med en organisk Rankine-cyklus bliver stadig mere udbredt, og i dag overstiger deres samlede kapacitet 1800 MW. Den gennemsnitlige enhedseffekt for binære kraftenheder er 6,3 MW, kraftenheder med et separationstryk er 30,4 MW, med to separationstryk er 37,4 MW, og kraftenheder, der arbejder på overophedet damp, er 45,4 MW.

Den største stigning i den installerede kapacitet af moderne geotermiske kraftværker i verden er i de seneste år udføres hovedsageligt på grund af konstruktionen af ​​nye GeoPP'er med binære cykluskraftenheder.

Teknologiske skemaer for moderne GeoPP'er kan klassificeres efter fasetilstanden af ​​det geotermiske kølemiddel, typen af ​​termodynamisk cyklus og de anvendte turbiner (fig. 2). Geotermiske kraftværker opererer på geotermisk kølemiddel i form af overophedet damp, damp-vand-blanding og varmt vand. Den direkte cyklus af GeoPP er kendetegnet ved brugen af ​​geotermisk kølemiddel som arbejdsmedium gennem hele den teknologiske vej.

GeoPP'er med en binær cyklus bruges hovedsageligt i felter med lavtemperatur varmt vand (90-120 °C), som er karakteriseret ved brugen af ​​en lavtkogende arbejdsvæske i det andet kredsløb. Dobbeltkredsløb GeoPP'er involverer brugen af ​​binære og kombinerede binære cyklusser. I en kombineret cyklus GeoPP opererer en dampturbine på geotermisk damp, og varmen fra affald eller affald af geotermisk kølevæske i form af en flydende fase genvindes i et sekundært kredsløbs binært kraftværk.

Kondenserende turbiner af enkeltkreds GeoPP'er opererer på geotermisk overophedet damp, såvel som på mættet damp adskilt fra damp-vand-blandingen. Modtryksturbiner bruges i enkeltkreds geotermiske kraftværker, som sammen med at generere elektricitet leverer varme til varmesystemer.

I øjeblikket i Rusland drives kraftenheder med modtryksturbiner på øerne Kunashir og Iturup (en del af Kuril-ryggen). Omega-500, Tuman-2.0 og Tuman-2.5 kraftenhederne blev udviklet på Kaluga Turbine Plant.

Modtryksturboenheder er meget enklere i design end kondenseringsenheder, så deres pris er væsentligt lavere.

Ganske ofte bruges teknologiske skemaer af enkeltkreds GeoPP'er med et, to og tre separationstryk, henholdsvis de såkaldte SingleFlash, Double-Flash og Triple-Flash skemaer. GeoPP'er med to og tre separationstryk involverer således brugen af ​​yderligere sekundær damp opnået i ekspanderen på grund af kogning af separatoren. Dette gør det muligt at øge brugen af ​​geotermisk væskevarme sammenlignet med GeoPP'er med ét separationstryk.

Geotermiske dampturbinenheder produceres af virksomheder i Japan, USA, Italien og Rusland.

I tabel 1 præsenterer de vigtigste producenter af moderne dampturbinenheder og udstyr til geotermiske kraftværker. Designet af geotermiske turbiner har en række egenskaber, der skyldes brugen af ​​geotermisk mættet damp med lavt potentiale som arbejdsmedium, der er karakteriseret ved korrosiv aggressivitet og en tendens til at danne aflejringer.

Moderne avancerede teknologier til at øge effektiviteten af ​​geotermiske turbiner omfatter:

• fugtadskillelse i kanalen i turbinestrømssektionen, inklusive perifer fugtseparation, fugtfjernelse gennem slidser i hule dyseblade og et separatortrin;
• systemer til periodisk vask af strømningsdelen og endetætninger på en driftsturbine;
• anvendelse af teknologi til styring af de fysiske og kemiske egenskaber af geotermisk kølevæske ved hjælp af overfladeaktive additiver;
• reduktion af tab i turbinekaskader ved at optimere geometrien af ​​dyser og arbejdsvinger, herunder brug af højeffektive sabelformede vinger.

Ved udformningen af ​​den geotermiske dampturbine af JSC KTZ med en kapacitet på 25 MW til Mutnovskaya GeoPP anvendes således specielle anordninger til fugtseparering, som gør det muligt at fjerne op til 80% af væskefasen i form af store dråber og flydende film fra flowdelen. Fra det fjerde turbinetrin anvendes et udviklet system med perifer fugtseparation i flowsektionen. I det syvende og ottende trin af begge turbinestrømme anvendes fugtseparation i kanalen i dysegitrene. En ret effektiv metode til at fjerne fugt er brugen af ​​et specielt turbineseparatortrin, som tillader at øge turbineeffektiviteten med næsten 2%.

Saltindholdet i damp, der kommer ind i strømningsvejen for GeoPP-turbiner, afhænger af mineraliseringen af ​​den indledende geotermiske væske og effektiviteten af ​​faseadskillelse i separationsanordninger. Effektiviteten af ​​adskillelsesanordninger bestemmer i vid udstrækning graden af ​​medrivning af turbinestrømningsvejen med kalkaflejringer og påvirker også intensiteten af ​​dråbestøderosion af turbineblade og korrosionsrevner af metalelementerne i turbinestrømningsvejen.

I de teknologiske ordninger for moderne geotermiske kraftværker bruges lodrette og vandrette separatorer. Lodrette separatorer bruges hovedsageligt på GeoPP'er bygget med deltagelse af newzealandske specialister i New Zealand, Filippinerne og andre lande. Horisontale separatorer bruges i geotermiske kraftenheder i Rusland, USA, Japan og Island. Desuden opererer op til 70 % af GeoPP'er i verden med vertikale separatorer. Lodrette separatorer er i stand til at give en gennemsnitlig tørhed af damp ved udløbet på op til 99,9%. Desuden afhænger deres effektivitet væsentligt af driftsparametre: flow og tryk af våd damp, fugtindholdet i damp-vand-blandingen (SWM), væskeniveau i separatoren osv.

I Rusland er vandrette separatorer blevet udviklet og bliver brugt på GeoPP kraftenheder, som er kendetegnet ved høj effektivitet og små karakteristika. Graden af ​​damptørhed ved separatorudløbet når 99,99%. Denne udvikling var baseret på forskning og teknologi fra virksomheder, der producerer udstyr til atomkraftværker, skibsbygning og andre industrier. Sådanne separatorer er blevet installeret og fungerer med succes i de modulære kraftenheder i Verkhne-Mutnovskaya GeoPP og i den første fase af Mutnovskaya GeoPP (fig. 3).

Fordelen ved binære anlæg, som primært består i evnen til at producere elektricitet baseret på en lavtemperaturvarmekilde, har i vid udstrækning bestemt hovedretningerne for deres anvendelse. Det er især tilrådeligt at bruge binære indstillinger til:

• energiforsyning (også autonom) til regioner med geotermiske ressourcer ved lav temperatur;
• øge kapaciteten af ​​eksisterende GeoPP'er, der opererer på højtemperatur geotermisk kølevæske uden at bore yderligere brønde;
• øge effektiviteten af ​​at bruge geotermiske kilder gennem brugen af ​​binære enheder i teknologiske ordninger for nydesignede kombinerede geotermiske kraftværker.

Termofysiske, termodynamiske og andre egenskaber af organiske lavtkogende stoffer har en betydelig indvirkning på typen og effektiviteten af ​​den termiske cyklus, teknologiske parametre, udstyrs design og egenskaber, driftsmåder, pålidelighed og miljøvenlighed af binære anlæg.

I praksis bruges omkring 15 forskellige lavtkogende organiske stoffer og blandinger som arbejdsvæske i binære planter. Faktisk opererer geotermiske binære kraftenheder på nuværende tidspunkt hovedsageligt på kulbrinter - omkring 82,7% af den samlede installerede kapacitet af binære kraftenheder i verden, fluorcarboner - 6,7%, chlorfluorcarboner - 2,0%, vand-ammoniakblanding - 0,5%, nej data om arbejdsvæsken for 8,2 %.

Kombinerede binære cyklus geotermiske kraftværker er kendetegnet ved, at den geotermiske væske fra det primære kredsløb ikke kun leverer varme til det sekundære kredsløb, men også direkte bruges til at omdanne varmen til mekanisk arbejde i dampturbinen.

Dampfasen af ​​det geotermiske tofasede kølemiddel bruges direkte til at generere elektrisk energi ved ekspansion i en dampturbine med modtryk, og kondensationsvarmen fra geotermisk damp (såvel som separatoren) sendes til et andet lavtemperaturkredsløb , hvor en organisk arbejdsvæske bruges til at generere elektricitet. Brugen af ​​en sådan kombineret GeoPP-ordning er især tilrådelig i tilfælde, hvor kilden geotermisk væske indeholder en stor mængde ikke-kondenserbare gasser, da energiomkostningerne til at fjerne dem fra kondensatoren kan være betydelige.

Resultaterne af termodynamiske beregninger viser, at brugen af ​​en binær kraftenhed i geotermiske kraftværker med kombineret cyklus kan øge kapaciteten af ​​en Single-Flash GeoPP med 15% og en DoubleFlash GeoPP med 5%. I øjeblikket produceres binære planter på fabrikker i USA, Tyskland, Italien, Sverige, Rusland og andre lande. Oplysninger om nogle tekniske egenskaber ved binære installationer produceret af forskellige producenter er præsenteret i tabel. 2.

I fig. Figur 4 viser data om omkostningerne ved installeret effekt på 1 kW til konstruktion af forskellige GeoPP'er med turbinenheder, der anvender geotermisk damp og lavtkogende organisk arbejdsvæske, hvilket angiver afhængigheden af ​​omkostningerne ved GeoPP af den anvendte cyklus og temperaturen af geotermisk geofluid.

De mest lovende russiske geotermiske energiprojekter er udvidelsen af ​​Mutnovskaya GeoPP (50 MW) og Verkhne-Mutnovskaya GeoPP (12 MW) med kombinerede (binær cyklus) kraftenheder med en kapacitet på henholdsvis 10 og 6,5 MW, pga. genvinding af varme fra deres spildkølevæske uden at bore yderligere brønde, samt konstruktionen af ​​anden fase af Mutnovskaya GeoPP med en kapacitet på 50 MW.

Konklusioner

1. I den globale geotermiske energisektor anvendes teknologiske ordninger med GeoPP'er af direkte, binære og kombinerede cyklusser - afhængigt af fasetilstanden og temperaturen af ​​det geotermiske kølevæske.
2. Den største stigning i den samlede installerede kapacitet for GeoPP'er i verden i de seneste år skyldes udviklingen af ​​binære geotermiske energiteknologier.
3. De specifikke omkostninger ved den installerede kapacitet af geotermiske kraftenheder afhænger væsentligt af temperaturen på det geotermiske kølevæske og falder kraftigt med dets stigning.

Praktisk lektion nr. 6

Mål: stifte bekendtskab med driftsprincippet for geotermiske kraftværker og ocean termisk energikonverteringsteknologier (OTEC), samt med metoden til deres beregning.

Lektionens varighed– 2 timer

Arbejdsforløb:

1. På baggrund af den teoretiske del af arbejdet, stifte bekendtskab med driftsprincippet for GeoTES og teknologier til konvertering af havtermisk energi (PTEC.

2. Løs praktiske problemer i overensstemmelse med den enkelte opgave.

1. TEORETISK DEL

Udnyttelse af havets termiske energi

Ocean Thermal Energy Conversion (OTEC) teknologi skaber elektricitet ved at udnytte temperaturforskellen mellem varmt og koldt havvand. Koldt vand pumpes gennem et rør fra en dybde på mere end 1000 meter (fra et sted, hvor solens stråler aldrig når). Systemet bruger også varmt vand fra et område tæt på havoverfladen. Vand opvarmet af solen passerer gennem en varmeveksler med kemikalier med lavt kogepunkt såsom ammoniak, som skaber kemisk damp, der driver turbinerne i elektriske generatorer. Dampen kondenseres derefter tilbage til flydende form ved hjælp af afkølet vand fra det dybe hav. Tropiske regioner anses for at være det bedst egnede sted for PTEC-systemer. Dette skyldes den større temperaturforskel mellem vand på lavt og dybt vand.

I modsætning til vind- og solfarme kan havvarmekraftværker producere ren elektricitet døgnet rundt, 365 dage om året. Den eneste ene biprodukt Sådanne kraftenheder giver koldt vand, som kan bruges til køling og aircondition i administrations- og beboelsesbygninger i nærheden af ​​energiproduktionsanlægget.

Brug af geotermisk energi

Geotermisk energi er energi opnået fra jordens naturlige varme. Denne varme kan opnås ved hjælp af brønde. Den geotermiske gradient i brønden stiger med 1 °C for hver 36. meter. Denne varme leveres til overfladen i form af damp eller varmt vand. Denne varme kan både bruges direkte til opvarmning af boliger og bygninger og til at generere elektricitet.

Ifølge forskellige skøn er temperaturen i jordens centrum mindst 6650 °C. Jordens afkølingshastighed er cirka 300-350 °C pr. milliard år. Jorden udsender 42·10 12 W varme, hvoraf 2% absorberes i skorpen og 98% i kappen og kernen. Moderne teknologier tillader os ikke at nå varme, der frigives for dybt, men 840000000000 W (2%) tilgængelig geotermisk energi kan opfylde menneskehedens behov i lang tid. Områderne omkring kanterne af kontinentalplader er bedste sted til opførelse af geotermiske stationer, fordi skorpen i sådanne områder er meget tyndere.

Der er flere måder at få energi fra geotermiske kraftværker:

· Direkte skema: damp ledes gennem rør til turbiner forbundet til elektriske generatorer;

· Indirekte skema: ligner det direkte skema, men før damp kommer ind i rørene, renses det for gasser, der forårsager ødelæggelse af rørene;

· Blandet skema: ligner den direkte ordning, men efter kondensering fjernes gasser, der ikke er opløst i det, fra vandet.

2. PRAKTISK DEL

Opgave 1. Bestem starttemperaturen t 2 og mængden af ​​geotermisk energi E o (J) grundvandsmagasinets tykkelse h km i dybden z km, hvis dannelsesbjergartens karakteristika er angivet: tæthed r gr = 2700 kg/m3; porøsitet EN = 5%; specifik varme Med gr =840 J/(kg K). Temperaturgradient (dT/dz) i °C/km, vælg fra tabellen over opgavemuligheder.

Gennemsnitlig overfladetemperatur t o tage lig med 10 °C. Specifik varmekapacitet af vand C ind = 4200 J/(kg K); vandtæthed ρ = 1·10 3 kg/m3. Beregn ud fra overfladeareal F = 1 km 2. Den mindste tilladte reservoirtemperatur antages at være t 1=40°C.

Bestem også tidskonstanten for termisk energiudvinding τ o (år), når man pumper vand ind i reservoiret og forbruge det V =0,1 m 3 /(s km 2). Hvad vil den termiske effekt være i første omgang? (dE/dz) τ =0 og efter 10 år (dE/dz) τ =10?

Opgave 1 er afsat til det termiske potentiale af geotermisk energi koncentreret i naturlige grundvandsmagasiner i en dybde z (km) fra jordens overflade. Typisk er tykkelsen af ​​grundvandsmagasinet h (km) mindre end dens dybde. Laget har en porøs struktur - klipper har porer fyldt med vand (porøsiteten estimeres ved koefficienten α). Den gennemsnitlige tæthed af faste bjergarter i jordskorpen er p gr = 2700 kg/m 3, og den termiske ledningsevnekoefficient λ gr = 2 W/(m K). Ændringen i jordtemperaturen mod jordens overflade er karakteriseret ved en temperaturgradient (dT/dz), målt i °C/km eller K/km.

De mest almindelige områder på kloden er områder med en normal temperaturgradient (mindre end 40 °C/km) med en tæthed af varmestrømme, der udgår mod overfladen på ≈ 0,06 W/m2. Den økonomiske gennemførlighed af at udvinde varme fra jordens tarme er usandsynlig her.

I semi-termisk områder er temperaturgradienten 40-80 °C/km. Her er det tilrådeligt at bruge varmen fra undergrunden til opvarmning, i drivhuse og i balneologi.

I hypertermisk områder (nær grænserne for jordskorpeplatforme) er gradienten mere end 80 °C/km. Det er tilrådeligt at bygge et geotermisk kraftværk her.

Med en kendt temperaturgradient er det muligt at bestemme temperaturen på grundvandsmagasinet, før dets udnyttelse begynder:

Tg =T o +(dT/dz)·z,

hvor T o er temperaturen på jordens overflade, K (°C).

I beregningspraksis henvises karakteristikaene af geotermisk energi normalt til 1 km 2 overflade F.

Formationens varmekapacitet Cpl (J/K) kan bestemmes af ligningen

Cpl =[α·ρ i ·C i +(1- α)·ρ gr ·C gr ]·h·F,

hvor p in og C in er henholdsvis densiteten og den isobariske specifikke varme

r gr og C gr - densitet og specifik varmekapacitet af jorden (formationsbjergarter); normalt p gr = 820-850 J/(kg K).

Hvis du indstiller den mindst tilladte temperatur, som du kan bruge termisk energi formation T 1 (K), så kan vi estimere dets termiske potentiale ved driftsstart (J):

E 0 = C pl (T 2 - T 1)

Reservoarets tidskonstant τ 0 (mulig tid for dets brug, år) i tilfælde af fjernelse af termisk energi ved at pumpe vand ind i det med en volumetrisk strømningshastighed V (m 3 /s) kan bestemmes ved ligningen:

τ 0 =C pl /(V·ρ in ·С in)

Det antages, at det termiske potentiale af en formation under dens udvikling ændres i henhold til en eksponentiel lov:

E=E 0 ·e -(τ / τ o)

hvor τ er antallet af år fra driftstart;

e er basis for naturlige logaritmer.

Termisk effekt af det geotermiske reservoir på tidspunktet τ (år fra begyndelsen af ​​udviklingen) i W (MW):

Opgave 2 Det menes, at den faktiske effektivitet η et oceanisk termisk kraftværk, der anvender temperaturforskellen mellem overfladevand og dybt vand (T 1 -T 2) = ∆T og opererer på Rankine-cyklussen er halvdelen af ​​den termiske effektivitet af en installation, der opererer på Carnot-cyklussen, η t k . Estimer den mulige værdi af den faktiske effektivitet af en OTES, hvis arbejdsvæske er ammoniak, hvis vandtemperaturen ved havoverfladen t , °C og vandtemperaturen i havets dybde t 2 , °C. Hvad er forbruget varmt vand V , m/h vil være påkrævet for OTES med kapacitet N MW?

Opgave 2 er afsat til udsigterne til at bruge temperaturforskellen mellem overflade- og dybhavvande til at generere elektricitet ved en OTES, der fungerer i henhold til den velkendte Rankine-cyklus. Lavtkogende stoffer (ammoniak, freon) forventes at blive brugt som arbejdsvæske. På grund af små temperaturforskelle (∆T=15÷26 o C), er den termiske effektivitet af en installation, der kører på Carnot-cyklussen, kun 5-9%. Den faktiske effektivitet af en installation, der fungerer i henhold til Rankine-cyklussen, vil være halvt så meget. Som et resultat, for at opnå en andel af relativt små kapaciteter hos OTES, kræves der store strømningshastigheder af "varmt" og "koldt" vand og som følge heraf store diametre af indløbs- og udløbsrørledninger.

Q 0 =p·V·C p ·∆T,

hvor p er tætheden af ​​havvand, kg/m3;

C p - massevarmekapacitet af havvand, J/(kg K);

V - volumetrisk vandstrøm, m 3 /s;

∆T = T 1 -T 2 - temperaturforskel mellem overflade- og dybvand

(cyklusens temperaturforskel) i °C eller K.

I en ideel teoretisk Carnot-cyklus kan den mekaniske effekt N 0 (W) defineres som

N 0 =η t k · Q o ,

eller under hensyntagen til (1) og udtrykket for den termiske effektivitet af Carnot-cyklussen η t k:

N0 =p·Cp·V·(∆T)2/T1.

Opgave 3 Dobbeltkredsløb damp-vand geotermisk kraftværk med elektrisk strøm N modtager varme fra vand fra geotermiske brønde ved en temperatur t gc . Tør mættet damp ved udgangen af ​​dampgeneratoren har en temperatur 20 0 C lavere end t gc . Dampen udvider sig i turbinen og kommer ind i kondensatoren, hvor den afkøles af vand fra omgivelserne ved en temperatur t xv . Kølevandet opvarmes i kondensatoren med 12 0 C. Kondensatet har en temperatur 20 0 C højere end t xv . Geotermisk vand forlader det dampproducerende anlæg ved en temperatur 15 0 C højere end kondensatet. Relativ intern turbinekoefficient η oi , elektrisk effektivitet af turbogeneratoren η e =0,96. Bestem den termiske effektivitet af Rankine-cyklussen, dampforbrug og specifikt varmeforbrug, vandforbrug fra geotermiske brønde og fra miljøet.

I et geotermisk kraftværk med én kredsløb med dampturbine bestemmes entalpien af ​​tør mættet damp efter adskillelse af temperaturen af ​​geotermisk vand t gv. Fra tabeller over vand- og vanddamps termodynamiske egenskaber eller h-s-diagrammer. Ved en dobbeltkreds GeoTEP tages der højde for temperaturforskellen i dampgeneratoren Δt. Resten af ​​beregningen udføres som for et solar dampturbine termisk kraftværk.

Dampforbruget bestemmes ud fra forholdet

kg/s,

hvor η t er den termiske effektivitet af cyklussen,

η оі – relativ intern effektivitet af turbinen,

η e – elektrisk effektivitet af turbogeneratoren,

N – effekt af GeoTEU, kW,

Forbruget af varmt vand fra geotermiske brønde bestemmes ud fra formlen

, kg/s,

forbrug af koldt vand fra miljøet til dampkondensering

, kg/s,

hvor с = 4,19 kJ/kg∙K – vandets varmekapacitet,

η pg – dampgeneratorens effektivitet,

Δt pg – temperaturforskel af geotermisk vand i dampgeneratoren, 0 C,

Δt xv – temperaturforskel på koldt vand i kondensatoren, 0 C.

Beregning af GeoTEI med lavtkogende og blandede arbejdsvæsker udføres ved hjælp af tabeller over termodynamiske egenskaber og h-s diagrammer over dampe af disse væsker.

Mængder og måleenheder	Opgavemuligheder
N, MW
t koldt, 0 C
t koldt, 0 C
ηoi, %

Geotermiske energiressourcer i Rusland har et betydeligt industrielt potentiale, herunder energipotentiale. Jordens varmereserver med en temperatur på 30-40 °C (fig. 17.20, se farveindsats) er tilgængelige i næsten hele Ruslands territorium, og i nogle regioner er der geotermiske ressourcer med temperaturer op til 300 °C. Afhængigt af temperaturen bruges geotermiske ressourcer i forskellige sektorer af den nationale økonomi: el, fjernvarme, industri, landbrug, balneologi.

Ved temperaturer på geotermiske ressourcer over 130 °C er det muligt at generere elektricitet ved hjælp af enkeltkredsløb geotermiske kraftværker(GeoES). Imidlertid har en række regioner i Rusland betydelige reserver af geotermisk vand med lavere temperaturer i størrelsesordenen 85 ° C og højere (fig. 17.20, se farveindsats). I dette tilfælde er det muligt at få elektricitet fra en GeoPP med en binær cyklus. Binære kraftværker er dobbeltkredsløbsstationer, der bruger deres egen arbejdsvæske i hvert kredsløb. Binære stationer er også nogle gange klassificeret som enkeltkredsløbsstationer, der opererer på en blanding af to arbejdsvæsker - ammoniak og vand (fig. 17.21, se farveindlæg).

De første geotermiske kraftværker i Rusland blev bygget i Kamchatka i 1965-1967: Pauzhetskaya GeoPP, som driver og i øjeblikket producerer den billigste elektricitet i Kamchatka, og Paratunka GeoPP med en binær cyklus. Efterfølgende blev der bygget omkring 400 GeoPP'er med en binær cyklus i verden.

I 2002 blev Mutnovskaya GeoPP med to kraftenheder med en samlet kapacitet på 50 MW sat i drift i Kamchatka.

Kraftværkets teknologiske skema giver mulighed for brug af damp opnået ved to-trins adskillelse af en damp-vand-blanding taget fra geotermiske brønde.

Efter adskillelse kommer damp med et tryk på 0,62 MPa og en tørhedsgrad på 0,9998 ind i en to-strøms dampturbine med otte trin. En generator med en mærkeeffekt på 25 MW og en spænding på 10,5 kV fungerer sammen med en dampturbine.

For at sikre miljømæssig renhed omfatter kraftværkets teknologiske ordning et system til at pumpe kondensat og separator tilbage i jordens lag, samt forhindre udledning af svovlbrinte til atmosfæren.

Geotermiske ressourcer bruges i vid udstrækning til opvarmningsformål, især i den direkte brug af varmt geotermisk vand.

Det er tilrådeligt at bruge geotermiske varmekilder med lavt potentiale med en temperatur på 10 til 30 °C ved hjælp af varmepumper. En varmepumpe er en maskine designet til at overføre indre energi fra et lavtemperaturkølevæske til et højtemperaturkølevæske ved hjælp af en ekstern påvirkning til at udføre arbejde. Driftsprincippet for varmepumpen er baseret på den omvendte Carnot-cyklus.

Varmepumpe, forbrugende) kW elektrisk strøm, forsyner varmesystemet med 3 til 7 kW termisk effekt. Transformationskoefficienten varierer afhængigt af temperaturen på den lavkvalitets geotermiske kilde.

Varmepumper er meget udbredt i mange lande rundt om i verden. Den kraftigste varmepumpeinstallation opererer i Sverige med en termisk kapacitet på 320 MW og bruger varmen fra Østersøvandet.

Effektiviteten ved at bruge en varmepumpe bestemmes hovedsageligt af forholdet mellem priser for elektrisk og termisk energi, samt transformationskoefficienten, som angiver, hvor mange gange mere termisk energi, der produceres i forhold til den elektriske (eller mekaniske) energi, der bruges.

Driften af ​​varmepumper er mest økonomisk i perioden med minimumsbelastninger i elsystemet. Deres drift kan hjælpe med at udjævne elsystemets elektriske belastningsplaner.

Litteratur til selvstudium

17.1.Brug vandenergi: lærebog for universiteter / red. Yu.S. Vasilyeva. -
4. udg., revideret. og yderligere M.: Energoatomizdat, 1995.

17.2.Vasiliev Yu.S., Vissarionov V.I., Kubyshkin L.I. Vandkraftløsning
Russiske opgaver på en computer. M.: Energoatomizdat, 1987.

17.3.Neporozhny P.S., Obrezkov V.I. Introduktion til specialet. Vandkraft
kryds: træningsmanual for universiteter. - 2. udg., revideret. og yderligere M: Energoatomizdat,
1990.

17.4.Vandenergi og vandøkonomiske beregninger: lærebog for universiteter /
redigeret af V.I. Vissarionova. M.: MPEI Publishing House, 2001.

17.5.Beregning solenergiressourcer: lærebog for universiteter / red.
V.I. Vissarionova. M.: MPEI Publishing House, 1997.

17.6.Ressourcer og effektivitet i brugen af ​​vedvarende energikilder
i Rusland / Team af forfattere. St. Petersborg: Nauka, 2002.

17.7.Dyakov A.F., Perminov E.M., Shakaryan Yu.G. Vindenergi i Rusland. Tilstand
og udviklingsmuligheder. M.: MPEI Publishing House, 1996.

17.8.Beregning vindenergiressourcer: lærebog for universiteter / red. V.I. Wissa
Rionova. M.: MPEI Publishing House, 1997.

17.9.Mutnovsky geotermisk elektrisk kompleks i Kamchatka / O.V. Britvin,

Dobbeltkredsløbet GeoTEP (fig. 4.2) omfatter en dampgenerator 4, hvor den termiske energi af den geotermiske damp-vand-blanding bruges til at opvarme og fordampe fødevandet i et traditionelt våddamp-dampturbineanlæg 6 med en elektrisk generator 5. Det geotermiske vand brugt i dampgeneratoren pumpes af pumpe 3 ind i returbrønden 2. Rensning Behandlingen af ​​turbineanlæggets fødevand udføres ved hjælp af konventionelle metoder. Fødepumpe 8 returnerer kondensat fra kondensator 7 til dampgeneratoren.

I en dobbeltkredsløbsinstallation er der ingen ikke-kondenserbare gasser i dampkredsløbet, derfor er der tilvejebragt et dybere vakuum i kondensatoren, og installationens termiske effektivitet øges sammenlignet med en enkeltkreds. Ved udgangen fra dampgeneratoren kan den resterende varme fra geotermisk vand, som ved et enkeltkreds geotermisk kraftværk, anvendes til varmeforsyningsbehov.

Fig.4.2. Termisk diagram af et dobbeltkredsløb geotermisk kraftværk

Gasser, herunder svovlbrinte, tilføres fra dampgeneratoren til bobleabsorberen og opløses i det geotermiske spildevand, hvorefter det pumpes ind i bortskaffelsesbrønden. Ifølge test på Ocean Geothermal Power Plant under opførelse (Kuril Islands) er 93,97% af det oprindelige svovlbrinte opløst i den boblende absorber.

Temperaturforskellen i dampgeneratoren reducerer entalpien af ​​levende damp i en dobbeltkredsinstallation h 1 sammenlignet med en enkeltkreds, men generelt stiger varmeforskellen i turbinen på grund af et fald i udstødningsentalpien damp h 2 . Den termodynamiske beregning af cyklussen udføres som for et konventionelt dampturbinevarmekraftværk (se afsnittet om soldampturbineanlæg).

Forbruget af varmt vand fra geotermiske brønde til en installation med en kapacitet på N, kW, bestemmes ud fra udtrykket

Kg/s, (4,3)

hvor er temperaturforskellen for geotermisk vand ved dampgeneratorens ind- og udløb, °C, er dampgeneratorens effektivitet. Den samlede effektivitet af moderne geotermiske kraftværker med dobbeltkredsløb med dampturbine er 17,27 %.

I marker med relativt lave temperaturer i geotermisk vand (100-200°C) to-kreds installationer på lavtkogende arbejdsvæsker (freoner, kulbrinter). Det er også økonomisk forsvarligt at anvende sådanne anlæg til genanvendelse af varmen fra separeret vand fra enkeltkreds geotermiske kraftværker (i stedet for fjernvarmeveksleren i fig. 4.1). I vores land, for første gang i verden (i 1967), blev et kraftværk af denne type oprettet ved hjælp af R-12 kølemiddel med en kapacitet på 600 kW, bygget på Paratunsky geotermiske felt (Kamchatka) under videnskabelig ledelse af Institut for Termofysik i den sibiriske gren af ​​USSR Academy of Sciences. Kølevæsketemperaturforskellen var 80...5 o C, koldt vand blev tilført kondensatoren fra floden. Paratunka med en gennemsnitlig årlig temperatur på 5 o C. Desværre blev disse værker ikke udviklet på grund af den tidligere billighed af organisk brændsel.

I øjeblikket har JSC "Kirov Plant" udviklet design og teknisk dokumentation af et dobbeltkredsløb geotermisk modul med en kapacitet på 1,5 MW ved hjælp af freon R142v (reservekølevæske - isobutan). Energimodulet bliver fuldstændigt fremstillet på fabrikken og leveret med jernbane anlægs- og installationsarbejde og tilslutning til elnettet vil kræve minimale omkostninger. Det forventes, at fabriksomkostningerne til masseproduktion af energimoduler vil blive reduceret til ca. $800 pr. kilowatt installeret kapacitet.

Sammen med GeoTES, der bruger et homogent lavtkogende kølemiddel, udvikler ENIN en lovende installation, der bruger en blandet vand-ammoniak-arbejdsvæske. Den største fordel ved en sådan installation er muligheden for dens anvendelse i en lang række temperaturer af geotermisk vand og damp-vand-blandinger (fra 90 til 220 o C). Med en homogen arbejdsvæske fører en afvigelse af temperaturen ved udgangen af ​​dampgeneratoren med 10...20 o C fra den beregnede til et kraftigt fald i cyklussens effektivitet - med 2,4 gange. Ved at ændre koncentrationen af ​​komponenterne i den blandede kølevæske er det muligt at sikre acceptabel installationsydelse ved skiftende temperaturer. Effekten af ​​ammoniakvandturbinen i dette temperaturområde varierer med mindre end 15%. Derudover har en sådan turbine bedre vægt og dimensioner, og ammoniak-vand-blandingen er anderledes bedste egenskaber varmeveksling, hvilket gør det muligt at reducere metalforbruget og omkostningerne til dampgeneratoren og kondensatoren sammenlignet med et energimodul, der anvender et homogent kølemiddel. Sådanne kraftværker kan i vid udstrækning anvendes til genvinding af spildvarme i industrien. De kan have en konstant efterspørgsel efter internationale marked geotermisk udstyr.

Beregning af GeoTEI med lavtkogende og blandede arbejdsvæsker udføres ved hjælp af tabeller over termodynamiske egenskaber og h - s diagrammer over dampe af disse væsker.

Relateret til problemet med geotermiske kraftværker er muligheden for at bruge de termiske ressourcer i Verdenshavet, som ofte nævnes i litteraturen. På tropiske breddegrader er temperaturen af ​​havvand på overfladen omkring 25 o C, i en dybde på 500...1000 m - omkring 2...3 o C. Tilbage i 1881 udtrykte D'Arsonval ideen om ​Brug af denne temperaturforskel til at producere elektricitet Planinstallationer til et af projekterne til implementering af denne idé er vist i Fig. 4.3.

Fig.4.3. Ordning for et havtermisk kraftværk: 1 - pumpe til forsyning af varmt overfladevand; 2 - lavtkogende kølevæske dampgenerator; 3 - turbine; 4 - elektrisk generator; 5 - kondensator; 6 - koldt dybt vandforsyningspumpe; 7 - fødepumpe; 8 - skibsplatform

Pumpe 1 leverer varm overfladevand ind i dampgenerator 2, hvor den lavtkogende kølevæske fordamper. Damp med en temperatur på omkring 20°C sendes til turbine 3, som driver elektrisk generator 4. Udstødningsdampen kommer ind i kondensator 5 og kondenseres af kulde dybt vand forsynes af cirkulationspumpe 6. Fødepumpe 7 returnerer kølevæsken til dampgeneratoren.

Når dybt vand stiger gennem varme overfladelag, varmes op til henholdsvis mindst 7...8° C, den udtømte våde kølevæskedamp vil have en temperatur på mindst 12...13° C. Som følge heraf vil den termiske effektiviteten af ​​denne cyklus vil være = 0,028, og for en reel cyklus - mindre end 2%. Samtidig er et havtermisk kraftværk kendetegnet ved høje energiomkostninger til sine egne behov, såvel som kølevæske, vil energiforbruget overstige den genererede energi af enheden. I USA gav forsøg på at implementere sådanne kraftværker nær Hawaii-øerne ikke et positivt resultat.

Et andet havtermisk kraftværksprojekt - termoelektrisk - involverer at bruge Seebeck-effekten ved at placere termoelektrodeforbindelser i havets overflade og dybe lag. Den ideelle effektivitet af en sådan installation, som for Carnot-cyklussen, er omkring 2%. Afsnit 3.2 viser, at den faktiske virkningsgrad af termokonvertere er en størrelsesorden lavere. Til varmefjernelse i overfladelagene af havvand og varmeoverførsel i de dybe lag ville det derfor være nødvendigt at konstruere varmevekslingsoverflader ("undervandssejl") af et meget stort område. Dette er urealistisk for kraftværker med praktisk mærkbar effekt. Lav energitæthed er en hindring for brugen af ​​havets varmereserver.

Læs og skriv nyttig

Geotermisk energi

Abstrakt.

Indledning.

Omkostninger til elektricitet produceret af geotermiske kraftværker.

Referencer.

Abstrakt.

Dette papir beskriver historien om udviklingen af ​​geotermisk energi, både i hele verden og i vores land, Rusland. Der blev foretaget en analyse af brugen af ​​jordens dybe varme til at omdanne den til elektrisk energi samt at forsyne byer og byer med varme- og varmtvandsforsyning i sådanne regioner i vores land som Kamchatka, Sakhalin og Nordkaukasus. Der er lavet en økonomisk begrundelse for udviklingen af ​​geotermiske aflejringer, opførelsen af ​​kraftværker og deres tilbagebetalingsperioder. Ved at sammenligne energien fra geotermiske kilder med andre typer elektricitetskilder får vi udsigterne til udviklingen af ​​geotermisk energi, som bør indtage en vigtig plads i generel balance energiforbrug. Især til omstrukturering og genudrustning af energisektoren i Kamchatka-regionen og Kuril-øerne, delvist i Primorye og Nordkaukasus, bør man bruge sine egne geotermiske ressourcer.

Indledning.

De vigtigste retninger for udvikling af produktionskapacitet i landets energisektor i den nærmeste fremtid er teknisk genudstyr og genopbygning af kraftværker samt idriftsættelse af ny produktionskapacitet. Først og fremmest er dette opførelsen af ​​kombinerede gasanlæg med en virkningsgrad på 5560%, hvilket vil øge effektiviteten af ​​eksisterende termiske kraftværker med 2540%. Den næste fase bør være opførelsen af ​​termiske kraftværker ved hjælp af nye forbrændingsteknologier fast brændsel og med superkritiske dampparametre for at opnå termisk kraftværkseffektivitet på 46-48%. Der vil også blive opnået yderligere udvikling atomkraftværker med nye typer termiske og hurtige neutronreaktorer.

Et vigtigt sted i dannelsen af ​​Ruslands energisektor er besat af landets varmeforsyningssektor, som er den største med hensyn til mængden af ​​forbrugte energiressourcer, mere end 45% af deres samlede forbrug. Mere end 71 % produceres i centraliserede varmeforsyningssystemer (DH), og omkring 29 % af al varme produceres af decentrale kilder. Kraftværker leverer mere end 34 % af al varme, kedelhuse cirka 50 %. I overensstemmelse med Ruslands energistrategi frem til 2020. Det er planen at øge varmeforbruget i landet med mindst 1,3 gange, og andelen af ​​decentral varmeforsyning vil stige fra 28,6 % i 2000. op til 33 % i 2020

Stigningen i priserne, der er sket i de senere år for organisk brændstof (gas, brændselsolie, diesel) og for dets transport til fjerntliggende områder i Rusland og følgelig den objektive stigning i salgspriserne for elektrisk og termisk energi ændrer fundamentalt holdning til brugen af ​​vedvarende energikilder: geotermisk, vind, solrig.

Udviklingen af ​​geotermisk energi i visse regioner af landet gør det således i dag muligt at løse problemet med elektricitet og varmeforsyning, især i Kamchatka, Kuriløerne, samt i Nordkaukasus, i visse regioner i Sibirien og den europæiske del af Rusland.

Blandt hovedretningerne for at forbedre og udvikle varmeforsyningssystemer bør være udvidelsen af ​​brugen af ​​lokale ikke-traditionelle vedvarende energikilder og først og fremmest jordvarme jord. Allerede i de næste 7-10 år, med hjælp moderne teknologier Lokal opvarmning takket være termisk varme kan spare betydelige fossile brændselsressourcer.

I det sidste årti har brugen af ​​ikke-traditionelle vedvarende energikilder (NRES) oplevet et sandt boom i verden. Omfanget af brugen af ​​disse kilder er steget flere gange. Dette område udvikler sig mest intensivt sammenlignet med andre energiområder. Der er flere årsager til dette fænomen. Først og fremmest er det indlysende, at æraen med billige traditionelle energiressourcer uigenkaldeligt er forbi. Der er kun én tendens på dette område – stigende priser for alle typer. Ikke mindre væsentligt er ønsket fra mange lande, der er frataget deres brændstofbase, om at opnå energiuafhængighed. Miljøhensyn spiller en væsentlig rolle, herunder udledning af skadelige gasser. Befolkningen i udviklede lande yder aktiv moralsk støtte til brugen af ​​vedvarende energikilder.

Af disse grunde er udviklingen af ​​vedvarende energikilder i mange lande en prioriteret opgave for den tekniske politik på energiområdet. I en række lande er denne politik implementeret gennem de vedtagne lovgivningsmæssige og regulatoriske rammer, som fastlægger de juridiske, økonomiske og organisatoriske rammer for brugen af ​​vedvarende energikilder. Det økonomiske grundlag består især af forskellige foranstaltninger til støtte for vedvarende energikilder i deres udviklingsfase på energimarkedet (skatte- og kreditincitamenter, direkte subsidier osv.)

I Rusland halter den praktiske anvendelse af vedvarende energikilder betydeligt bagefter førende lande. Der er ingen lovgivningsmæssige eller regulatoriske rammer, såvel som statslig økonomisk støtte. Alt dette gør praktiske aktiviteter på dette område ekstremt vanskelige. Hovedårsagen til de hæmmende faktorer er de langvarige økonomiske problemer i landet og som følge heraf vanskeligheder med investeringer, lav effektiv efterspørgsel og mangel på midler til den nødvendige udvikling. Der udføres dog en del arbejde og praktiske foranstaltninger vedrørende brugen af ​​vedvarende energikilder i vores land (geotermisk energi). Damp-hydrotermiske aflejringer i Rusland findes kun i Kamchatka og Kuriløerne. Derfor kan geotermisk energi i fremtiden ikke indtage en væsentlig plads i energisektoren i landet som helhed. Men den er i stand til radikalt og på det mest økonomiske grundlag at løse problemet med energiforsyning til disse områder, som bruger dyrt importeret brændstof (brændselsolie, kul, diesel) og er på randen af ​​en energikrise. Potentialet for damp-hydrotermiske aflejringer i Kamchatka er i stand til fra forskellige kilder at levere fra 1000 til 2000 MW installeret elektrisk effekt, hvilket væsentligt overstiger behovene i denne region i en overskuelig fremtid. Der er således reelle udsigter til udvikling af geotermisk energi her.

Historien om udviklingen af ​​geotermisk energi.

Sammen med enorme ressourcer af organisk brændsel har Rusland betydelige reserver af jordens varme, som kan øges af geotermiske kilder placeret i en dybde på 300 til 2500 m, hovedsageligt i forkastningszoner af jordskorpen.

Ruslands territorium er blevet godt udforsket, og i dag er jordens vigtigste varmeressourcer kendt, som har et betydeligt industrielt potentiale, herunder energi. Desuden er der næsten overalt varmereserver med temperaturer fra 30 til 200°C.

Tilbage i 1983 VSEGINGEO udarbejdede et atlas over termiske vandressourcer i USSR. I vores land er der udforsket 47 geotermiske forekomster med reserver af termisk vand, som gør det muligt at opnå mere end 240·10³m³/dag. I dag i Rusland arbejder specialister fra næsten 50 videnskabelige organisationer på problemerne med at bruge jordens varme.

Mere end 3.000 brønde er blevet boret for at udnytte geotermiske ressourcer. Udgifterne til geotermiske undersøgelser og borearbejde, der allerede er udført i dette område, beløber sig til mere end 4 milliarder i moderne priser. dollars. Så i Kamchatka er der allerede boret 365 brønde med en dybde på 225 til 2266 m i geotermiske felter, og omkring 300 millioner er blevet brugt (tilbage i sovjettiden). dollars (i moderne priser).

Driften af ​​det første geotermiske kraftværk begyndte i Italien i 1904. Det første geotermiske kraftværk i Kamchatka og det første i USSR, Pauzhetskaya geotermiske kraftværk, blev sat i drift i 1967. og havde en effekt på 5 mW, efterfølgende øget til 11 mW. Et nyt skub til udviklingen af ​​geotermisk energi i Kamchatka blev givet i 90'erne med fremkomsten af ​​organisationer og virksomheder (JSC Geotherm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka), som i samarbejde med industrien (primært med Kaluga Turbine Plant) udviklede nye progressive ordninger, teknologier og typer udstyr til konvertering af geotermisk energi til elektricitet og opnået lån fra Den Europæiske Bank for Genopbygning og Udvikling. Som et resultat, i 1999 Verkhne-Mutnovskaya geotermiske kraftværk (tre moduler på hver 4 MW) blev sat i drift i Kamchatka. Den første blok på 25 mW introduceres. første etape af Mutnovskaya geotermiske kraftværk med en samlet kapacitet på 50 MW.

Anden etape med en kapacitet på 100 MW kan tages i brug i 2004

Således er de umiddelbare og meget reelle udsigter for geotermisk energi i Kamchatka blevet fastlagt, hvilket er et positivt, utvivlsomt eksempel på brugen af ​​vedvarende energikilder i Rusland, på trods af de alvorlige økonomiske vanskeligheder, der eksisterer i landet. Potentialet for damp-hydrotermiske aflejringer i Kamchatka er i stand til at levere 1000 MW installeret elektrisk strøm, som i væsentlig grad dækker behovene i denne region i en overskuelig fremtid.

Ifølge Institute of Volcanology, Far Eastern Branch af Russian Academy of Sciences, gør de allerede identificerede geotermiske ressourcer det muligt fuldt ud at forsyne Kamchatka med elektricitet og varme i mere end 100 år. Sammen med højtemperatur-Mutnovskoye-feltet med en kapacitet på 300 MW (e) i den sydlige del af Kamchatka kendes betydelige reserver af geotermiske ressourcer ved Koshelevskoye, Bolshe Bannoye og i nord ved Kireunskoye-felterne. Varmereserverne i geotermisk vand i Kamchatka er anslået til 5000 MW (t).

Chukotka har også betydelige reserver af geotermisk varme (på grænsen til Kamchatka-regionen), nogle af dem er allerede blevet opdaget og kan aktivt bruges til nærliggende byer og byer.

Kuriløerne er også rige på jordens varmereserver, de er ganske tilstrækkelige til at levere varme og elektricitet til dette område i 100.200 år. På øen Iturup er der fundet reserver af et tofaset geotermisk kølemiddel, hvis effekt (30 MW(e)) er tilstrækkelig til at dække hele øens energibehov i de næste 100 år. Her er der allerede boret brønde på Okeanskoye geotermiske felt, og et geoelektrisk kraftværk er ved at blive bygget. På den sydlige ø Kunashir er der reserver af geotermisk varme, som allerede bruges til at generere elektricitet og varmeforsyning til byen Yuzhno Kurilsk. Undergrunden på den nordlige ø Paramushir er mindre undersøgt, men det er kendt, at denne ø også har betydelige reserver af geotermisk vand med temperaturer fra 70 til 95 ° C en GeoTS med en kapacitet på 20 MW (t). bygget her.

Termiske vandaflejringer med temperaturer på 100-200°C er meget mere udbredte. Ved denne temperatur er det tilrådeligt at bruge lavtkogende arbejdsvæsker i dampturbinens cyklus. Brugen af ​​geotermiske kraftværker med dobbeltkredsløb, der bruger termisk vand, er mulig i en række regioner i Rusland, primært i Nordkaukasus. Her er geotermiske aflejringer med reservoirtemperaturer fra 70 til 180 ° C, som er placeret i en dybde på 300 til 5000 m, blevet godt undersøgt her i lang tid til opvarmning og varmtvandsforsyning. I Dagestan produceres mere end 6 millioner m geotermisk vand om året. I Nordkaukasus bruger omkring 500 tusinde mennesker geotermisk vandforsyning.

Primorye, Baikal-regionen og den vestlige sibiriske region har også reserver af geotermisk varme, der er egnet til anvendelse i stor skala i industri og landbrug.

Konvertering af geotermisk energi til elektrisk og termisk energi.

Et af de lovende områder for at bruge varmen fra stærkt mineraliseret underjordisk termisk vand er at konvertere den til elektrisk energi. Til dette formål blev der udviklet en teknologisk ordning for opførelse af et geotermisk kraftværk, bestående af et geotermisk kraftværk. cirkulationssystem(GCS) og dampturbinenhed (STU), hvis diagram er vist i fig. Særpræg Et sådant teknologisk skema adskiller sig fra de kendte ved, at rollen som en fordamper og en overheder udføres af en lodret modstrømsvarmeveksler i brønden placeret i den øvre del af injektionsbrønden, hvor det ekstraherede højtemperatur-termiske vand tilføres gennem en rørledning på land, som efter at have overført varme til det sekundære kølemiddel pumpes tilbage i formationen. Det sekundære kølemiddel fra kondensatoren til dampturbineenheden strømmer ved tyngdekraften ind i varmezonen gennem et rør, der er sænket inde i varmeveksleren til bunden.

Erhvervsskolernes arbejde er baseret på Rankine-cyklussen; t,s diagram denne cyklus og arten af ​​ændringen i kølevæsketemperaturer i fordamperens varmeveksler.

Det vigtigste punkt i konstruktionen af ​​et geotermisk kraftværk er valget af arbejdsvæsken i det sekundære kredsløb. Arbejdsvæsken, der vælges til et jordvarmeanlæg, skal have gunstige kemiske, fysiske og driftsmæssige egenskaber under givne driftsforhold, dvs. være stabil, ikke-brændbar, eksplosionssikker, ikke-giftig, inert over for konstruktionsmaterialer og billig. Det er tilrådeligt at vælge en arbejdsvæske med en lavere koefficient for dynamisk viskositet (mindre hydrauliske tab) og med en højere varmeledningskoefficient (forbedret varmeoverførsel).

Det er næsten umuligt at opfylde alle disse krav på samme tid, så det er altid nødvendigt at optimere valget af en eller anden arbejdsvæske.

De lave begyndelsesparametre for arbejdsvæsker i geotermiske kraftværker fører til søgningen efter lavtkogende arbejdsvæsker med en negativ krumning af den højre grænsekurve i t, s-diagrammet, da brugen af ​​vand og vanddamp i dette tilfælde fører til til en forringelse af termodynamiske parametre og til en kraftig stigning i dimensionerne af dampturbineanlæg, hvilket er væsentligt øger deres omkostninger.

Det foreslås at anvende en blanding af isobutan + isopentan i en superkritisk tilstand som et superkritisk middel i det sekundære kredsløb af binære energicyklusser. Anvendelsen af ​​superkritiske blandinger er praktisk, fordi de kritiske egenskaber, dvs. kritisk temperatur tк(x), kritisk tryk pк(x) og kritisk massefylde qк (x) afhænger af sammensætningen af ​​blandingen x. Dette vil gøre det muligt, ved at vælge sammensætningen af ​​blandingen, at vælge et superkritisk middel med de mest gunstige kritiske parametre for den tilsvarende temperatur af termisk vand i en bestemt geotermisk aflejring.

Lavtkogende carbonhydridisobutan bruges som et sekundært kølemiddel, hvis termodynamiske parametre svarer til de nødvendige betingelser. Kritiske parametre for isobutan: tc = 134,69°C; pk = 3,629 MPa; qк =225,5 kg/m³. Derudover skyldes valget af isobutan som sekundært kølemiddel dets relativt lave omkostninger og miljøvenlighed (i modsætning til freoner). Fundet isobutan som en arbejdsvæske udbredt i udlandet, og det foreslås også at bruge det i en superkritisk tilstand i binære geotermiske energikredsløb.

Anlæggets energiegenskaber beregnes for en lang række temperaturer af det producerede vand og forskellige driftsformer. I alle tilfælde blev det antaget, at kondensationstemperaturen for isobutan tcon = 30°C.

Spørgsmålet opstår om valg af den mindste temperaturforskel (fig. 2). På den ene side fører et fald i êt til en stigning i overfladen af ​​fordamperens varmeveksler, hvilket måske ikke er økonomisk berettiget. På den anden side fører en stigning i êt ved en given termisk vandtemperatur tt til behovet for at sænke fordampningstemperaturen tz (og følgelig trykket), hvilket vil påvirke cyklussens effektivitet negativt. I flertal praktiske sager Det anbefales at tage êt = 10÷25ºС.

De opnåede resultater viser, at der er optimale parametre drift af dampkraftværket, som afhænger af temperaturen på vandet, der kommer ind i det primære kredsløb af varmevekslerens dampgenerator. Med en stigning i fordampningstemperaturen for isobutan tз, øges den effekt N, der genereres af turbinen pr. 1 kg/s sekundær kølevæskestrøm. I dette tilfælde, når tz stiger, falder mængden af ​​fordampet isobutan pr. 1 kg/s termisk vandforbrug.

Når temperaturen på termisk vand stiger, stiger den optimale fordampningstemperatur også.

Figur 3 viser grafer over afhængigheden af ​​effekten N genereret af turbinen af ​​fordampningstemperaturen tз for det sekundære kølemiddel ved forskellige temperaturer af termisk vand.

For vand med høj temperatur (tt = 180ºС) overvejes superkritiske cyklusser, når det indledende damptryk er pn = 3,8; 4,0; 4,2; og 5,0 MPa. Af disse er den mest effektive med hensyn til at opnå maksimal effekt er en superkritisk cyklus, tæt på den såkaldte "trekante" cyklus med et starttryk pн = 5,0 MPa. I denne cyklus, på grund af den minimale temperaturforskel mellem kølevæsken og arbejdsvæsken, udnyttes termisk vands termiske potentiale mest fuldt ud. Sammenligning af denne cyklus med den subkritiske cyklus (pn = 3,4 MPa) viser, at den effekt, der genereres af turbinen under den superkritiske cyklus, stiger med 11%, flowtætheden af ​​stoffet, der kommer ind i turbinen, er 1,7 gange højere end i cyklussen med pn. = 3,4 MPa, hvilket vil føre til en forbedring af kølevæskens transportegenskaber og en reduktion i størrelsen af ​​dampturbineanlæggets udstyr (forsyningsrørledninger og turbine). I cyklussen med pn = 5,0 MPa er temperaturen på det termiske spildevand tn, der injiceres tilbage i formationen, desuden 42ºC, mens temperaturen tn = 55ºC i den subkritiske cyklus med pn = 3,4 MPa.

Samtidig påvirker en stigning i starttrykket til 5,0 MPa i den superkritiske cyklus omkostningerne til udstyret, især omkostningerne til turbinen. Selvom dimensionerne af turbinens strømningsvej falder med stigende tryk, øges antallet af turbinetaper samtidigt, en mere udviklet endetætning er påkrævet, og vigtigst af alt øges tykkelsen af ​​husvæggene.

For at skabe en superkritisk cyklus i det geotermiske kraftværks teknologiske skema er det nødvendigt at installere en pumpe på rørledningen, der forbinder kondensatoren med varmeveksleren.

Faktorer som øget effekt, reduceret størrelse af forsyningsrørledninger og turbiner og mere fuldstændig aktivering af termisk vands termiske potentiale taler dog for en superkritisk cyklus.

I fremtiden bør du kigge efter kølemidler med lavere kritisk temperatur, hvilket vil gøre det muligt at skabe superkritiske cyklusser ved brug af termisk vand med en lavere temperatur, da det termiske potentiale for langt de fleste udforskede aflejringer i Rusland ikke overstiger 100÷120ºС. I denne henseende er den mest lovende R13B1 (trifluorbrommethan) med følgende kritiske parametre: tк = 66,9ºС; pk = 3,946 MPa; qк= 770 kg/m³.

Resultaterne af evalueringsberegninger viser, at brugen af ​​termisk vand med en temperatur tk = 120ºC i det primære kredsløb af GeoTPP og skabelsen i det sekundære kredsløb på R13B1 freon af en superkritisk cyklus med et starttryk pn = 5,0 MPa også gør det muligt at øge turbineeffekten op til 14 % sammenlignet med den subkritiske cyklus med starttryk pn = 3,5 MPa.

For en vellykket drift af geotermiske kraftværker er det nødvendigt at løse problemer forbundet med forekomsten af ​​korrosion og saltaflejringer, som som regel forværres med en stigning i mineraliseringen af ​​termisk vand. De mest intense saltaflejringer dannes på grund af afgasning af termisk vand og den deraf følgende forstyrrelse af kuldioxidbalancen.

I den foreslåede teknologiske ordning cirkulerer det primære kølevæske i et lukket kredsløb: reservoir - produktionsbrønd - onshore rørledning - pumpe - injektionsbrønd - reservoir, hvor betingelserne for vandafgasning er minimeret. Samtidig er det nødvendigt at overholde sådanne termobariske forhold i den overjordiske del af det primære kredsløb, der forhindrer afgasning og udfældning af karbonataflejringer (afhængigt af temperatur og saltholdighed skal trykket holdes på et niveau på 1,5 MPa og derover).

Et fald i temperaturen af ​​termisk vand fører til udfældning af ikke-carbonatsalte, hvilket blev bekræftet af undersøgelser udført på det geotermiske område Kayasulinsky. Nogle af de udfældede salte vil blive aflejret på den indre overflade af injektionsbrønden, og hovedparten vil blive ført til bundhulszonen. Aflejringen af ​​salte i bunden af ​​injektionsbrønden vil bidrage til et fald i injektiviteten og et gradvist fald i den cirkulære strømningshastighed op til et fuldstændigt stop af GCS.

For at forhindre korrosion og kalkaflejringer i GCS-kredsløbet kan du bruge det effektive reagens OEDPA (oxyethylidendiphosphonsyre), som har en langsigtet anti-korrosions- og anti-kalkeffekt af overfladepassivering. Restaurering af det passiverende lag af OEDPC udføres ved periodisk pulserende injektion af en reagensopløsning i termisk vand ved mundingen af ​​en produktionsbrønd.

For at opløse saltopslæmning, som vil akkumulere i bundhulszonen, og derfor genoprette injektionsbrøndens injektionsevne, er et meget effektivt reagens NMA (lavmolekylært syrekoncentrat), som også periodisk kan indføres i det cirkulerende termiske vand i området før injektionspumpen.

Ud fra ovenstående kan det følgelig foreslås, at en af ​​de lovende retninger for udvikling af den termiske energi i jordens indre er dens omdannelse til elektricitet gennem opførelse af geotermiske kraftværker med dobbeltkredsløb, der anvender lavtkogende arbejdsmidler. Effektiviteten af ​​en sådan konvertering afhænger af mange faktorer, især af valget af arbejdsfluidet og parametrene for den termodynamiske cyklus af det sekundære kredsløb af det geotermiske kraftværk.

Resultaterne af den beregningsmæssige analyse af cyklusser, der anvender forskellige kølemidler i det sekundære kredsløb, viser, at de mest optimale er superkritiske cyklusser, som gør det muligt at øge turbineeffekten og cykluseffektiviteten, forbedre kølevæskens transportegenskaber og mere fuldstændigt kontrollere temperaturen af det termiske kildevand, der cirkulerer i det geotermiske kraftværks primære kredsløb.

Det er også blevet fastslået, at for højtemperatur termisk vand (180ºС og derover) er det mest lovende skabelsen af ​​superkritiske cyklusser i det sekundære kredsløb af et geotermisk kraftværk, der anvender isobutan, mens det for vand med lavere temperaturer (100÷120ºС og derover) ) når man opretter de samme cyklusser, er den bedst egnede kølevæske freon R13B1.

Afhængigt af temperaturen på det udvundne termiske vand er der en optimal fordampningstemperatur for det sekundære kølemiddel, svarende til den maksimale effekt genereret af turbinen.

I fremtiden er det nødvendigt at studere superkritiske blandinger, hvis brug som arbejdsmiddel til geotermiske energicyklusser er den mest bekvemme, da man ved at vælge blandingens sammensætning nemt kan ændre deres kritiske egenskaber afhængigt af eksterne forhold.

En anden retning for brugen af ​​geotermisk energi er geotermisk varmeforsyning, som længe har været brugt i Kamchatka og Nordkaukasus til opvarmning af drivhuse, opvarmning og varmtvandsforsyning i bolig- og kommunale servicesektoren. Analyse af verdens og indenlandske erfaringer indikerer udsigterne for geotermisk varmeforsyning. I øjeblikket er geotermiske varmeforsyningssystemer med en samlet kapacitet på 17.175 MW i drift i verden mere end 200 tusind geotermiske installationer alene i USA. Ifølge EU-planer skulle kapaciteten af ​​geotermiske varmesystemer, herunder varmepumper, stige fra 1300 MW i 1995 til 5000 MW i 2010.

I USSR blev geotermiske farvande brugt i Krasnodar- og Stavropol-territorierne, Kabardino-Balkaria, Nordossetien, Tjetjeno-Ingusjetien, Dagestan, Kamchatka-regionen, Krim, Georgien, Aserbajdsjan og Kasakhstan. I 1988 blev der produceret 60,8 millioner m³ geotermisk vand, nu produceres op til 30 millioner i Rusland. m³ om året, hvilket svarer til 150÷170 tusinde tons standardbrændstof. Samtidig er det tekniske potentiale for geotermisk energi ifølge Den Russiske Føderations energiministerium 2950 millioner tons standardbrændstof.

I løbet af de sidste 10 år er systemet med efterforskning, udvikling og udnyttelse af geotermiske ressourcer brudt sammen i vores land. I USSR var institutter for Videnskabsakademiet, ministerier for geologi og gasindustri engageret i videnskabelig forskning om dette problem. Efterforskning, vurdering og godkendelse af deponeringsreserver blev udført af institutter og regionale afdelinger under Geologiministeriet. Boring af produktive brønde, feltudvikling, udvikling af teknologier til reinjektion, rensning af geotermisk vand og drift af geotermiske varmeforsyningssystemer blev udført af afdelinger i Ministeriet for Gasindustri. Det omfattede fem regionale operationelle afdelinger, den videnskabelige og produktionsforening Soyuzgeotherm (Makhachkala), som udviklede en ordning for fremtidig brug af geotermisk vand i USSR. Designet af geotermiske varmeforsyningssystemer og udstyr blev udført af Central Research and Design and Experimental Institute of Engineering Equipment.

I øjeblikket er omfattende forskningsarbejde inden for geotermi ophørt: fra geologiske og hydrogeologiske undersøgelser til problemer med rensning af geotermisk vand. Der er ingen efterforskningsboring eller udvikling af tidligere undersøgte forekomster, og udstyret i eksisterende geotermiske varmeforsyningssystemer er ikke ved at blive moderniseret. Rolle offentlig administration i udviklingen af ​​geotermi er ubetydelig. Geotermiske specialister er spredt, og deres erfaring er ikke efterspurgt. Vi vil analysere den nuværende situation og udviklingsmuligheder i de nye økonomiske forhold i Rusland ved at bruge eksemplet fra Krasnodar-territoriet.

For denne region, af alle de vedvarende energikilder, er den mest lovende brugen af ​​geotermisk vand. Figur 4 viser prioriteterne for brugen af ​​vedvarende energikilder til varmeforsyning til faciliteter i Krasnodar-territoriet.

I Krasnodar-territoriet produceres der årligt op til 10 millioner m³/år geotermisk vand med en temperatur på 70÷100º C, hvilket erstatter 40÷50 tusinde tons organisk brændstof (i ækvivalent brændstof). Der er 10 felter i drift med 37 brønde, 6 felter med 23 brønde er i udviklingsstadiet. Det samlede antal geotermiske brønde er 77. 32 hektar opvarmes med geotermisk vand. drivhuse, 11 tusinde lejligheder i otte bygder, varmtvandsforsyning leveres til 2 tusinde mennesker. De udforskede udnyttelige reserver af geotermisk vand i regionen er anslået til 77,7 tusind. m³/dag, eller ved drift i fyringssæson-11,7 mio m³ per sæson, forventede reserver er henholdsvis 165 tusind. m³/dag og 24,7 mio. m³ per sæson.

Et af de mest udviklede Mostovskoe geotermiske felter, 240 km fra Krasnodar ved foden af ​​Kaukasus, hvor 14 brønde blev boret i en dybde på 1650÷1850 m med strømningshastigheder på 1500÷3300 m³/dag, temperatur ved mundingen af ​​67 ÷78º C, total mineralisering 0,9÷1, 9g/l. Ved kemisk sammensætning geotermisk vand næsten opfylder standarderne for drikkevand. Hovedforbrugeren af ​​geotermisk vand fra denne forekomst er et drivhuskompleks med et drivhusområde på op til 30 hektar, som tidligere drev 8 brønde. I øjeblikket er 40 % af drivhusarealet her opvarmet.

Til varmeforsyning af bolig- og administrationsbygninger i landsbyen. I 1980'erne blev der bygget et geotermisk centralvarmepunkt (CHS) med en anslået termisk effekt på 5 MW på Mostovaya, hvis diagram er vist i fig. 5. Geotermisk vand i centralvarmestationen kommer fra to brønde med en flowhastighed på hver 45÷70 m³/h og en temperatur på 70÷74ºС ind i to lagertanke med en kapacitet på 300 m³. For at udnytte varmen fra det geotermiske spildevand blev der installeret to damp-kompressor varmepumper med en design termisk effekt på 500 kW. Geotermisk spildvand med en temperatur på 30÷35ºС i varmesystemer, før varmepumpeenheden (HPU) opdeles i to strømme, hvoraf den ene afkøles til 10ºС og ledes ud i reservoiret, og den anden opvarmes til 50ºС og returneres til lagertankene. Varmepumpeenhederne blev fremstillet af Moskva-anlægget "Kompressor" baseret på kølemaskiner A-220-2-0.

Regulering af den termiske effekt af geotermisk opvarmning i fravær af spidsopvarmning udføres på to måder: ved at passere kølevæsken og cyklisk. Ved sidstnævnte metode fyldes systemerne periodisk med geotermisk kølevæske, samtidig med at den afkølede væske drænes. Med en daglig opvarmningsperiode Z bestemmes opvarmningstiden Zн af formlen

Zн = 48j/(1 + j), hvor varmeafgivelseskoefficienten; estimeret indendørs lufttemperatur, °C; og faktisk og beregnet udelufttemperatur, °C.

Kapaciteten af ​​lagertanke til geotermiske systemer bestemmes ud fra betingelsen om at sikre en normaliseret amplitude af lufttemperaturudsving i opvarmede boliger (±3 °C) i henhold til formlen.

hvor kF er varmeoverførslen af ​​varmesystemet pr. 1°C temperaturforskel, W/°C; Z = Zн + Z driftsperiode for geotermisk opvarmning; Zpause varighed, h; Qp og Qp beregnet og sæsonmæssigt gennemsnitlig termisk effekt af bygningens varmesystem, W; c·volumen varmekapacitet af geotermisk vand, J/(m³· ºС); antal jordvarmestarter pr. dag; k1 varmetabskoefficient i det geotermiske varmeforsyningssystem; A1 amplitude af temperatursvingninger i en opvarmet bygning, ºС; Rnomtotal indikator for varmeabsorption af opvarmede lokaler; Vc og Vts kapacitet af varmesystemer og varmenetværk, m³.

Når varmepumper er i drift, bestemmes forholdet mellem geotermiske vandstrømningshastigheder gennem fordamperen Gi og kondensatoren Gk af formlen:

Hvor tk, to, t er temperaturen af ​​geotermisk vand efter kondensatoren, bygningens varmesystem og HPU-fordamperne, ºС.

Det skal bemærkes den lave pålidelighed af de anvendte varmepumpedesigns, da deres driftsbetingelser adskilte sig væsentligt fra driftsbetingelserne for kølemaskiner. Forholdet mellem afgangs- og sugetryk for kompressorer ved drift i varmepumpetilstand er 1,5÷2 gange højere end det tilsvarende forhold i kølemaskiner. Fejl i plejlstangs- og stempelgruppen, oliefaciliteter og automatisering førte til for tidlig svigt af disse maskiner.

Som et resultat af den manglende kontrol over det hydrologiske regime, driften af ​​Mostovskoye geotermiske felt allerede efter 10 år, faldt trykket ved brøndhovedet med 2 gange. For at genoprette reservoirtrykket på feltet i 1985. Tre injektionsbrønde blev boret og en pumpestation blev bygget, men deres arbejde gav ikke et positivt resultat på grund af formationernes lave injektionsevne.

Til den mest lovende brug af geotermiske ressourcer i byen Ust-Labinsk med en befolkning på 50 tusinde mennesker, beliggende 60 km fra Krasnodar, er der udviklet et geotermisk varmeforsyningssystem med en anslået termisk effekt på 65 MW. Fra tre vandpumpende horisonter blev eocæn-paleocæne aflejringer med en begravelsesdybde på 2200÷2600 m med en formationstemperatur på 97÷100ºС og mineralisering på 17÷24 g/l udvalgt.

Som et resultat af analysen af ​​eksisterende og fremtidige varmebelastninger i overensstemmelse med byens varmeforsyningsudviklingsplan, blev den optimale beregnede varmeeffekt for det jordvarmeforsyningssystem fastlagt. En teknisk og økonomisk sammenligning af fire muligheder (tre af dem uden peak-kedelhuse med forskelligt antal brønde og en med ekstra opvarmning i kedelhuset) viste, at ordningen med et peak-kedelhus har minimum tilbagebetalingstid (fig. 6). .

Det geotermiske varmeforsyningssystem involverer konstruktion af vestlige og centrale termiske vandindtag med syv injektionsbrønde. Driftstilstand for termisk vandindtag med genindsprøjtning af afkølet kølevæske. Dobbeltkredsvarmeanlæg med spidsopvarmning i fyrrum og afhængig tilslutning eksisterende systemer opvarmning af bygninger. Kapitalinvesteringer i opførelsen af ​​dette geotermiske system beløb sig til 5,14 mio. gnide. (i 1984-priser), tilbagebetalingstid 4,5 år, estimerede besparelser på udskiftet brændstof 18,4 tusinde tons standardbrændstof om året.

Omkostninger til elektricitet produceret af geotermiske kraftværker.

Udgifter til forskning og udvikling (boring) af geotermiske felter udgør op til 50 % af de samlede omkostninger ved et geotermisk kraftværk, og derfor er omkostningerne til elektricitet produceret af et geotermisk kraftværk ret betydelige. Således udgjorde omkostningerne for hele den pilotindustrielle (IP) Verkhnee-Mutnovskaya GeoPP [kapacitet 12(3×4) MW] omkring 300 millioner rubler. Men fraværet af transportomkostninger til brændstof, den vedvarende natur af geotermisk energi og den miljøvenlige el- og varmeproduktion gør det muligt for geotermisk energi at konkurrere med succes på energimarkedet og i nogle tilfælde producere billigere elektricitet og varme end traditionelle CPP'er og kraftvarmeværker. For fjerntliggende områder (Kamchatka, Kuriløerne) har GeoPP'er en absolut fordel i forhold til termiske kraftværker og dieselstationer, der opererer på importeret brændstof.

Hvis vi betragter Kamchatka som et eksempel, hvor mere end 80% af elektriciteten produceres ved CHPP-1 og CHPP-2, der opererer på importeret brændselsolie, så er brugen af ​​geotermisk energi mere rentabel. Selv i dag, hvor processen med konstruktion og udvikling af nye GeoPP'er på Mutnovsky geotermiske felt stadig er i gang, er omkostningerne til elektricitet ved Verkhne-Mutnovskaya GeoPP mere end to gange lavere end ved CHPP i Petropavlovsk-Kamchatsky. Prisen på 1 kWh(e) ved den gamle Pauzhetskaya GeoPP er 2¸3 gange lavere end ved CHPP-1 og CHPP-2.

Prisen på 1 kWh elektricitet i Kamchatka i juli 1988 var fra 10 til 25 cent, og den gennemsnitlige eltakst blev fastsat til 14 cent. I juni 2001 i samme region varierede eltaksten for 1 kWh fra 7 til 15 øre. I begyndelsen af ​​2002 den gennemsnitlige takst hos OJSC Kamchatskenergo var 3,6 rubler. (12 øre). Det er helt klart, at økonomien i Kamchatka ikke kan udvikle sig med succes uden at reducere omkostningerne ved forbrugt elektricitet, og dette kan kun opnås ved brug af geotermiske ressourcer.

Nu, når man omstrukturerer energisektoren, er det meget vigtigt at gå ud fra reelle priser på brændstof og udstyr samt energipriser for forskellige forbrugere. Ellers kan du komme til fejlagtige konklusioner og forudsigelser. I Kamchatka-regionens økonomiske udviklingsstrategi, udviklet i 2001 ved Dalsetproekt, uden tilstrækkelig begrundelse, blev der således inkluderet en pris på 50 dollars for 1000 m³ gas, selvom det er klart, at de reelle omkostninger til gas ikke vil være lavere end 100 dollars, og varigheden af ​​udviklingen af ​​gasfelter vil være 5 ÷10 år. Desuden beregnes gasreserver ifølge den foreslåede strategi for en levetid på højst 12 år. Derfor bør udsigterne for energiudvikling i Kamchatka-regionen primært være forbundet med opførelsen af ​​en række geotermiske kraftværker på Mutnovskoye-feltet [op til 300 MW(e)], genopretningen af ​​Pauzhetskaya GeoPP, kapaciteten heraf skal øges til 20 MW, og opførelsen af ​​nye GeoPP'er. Sidstnævnte vil sikre Kamchatkas energiuafhængighed i mange år (mindst 100 år) og vil reducere omkostningerne ved solgt elektricitet.

Ifølge World Energy Council har GeoPP den laveste pris pr. 1 kWh af alle vedvarende energikilder (se tabel).

	magt	bruge magt			Pris installeret		til sidst
	10200	55÷95(84)	2÷10	1÷8	800÷3000	70,2	22
Vind	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
Tidevand	34	20÷30	8÷15	8÷15	1700÷ 2500	0,6

Af erfaring med drift af store GeoPP'er i Filippinerne, New Zealand, Mexico og USA følger det, at prisen på 1 kWh elektricitet ofte ikke overstiger 1 cent, mens man skal huske på, at effektudnyttelsesfaktoren på GeoPPs når en værdi på 0,95.

Geotermisk varmeforsyning er mest fordelagtig ved direkte brug af geotermisk varmt vand, samt ved introduktion af varmepumper, som effektivt kan bruge jordens varme med en temperatur på 10÷30ºС, dvs. lavgradig geotermisk varme. Under de nuværende økonomiske forhold i Rusland er udviklingen af ​​geotermisk varmeforsyning ekstremt vanskelig. Der skal investeres faste midler i boring af brønde. I Krasnodar-territoriet, med omkostningerne ved at bore en 1m brønd 8 tusind rubler, er dens dybde 1800 m, omkostningerne er 14,4 millioner rubler. Med en beregnet brøndstrømningshastighed på 70 m³/h, udløst temperaturtryk på 30º C, drift døgnet rundt i 150 dage. om året er udnyttelseskoefficienten for den beregnede strømningshastighed i fyringssæsonen 0,5, mængden af ​​tilført varme er lig med 4385 MWh eller i værdi 1,3 millioner rubler. til en takst på 300 rub./(MWh). Med denne hastighed vil borebrønde betale sig tilbage på 11 år. Samtidig, i fremtiden, behovet for at udvikle sig denne retning i energi er der ingen tvivl.

Konklusioner.

1. Næsten over hele Ruslands territorium er der unikke reserver af geotermisk varme med kølevæsketemperaturer (vand, tofaset flow og damp) fra 30 til 200º C.

2. I de senere år er der i Rusland baseret på stor grundforskning blevet skabt geotermiske teknologier, der hurtigt kan give effektiv anvendelse varme fra jorden ved GeoPP og GeoTS til at producere el og varme.

3. Geotermisk energi bør indtage en vigtig plads i den overordnede balance i energiforbruget. Især for at omstrukturere og genudruste energisektoren i Kamchatka-regionen og Kuriløerne og delvist i Primorye, Sibirien og Nordkaukasus, bør man bruge sine egne geotermiske ressourcer.

4. Storskala implementering af nye varmeforsyningsordninger med varmepumper, der anvender lavkvalitets varmekilder vil reducere forbruget af fossilt brændsel med 20÷25%.

5. For at tiltrække investeringer og lån i energisektoren er det nødvendigt at udføre effektive projekter og garantere rettidig tilbagebetaling af lånte midler, hvilket kun er muligt med fuld og rettidig betaling for el og varme leveret til forbrugerne.

Referencer.

1. Konvertering af geotermisk energi til elektrisk energi ved hjælp af en superkritisk cyklus i det sekundære kredsløb. Abdulagatov I.M., Alkhasov A.B. "Termisk kraftteknik.-1988 nr. 4-side. 53-56".

2. Salamov A.A. "Geotermiske kraftværker i verdensenergisektoren" Termisk kraftteknik 2000 nr. 1-side. 79-80"

3. Jordens varme: Fra rapporten "Udsigter for udvikling af geotermiske teknologier" Økologi og liv-2001-nr.6-side49-52.

4. Tarnizhevsky B.V. "Stat og udsigter for brugen af ​​vedvarende energikilder i Rusland" Industriel energi-2002-nr. 52-56.

5. Kuznetsov V.A. "Mutnovskaya geotermiske kraftværk" Elektriske stationer-2002-No.1-side. 31-35.

6. Butuzov V.A. "Geotermiske varmeforsyningssystemer i Krasnodar-regionen" Energy Manager-2002-No.1-s.14-16.

7. Butuzov V.A. "Analyse af geotermiske varmeforsyningssystemer i Rusland" Industrial Energy-2002-No.6-pp.53-57.

8. Dobrokhotov V.I. "Brug af geotermiske ressourcer i den russiske energisektor" Thermal Power Engineering-2003-Nr. 1-side 2-11.

9. Alkhasov A.B. "Forøgelse af effektiviteten af ​​geotermisk varmeforbrug" Thermal Power Engineering-2003-№3-s.52-54.