Использование геотермальной энергии для выработки электроэнергии
Энергетика

Использование геотермальной энергии для выработки электроэнергии

Одним из важных направлением использования тепла термальных вод является преобразование его в электрическую энергию. Относительная независимость от потребителей, экономичность при умеренной мощности и особая ценность электрической энергии обусловили приоритетное развитие ГеоЭС. Во многих странах достигнуты значительные успехи в этой области. Принято считать, что если температура геотермального флюида ниже 100°C, то его целесообразно использовать только для теплоснабжения. Более высокотемпературные источники пригодны для производства электроэнергии. Легкодоступных геотермальных месторождений с температурой более 100°C на земном шаре сравнительно немного.

Развитие геотермальной электроэнергетики

Мировой потенциал изученных на сегодня геотермальных ресурсов составляет 0,2 ТВт электрической и 4,4 ТВт тепловой мощности. Примерно 70% этого потенциала приходится на месторождения с температурой флюида менее 130°C. По оценкам, сегодня используется около 3,5% мирового геотермального потенциала для выработки электроэнергии и только 0,2% — для получения тепла.

Первая геотермальная электростанция (ГеоЭС) с экспериментальным генератором мощностью 10 кВт была сооружена в 1904 г. в Лардерелло (Италия).

Новейшие энергетические технологии с использованием геотермальных ресурсов отличаются экологической чистотой и по эффективности приближаются к традиционным. На ГеоЭС, использующих ГЦС-технологию и бинарный цикл (БЭС), полностью исключаются выбросы диоксида углерода в атмосферу, что является важнейшим экологическим преимуществом таких энергетических установок.

Развитие геотермальной электроэнергетики мира характеризуется следующими данными. За 60 лет с 1940 по 2000 г. установленная мощность геотермальных электростанций увеличилась с 130 МВт до 7974 МВт, т. е. в 61 раз. За пять лет с 1995 по 2000 г. рост установленной мощности составил 17%, т. е. немногим более 3% в год. К началу 2005 г. ГеоЭС работают в 24 странах мира, суммарная установленная мощность достигла 8910,7 МВт. С 2000 по 2005 гг. увеличение мощности составило 12 %. Ситуация по различным странам представлена в таблице 1.

Лидерами по установленной электрической мощности ГеоЭС являются США — 2544 МВт, Филиппины — 1931, Мексика — 953, Индонезия — 797, Италия — 790, Япония — 535, Новая Зеландия — 435, Исландия — 202 МВт. Годовая выработка электроэнергии на ГеоЭС мира в 2004 г. составила 56798 ГВт · ч.

В конце 2008 г. суммарная мощность ГеоЭС во всем мире выросла до 10500 МВт. Крупнейшим производителем геотермальной электроэнергии остается США, с суммарной мощностью ГеоЭС до 3000 МВт.

Геотермальная электроэнергетика по установленной мощности является значительной частью возобновляемой энергетики, развивается умеренными темпами (3–5% в год) и является одной из самых экономически эффективных технологий.

ГеоЭС, уступая ветровым в суммарной установленной мощности, существенно превосходят их по выработке электроэнергии (70 против 27 %), что свидетельствует о высокой эффективности геотермальных энергетических технологий.

Результаты анализа технико-экономических показателей технологий производства электричества с использованием различных ВИЭ свидетельствуют о существенных преимуществах ГеоЭС. Так на современных ГеоЭС самый высокий в нетрадиционной энергетике коэффициент использования мощности достигает 90%, что в 3–4 раза выше, чем для технологий с использованием солнечной, ветровой и приливной энергии.

Стоимость производимой на современных ГеоЭС электроэнергии ниже в среднем на 30%, чем на ветровых, и в 10 раз, чем на солнечных электростанциях. Преимуществом ГеоЭС также является приемлемый уровень удельных капвложений — около 1000–3000 $/кВт установленной мощности.

В таблице 2 приведены страны, в которых геотермальная электроэнергия составляет заметную долю в суммарном производстве электроэнергии.

Существующие ГеоЭС в основном используют природный пар, добываемый на месторождениях в районах современного вулканизма.

Первая в мире бинарная электростанция (Паратунская ГеоЭС) построена в 1967 г. на Камчатке. После этого разработка отечественных ученых получила широкое распространение в мире, и в настоящее время в разных странах работают более 1000 бинарных энергоблоков.

Применение рабочих тел с низкой температурой кипения в циклах бинарных электростанций увеличивает эффективность использования среднепотенциальных вод и открывает широкие возможности для решения проблемы энергообеспечения удаленных регионов России.

В 1967 г. на юге Камчатки была построена Паужетская ГеоЭС мощностью 11 МВт, которая и сегодня продолжает производить самую дешевую электроэнергию, обеспечивая ею район пос. Озерная. С 1999 г. находится в эксплуатацию Верхне-Мутновская ГеоЭС мощностью 12 МВт, где в ближайшее время планируется увеличение ее мощности до 19 МВт благодаря строительству дополнительного энергетического блока с комбинированным циклом (паровая турбина мощностью 2,5 МВт и бинарная установка на изопентане 4,5 МВт). Верхне-Мутновская ГеоЭС рассматривается как опытно-промышленная электростанция в развитии геотермальной энергетики России.

Рост установленной мощности геотермальной электроэнергетики в странах мира, МВт
Таблица 1. — Рост установленной мощности геотермальной электроэнергетики в странах мира, МВт
Производство электроэнергии на ГеоЭС (в скобках доли ГеоЭС, %, в установленной мощности и в производстве электроэнергии в стране)
Таблица 2. — Производство электроэнергии на ГеоЭС (в скобках доли ГеоЭС, %, в установленной мощности и в производстве электроэнергии в стране)

В основу создания Верхне-Мутновской ГеоЭС заложена экологически чистая схема использования геотермального теплоносителя с воздушными конденсаторами, которая позволяет отобрать энергию от пара в турбинах, а конденсат направить в скважины закачки, что позволяет избежать попадания теплоносителя в атмосферу.

Двухфазный поток из трех добычных скважин направляется по трубопроводам в коллектор, а далее после двухступенчатой системы разделения фаз из сепараторов пар поступает к трем энергоблокам мощностью по 4 МВт каждый. Пар перед турбинами при давлении P0 = 0,8 МПа и температуре 170 ◦C практически осушен полностью, степень его влажности не превышает 0,05 %.

Горячая вода после сепараторов направляется в расширитель, где испаряется при давлении 0,4 МПа. Образующийся пар используется в эжекторах для удаления неконденсирующихся газов и в первую очередь сероводорода. Сероводород, удаленный из конденсатора, поступает в абсорбер, где растворяется в конденсате и далее эта смесь для закачки направляется в нагнетательную скважину.

В октябре 2002 г. пущены в строй 1-й и 2-й блоки Мутновской ГеоЭС-1 мощностью 50(2 × 25) МВт — лучшей геотермальной электростанции в мире по экологическим параметрам и уровню автоматизации.

Создание и пуск в эксплуатацию модульных геотермальных электрических и тепловых станций, а также создание ГеоЭС с комбинированным циклом вновь вводят Россию в число передовых стран в области геотермальной энергетики. На Мутновском геотермальном месторождении сегодня успешно работают 5 геотермальных энергоблоков. Общая установленная электрическая мощность ГеоЭС России составляет 73 МВт, и имеются реальные перспективы для дальнейшего наращивания мощности.

Перспективы развития геотермальной электроэнергетики обусловлены ее конкурентоспособностью и рядом преимуществ по сравнению с традиционной энергетикой, среди которых — экологическая чистота, отсутствие транспортных расходов на доставку топлива и относительно короткие сроки строительства. Количество выбросов в атмосферу диоксида углерода на ГеоЭС в несколько десятков раз ниже, чем на ТЭС, работающих на угле, мазуте и природном газе, и полностью исключаются на современных ГеоЭС, использующих технологию обратной закачки отработанного геотермального теплоносителя.

Прямое использование геотермальной энергии

Геотермальные станции в вулканических районах базируются на месторождениях пароводяной смеси, добываемой из природных подземных трещинных коллекторов с глубины 0,5-3 км. Пароводяная смесь в среднем имеет степень сухости 0,2-0,5 и энтальпию 1500-2500 кДж/кг. В среднем одна эксплуатационная скважина обеспечивает электрическую мощность 3-5 МВт, средняя стоимость бурения составляет 900 долларов за метр.

Геотермальная электростанция с непосредственным использованием природного пара

Самая простая и доступная геотермальная энергоустановка представляет собой паротурбинную установку с противодавлением.

Природный пар из скважины подается прямо в турбину с последующим выходом в атмосферу или в устройство, улавливающее ценные химические вещества. В турбину с противодавлением можно подавать вторичный пар или пар, получаемый из сепаратора. По этой схеме электростанция работает без конденсаторов, и отпадает необходимость в компрессоре для удаления из конденсаторов неконденсирующихся газов. Эта установка наиболее простая, капитальные и эксплуатационные затраты на нее минимальны. Она занимает небольшую площадь, почти не требует вспомогательного оборудования и ее легко приспособить как переносную геотермальную электростанцию (рис. 10.1.1).

Схема геотермальной электростанции с непосредственным использованием природного пара

Турбогенераторные установки с противодавлением не препятствуют промышленному использованию химических веществ, содержащихся в природном теплоносителе. Так, например, в природном паре некоторых месторождений Италии содержится 150-700 мг/кг борной кислоты, и при помощи подобных установок можно добывать этот ценный продукт одновременно с выработкой электроэнергии.

Рассмотренная схема может стать самой выгодной для тех районов, где имеются достаточные запасы природного пара. Рациональная эксплуатация обеспечивает возможность эффективной работы такой установки даже при переменном дебите скважин.

В Италии работает несколько таких станций. Одна из них – мощностью 4 тыс. кВт при у дельном расходе пара около 20 кг/сек, или 80 т пара в час; другая – мощностью 16 тыс. кВт, где установлено четыре турбогенератора мощностью по 4 тыс. кВт. Последняя снабжается паром от 7-8 скважин.

В подобных схемах требуется значительное количество пара, который с большим успехом может быть использован в турбинах конденсационного типа.

Геотермальная электростанция с конденсационной турбиной и прямым использованием природного пара

Геотермальная электростанция с конденсационной турбиной и прямым использованием природного пара – это наиболее современная схема для получения электрической энергии.

Пар из скважины подается в турбину. Отработанный в турбине, он попадает в смешивающий конденсатор. Смесь охлаждающей воды и конденсата уже отработанного в турбине пара выпускается из конденсатора в подземный бак, откуда забирается циркуляционными насосами и направляется для охлаждения в градирню. Из градирни охлаждающая вода опять попадает в конденсатор (рис. 10.1.2).

 Схема геотермальной электростанции с конденсационной турбиной и прямым использованием природного пара

По такой схеме работает геотермальная электростанция Лардерелло-3, использующая природный пар, самая крупная в Италии. Она была спроектирована в начале второй мировой войны, но вступила в строй только в послевоенные годы. На электростанции установлено четыре турбогенератора мощностью по 26 тыс. кВт и два турбогенератора по 9 тыс. кВт. Последние предназначены для покрытия собственных нагрузок.

Ни один из установленных здесь турбогенераторов в течение многих лет не переводился в резерв. Коэффициент использования установленной мощности составляет 98%. Стабильная работа геотермальной электростанции Лардерелло-3 открыла путь к конструированию новых электростанций с использованием конденсационных турбин. По такой схеме с некоторыми изменениями работают многие геотермальные электростанции: Лардерелло-2 (Италия), Вайракей (Новая Зеландия) и др.

Благодаря техническим усовершенствованиям потребление пара на каждый киловатт мощности стало значительно меньше. Сейчас расход пара на новой электростанции Лаго (Италия) составляет уже 8 кг/квт-ч.

Технологические схемы ГеоЭС

Как уже отмечалось, ГеоЭС целесообразно сооружать, если температура геотермального флюида не ниже 100 ◦C. Высокотемпературные геотермальные ресурсы ограничены и в основном встречаются в местах молодого вулканизма и разломов земной коры. Обычно такие ресурсы относятся к парогидротермам, представляющим собой насыщенный пар с той или иной степенью сухости. Возможны различные пути использования парогидротерм в технологических схемах ГеоЭС.

Первый путь состоит в том, что пар, содержащийся в высокотемпературном флюиде, отделяют в сепараторе от жидкой фазы и направляют в паровую турбину, а жидкость закачивают обратно в пласт. Для более полного использования энергии первичного флюида целесообразно отсепарированную жидкую фазу дросселировать до более низкого давления, за счет чего образуется еще некоторое количество пара, который может быть направлен в промежуточную ступень турбины. Второй путь состоит в том, чтобы использовать первичный флюид для нагрева и испарения рабочего агента, циркулирующего во вторичном контуре бинарной ГеоЭС.

Возможна также комбинация обоих названных путей, когда отработанный в турбине пар и жидкий сепарат используются для нагрева, испарения и перегрева рабочего агента, циркулирующего в низкотемпературном контуре в цикле Ренкина.

В большинстве существующих ГеоЭС используется первый путь.

На рисунке 1 приведены принципиальные тепловые схемы ГеоЭС, которые зависят от качества геотермального теплоносителя (температуры, паросодержания, минерализации и т. д.).

Тепловые схемы ГеоЭС

В схеме а сухой пар из скважин после отделения в сепараторе твердых включений направляется непосредственно в турбину, оттуда в конденсатор поверхностного типа. Охлажденный конденсат закачивается обратно в пласт.

В схеме б пароводяная смесь поступает в сепаратор-расширитель, в котором пар отделяется от жидкости и направляется в турбину, а отделенная жидкость и конденсат из конденсатора закачиваются обратно в пласт.

В бинарном (двухконтурном) цикле (схема в) геотермальный теплоноситель передает теплоту в промежуточных теплообменниках другому рабочему телу.

Бинарный цикл имеет свои преимущества и недостатки. К преимуществам относятся:

  • более полное использование теплоты рассола и закачка его в пласт с меньшей температурой;
  • возможность использования геотермальных ресурсов с пониженной температурой для выработки электроэнергии;
  • агрессивные компоненты геотермального теплоносителя не попадают в турбину, конденсатор и другое оборудование, что обеспечивает более длительный срок их эксплуатации;
  • сопутствующие вредные газы не попадают в окружающую среду.

Недостатком цикла является усложнение схемы и некоторая потеря температурного (обычно и без того достаточно низкого) потенциала, поскольку для передачи тепла от флюида к рабочему телу необходима разность температур. Нижняя температура цикла в этом случае лимитируется возможностью выпадения из флюида, по мере его охлаждения растворенных в нем солей.

На рисунке 2 приведена тепловая схема ГеоЭС с тремя расширителями. Использование расширителей усложняет схему, обусловливает необходимость использования трех паровпусков в турбину, но позволяет существенно повысить выработку электроэнергии на единицу массы рассола, поднимаемого из скважины. Прирост мощности ГеоЭС с двумя ступенями расширения по сравнению с ГеоЭС с одной ступенью достигает 20%, а для ГеоЭС с тремя ступенями — 27%.

Принципиальная тепловая схема ГеоЭС с расширителями в качестве парогенерирующих устройств

Идея применения неводяных паров в качестве рабочих тел теплосиловых установок для выработки электроэнергии впервые была реализована в России. В 1965 г. была изготовлена и пущена в работу фреоновая энергетическая установка УЭФ-90/05 мощностью 750 кВт для выработки электроэнергии. Греющей средой для установки служила геотермальная вода Средне-Пратунского месторождения с температурой 80 ◦C.

В течение 1967–1974 гг. на Камчатке в лаборатории натурных испытаний Института теплофизики СО АН СССР проводились эксплуатационные исследования, подтвердившие надежную работу энергоустановки. Успешные испытания по использованию низкокипящего вещества на Паратунской ГеоЭС расширили область эффективного преобразования тепловой энергии низкого потенциала в электрическую, позволили повысить глубину использования теплоты энергоресурсов.

Технологическая схема Паратунской ГеоЭС (рисунок 3) реализует цикл Ренкина, который совершается низкокипящим рабочим телом (R12) в закрытом теплосиловом контуре, в котором за счет теплоты термальной воды образуется пар заданных параметров. В соответствии со схемой жидкий фреон питательным насосом подается последовательно в три подогревателя, испаритель и пароперегреватель поверхностного типа. После пароперегревателя фреоновый пар с давлением 1,4 МПа и температурой 75 C направляется в турбину, где расширяется до конечного давления 0,5 МПа и при температуре 15 C конденсируется в поверхностном конденсаторе. Жидкий фреон поступает через промежуточный ресивер к питательным насосам, и цикл повторяется.

Схема Паратунской бинарной ГеоЭС

На рисунке 4 приведена тепловая схема предполагаемого IV-го энергетического блока мощностью 6,5 МВт с комбинированным циклом для опытно-промышленной Верхне-Мутновской ГеоЭС, на которой успешно работают три энергетических блока с традиционным циклом на геотермальном паре мощностью 4 МВт(э) каждый.

Принципиальная тепловая схема комбинированной геотермальной электростанции с бинарным циклом для Верхне-Мутновской ГеоЭС

Турбина 4 мощностью 2,5 МВт работает на геотермальном паре, получаемом при сепарации пароводяной смеси, поступающей с добычных скважин. Водяной пар после турбины при давлении 0,11 МПа и температуре около 100 ◦C поступает в конденсатор-испаритель 7, где конденсируется, отдавая тепло на подогрев и испарение низкокипящего рабочего агента циркулирующего во втором контуре. Низкокипящий теплоноситель (изобутан) после пароперегревателя 8 поступает на турбину мощностью 4,0 МВт(э). Охлажденный в воздушном конденсаторе 9 низкокипящий теплоноситель поступает в ресивер 10, откуда циркуляционным насосом 11 направляется в конденсатор-испаритель 7. Сепарат после перегревателя 8 и конденсат геотермального пара из испарителя 7 направляются к нагнетательной скважине 12 для закачки по скважине 2 в подземный горизонт.

Наибольший эффект от использования геотермальных ресурсов достигается при одновременном тепло- и электроснабжении небольших городов и поселков, удаленных от централизованной системы энергообеспечения.

В качестве примера на рисунке 5 представлена схема тепло- и электроснабжения небольшого поселка населением 5000 человек на основе небольшой ГеоТЭЦ. Она построена в Австрии и имеет тепловую мощность 9 МВт и электрическую мощность 1 МВт, а протяженность тепловых сетей достигает 14,5 км.

Схема тепло- и электроснабжения г. Алтхейма (Австрия)

Термальная вода температурой 106 C и расходом 100 л/с на поверхности разделяется на два потока. Первый поток проходит через теплообменники системы отопления домов и нагревает воду, циркулирующую в тепловой сети. Второй поток направляется к блоку теплообменников бинарной ГеоЭС, где температура воды снижается до 70 C при
испарении и перегреве низкокипящего рабочего тела, циркулирующего в цикле Ренкина. Далее этот же поток поступает в теплообменник системы теплоснабжения школы и плавательного бассейна.

Отработанная термальная вода после теплообменников по нагнетательной скважине возвращается в геотермальный резервуар с температурой 65 C на расстоянии 1700 м от добычной скважины.

Строительство ГеоТЭЦ позволило радикальным образом улучшить экологическую обстановку в районе г. Алтхейма. При этом в год экономится около 2500 т жидкого топлива.

Представляет интерес опыт эксплуатации геотермальной станции Neustadt-Glewe (Германия). Энергетическая система, пущенная в эксплуатацию в 1995 г., удовлетворяет потребности в тепле микрорайона г. Neustadt-Glewe. Установленная тепловая мощность системы — 6 МВт. Система включает циркуляционный контур, состоящий из добычной и нагнетательной скважин, и наземный контур  теплоснабжения. Эксплуатируется верхний триасовый пласт песчаника, характеризующийся следующими параметрами: глубина залегания — 2200–2300 м; толщина пласта — 40–60 м; температура — 100 C; минерализация — 220 г/л; пористость — 20–22%; проницаемость — (0,5–1,0) · 10−12 м2; производительность — 110–180 м3/(ч · МПа).

Эксплуатация геотермальной станции в основном подтвердила ее концепцию: материал и оборудование выдержали высокие температуры и солесодержание. Проблемы, связанные с отложением солей при реинжекции термальных вод, могут быть решены с помощью их мягкой кислотной обработки.

Геотермальный потенциал станции не использовался эффективно вследствие ограниченных возможностей потребителей и особенностей системы теплоснабжения. Максимально дебит скважины используется только несколько дней в году. Летом и в переходные периоды года глубинный насос работает в основном с минимальной нагрузкой, с расходом до 40 м3/ч.

Для более эффективного использования геотермального потенциала в 2003 г. станция была дополнена предвключенным бинарным энергоблоком по выработке электроэнергии. Принципиальная схема такой расширенной станции показана на рисунок 6.

Принципиальная схема ГеоТЭЦ Neustadt-Glewe

Такая система позволяет максимально использовать эксплуатационный дебит, равный 110 м3/ч. Часть термальной воды, неиспользованная для подачи тепла, направляется в блок с циклом Ренкина на органическом рабочем теле, где она охлаждается до 70 C. Регулирование разделения термальной воды на два потока и температуры термальной воды после их смешения зависит от температуры в теплосети после противоточного теплообменника. Номинальная электрическая мощность энергоблока — 0,21 МВт. Рабочим телом в цикле Ренкина является изопентан (C5H12), который расширяется в одноступенчатой турбине.

На рисунке 7 представлена принципиальная схема ГеоЭС с двойным циклом, реализованная в одном из западных штатов США.

Схема ГеоЭС с двойным циклом (США)

Геотермальный флюид с температурой 280 C и массовым расходом 278 кг/с последовательно направляется в испаритель и нагреватель первичного контура, где при передаче теплоты происходит нагрев и испарение воды при температуре 215 C. Далее насыщенный пар направляется в паровую турбину мощностью 33,4 МВт. Отработанный в первичном контуре геотермальный теплоноситель с температурой 167 C также последовательно проходит через испаритель и нагреватель вторичного контура, после чего с температурой 66 C закачивается в подземный резервуар. В изобутановом цикле пары изобутана при температуре 125 C направляются на турбину мощностью 22,3 МВт для выработки электроэнергии.

Геотермальные электростанции с бинарным циклом

Геотермальная электростанция с паропреобразователем

Конденсационная турбина с паропреобразователем работает на вторичном паре. Эти станции наиболее выгодны там, где природный пар имеет высокую температуру и большое содержание газов. Схема электростанции следующая: природный пар из скважины поступает в паропреобразователь и свое тепло отдает вторичному теплоносителю, после чего чистый вторичный пар направляется в конденсационную турбину. Отработанный пар идет в конденсатор. Неконденсирующиеся газы, содержащиеся в паре, отделяются в паропреобразователе и выбрасываются либо в атмосферу, либо идут на химические заводы. Недостатком этой схемы является снижение параметров пара перед турбиной. По сравнению с электростанциями, непосредственно использующими природный пар, удельный расход пара здесь меньше на 30%.

Геотермальная электростанция, работающая по этой схеме (рис. 10.2.1), позволяет полностью использовать все химические вещества, содержащиеся в природном паре.

Схема геотермальной электростанции с паропреобразователем

Опыт подтверждает, что стоимость строительства геотермальной электростанции с паропреобразователем немного больше стоимости электростанции с прямым использованием пара в конденсационной турбине. По схеме с паропреобразователем были построены электростанции Лардерелло-2 и Кастельнуово (Италия). На станции Лардерелло-2 установлено 7 турбин мощностью по 11 тыс. квт. Удельный расход пара на этой электростанции — 14 кг/квт.

Геотермальные электростанции с конденсационной турбиной

Геотермальные электростанции с конденсационной турбиной, работающие на отсепарированном паре, строятся там, где из скважины получают пар с большим содержанием воды. Пар или пароводяная смесь из скважины направляется в специальное устройство, расположенное на скважине. Под давлением в сепараторе происходит разделение пароводяной смеси на пар и воду. Отсепарированный пар по трубопроводу направляется в турбину и т. д.

Конденсационные турбины, работающие на отсепарированном паре, нашли применение в строительстве геотермальных электростанций в России (Паужетское месторождение на Камчатке), Исландии (месторождение Хверагерди) и в других странах.

Рассмотренная схема имеет свои преимущества. Полученный в сепараторе пар практически не содержит газов, что облегчает работу турбин.

Схема Паужетской ГеоТЭС

В настоящее время проведены геологические, геофизические, гидрогеологические и другие исследования тепло-аномальных районов Камчатки; обнаружены большие ресурсы термальных вод с высокой температурой.

Для получения электрической энергии за счет глубинного тепла Земли и строительства опытно-промышленной геотермальной станции гидрогеологи-разведчики сочли наилучшим районом долину реки Паужетки, расположенную на юге Камчатки, в 35 км от побережья Охотского моря.

В 1957 г. началось бурение разведочных скважин. При бурении на термальные воды, особенно в зоне вулканических проявлений, применяли глинистый раствор и, непрерывно промывая, охлаждали ствол скважины, что предотвратило пароводяные выбросы. Всего была пробурена 21 скважина глубиной от 220 до 480 м. Каждая в среднем давала около 10 кг/сек пароводяной смеси с теплосодержанием 170 ккал/кг. Одна из них с глубины 250 м вскрыла температуру 195 °С, другая с глубины 375 м – 200° С.

По химическому составу Паужетские гидротермы принадлежат к типу хлоридных натриевых вод. Общая минерализация их составляет 1,0-3,4 г/л, температура на выходе из скважин – 144-200 °С, давление на устье скважины – 2-4 атм, рН от 8,0 до 8,2. Термальные воды содержат повышенные количества кремнекислоты (250 мг/л) и борной кислоты (150 мг/л). Пар насыщен также газами: углекислым – 500 мг/кг, сероводородом – 25 мг/кг, аммиаком – до 15 мг/кг и др.

По предварительным данным, Паужетское геотермальное месторождение даст возможность получать 30-50 тыс. кВт электрической мощности. Схема опытно-промышленной станции, предложенная институтом Теплоэлектропроект, представлена на рис 11.3.1.

Схема Паужетской опытно-промышленной геотермальной электростанции

Пароводяная смесь из скважины поступает в сепаратор (емкостью 10 м3, с нагрузкой парового объема 600-800 м3/час), расположенный на скважине. Здесь при давлении 1,5 атм происходит разделение пара и воды. Отсепарированный пар по паропроводу поступает к турбинам. Горячая вода с температурой 100-110 °С сбрасывается в реку, и только небольшая часть ее идет по трубам для отопления и горячего водоснабжения жилых зданий поселка и электростанции. На станции установлены смешивающие конденсаторы. Поскольку конденсат отработавшего в турбинах пара здесь бесполезен, такие конденсаторы компактнее и требуют меньше охлаждающей воды. Для удаления газов из конденсаторов установлены водоструйные эжекторы с расходом воды 800-900 м3/час.

На ней установлены две турбины типа «МК-2,5» производства Калужского турбинного завода мощностью по 2,5 тыс. кВт каждая. Станция дает ток Озерновскому поселку, рыбокомбинату и близлежащим населенным пунктам.

Геотермальная энергетика в России и мире

Геотермальная энергия – это надежный и возобновляемый источник электричества и тепла. Этот источник, в отличие от солнца или ветра, доступен всегда. Это возобновляемый источник энергии, т.к. осадки возвращают охлажденную воду на место горячей, которая выходит на поверхность. Недостаток геотермальной энергии – проблема выбросов CO2. Насосы, поднимающие воду на поверхность, – электрические. Геотермальные электростанции значительно снижают использование ископаемого топлива.

Геотермальные источники подразделяют на сухой горячий пар, влажный горячий пар и горячую воду. Можно выделить четыре основных типа ресурсов геотермальной энергии:

  • поверхностное тепло земли, используемое тепловыми насосами;
  • энергетические ресурсы пара, горячей и теплой воды у поверхности земли, которые сейчас используются в производстве электрической энергии;
  • теплота, сосредоточенная глубоко под поверхностью земли;
  • энергия магмы и теплота, которая накапливается под вулканами.

Геотермальные электростанции

Геотермальные электростанции, работающие на сухом пару

Паровые электростанции работают преимущественно на гидротермальном пару (рис. 3.1). Пар поступает непосредственно в турбину, которая питает генератор, производящий электроэнергию.

Геотермальная паровая электростанция
Рис. 3.1. Геотермальная паровая электростанция

Использование пара позволяет отказаться от сжигания ископаемого топлива. Также отпадает необходимость в транспортировке и хранении топлива. Это старейший тип геотермальных электростанций. Первая такая электростанция была построена в Лардерелло (Италия) в 1904 году. Она действует и в настоящее время. Паровая технология используется на электростанции «Гейзерс» в Северной Калифорнии – это самая крупная геотермальная электростанция в мире.

Геотермальные электростанции на парогидротермах

Для производства электричества на таких заводах используются перегретые гидротермы (температура выше 182 °С) (рис. 3.2).

Гидротермальная электростанция
Рис. 3.2. Гидротермальная электростанция

Гидротермальный раствор нагнетается в испаритель для снижения давления, из-за этого часть раствора очень быстро выпаривается. Полученный пар приводит в действие турбину. Если в резервуаре остается жидкость, то ее можно выпарить в следующем испарителе для получения еще большей мощности.

Геотермальные электростанции с бинарным циклом производства электроэнергии

Большинство геотермальных районов содержат воду умеренных температур (ниже 200 ºС). На электростанциях с бинарным циклом производства эта вода используется для получения энергии (рис. 3.3).

Геотермальная электростанция с бинарным циклом
Рис. 3.3. Геотермальная электростанция с бинарным циклом

Горячая геотермальная вода и вторая, дополнительная, жидкость с более низкой точкой кипения, чем у воды, пропускаются через теплообменник. Тепло геотермальной воды выпаривает вторую жидкость, пары которой приводят в действие турбины. Так как это замкнутая система, выбросы в атмосферу практически отсутствуют. Вода умеренной температуры является наиболее распространенным геотермальным ресурсом, поэтому большинство геотермальных электростанций будущего будут работать на этом принципе.

Преимущества и недостатки геотермальных электростанций

Применение геотермальных источников является довольно перспективным направлением возобновляемой энергетики ввиду низкой стоимости вырабатываемой ими энергии. Потенциал геотермальных источников намного превышает запасы органического топлива (по некоторым данным в 10-15 раз). Геотермальная энергетика должна занять важное место в общем балансе использования энергии. Широкомасштабное внедрение новых схем теплоснабжения с тепловыми насосами с использованием низкопотенциальных источников тепла позволит снизить расход органического топлива на 20-25 %.

Однако следует отметить, что регионы использования геотермальных электростанций ограничены наличием геотермальных источников. По этой причине использование геотермальной энергии возможно, в частности, для реструктуризации и перевооружения энергетики регионов с собственными геотермальными ресурсами.

Геотермальная энергетика в России и мире

По данным исследования 2010 года, проведенного итальянской электросетевой компанией ENEL, геотермальные электростанции производят 8900 мегаватт электроэнергии в 24 странах мира. Наибольшего прогресса в этом вопросе достигли США, Филиппины, Мексика, Италия, Япония. При этом в США производится большая часть (32 %) такого вида энергии.

В 1904 году в Италии ввели в промышленную эксплуатацию первую геотермальную электростанцию мощностью 7,5 МВт. За более чем сто лет накоплен немалый опыт в области практического освоения геотермальных энергоресурсов. В 1950 г. правительство Новой Зеландии начало изучение возможности использования геотермальных источников Ваиракеи для получения электричества. На Ваиракеи находятся гейзеры, горячие источники и грязевые бассейны. В 1958 году открылась геотермальная электростанция Ваиракеи, вторая в мире. Крупнейшая геотермальная электростанция называется Гейзеры, находится она недалеко от города СантаРоза в штате Калифорния. Эта станция открылась в 1960 году. Хотя самих гейзеров на станции нет, в регионе есть много паровых скважин. Гейзеры производят около 750 мегаватт электроэнергии – этого достаточно для электроснабжения такого города, как Сан-Франциско.

С 2000 года по 2015 год объем получаемой геотермальной энергии во Франции, России и Кении утроился. В таких странах, как Филиппины, Исландия, Сальвадор из геотермальных источников получают 25% потребляемой электроэнергии, в Тибете – 30%.

Технико-экономические параметры ГеоТЭС изменяются в довольно широких пределах и зависят от геологических характеристик местности (глубины залегания, параметров рабочего тела, его состава и т.д.). Для большинства введенных в эксплуатацию ГеоТЭС себестоимость электроэнергии является примерно равной себестоимости электроэнергии, получаемой на угольных ТЭС.

Первая геотермальная электростанция в России была построена в 1966 году на Паужетском месторождении на Камчатке с целью электроснабжения окрестных поселков и рыбоперерабатывающих предприятий. Причем, по мнению специалистов, именно благодаря использованию геотермальных источников Озерновский рыбокомбинат смог сохранить рентабельность в сложных экономических условиях. В настоящий момент камчатская геотермальная система может обеспечить энергией электростанции мощностью до 250-350 МВт. Однако данный потенциал используется только на четверть.

Геотермальные ресурсы Курильских островов на данный момент позволяет получать 230 МВт электроэнергии, что может обеспечить все потребности региона в энергетике, тепле, горячем водоснабжении.

Геотермальные ресурсы Российской Федерации
Рис. 3.4. Геотермальные ресурсы Российской Федерации

Наиболее перспективными регионами для применения геотермальных источников в России являются юг России и Дальний Восток (рис. 3.4). Огромный потенциал геотермальной энергетики имеют Кавказ, Ставрополье, Краснодарский край. Здесь практически в любой точке возможно начать разработку месторождений геотермальных вод с температурой от 70 до 126 ºС. Причем вода выходит на поверхность под естественным давлением, что существенно сокращает расходы на насосное оборудование. В настоящее время в Дагестане 30% жилого фонда отапливается и снабжается водой благодаря геотермальным источникам. Данный показатель даже в современных условиях может быть увеличен до 70%.

Верхне-Мутновская ГеоТЭС

Верхне-Мутновская ГеоТЭС мощностью 12 Мвт (3х4 МВт) является опытно-промышленной очередью Мутновской ГеоТЭС проектной мощностью 200 МВт, создаваемой для электроснабжения Петропавловск-Камчатского промышленного района.

В настоящее время на площадке имеются три эксплуатационные скважины, суммарный дебит пара из которых превышает потребность трех устанавливаемых энергомодулей по 4 МВт с паровыми турбинами. Кроме того, эти энергомодули не полностью используют тепло отсепарированной термальной воды, закачиваемой в пласт с температурой 150°C. В проекте последующих очередей Мутновской ГеоТЭС также не предусматривается использование тепла термальной воды, поэтому с применением только паровых турбин общая мощность ГеоТЭС на Мутновском месторождении не превысит 200 МВт.

Верхне-Мутновская ГеоТЭС

Предлагается в течение трех лет разработать и испытать на Верхне-Мутновской ГеоТЭС пилотный двухконтурный аммиачный энергомодуль мощностью 6 МВт, работающий на избыточном паре из существующих скважин и тепле сбросной геотермальной воды, которая будет дополнительно охлаждаться до 100°C.

Создание и испытания пилотного образца аммиачного энергомодуля позволит (наряду с наращиванием мощности Верхне-Мутновской станции до 18 МВт) на 40-50% увеличить мощность Мутновской ГеоТЭС при тех же объемах бурения путем совместного применения паровых и аммиачных энергоустановок. При этом себестоимость электроэнергии снижается на 20-30% за счет более эффективного использования геотермального тепла.

Комбинированные ГеоТЭС – будущее геотермальной энергетики Камчатки

Два крупнейших месторождения парогидротерм Камчатки – разрабатываемое Мутновское и перспективное Нижне-Кошелевское, способные на многие десятилетия полностью обеспечить энергетические потребности региона, расположены в горных местностях с неблагоприятным климатом.

Среднегодовая температура отрицательная, глубина снега до 10 м. Это существенно затрудняет и удорожает строительство и эксплуатацию геотермальных электростанций.

Как известно, поступающая из геотермальных скважин пароводяная смесь имеет сложный химсостав. Содержание солей в водяной фазе до 2 г/л, в том числе много кремнекислоты, в паре значительное количество неконденсирующихся газов, включая сероводород. Это ограничивает возможность глубокого использования теплового потенциала геотермального теплоносителя в традиционном цикле ГеоТЭС с конденсационными паровыми турбинами, не позволяя получать дополнительный пар расширением воды и глубокий вакуум в конденсаторе. Сильный ветер, мороз, обильные снегопады в сочетании с высокой влажностью созда-ют угрозу образования льда в обычно применяемых на ГеоТЭС влажных градирнях, что может привести к останову энергоблоков и даже к разрушению градирен.

На предлагаемых ГеоТЭС комбинированного цикла эти проблемы в значительной степени решаются. Если применить паровые турбины с близким к атмосферному противодавлением и направить отработанный пар в конденсатор, являющийся одновременно парогенератором нижнего контура станции с турбинами на низкокипящем незамерзающем рабочем теле, то суммарную выработку электроэнергии можно значительно повысить за счет снижения температуры отвода тепла из цикла. Конденсация пара низкокипящего рабочего тела осуществляется в воздушном конденсаторе, поэтому полезная мощность станции зимой значительно возрастает вместе с ростом потребности в электроэнергии. Кроме того, нет затрат пара на эжекторы для удаления неконденсирующихся газов, можно также частично использовать тепло геотермальной воды для перегрева пара низкокипящего рабочего тела. Облегчается зимняя эксплуатация станции, так как нет открытого контакта воды с воздухом (станция «сухая») , а температура воды в теплообменных аппаратах и трубопроводах не опускается ниже 60 °С.

Комбинированные ГеоТЭС уже работают за рубежом, но в районах с тропическим климатом, где их эффективность не может проявиться в полную силу из-за высоких температур воздуха. Для северных районов вышеуказанные преимущества таких станций обеспечивают большие перспективы их применения. В проходящем сейчас международном тендере на строительство первой очереди Мутновской ГеоТЭС станция комбинированного цикла рассматривается в качестве одного из возможных вариантов.

Океанская ГеоТЭС

В настоящее время электроснабжение г.Курильска и поселков Рейдово и Горячие Ключи осуществляется с помощью ДЭС, а теплоснабжение – с помощью угольных котельных. Дизтопливо ввозится в короткий период навигации — на о.Итуруп нет своего топлива. На закупку топлива расходовалось 16,3 млн. руб. в ценах 1988. В последние годы из-за финансовых трудностей завоз топлива на остров резко сократился; электроэнергия подается населению по 2-3 часа в сутки.

Океанская ГеоТЭС

Вместе с тем на острове имеются богатейшие по масштабам острова запасы высокопотенциальных геотермальных источников энергии, которые к тому же в основном уже разведаны. На гидрогеологическую разведку и НИОКР по созданию ГеоТЭС израсходовано около 75-80 млрд. руб. в текущих ценах. В Государственной комиссии РФ утверждены запасы парогидротерм на мощность 15 МВт(э). Утверждено ТЭО строительства Океанской ГеоТЭС с мощностью первой очереди 12 МВт и на полное развитие 30 МВт – приказ Минтопэнерго РФ от 10.08.94 г. N168. Стоимость электроэнергии на ГеоТЭС в два с лишним раза ниже чем на ДЭС. Привозное топливо будет вытеснено из расчета 2,5-3 тыс. тут./год·МВт. Улучшится экологическая обстановка на острове.

Паужетская ГеоТЭС

На Паужетской ГеоТЭС мощностью 11 МВт используется на паровых турбинах только отсепарированный геотермальный пар из пароводяной смеси, получаемой из геотермальных скважин. Большое количество геотермальной воды (около 80% общего расхода ПВС) с температурой 120°C сбрасывается в нерестовую реку Озерная, что приводит не только к потерям теплового потенциала геотермального теплоносителя, но и существенно ухудшает экологическое состояние реки.

Схема Паужетской ГеоТЭС

Предлагается использовать тепло сбросной геотермальной воды для выработки электроэнергии путем создания двухконтурной энергоустановки на низкокипящем рабочем теле. В качестве рабочего тела целесообразно взять изопентан или изобутан, проект подобной модульной энергоустановки разработан для Ставропольской ГеоТЭС. Расход сбросной воды на действующей Паужетской ГеоТЭС достаточен для энергоустановки мощностью 2 МВт, стоимость оборудования 1000$/кВт. Температура сбросной воды снижается до 55°C, тем самым значительно уменьшается тепловое загрязнение реки.