Tehnologii de producție și utilizare a energiei geotermale

Creșterea prețurilor combustibililor fosili sporește semnificativ competitivitatea tehnologiilor energetice bazate pe surse regenerabile de energie, în special energia geotermală. Potențialul global al resurselor geotermale studiate până în prezent este de 0,2 TW de capacitate electrică și 4,4 TW de capacitate termică. Aproximativ 70 % din acest potențial este reprezentat de câmpuri cu temperaturi ale fluidului mai mici de 130 °C.

Stadiul și perspectivele de dezvoltare a energiei geotermale

Se estimează că, în prezent, aproximativ 3,5 % din potențialul geotermal mondial este utilizat pentru producerea de energie electrică și doar 0,2 % pentru producerea de căldură.

Ultimii ani au fost caracterizați de o creștere spectaculoasă a volumului și a domeniului de aplicare al resurselor geotermale. Tehnologiile de energie geotermală devin dominante în mixul energetic al unui număr de țări, iar ponderea energiei geotermale în mixul energetic mondial este în continuă creștere.

În funcție de temperatură, resursele geotermale sunt utilizate pe scară largă în producția de energie electrică și termică, industrie, agricultură, balneologie și alte domenii (tabelul 1).

Cele mai recente tehnologii energetice care utilizează resurse geotermale se caracterizează prin respectarea mediului și se apropie de cele tradiționale în ceea ce privește eficiența. La centralele geoelectrice moderne, factorul de utilizare a capacității atinge 90%, ceea ce este de 3-4 ori mai mare decât în cazul tehnologiilor care utilizează alte surse regenerabile de energie (solară, eoliană, maree). GeoPP-urile care utilizează tehnologia GCC și ciclul binar (BEC) exclud complet emisiile de dioxid de carbon în atmosferă, ceea ce reprezintă cel mai important avantaj de mediu al acestor centrale.

La începutul anului 2005, centralele geoelectrice erau în funcțiune în 24 de țări ale lumii, iar capacitatea lor totală instalată a ajuns la 8910,7 MW. Liderii în ceea ce privește capacitatea electrică instalată a GeoPP-urilor sunt SUA — 2544 MW, Filipine — 1931, Mexic — 953, Indonezia — 797, Italia — 790, Japonia — 535, Noua Zeelandă — 435, Islanda — 202 MW. În ultimii 30 de ani, creșterea anuală a capacității a fost de 7 %. Producția anuală de energie la GeoPP-urile din lume în 2004 a fost de 56798 GWh [95]. Conform previziunilor, capacitatea totală instalată a GeoPP-urilor din lume s-ar putea dubla până în 2010.

În ultimii ani, tehnologiile de utilizare directă a resurselor geotermale pentru furnizarea de căldură s-au dezvoltat rapid. În ultimii 15 ani, capacitatea termică totală a sistemelor geotermale de alimentare cu căldură a crescut de peste trei ori și a ajuns la 28 000 MW.

Liderii mondiali în ceea ce privește capacitatea termică instalată a sistemelor geotermale sunt SUA — 7817, Suedia — 3840, China — 3687, Islanda — 1791, Turcia — 1177.

Spre deosebire de baza de resurse pentru construirea centralelor electrice geotermale, unde temperatura purtătorului de căldură geotermală trebuie să fie suficient de ridicată, rezervele de căldură de temperatură medie și joasă adecvate pentru furnizarea de căldură sunt extrem de mari și se găsesc aproape peste tot în lume.

În ultimii ani, au fost dezvoltate în mod activ sisteme de alimentare cu căldură geotermală bazate pe pompe de căldură. Aceste sisteme utilizează ca sursă primară de căldură apa termală cu potențial scăzut (până la 55 ◦ C) și energia petrotermală din straturile superioare ale scoarței terestre. Atunci când se utilizează căldura subterană, se folosesc schimbătoare de căldură subterane, amplasate fie în foraje verticale de până la 300 m adâncime, fie orizontal, la o anumită adâncime.

Sistemele cu pompe de căldură reprezintă aproximativ 57% din capacitatea totală a sistemelor termice geotermale din lume. Capacitatea totală instalată a sistemelor de pompe de căldură este de 15723 MW, cu o producție anuală de căldură de 86673 TJ. În 2005, sistemele de pompe de căldură geotermale sunt utilizate în 32 de țări, cu o eficiență medie de conversie de Kp = 3,5. Aceste tehnologii sunt mai dezvoltate în SUA, Germania și Canada.

În SUA, 69% din totalul utilizării directe a resurselor geotermale este realizat pe baza pompelor de căldură. În 2004 au fost instalate aproximativ 60000 de pompe de căldură.

În Germania, capacitatea termică totală a sistemelor geotermale este de 505 MW, din care 400 MW se bazează pe pompe de căldură subterane.

Conversia economiei la resursele geotermale a transformat Islanda într-o țară dezvoltată cu un nivel de trai ridicat. Mai mult de 87% din aprovizionarea cu energie termică din Islanda se bazează pe căldură geotermală, cu planuri de creștere la 92% în viitorul apropiat. Un exemplu de punere în aplicare reușită a unui proiect major este crearea unui sistem de alimentare cu căldură geotermală în Reykjavík, care asigură aproximativ 99 % din cererea de căldură. Acest sistem consumă 2348 l/s de apă caldă geotermală cu temperaturi de 86-127 ◦ C (figura 1).

Cel mai ridicat nivel de utilizare directă a energiei geotermale în ultimii ani a fost înregistrat în China, Islanda, SUA și Turcia, totalizând peste 54% din totalul mondial. În Turcia, consumul de energie termică geotermală a crescut de peste trei ori între 1994 și 1999, iar până în 2010, se preconizează că capacitatea termică totală din resurse geotermale va ajunge la 5 000 MW, ceea ce ar încălzi mai mult de 30% din spațiile de locuit din țară.

În Austria, Canada, Elveția și Suedia s-a înregistrat o creștere semnificativă a utilizării energiei geotermale cu potențial scăzut ca urmare a introducerii pompelor de căldură geotermale. În Elveția, pompele de căldură au produs 0,4 miliarde kWh pe an în 2000, cu o rată medie anuală de creștere de 12%.

Se preconizează că, până în 2010, capacitatea termică totală a sistemelor de alimentare cu căldură geotermală din lume va ajunge la aproape 45 000 MW. Energia geotermală în fosta URSS a început să se dezvolte de la mijlocul anilor ’60 ai secolului trecut, când a fost înființată Expediția de explorare a Caucazului de Nord pentru forarea și reconstrucția puțurilor de petrol și gaze pentru apă termală (1964) și apoi birourile de teren corespunzătoare pentru utilizarea căldurii profunde a Pământului în diferite regiuni ale Caucazului și Kamchatka. Din 1970 până în 1990, producția de apă termală a crescut de 9 ori, iar cea de abur natural de 3,2 ori. În 1990, au fost extrase 53 de milioane de m3 de apă termală și 413 mii de tone de abur natural.

Rusia dispune nu numai de rezerve mari de combustibil organic, ci și de resurse geotermale, a căror energie depășește întregul potențial al combustibilului organic cu un ordin de mărime. Utilizarea căldurii Pământului în Rusia poate reprezenta până la 10% din totalul balanței de aprovizionare cu căldură. În Rusia sunt explorate 66 de câmpuri geotermale cu o capacitate de peste 240 mii m 3 /zi de apă termală și peste 105 mii tone /zi de abur-hidrotermic (tabelul 2). Au fost forate mai mult de 4 000 de puțuri pentru a utiliza resursele geotermale.

Aproximativ 50 de organizații științifice, care se află sub jurisdicția Academiei Ruse de Științe și a mai multor ministere, se ocupă de problemele legate de utilizarea căldurii Pământului.

Cele mai promițătoare regiuni pentru dezvoltarea energiei geotermale sunt Insulele Kamchatka-Kuril, Siberia de Vest și Caucazul de Nord. În Kamchatka, Insulele Kuril și Caucazul de Nord, energia geotermală și furnizarea de căldură pot reprezenta până la 50-95% din consumul total de energie. În Caucazul de Nord, zăcămintele geotermale la adâncimi cuprinse între 300 și 5000 de metri sunt bine studiate. Temperatura în zăcămintele de adâncime atinge 180 ◦ C și mai mult. Aceste zăcăminte sunt capabile să genereze până la 10 000 de energie termică și 200 MW de energie electrică. Potențialul energetic al fântânilor arteziene forate pentru apele cu potențial scăzut din zonele de câmpie și litoral din Daghestan este estimat la 1500 mii tone de cfu, ceea ce este de aproape 3 ori mai mare decât nevoile de aprovizionare cu căldură. În Daghestan, apa termală este extrasă de JSC „Geothermneftegaz” la nouă prize de apă care funcționează în principal în mod intermitent, numai în perioada de încălzire în cadrul unui sistem cu două circuite. Cele mai intens exploatate sunt depozitele de apă termală Makhachkala-Ternairskoye, Kizlyarskoye și Izberbashskoye. În total, mai mult de 100 000 de persoane din Daghestan utilizează energia termică geotermală.

Potențialul termic al zăcămintelor geotermale explorate din regiunea Krasnodar și Republica Adygea depășește 3800 GJ pe an, ceea ce reprezintă mai mult de 71% din energia termică produsă de Kubanenergo în 2000. Mai puțin de 5% din acest potențial este utilizat în sistemele de alimentare cu căldură.

Pentru a asigura o eficiență economică ridicată a apelor termale, este necesar să se maximizeze utilizarea potențialului termic, ceea ce poate fi realizat prin utilizarea integrată a acestor ape.

Câmpul Mostovskoye din regiunea Krasnodar este un exemplu de utilizare integrată a apelor termale. În Caucazul de Nord, aproximativ 500 000 de persoane utilizează resursele geotermale pentru furnizarea de căldură în sectorul casnic, agricultură și industrie.

Toată producția naturală de aburi este concentrată în regiunea Kamchatka, care dispune de rezerve excepționale de căldură ale Pământului care se apropie de suprafața sa. Rezervele de abur și apă geotermală din Kamchatka vor face posibilă producerea a până la 2000 MW de energie electrică și 5000 MW de energie termică, pentru a satisface toate nevoile acestei regiuni în materie de energie electrică și termică și pentru a o transforma într-o regiune foarte dezvoltată a Rusiei.

În 1997, o centrală termică geotermală de 20 MW a fost pusă în funcțiune pe insula Kunashir.

Producția de energie geotermală în Rusia este concentrată într-un singur loc, în Kamchatka. În câmpul geotermal Mutnovskoye funcționează cu succes în prezent 5 GeoPP-uri.

Capacitatea electrică totală instalată a centralelor geotermale din Rusia este de 73 MW, iar capacitatea termică a centralelor electrice pentru utilizarea directă a căldurii geotermale este de 307 MW.

În cazul utilizării directe, mai mult de jumătate din resursele extrase sunt utilizate pentru alimentarea cu căldură a spațiilor rezidențiale și industriale, o treime pentru încălzirea serelor și aproximativ 13% pentru procesele industriale. În plus, apele termale sunt utilizate în aproximativ 150 de spa-uri și 40 de fabrici de îmbuteliere a apei minerale.

Trebuie remarcat faptul că exploatarea majorității zăcămintelor geotermale este destul de redusă. Adesea, apa termală este evacuată după consumator cu o temperatură de 50-70 ◦C. Aproximativ o cincime din potențialul termic al apei termale este utilizat. Volumele de apă extrase sunt considerabil inferioare rezervelor aprobate de Comitetul de Stat al Rezervelor. În medie, resursele extrase din Caucazul de Nord sunt utilizate în proporție de 32% în ceea ce privește mediul de transfer termic și doar 19% în ceea ce privește potențialul energetic.

Din cauza unor soluții tehnice eronate (alimentarea directă a consumatorului cu apă care nu corespunde normelor stabilite în ceea ce privește compoziția chimică, lipsa instalațiilor de vârf care să asigure parametrii standard în ceea ce privește temperatura etc.), utilizarea apei termale în multe cazuri a fost compromisă, iar mulți consumatori au început în timp să refuze utilizarea produselor din câmpurile geotermale.

Costurile și prețurile nejustificat de mici pentru produsele geotermale, acceptate datorită specificului contabilității economice, când puțurile au fost acceptate la bilanț la un preț de 3-4 ori mai mic decât valoarea lor reală (uneori fără valoare), au redus profitul industriei geotermale la o valoare mizeră, care nu a oferit posibilitatea dezvoltării sale eficiente în continuare.

În plus, nivelul scăzut de exploatare a zăcămintelor și diferența enormă dintre rezervele semnificative de energie geotermală și mica parte a acesteia utilizată se explică prin anumiți factori specifici care caracterizează această energie, precum și prin tehnologia de extracție și utilizare a acesteia.

Acești factori sunt

• costul ridicat al puțurilor și calitățile reduse de transport ale apelor termale;
• nevoia de reinjectare a apelor reziduale și costurile semnificative pentru tratarea acestora;
• imposibilitatea de a acumula energie termică pentru o perioadă lungă de timp;
• proprietățile corozive-agresive care caracterizează apele termale la adâncimi mari;
• utilizarea unică a apelor termale în sistemul de alimentare cu căldură și temperatura lor relativ scăzută etc.

În acest context apar probleme științifice, tehnice și tehnologice ale energiei geotermale, dintre care principalele sunt

• stăpânirea tehnologiilor de construcție a puțurilor de mare randament cu foraje orizontale în orizontul productiv;
• transferul unui număr semnificativ de puțuri inactive de la zăcămintele de petrol și gaze epuizate la producția de fluide geotermale;
• dezvoltarea pe scară largă a tehnologiei sistemelor de circulație geotermală (GCS);
• dezvoltarea unor metode eficiente de control al coroziunii și depunerilor de sare;
• dezvoltarea sistemelor de alimentare cu energie geotermală cu circuit dublu bazate pe schimbătoare de căldură ieftine și rezistente la coroziune și producția în serie de echipamente modulare pentru construirea de centrale geotermale cu circuit simplu și binare;
• dezvoltarea de tehnologii integrate eficiente pentru utilizarea resurselor energetice și hidrominerale geotermale și a celor conexe;
• dezvoltarea de tehnologii eficiente de utilizare a căldurii geotermale cu potențial scăzut.

Punerea în practică a problemelor de mai sus va permite creșterea bruscă a eficienței producției geotermale existente și rezolvarea problemelor energetice semnificative asociate cu înlocuirea combustibililor fosili tradiționali și aprovizionarea industriei cu resurse minerale.

Domeniile de aplicare și eficiența utilizării apei geotermale depind de potențialul său energetic, de rezerva totală și de debitul sondei, de compoziția chimică, de mineralizare, de agresivitatea apei, de disponibilitatea consumatorului și de depărtarea acestuia, precum și de alți factori.

Cel mai eficient domeniu de aplicare a apei geotermale este încălzirea, alimentarea cu apă caldă și tehnică a obiectelor pentru diverse scopuri. Efectul energetic maxim se obține prin crearea unor sisteme speciale de încălzire cu diferență crescută de temperatură.

Cele mai simple și mai economice sunt sistemele cu alimentare directă cu apă a sistemului de încălzire. Astfel de sisteme necesită un mediu de transfer de căldură geotermală de înaltă calitate, care elimină practic procesele de depunere de sare și coroziune. Cu toate acestea, resursele de astfel de apă sunt nesemnificative, astfel încât, în practică, se utilizează cel mai adesea sisteme cu schimbătoare de căldură intermediare sau pretratare.

În condițiile reformării sectorului de locuințe și utilități, cele mai eficiente sunt sistemele localizate de alimentare cu căldură bazate pe tehnologii avansate. Practic, în toate regiunile Rusiei există rezerve semnificative de ape termale cu potențial scăzut, care pot fi utilizate cu succes în sistemele de alimentare cu căldură cu pompe de căldură.

Din experiența acumulată în ultimele decenii în dezvoltarea energiei termice din subsolul Pământului, rezultă că resursele hidrogeoterme sunt exploatate cu succes în multe țări ale lumii pentru producerea de energie electrică și termică, satisfăcând astfel cele mai diverse nevoi ale activității economice umane. Gradul de utilizare a energiei geotermale este în continuă creștere, iar numărul țărilor care utilizează cu succes această energie crește de asemenea în fiecare an.

Resursele geotermale reprezintă o sursă de energie aproape inepuizabilă, regenerabilă și ecologică, care va juca un rol important în industria energetică a viitorului.

Sistemele de încălzire geotermală în principiu

Principalele caracteristici specifice ale apei geotermale sunt utilizarea sa unică în sistemele de alimentare cu căldură și temperatura neschimbătoare. În sistemele tradiționale de furnizare a căldurii, apa utilizată este returnată în cazan sau în centrala de cogenerare și este nevoie de mai puțin combustibil pentru a restabili temperatura inițială. În sistemele de încălzire geotermală, potențialul termic neutilizat al apei se pierde iremediabil atunci când aceasta este evacuată (sau injectată înapoi în rezervor). La un debit constant al unui puț geotermal, în funcție de temperatura finală a apei evacuate, este posibil să se furnizeze căldură unui număr diferit de consumatori.

Efectul energetic maxim se obține prin crearea unor sisteme speciale de încălzire cu diferență de temperatură crescută, utilizarea încălzirii de vârf și a pompelor de căldură, dezvoltarea unor scheme complexe de furnizare a căldurii geotermale cu un set de consumatori consecutivi.

La dezvoltarea sistemelor de alimentare cu căldură geotermală, este necesar să se asigure valoarea maximă a coeficientului de eficiență a captării apei termale η_geot.

Valoarea factorului η _geot este raportul dintre potențialul termic al forajului Q utilizat efectiv în cursul anului._{anul real}. la cantitatea maximă de căldură Q_{max. an}., care poate fi obținută în cazul exploatării pe tot parcursul anului a sondei la debitul corespunzător rezervelor de producție și al determinării temperaturii apei utilizate (evacuate) la temperatura condiționată:

Temperatura apei de la robinet în timpul iernii (5 ◦ C) poate fi considerată o temperatură convențională, care este luată în considerare la determinarea consumului de căldură pentru furnizarea apei calde.

Valoarea coeficientului η_geot coeficient variază în următoarele intervale: încălzire 0,05-0,34; ventilație 0,15-0,45; alimentare cu apă caldă 0,70-0,92. Rezultă că cea mai eficientă utilizare a apei termice este pentru alimentarea cu apă caldă.

La utilizarea directă a apei termale pentru furnizarea de apă caldă și pentru nevoi tehnologice, pe lângă înlocuirea combustibilului tradițional, se obține un efect suplimentar prin economisirea apei de la robinet sau a apei tehnice.

În funcție de caracteristicile hidrogeoterme ale forajului și de calitatea mediului geotermal de transfer de căldură, există un număr mare de scheme diferite de alimentare cu căldură. Atunci când se selectează o schemă de alimentare cu căldură, se identifică numărul de consumatori de apă termală din regimul de proiectare, se clasifică în funcție de cerințele lor privind potențialul agentului termic și se planifică secvența de alimentare cu apă, ținând seama de utilizarea maximă a temperaturii acesteia. În plus, se realizează un studiu de fezabilitate, luând în considerare mai multe variante de sisteme de alimentare cu energie termică.

Cea mai simplă schemă este prezentată în figura 2. Apa geotermală din foraj curge într-un rezervor de stocare izolat, de unde este pompată direct către sistemele de încălzire și apă caldă. După sistemele de încălzire, apa este evacuată. Această schemă este posibilă dacă calitatea apei geotermale este ridicată, adică dacă apa are o mineralizare redusă, nu are componente dăunătoare pentru sănătatea umană și nu are probleme de coroziune și depunere de sare în comunicații și echipamente.

Un puț geotermal este exploatat la un debit constant, iar acest debit este egal cu consumul total pentru încălzire și alimentare cu apă caldă (consum mediu orar). Neregularitatea consumului de apă pentru furnizarea de apă caldă în timpul zilei este reglată de un rezervor de stocare. În timpul orelor de consum maxim de apă, se preia apă suplimentară din rezervorul de acumulare și, dimpotrivă, în timpul orelor de consum minim, se acumulează în rezervor apă din puț.

Figura 3 prezintă o diagramă schematică a alimentării cu energie termică cu reîncălzire de vârf.

Sistemele de alimentare cu căldură cu reîncălzire de vârf sunt utilizate în zonele în care potențialul termic și energetic al resurselor geotermale este insuficient pentru a acoperi sarcinile termice ale consumatorilor. În perioadele de consum maxim de căldură, cazangeria de vârf este pornită și apa termală care trece prin aceasta este încălzită până la temperatura necesară. Pe măsură ce temperatura exterioară crește și consumul de căldură scade, cazangeria de vârf este oprită și apa termală este trimisă direct în sistemul de încălzire.

Încălzirea suplimentară de vârf a apei geotermale se realizează în cazane de abur cu schimbător de căldură abur-apă, cazane de apă caldă, cazane electrice, care funcționează periodic.

Dacă temperatura apei termale este scăzută (până la 55 ◦ C), aceasta poate fi utilizată în sistemele de pompe de căldură. Apa termală din foraj intră în evaporatorul pompei de căldură, unde se răcește prin transferul de căldură către agentul de lucru vaporizator. Vaporii rezultați sunt comprimați de compresor pe măsură ce temperatura lor crește și intră în condensator. În condensator, căldura din faza de vapori este transferată apei care circulă în circuitul sistemului de încălzire. Apa termică uzată, dacă este de calitate superioară, poate fi utilizată pentru alimentarea cu apă menajeră sau tehnică. În cazul în care compoziția chimică este nesatisfăcătoare, apa poate fi evacuată la suprafață sau reinjectată în formațiunea mamă cu permisiunea serviciului de mediu, sau poate fi trimisă la o unitate de tratare chimică a apei pentru a o aduce în condiții de potabilitate sau de alimentare cu apă tehnică. Dacă este necesar, sistemul poate fi modernizat cu o cazangerie de vârf. Figura 4 prezintă o schemă a unui astfel de sistem.

Majoritatea apelor geotermale sunt ape puternic mineralizate. Utilizarea lor directă în sistemele de încălzire geotermală este dificilă din cauza activității lor corozive și a tendinței de depunere intensivă de sare. Potențialul termic al acestor ape poate fi utilizat în sistemele de încălzire geotermală prin intermediul schimbătoarelor de căldură intermediare.

Sistemele cu schimbătoare de căldură intermediare sunt cu două circuite, în care potențialul termic al apei puternic mineralizate din circuitul primar este transferat prin schimbătorul de căldură către apa proaspătă care circulă în circuitul secundar al sistemului de alimentare cu căldură (încălzire, alimentare cu apă caldă). Dezavantajul sistemelor cu schimbătoare de căldură este reducerea potențialului declanșat al apei termale cu valoarea diferenței finale de temperatură în schimbătorul de căldură.

Figura 5 prezintă o schemă a unui sistem de încălzire geotermală închis cu o singură conductă. Apa geotermală este pompată din rezervorul de acumulare către schimbătorul de căldură, care primește, de asemenea, apă rece de la rețeaua de alimentare cu apă. În schimbătorul de căldură, apa de la robinet este încălzită și apoi trimisă la sistemul de alimentare cu apă caldă. Apa mineralizată uzată din schimbătorul de căldură este trimisă spre evacuare sau injectată în rezervor prin intermediul unui puț de injecție. Dezavantajul unui astfel de sistem este absența circulației agentului termic, care, în absența prizei de apă (pe timp de noapte), duce la răcirea apei în conductele principale și de branșament. O astfel de schemă este amenajată în cazul amplasării apropiate a prizei de apă termală de consumatorii de apă caldă.

La o distanță relativ mare a prizei de apă termală de consumator este adecvată schema cu prezența unei rețele de distribuție cu două țevi, prin care are loc circulația agentului de răcire.

Figura 6 prezintă schema de principiu de utilizare a apei geotermale puternic mineralizate (până la 40 g/l) pentru alimentarea cu căldură a unui microdistrict rezidențial din Kaspiysk, Daghestan, utilizând schimbătoare de căldură intermediare.

Apa geotermală din cele două puțuri este direcționată în paralel către schimbătoarele de căldură ale etapei de încălzire și ale etapei a 2-a de furnizare a apei calde. După schimbătorul de căldură de încălzire, apa geotermală intră în schimbătorul de căldură al etapei 1 de alimentare cu apă caldă, după care este evacuată cu o temperatură de 21-22 ◦C. Evacuarea din schimbătorul de căldură al etapei a 2-a se face la o temperatură de 40 ◦C, deoarece nu există consumatori de apă caldă cu această temperatură.

Sistemul de încălzire cu o instalație de cazane de vârf și parametri de proiectare de 95-40 ◦ C formează un circuit închis prin care circulă apă proaspătă. Numai schimbătoarele de căldură pentru încălzirea cu apă geotermală funcționează în regim de vară și furnizează apă caldă pentru două cartiere.

Apa geotermală a fost utilizată cu succes pentru a furniza căldură unei sere pentru încălzirea solului. În schema de alimentare cu căldură geotermală a unei ferme de sere din Cherkessk (fig. 7), apa termală, după ce a trecut de încălzirea electrică de vârf, intră în serele de funcționare pe tot parcursul anului cu suprafața de 6000 m 2 , iar apoi, înainte de evacuare, încălzește apa de irigare în schimbătorul de căldură. Când temperatura aerului exterior scade, solul încălzit sezonier de 15000 m 2 este pornit.

Aplicarea unui anumit sistem de alimentare cu căldură geotermală este determinată de mulți factori, printre care compoziția chimică a apei geotermale ocupă un loc special.

În lucrarea lui B.A. Lokshin și în standardele departamentale de construcție elaborate de Institutul Central de Cercetare pentru Echipamente Tehnice sunt luate în considerare diverse aspecte ale utilizării apei geotermale în ingineria termică.

Schemele principale ale sistemelor de alimentare cu căldură geotermală trebuie selectate ținând seama de temperatura și compoziția chimică a purtătorului de căldură geotermală, de natura consumului posibil de căldură geotermală, de condițiile de evacuare a apei geotermale utilizate, de disponibilitatea unei surse de apă potabilă, de localizarea reciprocă a captării apei termale, a consumatorului, a locului de evacuare și a sursei de apă potabilă, precum și de distanțele dintre acestea. Energia termică nu poate fi transportată în mod economic pe distanțe mari. Exploatarea resurselor geotermale este posibilă numai acolo unde există deja consumatori de căldură corespunzători sau unde este fezabilă din punct de vedere economic construirea de instalații de alimentare cu energie geotermală.

Echipamentul instalațiilor de alimentare cu energie termică geotermală trebuie selectat ținând seama de datele privind compoziția chimică și gazoasă a agentului termic geotermal, precum și de testele privind agresivitatea acestuia și tendința de depunere a sării.

Excesul de presiune de la capul sondei trebuie utilizat numai pentru alimentarea rezervorului de colectare (rezervor de stocare) cu fluidul termic geotermal. Aceasta trebuie să fie furnizată consumatorului prin pompe. Alimentarea directă a agentului termic geotermal de la sondă la consumator creează o contrapresiune, care reduce nivelul dinamic al autodescărcării și conduce la scăderea ratei de funcționare a sondei.

Iată termenii și definițiile utilizate în alimentarea cu căldură geotermală:

• zăcământ de apă geotermală — o parte a unui sistem acvifer subteran în interiorul căruia există condiții favorabile pentru extragerea apei geotermale într-o cantitate suficientă pentru utilizarea energiei termice;
• captare de apă termică — unul sau mai multe puțuri geotermale interconectate, forate în zăcământul de apă geotermală, special echipate și proiectate pentru a furniza agent termic geotermal pentru alimentarea cu căldură a clădirilor și construcțiilor
• sistem deschis de încălzire geotermală — un sistem în care apa geotermală este furnizată direct la rețeaua de apă caldă;
• sistem închis de încălzire geotermală — un sistem în care apa geotermală încălzită prin căldură geotermală este furnizată la alimentarea cu apă caldă;
• sistem de alimentare cu căldură geotermală cu conexiune de încălzire dependentă — un sistem în care apa geotermală este furnizată direct dispozitivelor de încălzire;
• sistem de alimentare cu căldură geotermală cu racord de încălzire independent — sistem în care un alt agent termic încălzit într-un schimbător de căldură prin căldură geotermală este furnizat dispozitivelor de încălzire;
• rețele termice geotermale de tranzit — rețele de la prizele de apă termală la dispozitivele de trecere la un alt program de temperatură, iar în cazul unui singur program de temperatură — la primul branșament către consumatori;
• rețele principale de energie termică geotermală — rețele de la limita rețelelor de tranzit, iar în absența acestora sau pe o lungime mai mică de 1 km — de la prizele de apă termală până la branșamentele către cartierele rezidențiale (cartiere) sau întreprinderile industriale;
• rețele termice geotermale de distribuție — conducte de la limitele rețelelor principale până la punctele de racordare la clădiri;
• sistem geotermal — un ansamblu de structuri inginerești, mijloace tehnice și procese fizice și tehnologice determinate de acestea, care asigură extragerea din subsol, prelucrarea și livrarea către consumator a unui agent termic condiționat în condițiile naturale ale unui anumit câmp geotermal.

Sisteme complexe de alimentare cu energie termică geotermală

Mai mult de 85% din căldura geotermală extrasă este utilizată pentru încălzire atunci când este folosită direct. Cu toate acestea, energia geotermală este utilizată doar o parte a anului pentru încălzirea diferitelor obiecte. În Caucazul de Nord, una dintre cele mai promițătoare regiuni pentru dezvoltarea energiei termice geotermale, perioada de încălzire are o durată de puțin peste 150 de zile. Insuficiența sistemelor de încălzire permite, în majoritatea cazurilor, utilizarea doar a unei mici părți din potențialul termic al agentului termic geotermal (în special în perioadele de tranziție de la începutul și sfârșitul perioadei de încălzire). Coeficienții de utilizare a căldurii geotermale în astfel de sisteme de încălzire au valori scăzute, ceea ce duce în cele din urmă la o eficiență economică scăzută a acestora.

Cea mai mare parte a căldurii geotermale este utilizată pentru încălzirea serelor, care sunt mari consumatoare de căldură. Pentru alimentarea cu energie a serelor este necesar să existe prize de apă termală puternice, cu un debit de câteva mii de m 3 /zi, a căror creare se caracterizează prin investiții de capital foarte mari. Experiența de exploatare a sistemelor de încălzire geotermală în sere atestă, de asemenea, eficiența economică scăzută a acestora. În același timp, fabricile de sere sunt construite în apropierea așezărilor, care, la rândul lor, au nevoie de încălzire și de alimentare cu apă caldă. Prin urmare, pentru a îmbunătăți performanța economică și a reduce perioada de recuperare a fondurilor investite, este necesar să se creeze sisteme integrate de alimentare cu energie termică, în care agentul termic geotermal este utilizat mai întâi în sistemul de încălzire al fabricii de sere, iar apoi în sistemul de alimentare cu apă caldă al clădirilor.

Figurile 8 și 9 prezintă sisteme integrate de alimentare cu căldură geotermală cu conexiune dependentă pentru încălzirea serelor și sisteme închise de alimentare cu apă caldă a clădirilor. Prezența unei secțiuni de tranzit a rețelelor de distribuție cu două țevi se datorează necesității de a amplasa centrala de încălzire geotermală la priza de apă termală, datorită reinjectării purtătorului de căldură reziduală. Sistemele diferă doar în ceea ce privește tipul sursei de căldură de vârf. În figura 8, această sursă este o cazangerie de vârf alimentată cu combustibili fosili, situată într-o comunitate aproape de consumatorul de apă caldă. În schema din figura 9, această funcție este îndeplinită de o unitate de pompare a căldurii situată la captarea apei termale.

Sunt posibile și alte soluții schematice ale sistemelor complexe. De exemplu, crearea unui sistem închis cu o rețea de alimentare cu apă caldă cu o singură țeavă în prezența unei surse de apă potabilă în apropierea prizei de apă termică.

La temperatura proiectată a aerului exterior t’_н sistemul cu un cazan de vârf funcționează după cum urmează. Apă termală cu temperatura tt și debitul G’_тegală cu debitul calculat al prizei de apă termală, curge printr-un rezervor de colectare (proiectat pentru izolarea hidraulică între puțuri și sistemul de alimentare cu căldură) direct în sistemul de încălzire al serei (capacitatea termică calculată a sistemului — Q). La ieșirea din sistemul de încălzire, purtătorul de căldură geotermală răcit la temperatura t₀, este alimentat la încălzitorul de apă al rețelei, unde este răcit suplimentar și cu temperatura t_descărcareeste evacuată sau reinjectată. Rețeaua de alimentare cu apă caldă pune în circulație un agent de transfer termic adecvat pentru apa potabilă. Având o temperatură t_apă și un debit G_гвaceasta este încălzită în încălzitorul rețelei la o temperatură t_гв și este furnizată clădirilor pentru preluarea apei. Apa de reumplere este furnizată de la rețeaua de apă pe măsură ce este trasă.

Sistemul prezentat în figura 9 funcționează în mod similar, singura diferență fiind că apa geotermală este încălzită la temperatura necesară în condensatoarele pompei de căldură, care utilizează căldura evacuării apei geotermale care trece prin evaporatoarele sale.

Luând în considerare reglarea sarcinii de încălzire a instalației de sere în funcție de temperatura aerului exterior, în ciclul anual de funcționare a sistemelor complexe se pot distinge trei moduri de funcționare în funcție de coeficientul de alimentare cu căldură pentru încălzirea serelor φ:

• în timpul perioadei de vară (φ = 0) priza de apă termală are un debit constant de apă geotermală care asigură sarcina termică de alimentare cu apă caldă;
• de la începutul perioadei de încălzire până la vârful de încălzire suplimentară (φ < φ_в), debitul prizei de apă termală este reglat în funcție de sarcina de încălzire și satisface integral necesarul de încălzire și de alimentare cu apă caldă cu căldură geotermală;
• la temperaturi scăzute ale aerului exterior (φ_в≤ φ ≤ 1) debitul prizei de apă termală este constant, egal cu debitul de proiectare și satisface pe deplin cererea de încălzire a serelor, în timp ce nu există suficientă căldură pentru furnizarea apei calde. Acest deficit de căldură geotermală este compensat prin reîncălzirea de vârf. Reglarea se face prin modificarea puterii termice a sursei de căldură de vârf.

Puterea termică instalată a sursei de căldură de vârf Q_п se determină în conformitate cu formula:

Valoarea coeficientului de eliberare a căldurii φv corespunzătoare pornirii (opririi) postîncălzirii de vârf trebuie determinată conform formulei:

Programul de reglare a capacității termice a sursei de căldură de vârf trebuie să fie construit folosind următoarea dependență

Graficul debitului total al agentului termic geotermal în modul de reglare a debitului trebuie construit folosind formula implicită:

Înlocuind în această formulă valorile debitului curent G_т ≤ G_т se obțin valorile corespunzătoare φ ≤ φ_в. Apoi, punând valorile calculate ale lui φ pe axa absciselor și valorile acceptate ale lui G pe axa ordonatelor, obținem graficul dorit._т, obținem graficul dorit. În acest caz, debitul agentului de răcire în regim de vară (la φ = 0) se determină grafic.

Produsul KF caracterizează caracteristicile de proiectare și dimensiunile schimbătorului de căldură. Valoarea sa aproximativă poate fi calculată prin formule:

Graficul temperaturii apei geotermale evacuate t_descărcare (φ), necesară pentru a determina cantitatea de căldură returnată acviferului în timpul reinjectării, trebuie trasată în funcție de următoarele dependențe de calcul: pentru sistemele cu cazan de vârf în modul debitului de proiectare al prizei de apă termală și al funcționării cu postîncălzire de vârf (la φ_в ≤ φ ≤ 1)

În conformitate cu dependențele și datele climatologice date, se pot construi programe anuale ale consumului de căldură de către instalația de seră, ale furnizării de apă caldă și ale producerii de căldură de către dispozitivul de postîncălzire de vârf. Acest lucru va permite determinarea cantităților anuale de combustibil organic eliberat și de energie electrică consumată necesare pentru calculele de fezabilitate în cazul utilizării unei unități de pompare a căldurii. În mod similar, se calculează cantitatea de căldură furnizată formațiunii acvifere în timpul funcționării prizei de apă termală prin reinjectare.

Crearea de sisteme integrate ca urmare a intensificării extracției de căldură geotermală va îmbunătăți semnificativ indicatorii tehnici și economici ai captărilor de apă termală, va obține un efect social suplimentar și va economisi o cantitate semnificativă de combustibil organic.

Există perspective mari pentru construirea sistemelor integrate de alimentare cu căldură geotermală la majoritatea depozitelor de apă termală (Makhachkala-Ternairskoye, Kizlyarskoye, Khankalskoye, Mostovskoye). De exemplu, în zona zăcământului Ternairskoye, este în funcțiune un complex de sere cu o suprafață de 6 ha, care este încălzit în prezent cu căldură de la o cazangerie de gaze naturale. În același timp, un număr de puțuri din câmp sunt inactive din cauza absenței unui consumator, iar o altă parte a puțurilor sunt exploatate intermitent pentru încălzirea unui cartier suburban, ceea ce indică un nivel scăzut de utilizare a apei termale. Construcția unui sistem integrat cu încălzirea instalației de seră, precum și furnizarea de căldură și apă caldă microcartierului rezidențial va îmbunătăți în mod dramatic performanța economică a câmpului.

Coroziunea și depunerea de sare în sistemele geotermale

Alegerea schemei de utilizare a energiei termice a apei termale se face pe baza calculelor hidrogeoterme, termoenergetice, termodinamice și tehnico-economice, ținând seama de compoziția chimică și mineralizarea hidrotermelor, majoritatea acestora fiind predispuse la coroziune și depunere de săruri pe suprafețele de contact.

Atunci când se selectează un sistem de alimentare cu energie termică geotermală, este necesar să se stabilească:

• dacă această apă termală poate fi introdusă direct în sistemul de alimentare cu căldură;
• dacă această apă poate fi supusă reîncălzirii de vârf în cazane sau schimbătoare de căldură;
• ce măsuri sunt posibile pentru a preveni coroziunea și depunerea de sare.

Efectul coroziv al apei geotermale asupra metalelor este determinat de mai mulți factori: mineralizarea, conținutul de gaze (hidrogen sulfurat, dioxid de carbon, oxigen), presiunea, temperatura (cea mai mare rată de coroziune se observă la temperaturi de 60-90 ◦ C), valoarea pH-ului etc.

Cel mai periculos component coroziv-agresiv din apele termale este oxigenul. Oxigenul nu este conținut în apa geotermală, dar poate intra în apă prin scurgeri în sistem, iar intensitatea oxigenării apelor termale depinde de temperatura și salinitatea acestora. Prin urmare, trebuie să se acorde o atenție deosebită asigurării etanșeității sistemelor de alimentare cu căldură, care poate fi obținută prin utilizarea de îmbinări sudate și prin reducerea la minimum a îmbinărilor cu șuruburi și a fitingurilor. În timpul perioadelor de conservare a sistemului de alimentare cu căldură, toate comunicațiile și echipamentele care intră în contact cu fluidul termic geotermal trebuie umplute cu apă pentru a evita infiltrarea aerului.

Hidrogenul sulfurat (H₂S) crește viteza de coroziune cu până la 40%, coroziunea maximă având loc la concentrații de 4-5 mg/l în apă.

Coroziunea cauzată de dioxidul de carbon (CO₂) este minimă în comparație cu oxigenul și hidrogenul sulfurat.

Ionii de clor combinați cu hidrogenul sulfurat și dioxidul de carbon au un efect coroziv asupra metalului. La pătrunderea în apa termală, coroziunea hidrogenului sulfurat de oxigen este intensificată de 2 ori, a dioxidului de carbon de 1,5 ori, iar coroziunea ionilor de clor de 3-4 ori.

Unele ape termale conțin bacterii care rețin sulfații, care, atunci când sunt introduse în sistemele de alimentare cu căldură, accelerează, de asemenea, coroziunea de 10-15 ori.

Diferiți fosfați și silicatul de sodiu sunt utilizați ca inhibitori de coroziune în sistemele de debit, atât individual, cât și în combinație. Silicatul de sodiu este foarte eficient atât în cazul coroziunii provocate de oxigen, cât și de hidrogenul sulfurat.

O modalitate eficientă de combatere a coroziunii provocate de gazele dizolvate este degazarea apei cu dispozitive speciale, care elimină componentele agresive — hidrogen sulfurat și dioxid de carbon (figura 10).

Pentru a preveni coroziunea echipamentelor și a comunicațiilor, se utilizează sisteme de alimentare cu căldură geotermală cu două circuite, cu schimbătoare de căldură intermediare, în care căldura geotermală este utilizată pentru a încălzi apă proaspătă dedurizată, care este apoi furnizată pentru nevoile consumatorilor. În astfel de sisteme, schimbătorul de căldură și utilitățile circuitului primar aflate în contact cu mediul de transfer al căldurii geotermale sunt supuse coroziunii.

Pentru a preveni coroziunea schimbătoarelor de căldură, în străinătate (SUA, Franța etc.) se utilizează schimbătoare de căldură cu acoperiri din titan.

Din cauza costului ridicat al titanului, astfel de schimbătoare de căldură nu sunt utilizate pe scară largă în țara noastră. Pentru a proteja schimbătorul de căldură cu plăci de coroziune, plăcile sunt acoperite cu un strat protector. În plus față de proprietățile anticorosive ridicate, straturile de protecție trebuie să aibă o conductivitate termică ridicată. Pentru a obține acoperiri anticorozive rezistente la medii acide sau alcaline la temperaturi ridicate, se utilizează lacuri și emailuri din fluoroplastic și fluorlon, materiale pentru vopsele și lacuri fenolice, epoxidice, clorvinilice. Pentru a crește durata de viață a acoperirilor polimerice anticorozive, acestea sunt aplicate pe un strat de metalizare din aluminiu sau zinc, adică se obțin acoperiri polimerice de metalizare cu un contact adeziv îmbunătățit cu produsul.

În ultimii ani, au fost produse țevi din plastic de diferite calități care rezistă la presiuni și temperaturi ridicate. Utilizarea unor astfel de țevi în sistemele de alimentare cu energie geotermală va elimina complet problema coroziunii în comunicațiile pentru transportul agentului termic geotermal primar.

Țevile metal-polimer de înaltă rezistență care rezistă la temperaturi ale agentului termic de până la 100 ◦ C sunt foarte promițătoare. Astfel de conducte sunt realizate din aluminiu combinat cu straturi înconjurătoare de polietilenă deosebit de rezistentă.

Depunerile de săruri au loc atunci când echilibrul termic sau dinamic al unei soluții termice este perturbat și se manifestă cu atât mai brusc cu cât această perturbare a avut loc. Tipurile chimice ale depozitelor minerale sunt diverse: carbonați (calcit, aragonit), sulfați (gips, anhidrit, barit), sulfuri (pirită, hidrotroilit), oxizi (limonit, siliciu), elemente pepite (plumb, sulf).

Depunerea de carbonat de calciu este cel mai frecvent tip de acumulare de sare. Practic, toate tipurile de ape de suprafață și subterane sunt aproape de saturație cu carbonat de calciu. Și este necesară o ușoară deplasare a echilibrului, care poate fi exprimată prin schimbarea presiunii, a temperaturii, mineralizarea soluției pentru ca calcitul să fie separat în faza solidă.

Apa stabilă este apa care nu provoacă coroziunea suprafețelor cu care vine în contact și nu eliberează precipitații de carbonat de calciu pe aceste suprafețe.

Depunerile de sare sau corozivitatea depind de echilibrul dioxidului de carbon. Diferitele forme de compuși ai dioxidului de carbon din apele termale sunt în echilibru dinamic:

Dacă, în condiții de zăcământ, apa termală acidă carbonică este saturată cu carbonat de calciu, atunci la suprafață și odată cu scăderea treptată a presiunii are loc degazarea acidului carbonic din soluția termică și suprasaturarea sa multiplă cu calcit. La suprafață, la o reducere suplimentară a presiunii (după supapa de închidere a capului de sondă, trecerea apei de la o conductă cu diametru mai mic la una cu diametru mai mare etc.), soluția saturată precipită.

În procesul de depunere a sării, performanța termică a dispozitivelor de încălzire se deteriorează, rezistența hidraulică a conductelor crește, este posibilă blocarea lor completă și defectarea sistemului (figurile 11 și 12).

În Kizlyar, un sistem de alimentare cu căldură geotermală cu o singură țeavă a încetat să funcționeze în decurs de un an din cauza depunerii intense de sare. Depunerile de sare din conductele sistemelor geotermale au un caracter cristalin pronunțat. Gradul de aderență și dimensiunea cristalelor depind de temperatura și presiunea la care s-a format depunerea de sare.

Observațiile privind procesul de depunere a carbonatului de calciu în sistemele geotermale la depozitele de apă cu compoziție chimică diferită, mineralizare, temperatură și presiune la capul puțului, prezența particulelor în suspensie etc. au arătat că depunerea carbonatului de calciu pentru apele din diferite puțuri are loc într-un loc strict definit de-a lungul traseului de transport al apei. Acest loc, cu toate celelalte condiții egale, este caracterizat de valorile presiunii și temperaturii, care sunt diferite pentru apele diferite.

De cele mai multe ori, depunerile de carbonat de calciu apar în spatele robinetelor de poartă, în locurile în care presiunea scade brusc. La început, depunerile din conductă au caracter insular, apoi se formează un inel continuu de depuneri, peste care se suprapun noi straturi.

Pentru a preveni depunerile de carbonat de calciu, se utilizează tratarea apei cu polifosfați sau se menține pH-ul la 6,5-7,5 pentru a asigura stabilitatea apei, care se obține prin adăugarea de acid sulfuric în apă.

Adaosuri mici de polifosfați, în special hexametafosfat de sodiu (SHMAP) în cantitate de 1-3 mg/litru per P, în apa geotermală împiedică precipitarea carbonatului.₂O₅(Hexametafosfatul de sodiu (SMHP) în cantitate de 1-3 mg/l în termeni de P) previn precipitarea carbonatului de calciu. Prevenirea depunerilor de carbonat se explică prin formarea pe microcristale de CaCO₃ film de adsorbție a compușilor metafosfați pe microcristalele de CaCO, care împiedică creșterea microcristalelor și afectează procesul de cristalizare. Eficacitatea aplicației de fosfatare a apei este determinată pe baza testelor preliminare. Doza de HMFN trebuie specificată în cursul operațiunii. Aplicarea combinată a tratamentului cu polifosfat și a silicatului de sodiu dă rezultate bune.

Degazarea profundă a apelor termale permite rezolvarea în mare măsură a problemelor de depunere a sării și de coroziune (figura 13).

Din puț, apa curge către degazorul de vid și apoi către rezervorul de stocare. Rezervorul de stocare este în același timp un rezervor de decantare pentru nămolul mineral care cade din apă după degazare. Există două linii paralele în sistem. Atunci când o linie este în funcțiune, a doua linie este curățată de nămolul acumulat. Apa din rezervorul de stocare este trimisă la un schimbător de căldură unde transferă căldura în apă proaspătă dedurizată, care este trimisă ulterior la sistemul de încălzire. Apa termală uzată este trimisă pentru a fi evacuată la suprafață și, în cazul în care există componente care împiedică o astfel de evacuare, este reinjectată în rezervor.

O versiune simplificată a acestei metode a fost utilizată timp de mai mulți ani la câmpul de apă termală Kizlyarsk. Apa termală cu o temperatură de 100 ◦ C a intrat într-un rezervor cu o capacitate de 10 m 3 , unde, din cauza scăderii presiunii de la capul sondei la cea atmosferică, a avut loc o degazare bruscă a soluției geotermale și o schimbare a echilibrului carbonatului spre formarea de CaCO .₃. Pentru a facilita extracția de CaCO₃și intensificarea procesului de cristalizare au fost introduse grilaje de lemn în interiorul rezervorului. Aproape tot carbonatul de calciu a fost eliberat pe pereții rezervorului și pe grilaje. După 15-20 de zile, apa a fost transferată într-un alt rezervor. Rezervorul și grătarele supraîncărcate au fost curățate manual și pregătite pentru un nou ciclu. O astfel de metodă de eliminare a carbonatului de calciu este legată de o anumită pierdere a potențialului de temperatură (deja mic) al apei termale.

Pentru a preveni coroziunea și depunerile de săruri în sistemele geotermale de alimentare cu căldură este posibilă utilizarea unui reactiv eficient OEDPC (acid oxietiliden difosfonic), care are un efect anticorosiv și anticalcar de lungă durată de pasivare a suprafeței, care se explică prin formarea unui strat de complexon ferm lipit de suprafață și slab lavabil. Restaurarea stratului de pasivare al OEDPC se realizează prin injectarea periodică în impulsuri a soluției de reactiv în apa termală de la capul puțului de producție.

Dezavantajul tuturor metodelor cu reactivi este că punerea lor în aplicare necesită crearea de instalații speciale pentru depozitarea și dozarea reactivului, controlul acțiunii acestuia, personal de exploatare calificat etc.

Reducerea semnificativă a depunerii de sare se realizează prin tratarea cu ultrasunete a apei geotermale. Cel mai mare efect se obține atunci când ultrasunetele sunt combinate cu tratarea magnetică a apei.

Sub acțiunea ultrasunetelor, cristalele se formează nu pe suprafața metalului, ci în coloana de apă și trec ulterior în nămol. Instalațiile cu ultrasunete au fost testate la câmpurile geotermale Kizlyarsk și Ternair. În niciuna dintre unități nu au fost găsite depuneri de sare, ceea ce confirmă eficiența ridicată a metodei.

Eficiența metodei depinde de proiectarea dispozitivului de introducere a undelor acustice în sistem, de contactul acustic dintre vibratoare și dispozitivul de introducere și de puterea câmpului acustic. Introducerea ultrasunetelor în sistem perpendicular pe suprafața de depunere sau în lichid este ineficientă deoarece 90-95% din energia acustică se pierde. Eficiența energiei acustice este demonstrată atunci când aceasta se propagă de-a lungul limitei substrat-depunere.

Tratamentul magnetic este cel mai simplu mod de a limita depunerea de sare. Principiul metodei este că, sub acțiunea unui câmp magnetic, impuritățile feromagnetice din apă se măresc și adsorb cristalele de carbonat pe suprafața lor, ceea ce duce la formarea fazei solide CaCO₃ are loc în coloana de apă mai degrabă decât pe suprafața de încălzire. Nămolul produs în timpul tratamentului magnetic este fin dispersat (grosul particulelor are un diametru mai mic de 0,5 μm) și nu se consolidează rapid.

Tehnologia magnetică de influențare a agentului de răcire este o metodă fără reactivi de control al calcarului și al depunerilor, asigurând în același timp și modificarea proprietăților apei pentru a intensifica procesele de tratare a apei. Utilizarea pe scară largă a tehnologiei magnetice în ingineria energiei termice se datorează simplității comparative a dispozitivelor aplicate, cerințelor minime de întreținere a acestora, costurilor scăzute de exploatare și siguranței ecologice a tehnologiei.

Aparatele hidromagnetice speciale cu magneți permanenți sau electromagneți sunt utilizate pentru tratarea magnetică a apei. Acestea generează un câmp magnetic care afectează apa care curge în canalul de lucru al aparatului. Dispozitivele magnetice pot avea o dispunere internă și externă (în raport cu canalul de lucru) a sistemului de magnetizare.

La debite mici de apă tratată, cele mai frecvente sunt aparatele cu magneți permanenți din aliaje de ferită-bariu și cu electromagneți pe un miez comun. Aparatele hidromagnetice cu electromagneți sunt utilizate la debite mari ale agentului de răcire în sistemele de alimentare cu căldură, precum și la instalațiile de producere a apei calde, unde principalul component poluant este oxidul de fier.

Figura 14 prezintă un dispozitiv pentru tratarea magnetică a apei, utilizat cu succes în mai multe întreprinderi industriale. Miezul de oțel 3 cu bobine înfășurate pe el este plasat într-un tub 5 din material nemagnetic (oțel rezistent la coroziune). Un capăt al tubului este înfundat, prin celălalt sunt scoși doi electrozi pentru conectarea unei surse de curent continuu cu tensiunea de 90-110 V. Dispozitivul este montat vertical, apa intră în el prin tubul inferior 1, curge prin spațiul inelar dintre corpul 2 și tubul interior cu o viteză de 1-1,5 m/s și iese prin tubul 4. Cantitatea de apă tratată este de până la 7 — 10-3 m 3 /s, consumul de energie este de aproximativ 350 W.

Cele mai promițătoare sisteme hidromagnetice includ aparate-filtru cu tratare volumetrică a apei într-un câmp magnetic indus. Carcasa filtrului este realizată din material conducător de flux magnetic. Apa trece prin filtru de sus în jos pentru deironizare și obținerea particulelor coloidale mari. Câmpul magnetic este generat de magneți permanenți sau electromagneți de curent continuu montați pe partea exterioară a carcasei. Partea internă a aparatului hidromagnetic este formată dintr-o masă de umplutură constând din elemente omogene cu proprietăți feromagnetice.

Trebuie remarcat faptul că nu există o metodă universală de control al depunerii de săruri. Folosind anumiți reactivi, este posibil să se prevină depunerile de carbonat, sulfat sau sulfură, dar este practic imposibil să se selecteze un complex de inhibitori pentru toți compușii colmatizanți.

Dificultăți serioase apar, de asemenea, în exploatarea centralelor geotermale cu un singur circuit care utilizează abur geotermal supraîncălzit. De regulă, aburul geotermal conține cantități suficient de mari de dioxid de carbon și hidrogen sulfurat, care provoacă o coroziune intensă a materialelor structurale ale echipamentelor din centralele geotermale.

Una dintre problemele de exploatare a centralelor geotermale o reprezintă depunerile de sare în secțiunile de foraj ale căii de lucru. Cel mai adesea, pe suprafața metalică a elementelor centralei geotermale se formează depozite de acid silicic și carbonat de calciu. Intensitatea formării depozitelor de sare în unitățile de energie geotermală depinde de parametrii termodinamici ai agentului de răcire. Depozitele semnificative de sare au loc acolo unde există o scădere bruscă a temperaturii și presiunii mediului.

Pentru turbină, ca cel mai complex și responsabil element al centralei electrice, efectul distructiv al agentului termic geotermal este deosebit de periculos. Principalele motive ale accidentelor turbinei GeoPP sunt distrugerea paletelor de lucru și depunerile de sare în partea de curgere.

Reducerea coroziunii metalice a echipamentelor din calea de lucru a GeoPP poate fi realizată prin selectarea metalelor rezistente la coroziune, tratarea corectivă a agentului de răcire, eliminarea gazelor agresive necondensabile (CO₂,H₂S), acoperire specială, pulverizare, întărirea stratului superior etc.

În 2001, la GeoPP Verkhne-Mutnovskaya au fost efectuate studii experimentale privind protecția metalului echipamentului împotriva coroziunii și spălarea acestuia de depunerile de sare cu ajutorul unui surfactant — octadecilamină (ODA). Studiile au arătat că dozarea periodică a ODA în amestecul abur-apă permite nu numai protejarea eficientă a metalului împotriva coroziunii, ci și îndepărtarea depunerilor de săruri și produse de coroziune în sistemul de tratare a aburului, turbină, condensat și puțuri de injecție separate.

Puț geotermal

Metodele de extragere a fluidului de transfer termic în dezvoltarea câmpului geotermal sunt împărțite în gushing, pompare și circulație.

Cea mai simplă și cea mai răspândită este metoda gushing cu autoversarea fluidului geotermal datorită energiei elastice a rezervorului exploatat. În prezent, metoda gushing este utilizată în principal în toate câmpurile exploatate din Rusia.

În cazul în care presiunea din puțul geotermal este inițial insuficientă pentru revărsare sau dacă presiunea din apropierea puțului scade treptat în timpul exploatării, se utilizează metoda de pompare cu pompe scufundate în puțuri.

Pentru a evita scăderea debitului puțului și îngroparea apelor reziduale care conțin componente dăunătoare mediului, se utilizează metoda circulației cu injectarea agentului de răcire rezidual în colector.

Experiența acumulată în dezvoltarea zăcămintelor hidrogeoterme se referă în principal la extragerea prin fântână a apelor termale de înaltă presiune prin puțuri unice, cel mai adesea amplasate haotic în zăcământ. Cu această tehnologie, scara de dezvoltare a energiei geotermale este nesemnificativă.

Dezvoltarea pe scară largă a resurselor geotermale va duce în mod inevitabil la complicarea tehnologiei, dezvoltarea unor proiecte de puțuri de înaltă performanță, necesitatea pompării forțate, stimularea rezervoarelor hidrotermale cu permeabilitate scăzută, utilizarea pe scară largă a sistemelor de circulație hidrotermală (HCS) și a sistemelor de recuperare a căldurii din roci fierbinți.

Proiectarea puțurilor geotermale nu este fundamental diferită de cea a puțurilor de petrol și gaze. În funcție de condițiile miniere și geologice (rezistența rocilor, presiunea formațiunii, permeabilitatea), de adâncime și de diametrul final, puțurile pot avea o singură, două sau trei coloane. Până la adâncimi de 3-4 mii de metri, o construcție cu două coloane este tipică, iar la adâncimi de 5-6 mii de metri se realizează de obicei o construcție cu trei sau patru coloane (figura 15).

Există următoarele tipuri de șiruri de tubulatură coborâte în sondă: direcționale — pentru a preveni prăbușirea sau eroziunea rocilor din jurul capului sondei; conductoare — pentru a fixa rocile instabile superioare, a izola apele subterane, a preveni revărsările, a instala echipamente antiextracție și a suspenda șirurile ulterioare; șiruri intermediare — pentru a acoperi intervalele cu caracteristici diferite ale rocilor din secțiune.

În figura 15, un ghid cu diametrul de 630 mm este executat la o adâncime de 10 m de capul sondei, un conductor cu diametrul de 473 mm este executat la o adâncime de 650 m într-o sondă cu două coloane și la o adâncime de 500 m într-o sondă cu trei coloane. Adâncimile puțurilor cu două coloane și cu trei coloane sunt de 3 500 m și 5 500 m.

Debitul puțurilor de petrol variază foarte mult și este în medie de câteva tone pe oră. Pentru a obține o producție de energie comparabilă, puțurile geotermale, în funcție de temperatura agentului termic, ar trebui să aibă un debit de 200 până la 600 m 3 /h. Diametrul optim al unui puț geotermal este determinat de minimul costurilor specifice de construcție și depinde în primul rând de adâncimea puțului și de debitul acestuia. La debit constant, odată cu creșterea adâncimii, diametrul optim scade și viceversa, la adâncime constantă, odată cu creșterea debitului, valoarea diametrului optim crește. Determinarea diametrului optim al unui puț geotermal este cea mai importantă sarcină în proiectarea sistemelor geotermale, deoarece costul de construcție al acestuia ajunge de la 60 la 90 % din costul total al unui sistem de energie geotermală.

Scopul deschiderii unei formațiuni într-un puț este de a crea o conexiune fiabilă între formațiune și foraj, permițând fluidului geotermal să curgă la suprafață. De obicei, după finalizarea forajului, puțul este învelit și cimentat în anou. Excepție fac cazurile în care formațiunea este lăsată neacoperită de înveliș sau blocată de un filtru. În primul caz, zăcămintele au de obicei o grosime mare și sunt compuse din roci solide, în timp ce în al doilea caz sunt compuse din roci foarte permeabile, slab consolidate (nisipoase).

Pentru a deschide formațiunea, se folosesc perforatoare de formă, mai rar perforatoare glonț, care sunt cel mai important element de dezvoltare a puțului. Perforatoarele fac găuri în înveliș, în inelul de ciment și în rocă. Adâncimea găurii în rocă este de până la 100 mm. Densitatea perforațiilor este de 8-12 găuri pe metru, iar diametrul canalului penetrat în înveliș este de până la 14 mm.

Puț orizontal

Îmbunătățirea semnificativă a indicatorilor tehnici și economici ai producției geotermale poate fi realizată prin obținerea unor debite ridicate din puțuri unice. Una dintre modalitățile de intensificare a producției de apă termală este crearea de canale suplimentare în formațiune pentru a crește semnificativ suprafața de filtrare și zona de drenaj. Acest lucru se realizează prin crearea unei sonde orizontale care deviază sute de metri prin formațiune. O astfel de deschidere a formațiunii productive permite creșterea de zeci de ori a lungimii utile a forajului în formațiune și creșterea de multe ori a productivității sondei.

În prezent există o mare experiență în forarea puțurilor orizontale pentru producția de petrol. Datorită deschiderii longitudinale a formațiunii, perfecțiunea hidrodinamică a puțului este crescută. Practica exploatării sondelor orizontale arată că productivitatea acestora este de zeci de ori mai mare decât cea a sondelor verticale convenționale. Cablarea puțurilor orizontale se caracterizează prin încetinirea ratei de adâncire a forajului și prin creșterea costului operațiunilor de foraj. Experiența de foraj arată că costul scufundării a 1 m de foraj orizontal este cu aproximativ 20-40% mai mare decât costul forării a 1 m de puțuri convenționale. Din cauza creșterii lungimii sondei ca urmare a extinderii forajului în zona plătitoare, a creșterii restricțiilor impuse tehnologiei de foraj a sondei, precum și a complicării operațiunilor de foraj și geofizice, costul și durata de foraj a sondelor orizontale sunt mai mari decât ale sondelor convenționale. Cu toate acestea, datorită creșterii mai mari a productivității puțurilor, forarea puțurilor orizontale este economică din perspectiva utilizării finale. Eficiența economică a penetrării orizontale a formațiunilor productive este obținută ca urmare a obținerii unui anumit nivel de producție cu un număr semnificativ mai mic de sonde. Compararea dinamicii variației costului sondelor cu dinamica creșterii debitului acestora arată că productivitatea sondelor orizontale crește mai intens decât costul lor.

Figura 16 prezintă o diagramă de flux a unei sonde orizontale. Principalii parametri care influențează costul unei sonde orizontale sunt diametrul acesteia și lungimea sondei orizontale în zona fertilă. Pe măsură ce lungimea sondei orizontale crește, zona de drenaj și debitul sondei cresc, ceea ce duce la necesitatea de a mări diametrul sondei pentru a trece acest debit. Creșterea diametrului conduce, la rândul său, la o creștere puternică a cheltuielilor de capital pentru construcție. În aceste condiții, apare sarcina de a determina valorile optime ale diametrului puțului și ale lungimii orizontale a forajului.

Luând în considerare efectul termolift, manifestat în timpul funcționării sondei, și pierderile de presiune hidraulică de-a lungul sondei, debitul unei sonde orizontale este determinat prin formula:

Pierderile de presiune hidraulică reprezintă suma pierderilor din forajele verticale și orizontale și sunt determinate prin formula Darcy-Weisbach transformată:

În puțul orizontal din punctul 1 (figura 16), debitul G₁ = 0, apoi, pe măsură ce ne apropiem de gaura de sondă verticală, acesta crește treptat, iar în punctul 2 debitul G₂= G. Atunci valoarea medie a debitului la secțiunea orizontală poate fi luată ca G_ср = G/2, iar pierderea de presiune prin frecare se determină din următoarea expresie:

Luând în considerare formulele

va lua în final forma:

Calculele de optimizare, efectuate ținând seama de costurile de capital specifice minime, arată că creșterea diametrului sondei conduce la creșterea lungimii optime a secțiunii orizontale. Diminuarea grosimii și permeabilității zonei utile conduce, de asemenea, la creșterea lungimii optime a secțiunii orizontale.

Cele mai realiste lungimi ale forajelor orizontale sunt de până la 500 m, forajele mai lungi sunt dificil de realizat în practică din cauza dificultăților tehnice și tehnologice.

Sistemul de circulație geotermal (GCS)

Principalul motiv pentru rata scăzută de dezvoltare a resurselor geotermale identificate este utilizarea metodei de exploatare prin fântână, care este aplicabilă doar într-un număr mic de cazuri, și problema nerezolvată a evacuării în condiții de siguranță pentru mediu a apelor mineralizate reziduale. Practic, în sfera de utilizare economică națională sunt implicate doar zăcămintele de apă termală proaspătă și slab mineralizată, care constituie o parte incomparabil de mică din totalul rezervelor explorate ale acestora. În prezent, din cauza cerințelor de mediu sporite, un număr semnificativ de puțuri cu ape termale puternic mineralizate, gata de exploatare, sunt inactive.

Continuarea dezvoltării pe scară largă a energiei geotermale este asociată cu utilizarea tehnologiilor sistemelor de circulație geotermală (SCG), care permit intensificarea procesului de producție, creșterea gradului de extracție a resurselor termale din subsol, precum și rezolvarea problemei evacuării în condiții de siguranță pentru mediu a purtătorilor de căldură reziduali.

Figura 17 prezintă schema tehnologică de principiu a HCC.

Sistemele de circulație implică extragerea apei termale la suprafață, extragerea căldurii din aceasta și reinjectarea apei în rezervor. Circulația agentului termic are loc de-a lungul conturului „puț de producție — comunicații consumator de căldură — pompă — puț de injecție — rezervor — puț de producție”. Această metodă mărește considerabil rolul potențial al resurselor de căldură din adâncurile Pământului în echilibrul energetic și de combustibil, deoarece se extrage practic toată căldura apei subterane, precum și o parte din căldura rocilor acvifere. În plus, metoda circulației permite obținerea unui efect tehnic și economic suplimentar prin menținerea presiunilor în zăcământ, în urma căreia productivitatea puțurilor poate fi semnificativ crescută, asigurându-se în același timp curgerea lor pe termen lung. Potențialul economic al resurselor geotermale din Rusia în condiții convenționale de exploatare prin curgere este de 50,1 milioane de tone de c.t.c./an, iar în condițiile tehnologiei GTS de extracție a acestora — 114,9 milioane de tone de c.t.c./an.

Partea negativă a GTS este intensitatea ridicată a capitalului și a energiei din cauza necesității de a fora puțuri de injecție costisitoare, injectivitatea lor scăzută, deteriorarea acestui parametru în timp și consumul ridicat de energie pentru injectarea apei. Reinjectarea apei termale în rezervor cu menținerea presiunii în rezervor este de 2-3 ori mai costisitoare decât exploatarea fântânii. În plus, injectarea apei uzate duce la răcirea treptată a formațiunii și la reducerea în timp a potențialului termic al apei termale. Durata de funcționare a GTS constă în două faze, care diferă prin natura modificării temperaturii agentului de răcire la ieșirea din rezervor. În prima fază de funcționare, temperatura la ieșirea din colectorul subteran este egală cu temperatura rocilor prin care circulă agentul de răcire. A doua fază începe atunci când temperatura agentului de răcire începe să scadă în raport cu temperatura inițială a rocilor și se termină cu momentul după care temperatura agentului de răcire la ieșirea din colector devine apropiată de temperatura agentului de răcire injectat în puțul de injecție. Prin urmare, distanța dintre puțurile de producție și de injecție este determinată pe baza calculelor termofizice ale proceselor de răcire nestaționară a formațiunii, pe baza temperaturii specificate a agentului de răcire la sfârșitul perioadei de proiectare.

Timp de mai mulți ani, zăcământul de apă termală Khankalskoye din suburbiile orașului Grozny a fost exploatat sub regimul GTS. Apele termale din acest zăcământ au fost utilizate pentru încălzirea serei și a fermei de sere a uzinei „Teplichny”. În fiecare zi se injectau până la 5000 m 3 de apă termală reziduală printr-o rețea de puțuri de injecție, ceea ce a dus la mai mult decât dublarea prelevării de apă termală. Experiența de funcționare continuă (1981-1990) a demonstrat fiabilitatea funcționării și eficiența economică a GTS la injectarea de apă slab mineralizată în orizonturi foarte permeabile. În ultimii ani, depozitele de apă termală Ternair și Kizlyar din Daghestan sunt exploatate în regim GTS.

Principalul dezavantaj al GTS este natura forțată a injecției. Acesta este legat de investiții mari de capital și costuri operaționale în stațiile de pompare, instalațiile de tratare a apei, instalațiile municipale datorită prezenței personalului de serviciu. Având în vedere stadiul actual al controlului coroziunii și al depunerii de sare, exploatarea unei instalații atât de complexe precum o stație de pompare întâmpină dificultăți.

Un dezavantaj semnificativ al HCC este injectivitatea scăzută a puțului de injecție, care de obicei scade și mai mult pe măsură ce sistemul este exploatat. Este necesar să se utilizeze metode de creștere artificială a caracteristicilor hidrodinamice ale rezervorului (fracturare hidraulică, tratarea acidă a zonei de fund a sondei etc.).

GTS cu schimbătoare de căldură de fund de sondă

În prezent, sistemele de alimentare cu căldură geotermală utilizează în principal ape termale slab mineralizate care, de regulă, nu necesită tratarea suplimentară a apei și dezvoltarea de echipamente speciale. Cu toate acestea, rezervele de astfel de ape sunt mici și, în viitorul apropiat, ar putea fi aproape de epuizare — în multe cazuri există o scădere a randamentelor puțurilor de producție. Utilizarea pe scară largă a energiei geotermale cu potențial mediu este asociată în principal cu dezvoltarea apelor geotermale mineralizate, care constituie majoritatea rezervelor existente. Cu toate acestea, conținutul unei cantități semnificative de săruri și gaze dizolvate în acestea determină o activitate corozivă ridicată și tendința de depunere a sărurilor, astfel încât una dintre principalele probleme în utilizarea apelor de o astfel de calitate este dezvoltarea de metode de combatere a coroziunii și a depunerii de săruri.

Pentru a preveni efectul coroziv al apei termale mineralizate asupra sistemelor de încălzire, se utilizează sisteme de alimentare cu căldură cu două circuite, în care apa termală circulă în primul circuit, iar apa proaspătă de la robinet în al doilea.

În cazul aplicării sistemului cu două circuite, elementul principal este aparatul schimbător de căldură realizat din oțeluri aliate și titan cu deficiențe acute, ceea ce duce la deteriorarea indicatorilor tehnici și economici ai sistemelor de alimentare cu căldură geotermală.

Este necesar să se creeze schimbătoare de căldură pe baza oțelurilor carbon ieftine, capabile să reziste la efectul coroziv al saramurilor geotermale, ceea ce este posibil prin protejarea metalului cu acoperiri rezistente la coroziune.

Utilizarea atât a schimbătoarelor de căldură tubulare, cât și a celor cu plăci în circuitul secundar este asociată cu dificultăți semnificative. Acestea cedează adesea din cauza coroziunii și a proceselor de depunere a sării.

Construcția de noi puțuri geotermale cu schimbătoare de căldură tub în tub în fundul puțului va rezolva problemele asociate cu funcționarea schimbătoarelor de căldură convenționale.

Schimbătoarele de căldură de fund sunt mai simple în proiectare, fiabile în funcționare, iar costurile de capital asociate cu construcția lor nu depășesc costul de fabricație a schimbătoarelor de căldură tubulare. Pentru dispozitivul de schimbător de căldură în puț, la adâncimea de 150-200 m, puțul este forat cu diametrul mărit și învelit cu un șir de țevi de diametru mare, cu cimentarea ulterioară a spațiului inelar. Apoi, puțul este forat cu un diametru mai mic până la fundul acviferului exploatat și, de asemenea, învelit cu un șir de țevi corespunzător de la capul puțului până la fund. În intervalul cu un diametru mai mare, se execută un șir intermediar, care nu ajunge la partea inferioară a schimbătorului de căldură. Coloana exterioară de țevi a schimbătorului de căldură îndeplinește în același timp funcția de conductor instalat pentru a acoperi rocile instabile din partea superioară.

Schema tehnologică de extragere și utilizare a potențialului termic al apei termale, precum și caracteristicile de proiectare ale schimbătoarelor de căldură de fund de puț depind de cerințele consumatorului privind temperatura, calitatea și cantitatea apei.

Figura 18 prezintă o diagramă schematică a unui sistem de circulație geotermală (GCS) cu schimbătoare de căldură în fundul puțului. Apa proaspătă cu o temperatură de 5-10 ◦ C este direcționată către un schimbător de căldură în partea superioară a puțului de injecție, unde este încălzită la o temperatură de 30-35 ◦ C datorită căldurii reziduale a apei termale reziduale. Apa proaspătă este apoi adusă la schimbătorul de căldură din puțul de producție, unde este încălzită la o temperatură de 60-65 ◦ C. Apa încălzită după schimbătorul de căldură este încălzită la o temperatură de 60-65 ◦ C. După schimbătorul de căldură, apa încălzită curge într-un rezervor de stocare izolat, de unde este pompată la alimentarea cu apă caldă.

Un astfel de HCC poate fi utilizat cu succes și pentru preîncălzirea apei de adaos.

Schema tehnologică dată va permite:

• să rezolve problema protecției mediului, deoarece apa termală după transferul de căldură în apă dulce este pompată înapoi în acviferul exploatat;
• prelungirea duratei de viață a puțurilor prin menținerea presiunii în rezervor;
• extragerea de energie termică suplimentară prin îndepărtarea acesteia din scheletul rocii.

Extracția energiei petrogeoterme

În ciuda faptului că bazinele de apă geotermală ocupă o mare parte a teritoriului, resursele lor energetice sunt mult mai mici decât resursele de căldură ale rocilor uscate, astfel încât energia geotermală în viitor ar trebui să se bazeze pe găsirea unor modalități economice de extragere a căldurii direct din roci, inclusiv stimularea bazinelor de apă geotermală cu productivitate scăzută.

Conform unei previziuni a Laboratorului Los Alamos din SUA, echilibrul combustibililor și al energiei se va schimba fundamental în viitor. Cărbunele va înlocui petrolul și gazul, iar apoi, pe măsură ce rezervele sale se vor epuiza, resursele hidrotermale vor ieși în evidență și vor ceda locul resurselor petrogeotermale în viitor.

Primele experimente de extragere a căldurii din roci uscate au fost efectuate de Laboratorul Los Alamos. A fost creat un sistem de fracturi într-un masiv de roci fierbinți (New Mexico, SUA) prin fracturare hidraulică. Sistemul de circulație a inclus un puț de injecție, prin care a fost pompată apă rece, și un puț de producție, care a evacuat agentul de răcire încălzit în fisuri. Un astfel de experiment a fost realizat și în țara noastră — în Tyrnauz (Kabardino-Balkaria). Aici, fracturarea hidraulică a masivului de granit a fost efectuată la o adâncime de 3,7 km, unde temperatura atinge 200 ◦ C. Fracturarea hidraulică a fost efectuată la o presiune de injecție de 60 MPa. Experimentul a fost curând anulat din cauza unui accident în puț.

Principala problemă a sistemelor geotermale artificiale cu roci uscate este cea legată de extragerea căldurii la o intensitate suficientă. Pentru a extrage energia din rocile fierbinți uscate în mod economic și suficient de intensiv, este necesar să se creeze o suprafață mare de transfer de căldură în rocă și să se asigure injectarea, circulația și extragerea agentului de transfer de căldură. Pentru ca sistemul de circulație artificială să funcționeze eficient, este necesar să se creeze fracturi în rocă cu o suprafață suficient de mare care să asigure încălzirea apei injectate pe o perioadă lungă de timp.

Una dintre modalitățile posibile de formare a canalelor cu rezistență redusă la mișcarea fluidului și cu o suprafață mare de noi suprafețe este fracturarea hidraulică a masivului. Avantajele acesteia sunt costul relativ scăzut și tehnologia de punere în aplicare bine stăpânită.

Figura 19 prezintă schema tehnologică de principiu a sistemului de extracție a energiei geotermale din roci uscate.

Conexiunea hidraulică într-un astfel de sistem este asigurată prin apropierea ramificațiilor laterale ale puțurilor prin foraj direcțional și fracturare hidraulică ulterioară la fundul puțurilor pentru a forma zone de fractură interconectate. Metoda fracturării hidraulice este bine cunoscută în practica producției de petrol și gaze și este utilizată pentru a stimula producția de fluide prin crearea de fracturi multiple în orizontul productiv adiacent sondei. În esență, atunci când apa este injectată în puț la o presiune suficient de mare peste presiunea rocii, se vor forma fracturi extinse de-a lungul puțului. Presiunea hidraulică va acționa asupra rocii, creând tensiuni de tracțiune în rocă suficiente pentru a forma fracturi. Tensiunea necesară pentru extinderea unei fracturi este mult mai mică decât tensiunea necesară pentru formarea unei fracturi. Prin urmare, dacă o fractură a apărut deja în jurul sondei, injectarea de lichid trebuie continuată la presiune redusă până când fracturile se propagă la raza necesară.

În funcție de rezistența rocii, presiunea din fundul găurii trebuie să fie de 1,8-2,5 ori mai mare decât presiunea hidrostatică pentru a o fisura. De exemplu, pentru fracturarea hidraulică la o adâncime de 2000 m, presiunea necesară în fundul găurii ar fi de 360-500 kg/cm 2 , pentru care unitatea de pompare de la suprafață trebuie să dezvolte o presiune de 160-300 kg/cm 2 .

Pentru a preveni blocarea fracturilor la reducerea presiunii în timpul exploatării, acestea sunt fixate cu nisip cuarțos sortat cu fracțiuni de 0,5-0,8 mm, care este presat în fracturi cu un fluid vâscos. În rocile carbonatice se poate aplica tratarea fisurilor cu acid clorhidric.

Circulația purtătorului de căldură în timpul extragerii căldurii din rocă are loc de-a lungul conturului „puț de injecție — fracturi — puț de producție — consumator de căldură — pompă de injecție”. Injectarea apei reci într-un rezervor fierbinte și încălzirea ulterioară a acesteia în fracturi va fi însoțită de comprimarea termică neuniformă a rocilor care se răcesc. În anumite condiții, acest lucru poate provoca fracturarea suplimentară a rocilor din apropierea fracturilor, iar propagarea treptată a acestor fracturi secundare către zonele încă nerăcite ale masivului va extinde sfera de extracție activă a căldurii din roci, ceea ce va contribui la creșterea suprafeței de eliminare a căldurii și a cantității de căldură care este transferată fluidului care circulă în sistemul de fracturi.

Fracturarea hidraulică este utilizată pe scară largă pentru stimularea producției de petrol și gaze și aproape toate aceste fracturi sunt create în straturile sedimentare de calcar și dolomită, care au o permeabilitate naturală semnificativă. Proprietățile mecanice ale rocilor eruptive sau metamorfice nu sunt foarte diferite de cele ale calcarului și dolomitei, iar permeabilitatea scăzută a acestora duce la o pierdere redusă de fluid permeabil, ceea ce ar trebui să favorizeze în cele din urmă crearea de fracturi extinse.

Stăpânirea tehnologiei GTS cu rezervoare artificiale deschide mari oportunități de utilizare a celei mai mari părți a uriașelor resurse geotermale, ceea ce va duce în cele din urmă la o creștere a eficienței economice a energiei geotermale. Este important de remarcat faptul că acest tip de GCC-uri poate fi creat aproape oriunde.

Acest lucru elimină unul dintre principalii factori care împiedică utilizarea purtătorilor de căldură geotermală, cum ar fi nepotrivirea dintre zăcămintele și consumatorii acestora.

HCC cu puțuri direcționale

Sistemele de circulație geotermală cu puțuri direcționale forate dintr-o singură zonă sunt foarte promițătoare pentru dezvoltarea câmpurilor (fig. 20). Astfel de sisteme sunt exploatate cu succes de mult timp pentru a furniza căldură diferitelor instalații din Melun, la 30 de kilometri nord de Paris.

Forajul direcțional se realizează, de obicei, în grupuri de foraje dintr-o singură zonă și, de asemenea, în procesul de extragere multilaterală. Numărul minim de sonde dintr-un grup este de două. În forajul în grup, capetele puțurilor direcționale sunt grupate la distanțe mici unele de altele dintr-o zonă comună limitată, ceea ce este foarte important pentru reducerea dimensiunii zonei înstrăinate. Forajul în grup reduce semnificativ lucrările de construcție și instalare, reduce lungimea drumurilor, a conductelor de apă, a liniilor electrice și simplifică întreținerea puțurilor în funcțiune. Puțurile înclinate măresc suprafața de drenaj a formațiunii productive, ceea ce duce la o creștere semnificativă a debitelor. În funcție de condițiile hidrogeoterme, numărul optim de puțuri dintr-un grup variază de la două la șase. Natura amplasării capului de sondă pe platformă joacă, de asemenea, un rol major în funcționarea sondei. În general, metoda de foraj în grup reduce costurile de dezvoltare a câmpului, simplifică automatizarea proceselor de producție și utilizare a fluidului geotermal și contribuie la protecția mediului. Figura 21 prezintă schemele de dispunere a sondelor într-un grup. Schema a corespunde figurii 20.

O metodă progresivă de creștere a eficienței tehnice și economice a scufundării puțurilor este forajul multilateral, când unul sau mai multe puțuri suplimentare sunt forate din puțul principal pentru a înlocui puțurile care ar fi putut fi forate în același scop direct de la suprafața pământului.

Forarea multilaterală a puțurilor mărește semnificativ lungimea utilizabilă a puțurilor în zona utilă și, în consecință, zona de drenaj și suprafața de filtrare.

Fântânile ramificate și forajul orizontal au apărut pe baza tehnicii și tehnologiei de foraj direcțional cu motoare de fund și reprezintă în esență dezvoltarea ulterioară a acesteia.

Utilizarea energiei geotermale pentru încălzirea clădirilor rezidențiale și industriale

Pentru încălzirea și alimentarea cu apă caldă a clădirilor rezidențiale și industriale, temperatura apei trebuie să fie de cel puțin 50-60°C.

Cea mai rațională utilizare a apelor termale se poate realiza prin exploatarea lor secvențială: inițial în încălzire și apoi în furnizarea de apă caldă. Dar acest lucru prezintă unele dificultăți, deoarece cererea de apă caldă este relativ constantă în funcție de anotimp, în timp ce încălzirea este sezonieră, depinde de condițiile climatice ale zonei, de temperatura aerului exterior, de perioada anului și de zi.

În prezent, au fost elaborate diverse sisteme de utilizare a apei termale pentru încălzire și furnizare de apă caldă în clădirile rezidențiale și industriale.

Furnizarea de căldură cu apă termală de înaltă temperatură, puternic mineralizată

Apa termală are o temperatură de peste 80°C, dar este foarte mineralizată. În aceste condiții, este necesar să se instaleze schimbătoare de căldură intermediare. Soluția de principiu a unei astfel de scheme este prezentată în fig. 11.1.1.

Aici, apa termală din puțuri este împărțită în două ramuri paralele: una este direcționată către schimbătorul de căldură de încălzire și apoi către schimbătorul de căldură al etapei I de încălzire a apei pentru furnizarea apei calde; a doua — către schimbătorul de căldură al etapei a II-a.

Pentru a evita creșterea excesivă a conductei, se utilizează apă termală cu un schimbător de căldură intermediar. Apa puternic mineralizată din foraj este introdusă într-un rezervor cu serpentine care transportă apă proaspătă de râu. Apa proaspătă încălzită ajunge la consumator, iar sărurile precipitate din apa termală se depun în rezervor și pe suprafețele exterioare ale serpentinei. Dezavantajul schemei cu schimbător de căldură este reducerea potențialului declanșator al apei termale (pentru diferența de temperatură finală în schimbătorul de căldură).

Schema descrisă mai sus este foarte aplicabilă pentru Kabardino-Balkaria. Apa termală de la stațiunea „Nalchik” a fost utilizată numai în scopuri balneologice. Puțuri adânci au scos la iveală apă cu temperatură ridicată și a devenit posibilă încălzirea cu aceasta a clădirilor rezidențiale și industriale și a fermelor cu sere și sere. În acest scop, apa cu o temperatură de 78° C din fântâni intră într-un schimbător de căldură de tip „țeavă în țeavă”, care cedează o parte din căldură apei proaspete. Apa proaspătă este apoi condusă către clădiri rezidențiale și industriale pentru alimentarea cu apă caldă, pentru nevoi tehnologice și către serele în care sunt cultivate două culturi de legume pe an. Apa termală răcită într-un schimbător de căldură la o temperatură de 37-38° C este furnizată băilor și dușurilor din centrul de balneoterapie.

Alimentarea cu apă termală cu temperatură joasă, slab mineralizată

Apa termală este slab mineralizată, dar cu un potențial termic scăzut (temperatură sub 80 °C). Aici este necesară creșterea potențialului apei termale. Acest lucru se poate realiza prin diferite metode, iată care sunt cele principale:

• a) alimentarea cu apă termală în paralel pentru încălzire și alimentare cu apă caldă și încălzirea de vârf a apei de încălzire;
• b) sistem de alimentare cu energie termică geotermală fără drenaj;
• c) aplicarea pompelor de căldură;
• d) aplicarea combinată a pompelor de căldură și a încălzirii de vârf.

Conform schemei (a), apa termală din fântâni este furnizată la sistemul de alimentare cu apă caldă și, în paralel, la cazanul de vârf. Aici este încălzită până la temperatura corespunzătoare condițiilor meteorologice și furnizată sistemelor de încălzire (fig. 11.2.1). Această schemă este potrivită în special pentru zonele cu foraje costisitoare, deoarece cazanul de vârf permite reducerea numărului de puțuri.

Schema (b) reprezintă o variantă mai complexă a schemei anterioare. Aici, apa termală provenită din puțuri este încălzită la o temperatură de 160-200 °C, care este condiționată de condițiile climatice și permite realizarea egalității apei în rețelele termice și în sistemele de alimentare cu apă caldă.

Fig. 11.2.2 prezintă o schemă a unei astfel de instalații. Din puțul 0, apa termală intră în cazanul 8, apoi, după ce a trecut prin degazorul 7 și tratarea chimică a apei 2, este furnizată încălzitorului 5. Apa supraîncălzită este trimisă către clădirile rezidențiale. Intrarea clientului în fiecare casă este echipată cu un mixer 4, în care apa de rețea este amestecată cu apa uzată de la sistemul de încălzire. Amestecul cu temperatura necesară este trecut secvențial prin sistemul de încălzire 5 și apoi consumat integral în sistemul de alimentare cu apă caldă 6. Este posibil să se evacueze apa uzată din sistemul de încălzire în sistemul de canalizare, precum și să se instaleze un rezervor de acumulare 7 pentru una sau mai multe clădiri.

Pe măsură ce temperatura exterioară crește, debitul de apă la intrare rămâne constant, iar o parte din apă intră în sistemul de alimentare cu apă caldă, ocolind sistemul de încălzire prin intermediul unui jumper special. În acest caz, temperatura apei din sistemul de alimentare cu apă caldă este menținută la aceeași temperatură pe tot parcursul sezonului de încălzire cu ajutorul unui termoregulator.

În timpul verii, apa termală este furnizată către sistemul de alimentare cu apă caldă, ocolind încălzitorul prin intermediul unei conducte de ocolire în camera cazanului.

Punerea în aplicare a unui astfel de sistem permite utilizarea mai completă a căldurii apei termale, reducerea la minimum a numărului de foraje, reducerea diametrului rețelelor de încălzire și a lungimii acestora, precum și reducerea intensității metalice a sistemelor de încălzire. Cu toate acestea, într-un astfel de sistem cazanul de vârf se transformă în esență într-un generator de căldură de bază pentru încălzire, care funcționează pe parcursul întregului sezon de încălzire. De aici rezultă capacitatea instalată mare a cazanului și consumul ridicat de combustibil. Există o opinie conform căreia temperatura de preîncălzire nu ar trebui să depășească 100 °C din cauza pericolului de coroziune și de calcinare. În acest caz, se recomandă realizarea rețelelor de distribuție cu două țevi. Acesta este un factor suplimentar care reduce eficiența sistemului.

Toate cele menționate mai sus ne determină să adoptăm o atitudine critică față de această schemă și să justificăm alegerea ei printr-un calcul economic atent în fiecare caz în parte.

Schema (c) prevede utilizarea termică a surselor termice cu temperatură joasă prin intermediul unei pompe de căldură. Fig. 11.2.3 prezintă o schemă tipică de alimentare cu căldură cu o pompă de căldură cu compresie.

Apa caldă din puțurile 1 este furnizată evaporatorului 2 al pompei de căldură, unde căldura sa este transferată substanței de lucru care se evaporă rapid. Vaporii rezultați sunt comprimați de compresorul 3 și trimiși la condensatorul 4, unde se condensează la o presiune mai mare, dând căldură apei care circulă în sistemul de încălzire. Apa răcită este evacuată la canalizare. Eficiența schemei este sporită atunci când pompa de căldură funcționează vara în modul mașină frigorifică. A fost propusă o modificare mai complexă a acestui sistem cu pompe de căldură pentru a utiliza mai bine căldura apei termale.

Schema (d) este un sistem complex de alimentare cu energie termică cu transformarea căldurii apei reziduale în combinație cu încălzirea de vârf și reglarea calității acesteia (fig. 11.2.4).

Apa din sursa 1, după ce a trecut prin tratarea 2, este pompată de stația de pompare 3 în cantitatea Q_a printr-o conductă de căldură cu o singură țeavă 4 și ajunge la consumatori cu temperatura t_a. Un flux de apă Q₁ este încălzit în cazanul de vârf 5 la temperatura t_n și intră în mixerul 7, unde este amestecat cu apa uzată, preîncălzită în condensatoarele pompei de căldură 8 la temperatura t_g.

Apa uzată cu temperatura t₀ după sistemul de încălzire b este împărțită în trei fluxuri. O parte Q₃intră în condensatoarele pompei de căldură 8 și în mixerul 7. A doua parte a acesteia este direcționată către evaporatoarele pompei de căldură 9, unde este răcită până la temperatura t_xși este evacuată. A treia parte este direcționată către amestecătorul 12, din care iese apă cu temperatura t_r în cantitate Q_r intră în rezervorul de acumulare 11 și în sistemul de alimentare cu apă caldă 10.

Al doilea flux de apă sursă Q₂ prin supapa B₁ intră în mixerul 12 și în rețeaua de alimentare cu apă caldă. Dacă temperatura apei geotermale este mai mică decât t_r, apa este încălzită până la t_r în camera boilerului 5 și, prin supapa B₂ este introdusă în rețeaua de alimentare cu apă caldă în cantitatea Q_r.

Pentru a crește coeficientul de încălzire și pentru a asigura o reglare mai flexibilă, în sistemul de alimentare cu energie termică sunt incluse unități cu pompă de căldură conform schemei serie-contracurent, astfel încât încălzirea apei în condensatorul 8 și răcirea apei evacuate în evaporatoarele 9 se realizează în mai multe etape.

Odată cu modificarea temperaturii aerului exterior, se realizează o reglare calitativă de către cazangeria de vârf, în timp ce puterea termică a pompei de căldură și consumul de apă din puțuri rămân neschimbate. După oprirea cazanului de vârf, reglarea calității este efectuată de pompa de căldură. Acest lucru asigură un program anual uniform al consumului de apă din puțuri.

În acest sistem, cota de utilizare a căldurii apei geotermale este cu atât mai mare cu cât temperatura de proiectare a sistemelor de încălzire este mai scăzută. Prin urmare, este recomandabil să se utilizeze sisteme de încălzire cu convectoare sau panouri atunci când temperatura de proiectare este de 40-45° Celsius.

Compararea acestui sistem cu un sistem fără drenaj arată că consumul specific de apă geotermală în sistemul cu transformatoare termice este de aproape două ori mai mare decât în cazul unui sistem fără drenaj, în timp ce factorul de eficiență este mai mare. Ponderea totală a instalațiilor consumatoare de combustibil în bilanțul termic anual este minimă. Această circumstanță creează premisele pentru aplicarea acestui sistem în zonele în care costurile de transport al combustibilului pot depăși costul de forare a unui număr mare de puțuri.