Una dintre cele mai importante utilizări ale căldurii apei termale este transformarea acesteia în energie electrică. Independența relativă față de consumatori, eficiența economică la capacitate moderată și valoarea specială a energiei electrice au condus la dezvoltarea prioritară a centralelor geotermale. În multe țări au fost realizate progrese semnificative în acest domeniu. Este general acceptat faptul că, dacă temperatura fluidului geotermal este sub 100°C, este indicat să fie utilizat doar pentru furnizarea de căldură. Sursele cu temperaturi mai ridicate sunt potrivite pentru producerea de energie. Pe glob există relativ puține câmpuri geotermale ușor accesibile cu temperaturi de peste 100°C.
Conținut
- Dezvoltarea producției de energie geotermală
- Utilizarea directă a energiei geotermale
- Schemele tehnologice ale GeoPP
- Centrale geotermale cu ciclu binar
- Schema Pauzhetskaya GeoTES
- Energia geotermală în Rusia și în lume
Dezvoltarea producției de energie geotermală
Potențialul global al resurselor geotermale explorate până în prezent este de 0,2 TW de capacitate electrică și 4,4 TW de capacitate termică. Aproximativ 70% din acest potențial provine din câmpuri cu temperaturi ale fluidului mai mici de 130°C. 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.
Prima centrală electrică geotermală (GeoPP) cu un generator experimental de 10 kW a fost construită în 1904 în Larderello, Italia.
Cele mai recente tehnologii energetice care utilizează resurse geotermale sunt caracterizate de respectarea mediului și se apropie de cele tradiționale în ceea ce privește eficiența. Centralele geotermale care utilizează tehnologia GTS 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.
Dezvoltarea producției de energie geotermală în lume este caracterizată de următoarele date. În 60 de ani, din 1940 până în 2000, capacitatea instalată a centralelor geotermale a crescut de la 130 MW la 7974 MW, adică de 61 de ori. În cei cinci ani din 1995 până în 2000, creșterea capacității instalate a fost de 17%, adică puțin peste 3% pe an. La începutul anului 2005, GeoPP-urile funcționau în 24 de țări ale lumii, capacitatea totală instalată ajungând la 8910,7 MW. Din 2000 până în 2005, creșterea capacității a fost de 12%. Situația pentru diferite țări este prezentată în tabelul 1.
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. Producția anuală de energie electrică la GeoPP-urile din lume în 2004 a fost de 56798 GWh.
La sfârșitul anului 2008, capacitatea totală a GeoPP-urilor din întreaga lume a crescut la 10500 MW. SUA rămâne cel mai mare producător de electricitate geotermală, cu o capacitate totală de până la 3000 MW.
Electricitatea geotermală reprezintă o parte semnificativă a energiei regenerabile în ceea ce privește capacitatea instalată, se dezvoltă într-un ritm moderat (3-5% pe an) și este una dintre cele mai rentabile tehnologii.
Centralele geotermale, deși sunt inferioare centralelor eoliene în ceea ce privește capacitatea totală instalată, le depășesc semnificativ în ceea ce privește producția de energie electrică (70 vs. 27%), ceea ce indică eficiența ridicată a tehnologiilor energetice geotermale.
Rezultatele analizei indicatorilor tehnico-economici ai tehnologiilor de producere a energiei electrice utilizând diverse surse regenerabile de energie indică avantaje semnificative ale geocentralelor. Astfel, centralele geotermale moderne au cel mai ridicat factor de utilizare a capacității din sectorul energiilor neconvenționale, care atinge 90%, ceea ce este de 3-4 ori mai mare decât în cazul tehnologiilor care utilizează energia solară, eoliană și a mareelor.
Costul energiei electrice produse în centralele geotermale moderne este, în medie, cu 30% mai mic decât în centralele eoliene și de 10 ori mai mic decât în centralele solare. Avantajul centralelor geotermale este, de asemenea, un nivel acceptabil al investițiilor specifice de capital — aproximativ 1000-3000 $/kW de capacitate instalată.
Tabelul 2 prezintă țările în care energia electrică geotermală reprezintă o pondere semnificativă în producția totală de energie electrică.
Centralele geotermale existente utilizează în principal aburul natural extras din zăcăminte situate în zone cu vulcanism modern.
Prima centrală binară din lume (Paratunskaya GeoPP) a fost construită în 1967 în Kamchatka. După aceea, dezvoltarea oamenilor de știință interni a fost larg răspândită în lume, iar în prezent mai mult de 1000 de unități binare de putere funcționează în diferite țări.
Utilizarea corpurilor de lucru cu punct de fierbere scăzut în ciclurile centralelor binare crește eficiența utilizării apei cu potențial mediu și deschide oportunități largi pentru rezolvarea problemei aprovizionării cu energie a regiunilor îndepărtate ale Rusiei.
În 1967, a fost construită GeoPP Pauzhetskaya de 11 MW în sudul Kamchatka, care în prezent continuă să producă cea mai ieftină energie electrică, alimentând zona așezării Ozernaya. Din 1999 este în funcțiune GeoPP Verkhne-Mutnovskaya, cu o capacitate de 12 MW, unde, în viitorul apropiat, este planificată creșterea capacității până la 19 MW datorită construirii unei unități energetice suplimentare cu ciclu combinat (o turbină cu abur cu o capacitate de 2,5 MW și o unitate izopentan binară cu o capacitate de 4,5 MW). Verkhne-Mutnovskaya GeoPP este considerată o centrală electrică pilot în dezvoltarea energiei geotermale în Rusia.
Verkhne-Mutnovskaya GeoPP se bazează pe o schemă ecologică de utilizare a agentului de răcire geotermal cu condensatoare cu aer, care permite obținerea energiei din abur în turbine, iar condensatul să fie direcționat către puțuri de injecție, evitându-se astfel intrarea agentului de răcire în atmosferă.
Fluxul bifazic din cele trei puțuri de producție este canalizat prin conducte către un colector și apoi, după un sistem de separare a fazelor în două etape, aburul din separatoare curge către trei unități energetice cu o capacitate de 4 MW fiecare. Aburul din fața turbinelor la presiunea P0 = 0,8 MPa și temperatura de 170 ◦C este aproape complet deshidratat, conținutul său de umiditate nu depășește 0,05 %.
După separatoare, apa caldă este direcționată către expander, unde este vaporizată la o presiune de 0,4 MPa. Vaporii generați sunt utilizați în ejectoare pentru eliminarea gazelor necondensabile și, în primul rând, a hidrogenului sulfurat. Hidrogenul sulfurat eliminat din condensator ajunge la absorbant, unde este dizolvat în condensat și apoi acest amestec este trimis la puțul de injecție pentru injectare.
În octombrie 2002, au fost puse în funcțiune unitățile 1 și 2 ale GeoPP-1 Mutnovskaya, cu o capacitate de 50 (2 × 25) MW — cea mai bună centrală geotermală din lume în ceea ce privește parametrii de mediu și nivelul de automatizare.
Crearea și punerea în funcțiune a centralelor electrice și termice geotermale modulare, precum și crearea GeoPP cu un ciclu combinat, plasează din nou Rusia printre țările de frunte în domeniul energiei geotermale. În prezent, 5 unități de energie geotermală funcționează cu succes în câmpul geotermal Mutnovskoye. Capacitatea electrică totală instalată a GeoPP-urilor din Rusia este de 73 MW și există perspective reale de creștere suplimentară a capacității.
Perspectivele de dezvoltare a producției de energie geotermală sunt condiționate de competitivitatea acesteia și de o serie de avantaje față de producția de energie convențională, printre care se numără curățenia mediului, absența costurilor de transport pentru livrarea combustibilului și perioadele de construcție relativ scurte. Cantitatea de emisii de dioxid de carbon în atmosferă la centralele geotermale este de câteva zeci de ori mai mică decât la centralele termice care funcționează pe bază de cărbune, păcură și gaze naturale și este complet exclusă la centralele geotermale moderne care utilizează tehnologia de reinjectare a agentului termic geotermal uzat.
Utilizarea directă a energiei geotermale
Centralele geotermale din zonele vulcanice se bazează pe depozite de amestec abur-apă extrase din rezervoare naturale subterane fracturate de la o adâncime de 0,5-3 km. Amestecul abur-apă are o uscăciune medie de 0,2-0,5 și o entalpie de 1500-2500 kJ/kg. În medie, un puț de producție furnizează 3-5 MW de energie electrică, cu un cost mediu de foraj de 900 de dolari pe metru.
Centrala geotermală cu utilizare directă a aburului natural
Cea mai simplă și mai accesibilă centrală geotermală este o turbină cu abur cu contrapresiune.
Aburul natural din puț este alimentat direct la turbină și apoi evacuat în atmosferă sau către un dispozitiv care captează substanțe chimice valoroase. Turbina de contrapresiune poate fi alimentată cu abur secundar sau abur provenit de la un separator. În acest sistem, centrala funcționează fără condensatoare și nu este nevoie de un compresor pentru a elimina gazele necondensabile din condensatoare. Această centrală este cea mai simplă, iar costurile de capital și de exploatare sunt minime. Are o amprentă redusă, necesită puține sau deloc echipamente auxiliare și este ușor de adaptat ca centrală geotermal portabilă (figura 10.1.1).
Grupurile turbină-generator cu contrapresiune nu împiedică utilizarea industrială a substanțelor chimice conținute în agentul termic natural. De exemplu, aburul natural din unele câmpuri italiene conține 150-700 mg/kg de acid boric, iar astfel de instalații pot fi utilizate pentru a extrage acest produs valoros simultan cu producerea de energie electrică.
Sistemul considerat poate fi cel mai favorabil pentru acele zone în care există rezerve suficiente de abur natural. Exploatarea rațională asigură posibilitatea funcționării eficiente a unei astfel de instalații chiar și la debite variabile ale puțului.
Există mai multe astfel de instalații în funcțiune în Italia. Una dintre ele are o capacitate de 4 mii kW cu un debit specific de abur de aproximativ 20 kg/sec, sau 80 de tone de abur pe oră; o alta are o capacitate de 16 mii kW, unde sunt instalate patru turbogeneratoare de 4 mii kW. Acesta din urmă este alimentat cu abur din 7-8 puțuri.
În astfel de sisteme este necesară o cantitate considerabilă de abur, care poate fi utilizată cu mare succes în turbinele de tip condensare.
Centrală geotermală cu turbină cu condensare și utilizare directă a aburului natural
Centrala geotermală cu turbină cu condensare și utilizare directă a aburului natural este cel mai modern sistem de generare a energiei electrice.
Aburul de la o fântână este introdus într-o turbină. Odată epuizat în turbină, acesta intră într-un condensator de amestecare. Amestecul de apă de răcire și condensat din aburul deja epuizat în turbină este evacuat din condensator într-un rezervor subteran, de unde este aspirat de pompe de circulație și trimis la turnul de răcire pentru răcire. Din turnul de răcire, apa de răcire se întoarce în condensator (fig. 10.1.2).
Centrala geotermală Larderello-3, care utilizează abur natural, este cea mai mare de acest tip din Italia. A fost proiectată la începutul celui de-al Doilea Război Mondial, dar a devenit operațională abia în anii postbelici. Centrala are patru generatoare cu turbină de 26 000 kW și două generatoare cu turbină de 9 000 kW. Acestea din urmă sunt proiectate pentru a-și acoperi propriile sarcini.
Niciunul dintre generatoarele cu turbină instalate aici nu a mai fost pus în stand-by de mulți ani. Rata de utilizare a capacității instalate este de 98%. Funcționarea stabilă a centralei geotermale Larderello-3 a deschis calea pentru proiectarea de noi centrale care utilizează turbine în condensare. Multe centrale geotermale funcționează în conformitate cu această schemă, cu unele modificări: Larderello-2 (Italia), Wairakei (Noua Zeelandă) și altele.
Datorită îmbunătățirilor tehnice, consumul de abur per kilowatt de putere a devenit mult mai mic. În prezent, consumul de abur la noua centrală Lago (Italia) este deja de 8 kg/kWh.
Schemele tehnologice ale GeoPP
După cum s-a menționat deja, centralele geotermale ar trebui construite dacă temperatura fluidului geotermal este de cel puțin 100 ◦C. Resursele geotermale cu temperatură ridicată sunt limitate și se găsesc în special în zonele cu vulcanism tânăr și falii crustale. Aceste resurse sunt de obicei clasificate ca vapori-hidrotermici, care sunt aburi saturați cu un anumit grad de uscăciune. Sunt posibile diferite moduri de utilizare a vaporilor-hidroterme în schemele tehnologice ale GeoPP.
Primul mod constă în separarea aburului conținut în fluidul la temperatură ridicată de faza lichidă într-un separator și trimiterea acestuia la o turbină cu abur, iar lichidul este pompat înapoi în rezervor. Pentru a utiliza mai bine energia fluidului primar, este util să se reducă presiunea fazei lichide separate, ceea ce generează mai mult abur care poate fi direcționat către un etaj intermediar al turbinei. A doua cale este utilizarea fluidului primar pentru încălzirea și vaporizarea agentului de lucru care circulă în circuitul secundar al centralei geotermale binare.
De asemenea, este posibilă o combinație a celor două căi menționate, atunci când aburul de evacuare al turbinei și lichidul separat sunt utilizate pentru a încălzi, vaporiza și supraîncălzi agentul de lucru care circulă în circuitul de joasă temperatură din ciclul Rankine.
În majoritatea GeoPP-urilor existente este utilizată prima modalitate.
Figura 1 prezintă principalele scheme termice ale GeoPP-urilor, care depind de calitatea agentului termic geotermal (temperatură, conținut de abur, mineralizare etc.).
În schema a, aburul uscat din sonde, după separarea incluziunilor solide în separator, este trimis direct la turbină, iar de acolo la condensatorul de tip suprafață. Condensul răcit este pompat înapoi în rezervor.
În schema b, amestecul abur-apă intră în separatorul de expansiune, unde aburul este separat de lichid și trimis la turbină, iar lichidul separat și condensatul din condensator sunt pompate înapoi în rezervor.
Într-un ciclu binar (cu două circuite) (schema c), fluidul termic geotermal transferă căldură unui alt fluid în schimbătoare de căldură intermediare.
Ciclul binar are avantaje și dezavantaje. Avantajele includ:
- utilizarea mai completă a căldurii din saramură și injectarea acesteia în rezervor cu o temperatură mai scăzută;
- posibilitatea de a utiliza resursele geotermale cu temperatură mai scăzută pentru a produce energie electrică;
- componentele agresive ale lichidului de răcire geotermal nu ajung în turbină, condensator și alte echipamente, ceea ce asigură o durată de viață mai lungă;
- gazele nocive asociate nu sunt eliberate în mediu.
Dezavantajul ciclului este complicarea schemei și o anumită pierdere a potențialului de temperatură (de obicei deja destul de scăzut), deoarece pentru transferul de căldură de la fluid la corpul de lucru este necesară o diferență de temperatură. Temperatura mai scăzută a ciclului în acest caz este limitată de posibilitatea precipitării sărurilor dizolvate din fluid pe măsură ce acesta se răcește.
Figura 2 prezintă schema termică a GeoPP cu trei expandatoare. Utilizarea expandatoarelor complică schema, necesită utilizarea a trei injecții de abur în turbină, dar permite creșterea semnificativă a producției de energie pe unitatea de masă de saramură ridicată din puț. Creșterea puterii unei centrale geoelectrice cu două trepte de expansiune în comparație cu o centrală geoelectrică cu o treaptă ajunge la 20%, iar pentru o centrală geoelectrică cu trei trepte — la 27%.
Ideea de a utiliza vapori care nu sunt apă ca organe de lucru ale centralelor termice pentru producerea de energie a fost pusă în aplicare pentru prima dată în Rusia. În 1965, a fost fabricată și pusă în funcțiune o centrală cu freon UEF-90/05 cu o capacitate de 750 kW pentru producerea de energie electrică. Agentul de încălzire al unității a fost apa geotermală din câmpul Sredne-Pratunskoye cu o temperatură de 80 ◦C.
În perioada 1967-1974, în Kamchatka, în laboratorul de teste pe teren al Institutului de Termofizică al Institutului de Termofizică al Filialei Siberiene a Academiei de Științe a URSS s-au efectuat cercetări operaționale, care au confirmat funcționarea fiabilă a centralei. Testele reușite privind utilizarea agentului cu punct de fierbere scăzut la Paratunskaya GeoPP au extins zona de conversie eficientă a energiei termice cu potențial scăzut în energie electrică, au permis creșterea profunzimii de utilizare a căldurii din resursele energetice.
Schema tehnologică Paratunskaya GeoPP (figura 3) implementează ciclul Rankine, care se realizează prin fluid de lucru cu punct de fierbere scăzut (R12) într-un circuit închis de căldură și putere, în care, datorită căldurii apei termale, se formează abur cu parametrii dați. În conformitate cu schema, freonul lichid este alimentat secvențial de pompa de alimentare la trei încălzitoare, evaporator și supraîncălzitor de tip suprafață. După supraîncălzitor, aburul de freon cu o presiune de 1,4 MPa și o temperatură de 75 ◦ C este direcționat către turbină, unde se dilată la o presiune finală de 0,5 MPa și se condensează la o temperatură de 15 ◦ C în condensatorul de suprafață. Freonul lichid curge printr-un receptor intermediar către pompele de alimentare și ciclul se repetă.
În figura 4 este prezentată schema termică a centralei IV propuse cu o capacitate de 6,5 MW cu ciclu combinat pentru GeoPP-ul pilot Verkhne-Mutnovskaya, unde funcționează cu succes trei centrale cu ciclu convențional pe bază de abur geotermal cu o capacitate de 4 MW.(э) fiecare.
Turbina 4 cu o capacitate de 2,5 MW funcționează pe abur geotermal obținut prin separarea amestecului abur-apă din puțurile de producție. Vaporii de apă după turbină, la o presiune de 0,11 MPa și o temperatură de aproximativ 100 ◦C, intră în condensatorul-evaporator 7, unde se condensează, furnizând căldură pentru încălzirea și evaporarea agentului de lucru cu fierbere joasă care circulă în al doilea circuit. Agentul de răcire cu punct de fierbere scăzut (izobutanul) după supraîncălzitorul de abur 8 merge la turbina cu o capacitate de 4,0 MW(э). Agentul de răcire cu punct de fierbere scăzut răcit în condensatorul de aer 9 ajunge la receptorul 10, de unde este direcționat de pompa de circulație 11 către condensatorul-evaporator 7. Separat după supraîncălzitorul 8 și condensatul aburului geotermal din evaporatorul 7 sunt direcționate către puțul de injecție 12 pentru a fi injectate prin puțul 2 în orizontul subteran.
Cel mai mare efect al utilizării resurselor geotermale este obținut prin alimentarea simultană cu energie termică și electrică a orașelor mici și a așezărilor îndepărtate de sistemul centralizat de alimentare cu energie.
Ca exemplu, figura 5 prezintă o schemă de alimentare cu energie termică și electrică a unui mic sat de 5 000 de locuitori, bazată pe o mică centrală geotermală. Aceasta este construită în Austria și are o capacitate termică de 9 MW și o capacitate electrică de 1 MW, iar lungimea rețelelor termice ajunge la 14,5 kilometri.
Apa termală cu o temperatură de 106 ◦ C și un debit de 100 l/s la suprafață este împărțită în două fluxuri. Primul flux trece prin schimbătoarele de căldură ale sistemului de încălzire a locuinței și încălzește apa care circulă în rețeaua de încălzire. Al doilea flux este direcționat către schimbătorul de căldură al centralei geotermale binare, unde temperatura apei este redusă la 70 ◦ C prin evaporarea și supraîncălzirea fluidului de lucru cu fierbere scăzută care circulă în ciclul Rankine. Același flux este apoi introdus în schimbătorul de căldură al sistemului de alimentare cu căldură a școlii și a piscinelor.
După schimbătoarele de căldură, apa termală utilizată este returnată printr-un puț de injecție într-un rezervor geotermal cu o temperatură de 65 ◦ C la o distanță de 1 700 de metri de puțul de producție.
Construcția Geo-CHPP a îmbunătățit radical situația mediului în zona Altheim. Aceasta economisește aproximativ 2 500 de tone de combustibil lichid pe an.
Experiența de exploatare a centralei geotermale Neustadt-Glewe (Germania) este de interes. Sistemul energetic pus în funcțiune în 1995 satisface cererea de căldură a cartierului Neustadt-Glewe. Capacitatea termică instalată a sistemului este de 6 MW. Sistemul include un circuit de circulație format dintr-un puț de producție și injecție și un circuit de alimentare cu căldură la suprafață. Se exploatează zăcământul de gresie din Triasicul superior, caracterizat de următorii parametri: adâncime — 2200-2300 m; grosimea zăcământului — 40-60 m; temperatură — 100 ◦ C; mineralizare — 220 g/l; porozitate — 20-22%; permeabilitate — (0,5-1,0) — 10-12 m 2 ; productivitate — 110-180 m 3 /(h — MPa).
Funcționarea instalației geotermale a confirmat practic conceptul acesteia: materialul și echipamentul au rezistat la temperaturi ridicate și depuneri de sare. Problemele legate de depunerea sării în timpul reinjectării apelor termale pot fi rezolvate prin tratarea lor cu acid ușor.
Potențialul geotermal al centralei nu a fost utilizat eficient din cauza capacității limitate a consumatorilor și a particularităților sistemului de alimentare cu energie termică. Debitul maxim al sondei este utilizat doar câteva zile pe an. Vara și în perioadele de tranziție ale anului, pompa din puțul de mare adâncime funcționează în principal cu sarcină minimă, cu un debit de până la 40 m 3 /h.
Pentru a utiliza mai eficient potențialul geotermal, centrala a fost completată în 2003 cu o unitate binară de producere a energiei electrice precomandată. O schemă a unei astfel de instalații extinse este prezentată în figura 6.
Acest sistem permite maximizarea debitului operațional de 110 m 3 /h. Partea din apa termală neutilizată pentru furnizarea de căldură este trimisă la o unitate cu ciclu Rankine pe un corp de lucru organic, unde este răcită până la 70 ◦ C. Separarea apei termale este controlată. Reglarea separării apei termale în două fluxuri și a temperaturii apei termale după amestecarea acestora depinde de temperatura din rețeaua de încălzire după schimbătorul de căldură în contracurent. Puterea electrică nominală a centralei este de 0,21 MW. Corpul de lucru în ciclul Rankine este izopentan (C5H12), care este expandat într-o turbină cu o singură treaptă.
Figura 7 prezintă o diagramă schematică a unei centrale geoelectrice cu ciclu dublu, implementată într-unul dintre statele vestice ale SUA.
Fluidul geotermal cu o temperatură de 280 ◦ C și un debit masic de 278 kg/s este trimis secvențial către evaporatorul și încălzitorul circuitului primar, unde transferul de căldură încălzește și vaporizează apa la o temperatură de 215 ◦ C. Aburul saturat este apoi trimis către o turbină cu abur cu o capacitate de 33 4 MW. Aburul saturat este apoi direcționat către o turbină cu abur de 33,4 MW. Fluidul termic geotermal utilizat în circuitul primar cu o temperatură de 167 ◦ C trece, de asemenea, secvențial prin evaporatorul și încălzitorul circuitului secundar, după care este pompat într-un rezervor subteran la o temperatură de 66 ◦ C. În ciclul izobutan, vaporii de izobutan la o temperatură de 125 ◦ C sunt trimiși la o turbină de 22,3 MW pentru a produce energie electrică.
Centrale geotermale cu ciclu binar
Centrală geotermală cu convertor de vapori
O turbină cu condensare cu un convertor de abur funcționează cu abur secundar. Aceste centrale sunt cele mai favorabile acolo unde aburul natural are o temperatură ridicată și un conținut ridicat de gaz. Schema centralei este următoarea: aburul natural din puț intră în convertorul de abur și cedează căldura sa agentului termic secundar, după care aburul secundar curat este direcționat către turbina de condensare. Aburul de evacuare se îndreaptă spre condensator. Gazele necondensabile conținute în abur sunt separate în convertorul de abur și eliberate fie în atmosferă, fie în instalațiile chimice. Dezavantajul acestei scheme este reducerea parametrilor aburului înainte de turbină. Comparativ cu centralele electrice care utilizează direct abur natural, consumul specific de abur este aici cu 30% mai mic.
O centrală geotermală care funcționează conform acestei scheme (fig. 10.2.1) permite utilizarea integrală a tuturor substanțelor chimice conținute în aburul natural.
Experiența confirmă faptul că costul de construcție al unei centrale geotermale cu convertor de abur este ușor mai mare decât costul unei centrale cu utilizare directă a aburului într-o turbină cu condensare. Centralele Larderello-2 și Castelnuovo (Italia) au fost construite conform schemei cu convertor de abur. La centrala Larderello-2 sunt instalate 7 turbine cu o capacitate de 11 mii kW fiecare. Consumul specific de abur la această centrală este de 14 kg/kW.
Centrale geotermale cu turbină cu condensare
Centralele geotermale cu turbină cu condensare care funcționează cu abur separat sunt construite acolo unde aburul cu conținut ridicat de apă este obținut dintr-un puț. Aburul sau amestecul abur-apă din puț este direcționat către un dispozitiv special amplasat la puț. Sub presiune în separator, amestecul de abur și apă este separat în abur și apă. Aburul separat este trimis prin intermediul unei conducte către turbină etc.
Turbinele cu condensare care funcționează cu abur separat și-au găsit aplicarea în construcția centralelor geotermale din Rusia (câmpul Pauzhetskoye din Kamchatka), Islanda (câmpul Hveragerdi) și alte țări.
Schema considerată are propriile sale avantaje. Aburul obținut în separator este practic lipsit de gaze, ceea ce facilitează funcționarea turbinelor.
Schema Pauzhetskaya GeoTES
În prezent, au fost efectuate studii geologice, geofizice, hidrogeologice și alte studii ale zonelor cu anomalii termice din Kamchatka; au fost găsite resurse mari de ape termale cu temperatură ridicată.
Exploratorii hidrogeologici au considerat valea râului Pauzhetka, situată în sudul Kamchatka, la 35 km de coasta Mării Okhotsk, drept cea mai bună zonă pentru obținerea energiei electrice din căldura profundă a Pământului și construirea unei stații geotermale pilot.
În 1957, a început forarea puțurilor de explorare. La forarea pentru ape termale, în special în zona manifestărilor vulcanice, se folosea soluție argiloasă, iar forajul era răcit prin spălare continuă, ceea ce împiedica emisiile de abur și vapori de apă. În total, au fost forate 21 de puțuri, cu adâncimi cuprinse între 220 și 480 de metri. Fiecare a produs, în medie, aproximativ 10 kg/sec de amestec abur-apă cu un conținut de căldură de 170 kcal/kg. Unul dintre ele, de la o adâncime de 250 m, a descoperit o temperatură de 195°C, celălalt, de la o adâncime de 375 m — 200°C.
Conform compoziției lor chimice, hidrotermele de la Pauzhet aparțin tipului de ape clorurate de sodiu. Mineralizarea lor totală este de 1,0-3,4 g/l, temperatura la ieșirea din puț este de 144-200 °C, presiunea la capul puțului este de 2-4 atm, pH-ul este de la 8,0 la 8,2. Apele termale conțin cantități crescute de acid silicic (250 mg/l) și acid boric (150 mg/l). Aburul este, de asemenea, saturat cu gaze: dioxid de carbon — 500 mg/kg, hidrogen sulfurat — 25 mg/kg, amoniac — până la 15 mg/kg și altele.
Conform datelor preliminare, câmpul geotermal de la Pauzhet va oferi posibilitatea de a primi 30-50 mii kW de energie electrică. Schema instalației pilot propusă de Institutul Teploelektroproekt este prezentată în Fig. 11.3.1.
Amestecul abur-apă din puț intră în separatorul (capacitate de 10 m 3, cu o sarcină volumică de abur de 600-800 m 3 /ora) situat la puț. Aici, la o presiune de 1,5 atm, aburul și apa sunt separate. Aburul separat curge printr-o conductă de abur către turbine. Apa caldă cu o temperatură de 100-110 ° C este evacuată în râu și doar o mică parte din aceasta trece prin conductele pentru încălzirea și alimentarea cu apă caldă a clădirilor rezidențiale din localitate și a centralei electrice. La centrală sunt instalate condensatoare de amestecare. Deoarece condensatul din aburul evacuat în turbine este inutil aici, astfel de condensatoare sunt mai compacte și necesită mai puțină apă de răcire. Pentru a elimina gazele din condensatoare, sunt instalate ejectoare cu jet de apă cu un debit de apă de 800-900 m 3 /ora.
La stație sunt instalate două turbine de tip „MK-2.5” fabricate de Kaluga Turbine Works cu o capacitate de 2,5 mii kW fiecare. Stația furnizează curent pentru așezarea Ozernovsky, fabrica de prelucrare a peștelui și așezările învecinate.
Energia geotermală în Rusia și în lume
Energia geotermală este o sursă fiabilă și regenerabilă de energie electrică și termică. Această sursă, spre deosebire de energia solară sau eoliană, este disponibilă în permanență. Este o sursă de energie regenerabilă deoarece precipitațiile returnează apă răcită în locul apei calde care ajunge la suprafață. Partea negativă a energiei geotermale este problema emisiilor de CO2. Pompele care ridică apa la suprafață sunt electrice. Centralele geotermale reduc considerabil utilizarea combustibililor fosili.
Sursele geotermale sunt clasificate în abur fierbinte uscat, abur fierbinte umed și apă fierbinte. Se pot distinge patru tipuri principale de resurse de energie geotermală:
- căldura de suprafață a pământului utilizată de pompele de căldură;
- resurse energetice de abur, abur fierbinte și apă caldă în apropierea suprafeței pământului, care sunt utilizate în prezent pentru producerea de energie electrică
- căldura concentrată adânc sub suprafața pământului;
- energia magmei și căldura stocată sub vulcani.
Centralele electrice geotermale
Centrale geotermale alimentate cu abur uscat
Centralele electrice alimentate cu abur funcționează în principal cu abur hidrotermal (figura 3.1). Aburul este introdus direct într-o turbină, care alimentează un generator care produce electricitate.
Utilizarea aburului elimină necesitatea de a arde combustibili fosili. De asemenea, elimină necesitatea transportului și stocării combustibilului. Acesta este cel mai vechi tip de centrală geotermală. Prima centrală de acest tip a fost construită în Larderello (Italia) în 1904. Aceasta este încă în funcțiune astăzi. Tehnologia aburului este utilizată la centrala Geysers din California de Nord, care este cea mai mare centrală geotermală din lume.
Centrale geotermale care utilizează tehnologia hidrotermală cu abur
Aceste centrale utilizează hidroterme supraîncălzite (temperaturi de peste 182 °C) pentru a produce electricitate (figura 3.2).
Soluția hidrotermală este injectată într-un evaporator pentru a reduce presiunea, determinând evaporarea foarte rapidă a unei părți din soluție. Vaporii rezultați antrenează o turbină. Dacă rămâne lichid în rezervor, acesta poate fi evaporat în următorul evaporator pentru a produce și mai multă energie.
Centrale geotermale cu un ciclu binar de producere a energiei electrice
Majoritatea zonelor geotermale conțin apă cu temperaturi moderate (sub 200 ºC). Centralele electrice cu ciclu binar utilizează această apă pentru a produce energie (figura 3.3).
Apa geotermală fierbinte și un al doilea lichid suplimentar cu un punct de fierbere mai scăzut decât cel al apei sunt trecute printr-un schimbător de căldură. Căldura din apa geotermală vaporizează al doilea lichid, ale cărui vapori antrenează turbinele. Deoarece este vorba de un sistem în circuit închis, nu există practic emisii în atmosferă. Apa temperată este cea mai comună resursă geotermală, astfel încât majoritatea centralelor geotermale din viitor se vor baza pe acest principiu.
Avantaje și dezavantaje ale centralelor geotermale
Aplicarea surselor geotermale este un domeniu destul de promițător al energiei regenerabile datorită costului scăzut al energiei pe care o produc. Potențialul surselor geotermale depășește cu mult rezervele de combustibil organic (conform unor date, de 10-15 ori). Energia geotermală ar trebui să ocupe un loc important în echilibrul general al utilizării energiei. Introducerea pe scară largă a unor noi sisteme de alimentare cu căldură prin pompe de căldură care utilizează surse de căldură cu potențial scăzut va permite reducerea consumului de combustibili fosili cu 20-25 %.
Cu toate acestea, trebuie remarcat faptul că regiunile în care sunt utilizate centralele geotermale sunt limitate de disponibilitatea surselor geotermale. Din acest motiv, utilizarea energiei geotermale este posibilă, în special, pentru restructurarea și reechiparea sectorului energetic în regiunile cu resurse geotermale proprii.
Energia geotermală în Rusia și în lume
Conform unui studiu realizat în 2010 de compania italiană ENEL, centralele geotermale produc 8 900 megawați de energie electrică în 24 de țări din întreaga lume. SUA, Filipine, Mexic, Italia, Japonia și Mexic au făcut cele mai mari progrese în acest domeniu. În același timp, SUA produc cea mai mare parte (32 %) a acestui tip de energie.
În 1904, prima centrală geotermală cu o capacitate de 7,5 MW a fost pusă în funcțiune comercială în Italia. Timp de peste o sută de ani, a fost acumulată multă experiență în dezvoltarea practică a resurselor de energie geotermală. În 1950, guvernul Noii Zeelande a început să exploreze posibilitatea de a utiliza izvoarele geotermale din Wairakei pentru a produce energie electrică. Wairakei găzduiește gheizere, izvoare termale și bălți de nămol. În 1958, a fost inaugurată centrala geotermală Wairakei, a doua din lume. Cea mai mare centrală geotermală se numește The Geysers și este situată în apropierea orașului Santa Rosa, California. Această centrală a fost deschisă în 1960. Deși nu există gheizere propriu-zise la stație, există multe puțuri de aburi în regiune. Gheizerele produc aproximativ 750 de megawați de electricitate — suficient pentru a alimenta un oraș precum San Francisco.
Din 2000 până în 2015, cantitatea de energie geotermală produsă s-a triplat în Franța, Rusia și Kenya. În țări precum Filipine, Islanda, El Salvador, 25 % din consumul de energie electrică provine din surse geotermale, iar în Tibet, 30 %.
Parametrii tehnici și economici ai Geo CET-urilor variază în limite destul de largi și depind de caracteristicile geologice ale zonei (adâncimea de apariție, parametrii corpului de lucru, compoziția acestuia etc.). Pentru majoritatea GeoTES puse în funcțiune, costul energiei electrice este aproximativ egal cu costul energiei electrice produse la centralele pe cărbune.
Prima centrală geotermală din Rusia a fost construită în 1966 la zăcământul Pauzhetskoye din Kamchatka pentru a alimenta cu energie satele și fabricile de prelucrare a peștelui din împrejurimi. Și, potrivit experților, datorită utilizării surselor geotermale, fabrica de prelucrare a peștelui Ozernovsky a reușit să își mențină profitabilitatea în condiții economice dificile. În prezent, sistemul geotermal din Kamchatka poate furniza energie pentru centrale electrice cu o capacitate de până la 250-350 MW. Cu toate acestea, acest potențial este utilizat doar într-un sfert.
Resursele geotermale din Insulele Kuril produc în prezent 230 MW de energie electrică, ceea ce poate satisface toate nevoile regiunii în materie de energie electrică, căldură și furnizare de apă caldă.
Cele mai promițătoare regiuni pentru aplicarea surselor geotermale în Rusia sunt sudul Rusiei și Extremul Orient (Fig. 3.4). Caucazul, Stavropol și Teritoriul Krasnodar au un potențial imens pentru energia geotermală. Este posibil să se înceapă dezvoltarea depozitelor de apă geotermală cu temperaturi cuprinse între 70 și 126 ºC aproape oriunde în Caucaz. În plus, apa iese la suprafață sub presiune naturală, ceea ce reduce semnificativ costul echipamentelor de pompare. În prezent, în Daghestan, 30 % din locuințe sunt încălzite și alimentate cu apă datorită surselor geotermale. Această cifră, chiar și în condiții moderne, poate fi crescută până la 70%.
Verkhne-Mutnovskaya GeoTES
Verkhne-Mutnovskaya GeoTES cu o capacitate de 12 MW (3×4 MW) este o etapă pilot a Mutnovskaya GeoTES cu o capacitate proiectată de 200 MW, care este creată pentru a furniza energie electrică districtului industrial Petropavlovsk-Kamchatsky.
În prezent, există trei puțuri de producție pe amplasament, a căror rată totală de producție de abur depășește cerințele celor trei module energetice cu turbină cu abur de 4 MW care urmează să fie instalate. În plus, aceste module energetice nu utilizează pe deplin căldura din apa termică separată injectată în rezervor la 150°C. Proiectarea etapelor ulterioare ale GeoTES Mutnovskaya nu prevede, de asemenea, utilizarea căldurii din apa termală, prin urmare, folosind numai turbine cu abur, capacitatea totală a GeoTES la câmpul Mutnovskoye nu va depăși 200 MW.
Se propune dezvoltarea și testarea, în termen de trei ani, la GeoTES Verkhne-Mutnovskaya, a unui modul energetic pilot cu amoniac cu circuit dublu, cu o capacitate de 6 MW, care să funcționeze cu aburul în exces din puțurile existente și cu căldura provenită din evacuarea apei geotermale, care va fi răcită suplimentar la 100°C.
Crearea și testarea unui model pilot al unui modul energetic cu amoniac va permite (împreună cu creșterea capacității stației Verkhne-Mutnovskaya până la 18 MW) creșterea capacității GeoTES Mutnovskaya cu 40-50% la aceleași volume de foraj prin aplicarea comună a unităților energetice cu abur și amoniac. În același timp, costul energiei electrice este redus cu 20-30% datorită utilizării mai eficiente a căldurii geotermale.
Centralele geotermale combinate sunt viitorul energiei geotermale în Kamchatka
Cele mai mari două câmpuri hidrotermale de vapori din Kamchatka — Mutnovskoye dezvoltat și Nizhne-Koshelevskoye potențial, care pot satisface pe deplin nevoile energetice ale regiunii timp de mai multe decenii, sunt situate în zone muntoase cu climă nefavorabilă.
Temperatura medie anuală este negativă, stratul de zăpadă este de până la 10 metri. Acest lucru complică în mod semnificativ și crește costul de construcție și funcționare a centralelor geotermale.
După cum se știe, amestecul apă-vapori provenit din puțuri geotermale are o compoziție chimică complexă. Conținutul de sare în faza apoasă este de până la 2 g/l, inclusiv o cantitate mare de acid silicic, în abur există o cantitate semnificativă de gaze necondensabile, inclusiv hidrogen sulfurat. Acest lucru limitează posibilitatea utilizării în profunzime a potențialului termic al agentului termic geotermal în ciclul tradițional al centralelor geotermale cu turbine cu abur în condensare, nepermițând obținerea de abur suplimentar și de vid profund în condensator. Vântul puternic, înghețul, căderile abundente de zăpadă, combinate cu umiditatea ridicată, creează un risc de formare a gheții în turnurile de răcire umede utilizate în mod obișnuit la centralele geoelectrice, ceea ce poate duce la oprirea grupurilor energetice și chiar la distrugerea turnurilor de răcire.
În centralele geotermale cu ciclu combinat propuse, aceste probleme sunt în mare parte rezolvate. Dacă aplicăm turbine cu abur cu o contrapresiune apropiată de cea atmosferică și dirijăm aburul de evacuare către condensator, care este în același timp un generator de abur al circuitului inferior al centralei cu turbine pe corp de lucru cu fierbere scăzută și fără îngheț, producția totală de energie poate crește semnificativ datorită reducerii temperaturii de eliminare a căldurii din ciclu. Condensarea aburului din corpul de lucru cu fierbere scăzută se realizează în condensatorul de aer, astfel încât capacitatea utilă a centralei în timpul iernii crește semnificativ odată cu creșterea cererii de energie electrică. În plus, nu există costuri cu aburul pentru ejectoare pentru eliminarea gazelor necondensabile și, de asemenea, este posibilă utilizarea parțială a căldurii din apa geotermală pentru supraîncălzirea vaporilor corpului de lucru cu fierbere scăzută. Funcționarea instalației pe timp de iarnă este mai ușoară, deoarece nu există un contact deschis al apei cu aerul (instalația este „uscată”), iar temperatura apei în schimbătoare de căldură și conducte nu scade sub 60 °С.
Centralele geotermale combinate funcționează deja în străinătate, dar în zone cu climă tropicală, unde eficiența lor nu se poate manifesta pe deplin din cauza temperaturilor ridicate ale aerului. Pentru regiunile nordice, avantajele sus-menționate ale acestor centrale oferă perspective mari pentru aplicarea lor. În cadrul licitației internaționale în curs pentru construirea primei etape a GeoTES Mutnovskaya, o centrală cu ciclu combinat este considerată una dintre opțiunile posibile.
Oceanul GeoTES
În prezent, alimentarea cu energie electrică a orașului Kurilsk și a localităților Reidovo și Goryachie Klyuchi este asigurată de centrale diesel, în timp ce alimentarea cu căldură este asigurată de cazane pe cărbune. Combustibilul diesel este importat în timpul perioadei scurte de navigație — insula Iturup nu are combustibil propriu. Pentru achiziționarea de combustibil s-au cheltuit 16,3 milioane RUR în prețurile din 1988. În ultimii ani, din cauza dificultăților financiare, importul de combustibil pe insulă a scăzut brusc; energia electrică este furnizată populației timp de 2-3 ore pe zi.
În același timp, insula are cele mai bogate rezerve de surse de energie geotermală cu potențial ridicat la scara insulei, care, în plus, au fost deja explorate în mare măsură. Aproximativ 75-80 miliarde de ruble în prețuri curente au fost cheltuite pentru explorarea hidrogeologică și cercetare și dezvoltare pentru crearea GeoTES. Comisia de Stat a Federației Ruse a aprobat rezerve de energie hidrotermală cu abur de 15 MW(e). Studiul de fezabilitate pentru construcția GeoTES Ocean cu o capacitate a primei etape de 12 MW și pentru dezvoltarea completă de 30 MW a fost aprobat — Ordinul Ministerului Combustibilului și Energiei al Federației Ruse N168 din 10.08.94. Costul energiei electrice la GeoTES este de peste două ori mai mic decât la DPS. Combustibilul importat va fi eliminat în proporție de 2,5-3 mii tec/an-MW. Situația mediului pe insulă va fi îmbunătățită.
Pauzhetskaya GeoTES
Centrala geotermală Pauzhetskaya de 11 MW utilizează pentru turbinele cu aburi numai aburul geotermal separat din amestecul abur-apă din puțurile geotermale. O cantitate mare de apă geotermală (aproximativ 80 % din consumul total de PVA) cu o temperatură de 120°C este evacuată în râul de reproducere Ozernaya, ceea ce duce nu numai la pierderi ale potențialului termic al purtătorului de căldură geotermală, ci și la înrăutățirea semnificativă a stării ecologice a râului.
Se propune utilizarea căldurii evacuării apei geotermale pentru a genera electricitate prin crearea unei centrale electrice cu două circuite pe un corp de lucru cu fierbere scăzută. Este rezonabil să se utilizeze izopentanul sau izobutanul ca corp de lucru; proiectul unei astfel de unități energetice modulare a fost elaborat pentru Stavropol GeoTES. Debitul apei de evacuare la GeoTES Pauzhetskaya în funcțiune este suficient pentru o unitate de putere de 2 MW, costul echipamentului este de 1000 $/kW. Temperatura apei evacuate este redusă la 55°C, reducându-se astfel semnificativ poluarea termică a râului.