В даний час геотермальна енергія використовується в 51 країні електрогенеруючих технологіях. За п'ять років (з 2010 до 2015 року) сумарна потужність геотермальних електростанцій зросла на 16 % і склала 12 635 МВт. Істотне збільшення потужності геотермальних електростанцій обумовлено екологічною безпекою, суттєвою економічною ефективністю та високими показниками використання. встановленої потужності.

Сьогодні геотермальні електростанції (ГеоЕС) експлуатуються у 26 країнах із щорічним виробленням електроенергії близько 73 549 ГВт. Очікуване зростання встановленої потужності геотермальних електростанцій до 2020 року - близько 21443 МВт (рис. 1). Значні показники в галузі геотермальної енергетики мають США: загальна встановлена ​​потужність ГеоЕС становить 3450 МВт при щорічному виробленні електроенергії 16,6 МВт/год. На другому місці Філіппіни із сумарною потужністю ГеоЕС 1870 МВт, на третьому Індонезія – 1340 МВт. При цьому найбільший приріст потужності ГеоЕС за останні п'ять років відзначений у Туреччині — з 91 до 397 МВт, тобто на 336%. Далі йдуть Німеччина - на 280% (з 6,6 до 27 МВт) і Кенія - на 194% (з 202 до 594 МВт).

У сучасній геотермальній енергетиці найпоширенішими є ГеоЕС із тепловою схемою турбоустановки, що включає додаткове розширення геотермальної пари, загальна потужність якої становить 5079 МВт. На перегрітій геотермальній парі працюють енергоблоки ГеоЕС сумарною потужністю 2863 МВт. Загальна потужність енергоблоків ГеоЕС із двома ступенями розширення пари дорівнює 2544 МВт.

Геотермальні бінарні енергоблоки з органічним циклом Ренкіна набувають все більшого поширення, і на сьогоднішній момент їх сумарна потужність перевищує 1800 МВт. Середня одинична потужність бінарних енергоблоків дорівнює 6,3 МВт, енергоблоків з одним тиском сепарації – 30,4 МВт, з двома тисками сепарації – 37,4 МВт, а енергоблоків, що працюють на перегрітій парі – 45,4 МВт.

Основний приріст встановленої потужності сучасних геотермальних електростанцій у світі останніми роками здійснюється значною мірою рахунок спорудження нових ГеоЕС з енергоблоками бінарного циклу.

Технологічні схеми сучасних ГеоЕС можна класифікувати за фазовим станом геотермального теплоносія, типу термодинамічного циклу та застосовуваних турбін (рис. 2). Геотермальні електростанції працюють на геотермальному теплоносії у вигляді перегрітої пари, пароводяної суміші та гарячої води. Прямий цикл ГеоЕС характеризується використанням у всьому технологічному тракті як робоче середовище геотермального теплоносія.

ГеоЕС з бінарним циклом в основному застосовуються на родовищах з низькотемпературною гарячою водою(90-120 °C), які характеризуються використанням у другому контурі низькокиплячого робочого тіла. Двоконтурні ГеоЕС припускають використання бінарного та комбінованого бінарного циклів. У комбінованому циклі ГеоЕС парова турбіна працює на геотермальній парі, а утилізація тепла відпрацьованого або скидного геотермального теплоносія у вигляді рідкої фази здійснюється в бінарній енергоустановці другого контуру.

Конденсаційні турбіни одноконтурних ГеоЕС працюють на геотермальній перегрітій парі, а також на насиченій парі, відсепарованій з пароводяної суміші. Турбіни з протитиском використовуються на одноконтурних ГеоТЕС, які поряд із виробленням електроенергії забезпечують теплом системи теплопостачання.

В даний час в Росії енергоблоки з протитисковими турбінами експлуатуються на островах Кунашир та Ітуруп (входять до Курильської гряди). На Калузькому турбінному заводі були розроблені енергоблоки "Омега-500", "Туман-2,0" та "Туман-2,5".

Протитискні турбоустановки значно простіше конденсаційних за своєю конструкцією, тому їх ціна істотно нижча.

Досить часто застосовуються технологічні схеми одноконтурних ГеоЕС з одним, двома та трьома тисками сепарації, так звані схеми SingleFlash, Double-Flash та Triple-Flash, відповідно. Так, ГеоЕС з двома та трьома тисками сепарації передбачають використання додаткової вторинної пари, отриманої в розширювачі внаслідок закипання сепарату. Це дозволяє збільшити використання тепла геотермального флюїду проти ГеоЕС з одним тиском сепарації.

Геотермальні паротурбінні установки виробляють компанії в Японії, США, Італії та Росії.

У табл. 1 представлені основні фірми-виробники сучасних парових турбоустановок та обладнання для геотермальних електростанцій. Конструкція геотермальних турбін має низку особливостей, які обумовлені використанням низькопотенційної геотермальної насиченої пари в якості робочого середовища, що відрізняється корозійною агресивністю та схильністю до утворення відкладень.

До сучасних передових технологій підвищення ефективності геотермальних турбін можна віднести:

• внутрішньоканальну сепарацію вологи в проточній частині турбіни, включаючи периферійну сепарацію вологи, відведення вологи через щілини в порожнистих соплових лопатках і ступінь-сепаратор;
• системи періодичного промивання проточної частини та кінцевих ущільнень на працюючій турбіні;
• застосування технології керування фізико-хімічними властивостями геотермального теплоносія присадками поверхнево-активних речовин;
• зниження втрат у турбінних ґратах рахунок оптимізації геометрії сопловых і робочих лопаток, включаючи використання високоефективних шаблевидних лопаток.

Так, у конструкції геотермальної парової турбіни ВАТ «КТЗ» потужністю 25 МВт для Мутновської ГеоЕС застосовані спеціальні пристрої для сепарації вологи, що дозволяють видалити до 80% рідкої фази у вигляді великих крапель і рідких плівок із проточної частини. Починаючи з четвертого турбінного ступеня, у проточній частині застосовано розвинуту систему периферійної сепарації вологи. У сьомому та восьмому ступенях обох потоків турбіни використовується внутрішньоканальна сепарація вологи в соплових ґратах. Досить ефективним методом видалення вологи є застосування спеціального турбінного ступеня-сепаратора, який дозволяє збільшити ККД турбіна майже на 2%.

Солевміст пара, що надходить у проточну частину турбін ГеоЕС, залежить від мінералізації вихідного геотермального флюїду та ефективності поділу фаз у сепараційних пристроях. Ефективність сепараційних пристроїв значною мірою визначає ступінь занесення проточної частини турбін солеотложениями, і навіть впливає інтенсивність краплеударної ерозії турбінних лопаток і корозійного розтріскування металу елементів проточної частини турбін.

У технологічних схемах сучасних геотермальних електростанцій застосовуються вертикальні та горизонтальні сепаратори. Вертикальні сепаратори використовуються в основному на ГеоЕС, побудованих за участю новозеландських фахівців у Новій Зеландії, Філіппінах та інших країнах. Горизонтальні сепаратори застосовуються в геотермальних енергоблоках у Росії, США, Японії та Ісландії. Причому до 70% ГеоЕС у світі працює з вертикальними сепараторами. Вертикальні сепаратори здатні в середньому забезпечувати рівень сухості пари на виході до 99,9 %. При цьому їх ефективність істотно залежить від режимних параметрів: витрати і тиску вологої пари, вміст вологи вмісту пароводяної суміші (ПВС), рівня рідини в сепараторі та ін.

У Росії розроблені та експлуатуються на енергоблоках ГеоЕС горизонтальні сепаратори, що відрізняються високою ефективністю та малогабаритними характеристиками. Ступінь сухості пари на виході із сепаратора досягає 99,99%. В основу цих розробок лягли дослідження та технології підприємств, які виготовляють обладнання для АЕС, суднобудування та інших галузей. Такі сепаратори встановлені та успішно працюють у модульних енергоблоках ВерхньоМутнівської ГеоЕС та на першій черзі Мутнівської ГеоЕС (рис. 3).

Перевага бінарних установок, що полягає насамперед можливості виробляти електроенергію на основі низькотемпературного джерела тепла, значною мірою визначило основні напрямки їх застосування. Особливо доцільним є використання бінарних установок для:

• енергозабезпечення (також і автономного) регіонів, що мають низькотемпературні геотермальні ресурси;
• підвищення потужності діючих ГеоЕС, які працюють на високотемпературному геотермальному теплоносії, без буріння додаткових свердловин;
• підвищення ефективності використання геотермальних джерел за рахунок застосування бінарних установок у технологічних схемах комбінованих геотермальних електростанцій, що знову проектуються.

Теплофізичні, термодинамічні та ін властивості органічних низькокиплячих речовин істотно впливають на вигляд і ефективність теплового циклу, технологічні параметри, конструкцію та характеристики обладнання, режими експлуатації, надійність та екологічність бінарних установок.

На практиці застосовуються близько 15 різних низькокиплячих органічних речовин і сумішей як робоче тіло бінарних установок. За фактом в даний час геотермальні бінарні енергоблоки в основному працюють на вуглеводнях - близько 82,7% від сумарної встановленої потужності бінарних енергоблоків у світі, фторвуглеців - 6,7%, хлорфторвуглеців - 2,0%, водно-аміачної суміші - 0,5 %, відсутні дані по робочому тілу для 8,2%.

Геотермальні електростанції з комбінованим бінарним циклом відрізняються тим, що геотермальний флюїд першого контуру не тільки є джерелом тепла для другого контуру, а й безпосередньо використовується для перетворення теплоти на механічну роботу в паровій турбіні.

Парова фаза геотермального двофазного теплоносія використовується безпосередньо для вироблення електричної енергії шляхом розширення в паровій турбіні з протитиском, а теплоту конденсації геотермальної пари (а також сепарату) направляють у другий низькотемпературний контур, в якому для вироблення електроенергії використовується органічне робоче тіло. Застосування подібної комбінованої схеми ГеоЕС особливо доцільно у випадках, коли вихідний геотермальний флюїд містить велику кількість газів, що не конденсуються, оскільки витрати енергії на видалення їх з конденсатора можуть бути значними.

Результати термодинамічних розрахунків показують, що за всіх рівних вихідних умов використання бінарного енергоблока геотермальних електростанціях комбінованого циклу може збільшити потужність ГеоЕС типу Single-Flash на 15 %, а ГеоЕС DoubleFlash — на 5 %. Нині бінарні установки виробляються заводах США, Німеччини, Італії, Швеції, Росії та інших. країнах. Відомості про деякі технічні характеристикибінарних установок, що випускаються різними виробниками, представлені у табл. 2.

На рис. 4 представлені дані про вартість встановленої потужності в 1 кВт при спорудженні різних ГеоЕС з турбоустановками на геотермальному парі та низькокиплячому органічному робочому тілі, що свідчать про залежність вартості ГеоЕС від застосовуваного циклу та температури геотермального геофлюїду.

Найбільш перспективними російськими геотермальними енергетичними проектами є розширення Мутнівської ГеоЕС (50 МВт) та Верхньо-Мутнівської ГеоЕС (12 МВт) комбінованими (з бінарним циклом) енергоблоками потужністю 10 і 6,5 МВт, відповідно, за рахунок утилізації тепла їхнього скидання. свердловин, а також будівництво другої черги Мутнівської ГеоЕС потужністю 50 МВт.

Висновки

1. У світовій геотермальній енергетиці застосовуються технологічні схеми з ГеоЕС прямого, бінарного та комбінованого циклів – залежно від фазового стану та температури геотермального теплоносія.
2. Основний приріст у сумарній встановленій потужності ГеоЕС у світі останніми роками здійснюється за рахунок розвитку бінарних геотермальних енерготехнологій.
3. Питома вартість встановленої потужності геотермальних енергоблоків суттєво залежить від температури геотермального теплоносія та з її збільшенням різко знижується.

Геотермальна енергетика

Анотація.

Вступ.

Вартість електроенергії, що виробляється геотермальними електростанціями.

Список літератури.

Анотація.

У цій роботі наведена історія розвитку геотермальної енергетики, як у всьому світі, так і в нашій країні Росії. Виконано аналіз використання глибинного тепла Землі, для перетворення його на електричну енергію, а також для забезпечення міст та селищ теплом та гарячим водопостачанням у таких регіонах нашої країни, як на Камчатці, Сахаліні, Північному Кавказі. Зроблено економічне обґрунтування розробки геотермальних родовищ, будівництво електростанцій та терміни їхньої окупності. Порівнюючи енергії геотермальних джерел з іншими видами джерел електроенергії отримуємо перспективність розвитку геотермальної енергетики, яка має зайняти важливе місце у загальному балансі використання енергії. Зокрема, для рест-руктуризації та переозброєння енергетики Камчатської області та Курильських островів, частково Примор'я та Північного Кавка слід використовувати власні геотермальні ресурси.

Вступ.

Основними напрямками розвитку генеруючих потужностей в енергетиці країни на найближчу перспективу є технічне переозброєння та реконструкція електростанцій, а також введення нових потужностей, що генерують. Насамперед це будівництво парогазових установок з ККД 5560%, що дозволить підвищити ефективність існуючих ТЕС на 2540%. Наступним етапом має стати спорудження теплових електростанцій з використанням нових технологій спалювання твердого палива та з надкритичними параметрами пари для досягнення ККД ТЕС, що дорівнює 46-48%. Подальший розвиток отримають і атомні електростанції з реакторами нових типів на теплових та швидких нейтронах.

Важливе місце у формуванні енергетики Росії займає сектор теплопостачання країни, який є найбільшим за обсягом енергоресурсів, що споживаються, більше 45% їх загального споживання. У системах централізованого теплопостачання (ЦТ) виробляється понад 71%, а децентралізованими джерелами близько 29% всього тепла. Електростанціями відпускається понад 34% всього тепла, котельнями приблизно 50%. Відповідно до енергетичної стратегії Росії до 2020р. планується зростання теплоспоживання країни щонайменше ніж у 1,3 разу, причому частка децентралізованого теплопостачання зростатиме з 28,6% 2000г. до 33% у 2020р.

Підвищення цін, що відбулося останніми роками, на органічне паливо (газ, мазут, дизельне паливо) та на його транспортування у віддалені райони Росії та відповідно об'єктивне зростання відпускних цін на електричне та теплову енергіюВажливо змінюють ставлення до використання НВИЭ: геотермальної, вітрової, сонячної.

Так, розвиток геотермальної енергетики в окремих регіонах країни дозволяє вже сьогодні вирішувати проблему електро- та теплопостачання, зокрема на Камчатці, Курильських островах, а також на Північному Кавказі, в окремих районах Сибіру та європейської частини Росії.

Серед основних напрямів удосконалення та розвитку систем теплопостачання має стати розширення використання місцевих нетрадиційних відновлюваних джерел енергії та насамперед геотермального тепла землі. Вже протягом найближчих 7-10 років за допомогою сучасних технологій локального теплопостачання завдяки термальному теплу можна заощадити значні ресурси органічного палива.

В останні десятиліття використання нетрадиційних відновлюваних джерел енергії (НВІЕ) переживає у світі справжній бум. Масштаб застосування цих джерел зріс у кілька разів. Даний напрямок розвивається найбільш інтенсивно в порівнянні з іншими напрямками енергетики. Причин цього явища є кілька. Насамперед очевидно, що епоха дешевих традиційних енергоносіїв безповоротно закінчилася. У цій галузі є лише одна тенденція – зростання цін на всі їхні види. Не менш значуще прагнення багатьох країн, позбавлених своєї паливної бази до енергетичної незалежності Істотну роль грають екологічні міркування, зокрема з викиду шкідливих газів. Активну моральну підтримку застосування НДІЕ надає населення розвинутих країн.

З цих причин розвиток НВІЕ у багатьох державах є пріоритетним завданням технічної політики в галузі енергетики. У низці країн ця політика реалізується через прийняту законодавчу та нормативну базу, в якій встановлено правові, економічні та організаційні засади використання НВІЕ. Зокрема, економічні основи полягають у різних заходах підтримки НВІЕ на стадії освоєння ними енергетичного ринку (податкові та кредитні пільги, прямі дотації та ін.)

У Росії її практичне застосування НВИЭ істотно відстає від провідних країн. Відсутня будь-яка законодавча та нормативна база, так само як і державна економічна підтримка. Все це дуже ускладнює практичну діяльність у цій сфері. Основна причина гальмівних чинників тривале економічне неблагополуччя країни і, як наслідок проблеми з інвестиціями, низький платоспроможний попит, відсутність коштів у необхідні розробки. Тим не менш, деякі роботи та практичні заходи щодо використання НВІЕ в нашій країні проводяться (геотермальна енергетика). Парогидротермальные родовища у Росії є лише Камчатці і Курильських островах. Тому геотермальна енергетика неспроможна й у перспективі зайняти значне місце у енергетиці країни загалом. Однак вона здатна радикально і на найбільш економічній основі вирішити проблему енергопостачання вказаних районів, які користуються дорогим паливом (мазут, вугілля, дизельне паливо) і знаходяться на межі енергетичної кризи. Потенціал парогідротермальних родовищ на Камчатці здатний забезпечити за різними джерелами від 1000 до 2000 МВт встановленої електричної потужності, що значно перевищує потреби цього регіону на найближчу перспективу. Таким чином, існують реальні перспективи розвитку геотермальної енергетики.

Історія розвитку геотермальної енергетики

Поряд з величезними ресурсами органічного палива Росія має в своєму розпорядженні значні запаси тепла землі, які можуть бути примножені за рахунок геотермальних джерел, що знаходяться на глибині від 300 до 2500м в основному в зонах розломів земної кори.

Територія Росії добре досліджена і сьогодні відомі основні ресурси тепла землі, які мають значний промисловий потенціал, у тому числі й енергетичний. Більше того, практично всюди є запаси тепла з температурою від 30 до 200°С.

Ще 1983г. у ВСЕГІНГЕО було складено атлас ресурсів термальних вод СРСР. У нашій країні розвідано 47 геотермальних родовищ із запасами термальних вод, які дозволяють одержати понад 240·10³м³/добу. Сьогодні у Росії проблемами використання тепла землі займаються фахівці майже 50 наукових організацій.

Для використання геотермальних ресурсів пробурено понад 3000 свердловин. Вартість досліджень геотермії та бурових робіт, вже виконаних у цій галузі, сучасні цінистановить понад 4млрд. доларів. Так на Камчатці на геотермальних полях вже пробурено 365 свердловин глибиною від 225 до 2266 м і витрачено (ще за радянських часів) близько 300млн. доларів (у сучасних цінах).

Експлуатація першої геотермальної електростанції було розпочато Італії 1904г. Перша геотермальна електростанція на Камчатці, та й перша в СРСР, Паужетська ГеоТЕС була введена в роботу в 1967р. і мала потужність 5мВт, збільшену згодом до 11 мВт. Новий імпульс розвитку геотермальної енергетики на Камчатці було надано у 90-ті роки з появою організацій та фірм (АТ «Геотерм», АТ «Інтергеотерм», АТ «Наука»), які у кооперації з промисловістю (передусім з Калузьким турбінним заводом) розробили нові прогресивні схеми, технології та види обладнання з перетворення геотермальної енергії на електричну та домоглися кредитування від Європейського банку реконструкції та розвитку. У результаті 1999г. на Камчатці було введено Верхньо-Мутнівську ГеоТЕС (три модулі по 4мВт.). Вводиться перший блок 25мВт. першої черги Мутнівської ГеоТЕС сумарною потужністю 50мВт.

Друга черга потужністю 100МВт може бути введена в 2004р.

Таким чином, найближчі та цілком реальні перспективи геотермальної енергетики на Камчатці визначилися, що є позитивним безперечним прикладом використання НВІЕ в Росії, незважаючи на серйозні економічні труднощі, які є в країні. Потенціал парогідротермальних родовищ на Камчатці здатний забезпечити 1000МВт встановленої електричної потужності, що значно перекриває потреби цього регіону на найближчу перспективу.

За даними Інституту вулканології ДВО РАН, вже виявлені геотермальні ресурси дозволяють повністю забезпечити Камчатку електрикою та теплом на понад 100 років. Поряд із високотемпературним Мутновським родовищем потужністю 300МВт (е) на півдні Камчатки відомі значні запаси геотермальних ресурсів на Кошелівському, Більше Банному, а на півночі на Кіреунському родовищах. Запаси тепла геотермальних вод на Камчатці оцінюються 5000МВт (т).

На Чукотці також є значні запаси геотермального тепла (на кордоні з Камчатською областю), частина з них вже відкрита і може активно використовуватися для прилеглих міст та селищ.

Курильські острови також багаті на запаси тепла землі, їх цілком достатньо для тепло та електрозабезпечення цієї території протягом 100-200 років. На острові Ітуруп виявлено запаси двофазного геотермального теплоносія, потужності якого (30МВт(е)) достатньо для задоволення енергопотреб всього острова в найближчі 100 років. Тут на Океанському геотермальному родовищі вже пробурені свердловини та будується ГеоЕС. На південному острові Кунашир є запаси геотермального тепла, які вже використовуються для отримання електроенергії та теплопостачання м. Южно Курильська. Надра північного острова Парамушир менш вивчені, проте відомо, що на цьому острові є значні запаси геотермальної води температурою від 70 до 95° С, тут також будується ГеоТС потужністю 20 МВт (т).

Набагато більшого поширення мають родовища термальних вод із температурою 100-200°С. За такої температури доцільно використання низькокиплячих робочих тіл у паротурбінному циклі. Застосування двоконтурних ГеоТЕС на термальній воді можливе у ряді районів Росії, насамперед на Північному Кавказі. Тут добре вивчені геотермальні родовища з температурою в резервуарі від 70 до 180 ° С, що знаходяться на глибині від 300 до 5000 м. Тут уже протягом тривалого часу використовується геотермальна вода для теплопостачання та гарячого водопостачання. У Дагестані на рік видобувається понад 6 млн. м. геотермальної води. На Північному Кавказі близько 500 тис. осіб використовують геотермальне водопостачання.

Примор'я, Прибайкалля, Західно-Сибірський регіон також мають запаси геотермального тепла, придатного для широкомасштабного застосування в промисловості та сільському господарстві.

Перетворення геотермальної енергії в електричну та теплову.

Один із перспективних напрямів використання тепла високомінералізованих підземних термальних вод – перетворення його в електричну енергію. З цією метою було розроблено технологічну схему для будівництва ГеоТЕС, що складається з геотермальної циркуляційної системи (ГЦС) та паротурбінної установки (ПТУ), схему якої наведено на рис.1. Відмінною особливістютакої технологічної схеми від відомих є те, що в ній роль випарника і перегрівача виконує внутрішньоскважинний вертикальний протиточний теплообмінник, розташований у верхній частині нагнітальної свердловини, куди по наземному трубопроводу підводиться високотемпературна термальна вода, що видобувається, яка після передачі тепла вторинному теплоносію. Вторинний теплоносій з конденсатора паротурбінної установки самопливом надходить у зону нагріву трубою, спущеної всередині теплообмінника до днища.

В основі роботи ПТУ лежить цикл Ренкіна; t,s діаграма цього циклу та характер зміни температур теплоносіїв у теплообміннику випарника.

Найважливішим моментом під час будівництва ГеоТЕС є вибір робочого тіла у вторинному контурі. Робоче тіло, що вибирається для геотермальної установки, повинно мати сприятливі хімічні, фізичні та експлуатаційні властивості за заданих умов роботи, тобто. бути стабільним, негорючим, вибухобезпечним, нетоксичним, інертним по відношенню до конструкційних матеріалів та дешевих. Бажано вибирати робоче тіло з нижчим коефіцієнтом динамічної в'язкості (менше гідравлічні втрати) та з більш високим коефіцієнтом теплопровідності (поліпшується теплообмін).

Всі ці вимоги одночасно виконати практично неможливо, тому завжди доводиться оптимізувати вибір того чи іншого робочого тіла.

Невисокі початкові параметри робочих тіл геотермальних енергетичних установок призводять до пошуку низькокиплячих робочих тіл з негативною кривизною правої прикордонної кривої в t, s діаграмі, оскільки використання води і водяної пари призводить в цьому випадку до погіршення термодинамічних показників і до різкого збільшення габаритів паротурбінних установ. підвищує їхню вартість.

Як надкритичний агент вторинного контуру бінарних енергетичних циклів запропоновано застосовувати суміш ізобутан + ізопентан у надкритичному стані. Використання надкритичних сумішей зручно тим, що критичні властивості, тобто. критична температура tк(x), критичний тиск pк(x) та критична щільність qк(x) залежать від складу суміші x. Це дозволить шляхом підбору складу суміші вибрати надкритичний агент із найбільш сприятливими критичними параметрами для відповідної температури термальної води конкретного геотермального родовища.

Як вторинний теплоносій використовується легкокиплячий вуглеводородизобутан, термодинамічні параметри якого відповідають необхідним умовам. Критичні параметри ізобутану: tк = 134,69 ° C; pк = 3,629 МПа; qк =225,5кг/м³. Крім того, вибір ізобутану як вторинного теплоносія обумовлений його відносно невисокою вартістю та екологічною нешкідливістю (на відміну від фреонів). Вибутий як робоче тіло знайшов широке поширення за кордоном, а також пропонується використовувати його в надкритичному стані в бінарних геотермальних енергетичних циклах.

Енергетичні характеристики установки розраховані для великого діапазону температур води, що видобувається, і різних режимів її роботи. При цьому завжди приймалося, що температура конденсації изобутана tкон =30°C.

Виникає питання про вибір найменшого температурного напору. З одного боку, зменшення êt призводить до збільшення поверхні теплообмінника випарника, що може бути економічно невиправданим. З іншого боку, збільшення êt при заданій температурі термальної води tт призводить до необхідності знизити температуру випаровування tз (а, отже, і тиск), що негативно позначиться на ККД циклу. Найчастіше рекомендується приймати êt = 10÷25ºС.

Отримані результати показують, що існують оптимальні параметри паросилової установки, які залежать від температури води, що надходить в первинний контур парогенератора теплообмінника. Зі збільшенням температури випаровування ізобутану tз зростає потужність N вироблена турбіною на 1кг/с витрати вторинного теплоносія. При цьому в міру збільшення tз зменшується кількість ізобутану, що випаровується на 1кг/с витрати термальної води.

З підвищенням температури термальної води збільшується та оптимальна температуравипаровування.

На рис.3 представлені графіки залежності потужності N, що виробляється турбіною, від температури випаровування tз вторинного теплоносія при різних температурах термальної води.

Для високотемпературної води (tт = 180ºС) розглянуті надкритичні цикли, коли початковий тиск пари pн= 3,8; 4,0; 4,2; та 5,0МПа. З них найбільш ефективними з точки зору отримання максимальної потужності є надкритичний цикл, наближений до так званого трикутного циклу з початковим тиском pн = 5,0 Мпа. При цьому циклі внаслідок мінімальної різниці температур між теплоносієм та робочим тілом температурний потенціал термальної води використовується найбільш повно. Порівняння цього циклу з докритичним (pн=3,4Мпа) показує, що потужність, що виробляється турбіною при надкритичному циклі, збільшується на 11%, щільність потоку речовини, що надходить на турбіну, в 1,7 рази вище, ніж у циклі з pн= 3 ,4Мпа, що призведе до поліпшення транспортних властивостей теплоносія та зменшення розмірів обладнання (підводних трубопроводів та турбіни) паротурбінної установки. Крім того, у циклі з pн= 5,0Мпа температура відпрацьованої термальної води tн, що нагнітається назад у пласт, становить 42ºС, тоді як у докритичному циклі з pн= 3,4 МПа температура tн= 55ºС.

У той же час підвищення початкового тиску до 5,0 МПа у надкритичному циклі впливає на вартість обладнання, зокрема вартість турбіни. Хоча зі зростанням тиску розміри проточної частини турбіни зменшуються, одночасно зростає кількість щаблів турбіни, потрібно більш розвинене кінцеве ущільнення і, головне, збільшується товщина стінок корпусу.

Для створення надкритичного циклу в технологічній схемі ГеоТЕС необхідна установка насоса на трубопроводі, що зв'язує конденсатор із теплообмінником.

Однак такі фактори, як збільшення потужності, зменшення розмірів трубопроводів, що підводять і турбіни і більш повне спрацьовування температурного потенціалу термальної води, говорять на користь надкритичного циклу.

Надалі слід шукати теплоносії з нижчою критичною температурою, що дозволить створювати надкритичні цикли під час використання термальних вод із нижчою температурою, оскільки тепловий потенціал переважної більшості розвіданих родовищ біля Росії вбирається у 100÷120ºС. У цьому плані найбільш перспективним є R13B1(трифторбромметан) з такими критичними параметрами: tк= 66,9ºС; pк = 3,946 МПа; qк= 770кг/м³.

Результати оціночних розрахунків показують, що застосування в первинному контурі ГеоТЕС термальної води з температурою tк= 120ºС і створення у вторинному контурі на хладоні R13B1 надкритичного циклу з початковим тиском pн= 5,0МПа також дозволяють збільшити потужність турбіни до 14% початковим тиском pн = 3,5 МПа.

Для успішної експлуатації ГеоТЕС необхідно вирішувати проблеми, пов'язані з виникненням корозії та солевідкладень, які, як правило, посилюються зі збільшенням мінералізації термальної води. Найбільш інтенсивні солеотложения утворюються через дегазацію термальної води та порушення внаслідок цієї вуглекислотної рівноваги.

У запропонованій технологічній схемі первинний теплоносій циркулює по замкнутому контуру: пласт - видобувна свердловина - наземний трубопровід - насос - свердловина нагнітальна - пласт, де умови для дегазації води зведені до мінімуму. У той же час слід дотримуватись таких термобаричних умов у наземній частині первинного контуру, які перешкоджають дегазації та випаданню карбонатових відкладень (залежно від температури та мінералізації тиск необхідно підтримувати на рівні 1,5 МПа та вище).

Зниження температури термальної води призводить до випадання та некарбонатних солей, що було підтверджено дослідженнями, проведеними на Каясулінському геотермальному полігоні. Частина солей, що випадають в осад, відкладатиметься на внутрішній поверхні нагнітальної свердловини, а основна маса виноситься в привибійну зону. Відкладення солей на вибої нагнітальної свердловини сприятиме зниженню ємності та поступовому зменшенню циркулярного дебіту, аж до повної зупинки ГЦС.

Для запобігання корозії та солевідкладень у контурі ГЦС можна використовувати ефективний реагент ОЕДФК (оксиетил-дендифосфонова кислота), що має тривалу антикоро-іонну та антинакипну дію пасивації поверхні. Відновлення пасивуючого шару ОЕДФК здійснюється шляхом періодичного введення імпульсного розчину реагенту в термальну воду біля гирла видобуткової свердловини.

Для розчинення сольового шламу, який буде накопичуватися в привибійній зоні, а отже і для відновлення ємності нагнітальної свердловини дуже ефективним реагентом є НМК (концентрат низькомолекулярних кислот), який також можна періодично вводити в циркульовану термальну воду на ділянці до нагнітального.

Отже, з вище сказаного можна запропонувати, що з перспективних напрямів освоєння теплової енергії земних надр є її перетворення на електричну шляхом будівництва двоконтурних ГеоТЕС на низькокиплячих робочих агентах. Ефективність такого перетворення залежить від багатьох факторів, зокрема вибору робочого тіла і параметрів термодинамічного циклу вторинного контуру ГеоТЕС.

Результати проведеного розрахункового аналізу циклів з використанням різних теплоносіїв у вторинному контурі показують, що найбільш оптимальними є надкритичні цикли, які дозволяють підвищити потужність турбіни та ККД циклу, покращити транспортні властивості теплоносія та більш повно спрацьовувати температуру вихідної термальної води, що циркулює у первинному контурі ГеоТЕС.

Встановлено також, що для високотемпературної термальної води (180ºС і вище) найперспективнішим є створення надкритичних циклів у вторинному контурі ГеоТЕС з використанням ізобутану, тоді як для вод із нижчою температурою (100÷120ºС і вище) при створенні таких же циклів найбільш відповідним теплоносієм є хладон R13В1.

Залежно від температури термальної води, що видобувається, існує оптимальна температура випаровування вторинного теплоносія, що відповідає максимальної потужності, що виробляється турбіною.

Надалі необхідно вивчати надкритичні суміші, використання яких як робочий агент для геотермальних енергетичних циклів є найбільш зручним, так як шляхом підбору складу суміші можна легко змінювати їх критичні властивості в залежності від зовнішніх умов.

Інший напрямок використання геотермальної енергії – геотермальне теплопостачання, яке вже давно знайшло застосування на Камчатці та Північному Кавказі для обігріву теплиць, опалення та гарячого водопостачання у житлово-комунальному секторі. Аналіз світового та вітчизняного досвіду свідчить про перспективність геотермального теплопостачання. Нині у світі працюють геотермальні системи теплопостачання загальною потужністю 17175 МВт, лише у США експлуатується понад 200 тисяч геотермальних установок. За планами Європейського союзу, потужність геотермальних систем теплопостачання, включаючи теплові насоси, повинна зрости з 1300 МВт 1995р до 5000 МВт 2010г.

У СРСР геотермальні води використовувалися в Краснодарському та Ставропольському краях, Кабардино-Балкарії, Північній Осетії, Чечено-Інгушетії, Дагестані, Камчатській області, Криму, Грузії, Азербайджані та Казахстані. У 1988 р добувалося 60,8 млн. м³ геотермальної води, сьогодні у Росії її видобувається до 30млн. м³ на рік, що еквівалентно 150÷170 тис. т умовного палива. Водночас технічний потенціал геотермальної енергії, за даними Міненерго РФ, становить 2950 млн. т умовного палива.

За минулі 10 років у нашій країні розпалася система розвідки, розробки та експлуатації геотермальних ресурсів. У СРСР науково-дослідними роботами з цієї проблеми займалися інститути Академії наук, міністерств геології та газової промисловості. Розвідку, оцінку та затвердження запасів родовищ виконували інститути та регіональні підрозділи міністерства геології. Буріння продуктивних свердловин, облаштування родовищ, розробку технологій зворотного накачування, очищення геотермальних вод, експлуатацію геотермальних систем теплопостачання здійснювали підрозділи Міністерства газової промисловості. У його складі працювало п'ять регіональних експлуатаційних управлінь, науково-виробниче об'єднання «Союзгеотерм» (Махачкала), яким було розроблено схему перспективного використання геотермальних вод СРСР. Проектуванням систем та обладнання геотермального теплопостачання займався Центральний науково-дослідний та проектно-експерементальний інститут інженерного обладнання.

В даний час припинилися комплексні науково-дослідні роботи в галузі геотермії: від геолого-гідрогеологічних досліджень до проблем очищення геотермальних вод. Не ведеться розвідувальне буріння, облаштування розвіданих раніше родовищ, не модернізується обладнання існуючих геотермальних систем теплопостачання. Роль державного управління розвитку геотермії нікчемна. Фахівці з геотермії розрізнені, їх досвід не потрібний. Аналіз існуючого становища та розвитку в нових економічних умов Росії виконаємо з прикладу Краснодарського краю.

Для цього регіону з усіх НВІЕ найперспективніше використання геотермальних вод. На рис.4 представлені пріоритети використання НВІЕ для теплопостачання об'єктів Краснодарського краю.

У Краснодарському краї щорічно видобувається до 10 млн. м³/рік геотермальної води з температурою 70÷100º С, що заміняє 40÷50 тис. т органічного палива (у перерахунку на умовне паливо). Експлуатується 10 родовищ, у яких працює 37 свердловин, у стадії освоєння перебувають 6 родовищ із 23 свердловинами. Загальна кількість геотермальних свердловин77. Геотермальними водами опалюється 32 га. теплиць, 11 тис. квартир у восьми населених пунктах, гарячим водопостачанням забезпечується 2 тис. чол. Розвідані експлуатаційні запаси геотермальних вод краю оцінюються 77,7тис. м³/сут, або під час експлуатації протягом опалювального сезону-11,7млн. м³ в сезон, прогнозні запаси відповідно 165тис. м³/сут і 24,7млн. м³ у сезон.

Одне з найбільш розроблених Мостівське геотермальне родовище в 240 км від Краснодара в передгір'ях Кавказу, на якому пробурено 14 свердловин глибиною 1650÷1850м з дебітами 1500÷3300 м³/добу, температурою в гирлі 67÷78º С, загальною мін. 9г/л. За хімічним складом геотермальна вода майже відповідає нормам на питну воду. Основний споживач геотермальної води даного родовища – тепличний комбінат з площею теплиць до 30 га, на якому раніше працювало 8 свердловин. Нині тут опалюється 40% площі теплиць.

Для теплопостачання житлових та адміністративних будівельсел. Мостовий у 80-ті роки було збудовано геотермальний центральний тепловий пункт (ЦТП) розрахунковою тепловою потужністю 5МВт, схема якого наведена на рис.5. Геотермальна вода в ЦТП надходить від двох свердловин з дебітом кожна 45÷70 м³/год і температурою 70÷74ºС у два баки-акумулятори місткістю по 300м³. Для утилізації теплоти скидної геотермальної води встановлено два парокомпресорні теплові насоси розрахунковою тепловою потужністю 500кВт. Відпрацьована в системах опалення геотермальна вода з температурою 30÷35ºС перед теплонасосною установкою (ТНУ) поділяється на два потоки, один з яких охолоджується до 10ºС та зливається у водойму, а другий догрівається до 50ºС та повертається до баків-акумуляторів. Теплонасосні установки були виготовлені московським заводом "Компресор" на базі холодильних машинА-220-2-0.

Регулювання теплової потужності геотермального опаленняза відсутності пікового догріву здійснюється двома способами: пропусками теплоносія та циклічно. При останньому способісистеми періодично заповнюються геотермальним теплоносієм з одночасним зливом охолодженого. При добовому періоді опалення Z час натоплення Zн визначається за формулою

Zн = 48j/(1 + j), де коефіцієнт відпускної теплоти; розрахункова температура повітря у приміщенні, °С; і фактична та розрахункова температура зовнішнього повітря, °С.

Місткість баків-акумуляторів геотермальних систем визначається за умови забезпечення нормованої амплітуди коливань температури повітря в житлових приміщеннях, що опалюються (±3°С) за формулою.

де kFтепловіддача системи опалення, що припадає на 1°С температурного тиску, Вт/°С; Z = Zн + Z період роботи геотер-мального опалення; Zтривалість паузи, год; Qp та Qpрозрахункова та середня за сезон теплова потужність системи опалення будівлі, Вт; c·pоб'ємна теплоємність геотермальної води, Дж/(м³· ºС); число включень геотермального опалення за добу; k1коефіцієнт теплових втрат у системі геотермального теплопостачання; А1амплітуда коливань температури в опалюваній будівлі, ºС; Рномсумарний показник теплопоглинання опалювальних приміщень; Vс та Vтс місткість систем опалення та теплових мереж, м³.

При роботі теплових насосів співвідношення витрат геотермальної води через випарник Gі та конденсатор Gк визначається за формулою:

Де tk, to, tі температура геотермальної води після конденсатора, системи опалення будівлі та випарників ТНУ, ºС.

Слід зазначити низьку надійність конструкцій теплових насосів, що застосовувалися, так як умови їх роботи істотно відрізнялися від умов роботи холодильних машин. Відношення тисків нагнітання та всмоктування компресорів під час роботи в режимі теплових насосів у 1,5÷2 рази перевищує аналогічне відношення у холодильних машинах. Відмови шатуннопоршневої групи, олійного господарства, автоматики призвели до передчасного виходу цих машин з ладу.

Внаслідок відсутності контролю гідрологічного режиму експлуатація Мостівського геотермального родовища вже через 10 років тиск у гирлі свердловин зменшився у 2 рази. З метою відновлення пластового тиску родовища 1985р. було пробурено три нагнітальні свердловини, побудовано насосну станцію, проте їхня робота не дала позитивного результату через низьку приёмистость пластів.

Для найперспективнішого використання геотермальних ресурсів м. Усть-Лабинска з населенням 50 тис. людина, що у 60 км від Краснодара, розроблено систему геотермального теплопостачання розрахункової теплової потужністю 65 МВт. З трьох водонасосних горизонтів обрані еоцен-палеоценові відкладення глибиною залягання 2200÷2600м із пластовою температурою 97÷100ºС, мінералізацією 17÷24г/л.

В результаті аналізу існуючих та перспективних теплових навантажень відповідно до схеми розвитку теплопостачання міста визначено оптимальну, розрахункову, теплову потужність геотермальної системи теплопостачання. Техніко-економічне порівняння чотирьох варіантів(Три з них без пікових котелень з різною кількістю свердловин і один з догріванням в котельні) показало, що мінімальний термін окупності має схема з пікової котельні.

Система геотермального теплопостачання передбачає будівництво західного та центрального термоводозаборів із сімома нагнітальними свердловинами. Режим експлуатації термоводозаборів із зворотним закачуванням охолодженого теплоносія. Система теплопостачання двоконтурна з піковим догріванням у котельні та залежним приєднанням існуючих систем опалення будівель. Капітальні вкладення спорудження даної геотермальної системи склали 5,14млн. руб. (У цінах 1984 р.), термін окупності 4,5 року, розрахункова економія палива, що заміщується 18,4 тис. т. умовного палива на рік.

Вартість електроенергії, що виробляється геотермальними електростанціями.

Витрати на дослідження та розробку (буріння) геотермальних полів становлять до 50% усієї вартості ГеоТЕС, і тому вартість електроенергії, що виробляється на ГеоЕС, досить значна. Так, вартість усієї дослідно-промислової (ВП) Верхньо-Мутнівської ГеоЕС [потужність 12 (3 × 4) МВт] склала близько 300 млн. руб. Однак відсутність транспортних витрат на паливо, відновлюваність геотермальної енергії та екологічна чистота виробництва електроенергії та тепла дозволяють геотермальній енергетиці успішно конкурувати на енергетичному ринку та в деяких випадках виробляти дешевшу електроенергію та тепло, ніж на традиційних КЕС та ТЕЦ. Для віддалених районів (Камчатка, Курильські острови) ГеоЕС мають безумовну перевагу перед ТЕЦ та дизельними станціями, що працюють на привізному паливі.

Якщо приклад розглядати Камчатку, де понад 80% електроенергії виробляється на ТЕЦ-1 і ТЕЦ-2, що працюють на привізному мазуті, то використання геотермальної енергії більш вигідні. Навіть сьогодні, коли ще триває процес будівництва та освоєння нових ГеоЕС на Мутнівському геотермальному полі, собівартість електроенергії на Верхньо-Мутнівській ГеоЕС більш ніж удвічі нижча, ніж на ТЕЦ у Петропавловську Камчатському. Вартість 1кВт×ч(е) на старій Паужетській ГеоЕС у 2?3 рази нижче, ніж на ТЕЦ-1 та ТЕЦ-2.

Собівартість 1кВт×ч електроенергії на Камчатці в липні 1988 р. була від 10 до 25 центів, а середній тариф на електроенергію було встановлено на рівні 14 центів. У червні 2001р. у цьому регіоні тариф на електроенергію за 1кВт×ч становив від 7 до 15 центів. На початку 2002р. середній тариф у ВАТ «Камчатськенерго» дорівнював 3,6 руб. (12центів). Цілком зрозуміло, що економіка Камчатки не може успішно розвиватися без зниження вартості електроенергії, що споживається, а цього можна досягти тільки шляхом використання геотермальних ресурсів.

Зараз, перебудовуючи енергетику, дуже важливо виходити із реальних цін на паливо та обладнання, а також цін на енергію для різних споживачів. У інакшеможна дійти помилкових висновків та прогнозів. Так, у стратегії розвитку економіки Камчатської області, розробленої в 2001 р. у «Дальсетіпроекті», без достатніх обґрунтувань за 1000 м³ газу була закладена ціна 50 дол., хоча ясно, що реальна вартість газу буде не нижчою за 100 дол., а тривалість освоєння газових родовищ становитиме ÷10 років. При цьому згідно із запропонованою стратегією запаси газу розраховуються на термін експлуатації не більше 12 років. Тому перспективи розвитку енергетики Камчатської області мають бути пов'язані насамперед із будівництвом серії геотермальних електростанцій на Мутнівському родовищі [до 300МВт(е)] переозброєнням Паужетської ГеоЕС, потужність якої має бути доведена до 20 МВт, та будівництво нових ГеоЕС. Останні забезпечать енергетичну незалежність Камчатки на багато років (не менше 100 років) і дозволять знизити вартість електроенергії, що продається.

Згідно з оцінкою Світової Енергетичної Ради з усіх відновлювальних джерел енергії найнижча ціна за 1кВт·год у ГеоЕС (див. таблицю).

	потужність	використ. потужності			Вартість встановл.		в послід-
	10200	55÷95(84)	2÷10	1÷8	800÷3000	70,2	22
Вітер	12500	20÷30(25)	5÷13	3÷10	1100÷1700	27,1	30
	50	8÷20	25÷125	5÷25	5000÷10000	2,1	30
Припливи	34	20÷30	8÷15	8÷15	1700÷2500	0,6

З досвіду експлуатації великих ГеоЕС на Філіпінах, Новій Зеландії, в Мексиці та США слід, що собівартість 1кВт·ч електроенергії часто перевищує 1 цента, у своїй слід пам'ятати, що коефіцієнт використання потужності на ГеоЕС сягає значення 0,95.

Геотермальне теплопостачання найвигідніше при прямому використанні геотермальної гарячої води, а також при впровадженні теплових насосів, в яких може ефективно застосовуватися тепло землі з температурою 10÷30ºС, тобто. низькопотенційне геотермальне тепло. У сучасних економічних умовах Росії розвиток геотермального теплопостачання вкрай утруднений. Основні засоби необхідно вкладати у буріння свердловин. У Краснодарському краї за вартості буріння 1м свердловини 8 тис. крб., глибині її 1800м витрати становлять 14,4 млн. крб. При розрахунковому дебіті свердловини 70м³/год, спрацьовуваному температурному тиску 30º С, цілодобовій роботі протягом 150 діб. на рік, коефіцієнті використання розрахункового дебіту протягом опалювального сезону 0,5 кількість теплоти, що відпускається, дорівнює 4385 МВт · год, або у вартісному вираженні 1,3 млн. руб. при тарифі 300 руб. / (МВт · год). За такого тарифу буріння свердловин окупатиметься 11 років. Водночас у перспективі необхідність розвитку цього напряму в енергетиці не викликає сумніву.

Висновки.

1.Практично на всій території Росії є унікальні запаси геотермального тепла з температурами теплоносія (вода, двофазний потік та пара) від 30 до 200 ºС.

2.В останні роки в Росії на основі великих фундаментальних досліджень були створені геотермальні технології, здатні швидко забезпечити ефективне застосуваннятепла землі на ГеоЕС та ГеоТС для отримання електроенергії та тепла.

3.Геотермальна енергетика має зайняти важливе місце у загальному балансі використання енергії. Зокрема, для реструктуризації та переозброєння енергетики Камчатської області та Курильських островів та частково Примор'я, Сибіру та Північного Кавказу слід використовувати власні геотермальні ресурси.

4. Широкомасштабне впровадження нових схем теплопостачання з тепловими насосами з використанням низькопотенційних джерел тепла дозволить знизити витрату органічного палива на 20÷25%.

5.Для залучення інвестицій та кредитів в енергетику слід виконувати ефективні проекти та гарантувати своєчасне повернення позикових коштів, що можливо тільки при повній та своєчасній оплаті електроенергії та тепла, відпущених споживачам.

Список літератури.

1. Перетворення геотермальної енергії в електричну з використанням у вторинному контурі надкритичного циклу. Абдулагатов І.М., Алхасов А.Б. «Теплоенергетика.-1988 № 4-стор. 53-56».

2. Саламов А.А. «Геотермічні електростанції в енергетиці світу» Теплоенергетика2000 №1-стор. 79-80»

3. Тепло Землі: З доповіді «Перспективи розвитку геотермальних технологій» Екологія та життя-2001-№6-стр49-52.

4. Тарніжевський Б.В. «Стан та перспективи використання НВІЕ у Росії» Промислова енергетика-2002-№1-стор. 52-56.

5. Кузнєцов В.А. «Мутнівська геотермальна електростанція» Електричні станції-2002-№1-стор. 31-35.

6. Бутузов В.А. «Геотермальні системи теплопостачання у Краснодарському краї» Енергоменеджер-2002-№1-стр.14-16.

7. Бутузов В.А. «Аналіз геотермальних систем теплопостачання Росії» Промислова енергетика-2002 №6-стр.53-57.

8. Доброхотов В.І. «Використання геотермальних ресурсів у енергетиці Росії» Теплоенергетика-2003-№1-стр.2-11.

9. Алхасов А.Б. «Підвищення ефективності використання геотермального тепла» Теплоенергетика-2003-№3-стр.52-54.

3.4 РОЗРАХУНОК ГЕОТЕРМАЛЬНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ

Зробимо розрахунок теплової схеми геотермальної електростанції бінарного типу, згідно .

Наша геотермальна електростанція складається із двох турбін:

Перша працює на насиченій водяній парі, отриманій у розширювачі. Електрична потужність - ;

Друга працює на насиченій парі хладону R11, який випаровується за рахунок тепла води, що відводиться з розширювача.

Вода з геотермальних свердловин з тиском pгв температурою tгв надходить у розширювач. У розширювачі утворюється суха насичена пара з тиском pp. Ця пара прямує до парової турбіни. Вода, що залишилася з розширювача йде у випарник, де охолоджується на і закінчується назад у свердловину. Температурний натиск у установці випаровування = 20°С. Робочі тіла розширюються в турбінах і надходять у конденсатори, де охолоджуються водою з річки з температурою tхв. Нагрівання води в конденсаторі = 10°С, а недогрівання до температури насичення = 5°С.

Відносні внутрішні ККД турбін. Електромеханічний ККД турбогенераторів = 0,95.

Вихідні дані наведено у таблиці 3.1.

Табл. 3.1. Вихідні дані для розрахунку ГеоЕС

Принципова схема ГеоЕС бінарного типу (рис. 3.2).

Мал. 3.2. Принципова схема ГеоЕС.

Відповідно до схеми на рис. 3.2 та вихідним даним проводимо розрахунки.

Розрахунок схеми парової турбіни, що працює на сухій насиченій водяній парі

Температура пари при вході в конденсатор турбіни:

де - Температура охолоджуючої води на вході в конденсатор; - Нагрів води в конденсаторі; - температурний тиск у конденсаторі.

Тиск пари в конденсаторі турбіни визначається за таблицями властивостей води та водяної пари:

Теплоперепад на турбіну :

де - ентальпія сухої насиченої пари на вході в турбіну; - ентальпія наприкінці теоретичного процесу розширення пари у турбіні.

Витрата пари з розширювача на парову турбіну:

де - Відносний внутрішній ККД парової турбіни; - електромеханічний ККД турбогенераторів.

Розрахунок розширювача геотермальної води

Рівняння теплового балансу розширювача

де - Витрата геотермальної води зі свердловини; - ентальпія геотермальної води зі свердловини; - Витрата води з розширювача у випарник; - ентальпія геотермальної води на виході з розширювача. Визначається за таблицями властивостей води та водяної пари як ентальпія окропу.

Рівняння матеріального балансу розширювача

Вирішуючи разом ці два рівняння необхідно визначити і.

Температура геотермальної води на виході з розширювача визначається за таблицями властивостей води та водяної пари як температура насичення при тиску в розширювачі:

Визначення параметрів у характерних точках теплової схеми турбіни, що працює в холодоне

Температура парів хладону на вході в турбіну:

Температура парів хладону на виході з турбіни:

Ентальпія парів хладону на вході в турбіну визначається по p-h діаграмі для хладону на лінії насичення при:

240 кДж/кг.

Ентальпія парів хладону на виході з турбіни визначається по p-h діаграмі для хладону на перетині ліній та лінії температури:

220 кДж/кг.

Ентальпія киплячого хладону на виході з конденсатора визначається по p-h діаграмі для хладону на кривій для киплячої рідини за температурою:

215 кДж/кг.

Розрахунок випарника

Температура геотермальної води на виході з випарника:

Рівняння теплового балансу випарника:

де – теплоємність води. Прийняти = 4,2 кДж/кг.

З цього рівняння потрібно визначити.

Розрахунок потужності турбіни, що працює на хладоні

де - Відносний внутрішній ККД хладонової турбіни; - електромеханічний ККД турбогенераторів.

Визначення потужності насоса для закачування геотермальної води в свердловину

де - ККД насоса, що приймається 0,8; - Середній питомий обсяг геотермальної води.

Електрична потужність ГеоЕС

Альтернативні джерела енергії. Грозова електростанція

Розрахунок грозової електростанції розрахований, насамперед, визначення вихідний потужності. Адже завдання будь-якої електростанції полягає у максимальній енергетичної ефективності, щоб окупити кошти на експлуатацію та встановлення...

Проводимо основні розрахунки продуктивності насосної секції. Отже, при хвилі в 1м тіло, що знаходиться на плаву, піднімається вгору на 0,5 м, а потім опускається на 0,5 м нижче спокійного рівня води.

Види та розрахунок хвильової електростанції

Методика розрахунків хвильової електростанції описана у статті. У курсовому проекті розглянуто основні формули та приклад розрахунку потужності хвильової ГЕС за встановлених параметрів. Максимальна можлива потужність в одному циклі приплив-відлив.

Відновлювані джерела енергії. Розрахунок, види та завдання геотермальної електростанції

Існує кілька способів отримання енергії на ГеоЕС: - Пряма схема: пар направляється по трубах в турбіни, з'єднані з електрогенераторами; - непряма схема: аналогічна прямій схемі, але перед попаданням у труби пар очищають від газів.

Геотермальна енергія

Ще 150 років тому на нашій планеті використовувалися виключно відновлювані та екологічно безпечні джерела енергії: водні потоки річок та морських припливів – для обертання водяних коліс.

Геотермальна енергія

Геотермальна енергетика – отримання теплової чи електричної енергії за рахунок тепла земних глибин. Економічно ефективна в районах...

Геотермальна енергія

Існує думка, що використання низькотемпературної геотермальної енергії малих глибин можна розглядати як революцію в системі теплозабезпечення, що ґрунтується на невичерпності ресурсу, повсюдності його поширення.

Геотермальна енергія та її застосування

Розглянемо управління сучасною ГеоТЕС на прикладі системи управління першою у Прибалтиці показовою Клайпедською геотермальною електростанцією потужністю 43 МВт.

Відповідно до вимог Реєстру здійснимо розрахунок навантаження СЕС у ходовому режимі. Скористаємося табличним методом розрахунку. При заповненні таблиці навантажень до граф 2-4 вносять дані завдання, до граф 5-8 - параметри двигунів.

Розрахунок суднової електричної станції

Розрахунок електричної системина основі схеми заміщення

Принципова схема триобмотувального трансформатора представлена ​​на рис. 4.3 а повна схема заміщення збігається зі схемою заміщення автотрансформатора (див. рис.3.2). Склад каталожних даних відрізняється від наведеного в п. 3 тем.

Теплопостачання промислових підприємств

Для приводу механізмів потреб ккд брутто визначається без урахування витрат енергії. Для ПТУ, що працюють за циклом Ренкіна, ккд брутто з урахуванням витрат на привід насоса: де - ентальпія пари в точках 1 і 2 діаграми.

РОЗРАХУНОК ГЕОТЕРМАЛЬНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ

Зробимо розрахунок теплової схеми геотермальної електростанції бінарного типу, згідно .

Наша геотермальна електростанція складається із двох турбін:

Перша працює на насиченій водяній парі, отриманій у розширювачі. Електрична потужність - ;

Друга працює на насиченій парі хладону R11, який випаровується за рахунок тепла води, що відводиться з розширювача.

Вода з геотермальних свердловин з тиском pгв температурою tгв надходить у розширювач. У розширювачі утворюється суха насичена пара з тиском pp. Ця пара прямує до парової турбіни. Вода, що залишилася з розширювача йде у випарник, де охолоджується на і закінчується назад у свердловину. Температурний натиск у установці випаровування = 20°С. Робочі тіла розширюються в турбінах і надходять у конденсатори, де охолоджуються водою з річки з температурою tхв. Нагрівання води в конденсаторі = 10°С, а недогрівання до температури насичення = 5°С.

Відносні внутрішні ККД турбін. Електромеханічний ККД турбогенераторів = 0,95.

Вихідні дані наведено у таблиці 3.1.

Табл. 3.1. Вихідні дані для розрахунку ГеоЕС

Принципова схема ГеоЕС бінарного типу (рис. 3.2).

Мал. 3.2.

Відповідно до схеми на рис. 3.2 та вихідним даним проводимо розрахунки.

Розрахунок схеми парової турбіни, що працює на сухій насиченій водяній парі

Температура пари при вході в конденсатор турбіни:

де - Температура охолоджуючої води на вході в конденсатор; - Нагрів води в конденсаторі; - температурний тиск у конденсаторі.

Тиск пари в конденсаторі турбіни визначається за таблицями властивостей води та водяної пари:

Теплоперепад на турбіну :

де - ентальпія сухої насиченої пари на вході в турбіну; - ентальпія наприкінці теоретичного процесу розширення пари у турбіні.

Витрата пари з розширювача на парову турбіну:

де - Відносний внутрішній ККД парової турбіни; - електромеханічний ККД турбогенераторів.

Розрахунок розширювача геотермальної води

Рівняння теплового балансу розширювача

де - Витрата геотермальної води зі свердловини; - ентальпія геотермальної води зі свердловини; - Витрата води з розширювача у випарник; - ентальпія геотермальної води на виході з розширювача. Визначається за таблицями властивостей води та водяної пари як ентальпія окропу.

Рівняння матеріального балансу розширювача

Вирішуючи разом ці два рівняння необхідно визначити і.

Температура геотермальної води на виході з розширювача визначається за таблицями властивостей води та водяної пари як температура насичення при тиску в розширювачі:

Визначення параметрів у характерних точках теплової схеми турбіни, що працює в холодоне

Температура парів хладону на вході в турбіну:

Температура парів хладону на виході з турбіни:

Ентальпія парів хладону на вході в турбіну визначається по p-h діаграмі для хладону на лінії насичення при:

240 кДж/кг.

Ентальпія парів хладону на виході з турбіни визначається по p-h діаграмі для хладону на перетині ліній та лінії температури:

220 кДж/кг.

Ентальпія киплячого хладону на виході з конденсатора визначається по p-h діаграмі для хладону на кривій для киплячої рідини за температурою:

215 кДж/кг.

Розрахунок випарника

Температура геотермальної води на виході з випарника:

Рівняння теплового балансу випарника:

де – теплоємність води. Прийняти = 4,2 кДж/кг.

З цього рівняння потрібно визначити.

Розрахунок потужності турбіни, що працює на хладоні

де - Відносний внутрішній ККД хладонової турбіни; - електромеханічний ККД турбогенераторів.

Визначення потужності насоса для закачування геотермальної води в свердловину

де - ККД насоса, що приймається 0,8; - Середній питомий обсяг геотермальної води.

ГЕОТЕРМАЛЬНА ЕНЕРГЕТИКА

Скотарьов Іван Миколайович

студент 2 курсу, кафедрафізики СтДАУ, м. Ставрополь

Хащенко Андрій Олександрович

науковий керівник, кан. фіз.-мат. наук, доцент СтДАУ, м. Ставрополь

Зараз людство не сильно замислюється, що воно залишить майбутнім поколінням. Люди бездумно викачують та викопують корисні копалини. З кожним роком зростає населення планети, а отже збільшується і потреба ще в більшій кількостіенергоносіїв таких як газ, нафта та вугілля. Тривати це довго не може. Тому зараз, крім розвитку атомної промисловості, стає актуальним використання альтернативних джерел енергії. Одним із перспективних напрямів у цій галузі є геотермальна енергетика.

Більшість поверхні нашої планети має значні запаси геотермальної енергії внаслідок значної геологічної діяльності: активної вулканічної діяльності в початкові періоди розвитку нашої планети, а також і до цього дня, радіоактивного розпаду, тектонічних зрушень і наявності ділянок магми в земній корі. У деяких місцях нашої планети накопичується багато геотермальної енергії. Це, наприклад, різні долини гейзерів, вулкани, підземні скупчення магми, які своєю чергою нагрівають верхні породи.

Говорячи простою мовою геотермальна енергія – це енергія внутрішніх областей Землі. Наприклад, виверження вулканів наочно свідчить про величезну температуру всередині планети. Ця температура поступово знижується від гарячого внутрішнього ядра до Землі ( малюнок 1).

Рисунок 1. Температура у різних шарах землі

Геотермальна енергія завжди приваблювала людей своїми можливостями. корисного застосування. Адже людина в процесі свого розвитку вигадувала безліч корисних технологійі у всьому шукав вигоду та прибуток. Так і сталося з вугіллям, нафтою, газом, торфом тощо.

Наприклад, у деяких географічних районах використання геотермальних джерел може істотно збільшити вироблення енергії, оскільки геотермальні електростанції (ГеоТЕС) є одним з найбільш дешевих альтернативних джерел енергії, тому що у верхньому трикілометровому шарі Землі міститься понад 1020 Дж теплоти, придатної для вироблення електроенергії. Сама природа дає людині до рук унікальне джерело енергетики, необхідно лише його використовувати.

Усього зараз налічується 5 типів джерел геотермальної енергії:

1. Родовища геотермальної сухої пари.

2. Джерела вологої пари. (суміші гарячої води та пари).

3. Родовища геотермальної води (містять гарячу воду або пару та воду).

4. Сухі гарячі скельні породи, розігріті магмою.

5. Магма (розплавлені гірські породи нагріті до 1300 ° С).

Магма передає своє тепло гірським породам, причому зі зростанням глибини їхня температура підвищується. За наявними даними, температура гірських порід підвищується загалом на 1 °З кожні 33 м глибини (геотермічна щабель). У світі є велика різноманітність температурних умовгеотермальних джерел енергії, які визначатимуть технічні коштидля її використання.

Геотермальна енергія може бути використана двома основними способами - для вироблення електроенергії та для обігріву різних об'єктів. Геотермальне тепло можна перетворювати на електрику, якщо температура теплоносія досягає понад 150 °С. Саме використання внутрішніх областей Землі для опалення є найбільш вигідним і ефективним і дуже доступним. Пряме геотермальне тепло в залежності від температури може використовуватися для опалення будівель, теплиць, басейнів, сушіння сільськогосподарських та рибопродуктів, випарювання розчинів, вирощування риби, грибів тощо.

Усі існуючі на сьогоднішній день геотермальні установки поділяються на три типи:

1. станції, основою до роботи яких є родовища сухого пара - це пряма схема.

Електростанції на сухій парі з'явилися раніше за всіх. Для того щоб отримати потрібну енергію пар пропускається через турбіну або генератор ( малюнок 2).

Малюнок 2. Геотермальна електростанція прямої схеми

2. станції із сепаратором, які використовують родовища гарячої води під тиском. Іноді для цього використовується насос, який забезпечує потрібний обсяг енергоносія, що надходить - непряма схема.

Це найпоширеніший тип геотермальних станцій у світі. Тут води закачуються під високим тискому генераторні установки. Відбувається накачування гідротермального розчину випарник для зниження тиску, в результаті йде випаровування частини розчину. Далі утворюється пара, яка і змушує працювати турбіну. Рідина, що залишилася, також може приносити користь. Зазвичай її пропускають через один випарник і отримати додаткову потужність ( малюнок 3).

Малюнок 3. Геотермальна електростанція непрямої схеми

Вони характеризуються відсутністю взаємодії генератора чи турбіни з парою чи водою. Принцип їхньої дії ґрунтується на розумному застосуванні підземної води помірної температури.

Зазвичай температура має бути нижчою за двісті градусів. Сам бінарний цикл полягає у використанні двох типів вод – гарячої та помірної. Обидва потоки пропускаються через теплообмінник. Більш гаряча рідина випарює холоднішу, і утворені внаслідок цього процесу пари приводять в дію турбіни , , .

Малюнок 4. Схема геотермальної електростанції з бінарним циклом

Що стосується нашої країни, геотермальна енергія займає перше місце за потенційними можливостями її використання через унікальний ландшафт і природні умови. Знайдені запаси геотермальних вод із температурою від 40 до 200 °З повагою та глибиною залягання до 3500 м її території можуть забезпечити отримання приблизно 14 млн. м3 гарячої води на добу. Великі запаси підземних термальних вод знаходяться в Дагестані, Північній Осетії, Чечено-Інгушетії, Кабардино-Балкарії, Закавказзі, Ставропольському та Краснодарському краях, Казахстані, на Камчатці та інших районах Росії. Наприклад, у Дагестані вже тривалий час термальні води використовуються для теплопостачання.

Перша геотермальна електростанція була побудована у 1966 році на Паужетському родовищі на півострові Камчатка з метою електропостачання навколишніх селищ та рибопереробних підприємств, що сприяло місцевому розвитку. Місцева геотермальна система може забезпечити енергією електростанції потужністю до 250-350 МВт. Але цей потенціал використовується лише на чверть.

Територія Курильських островів має унікальний і водночас складний ландшафт. Електропостачання міст, що знаходяться там, обходиться великими складнощами: необхідність доставки на острови засобів існування морським або повітряним шляхом, що досить затратно і займає багато часу. Геотермальні ресурси островів на даний момент дозволяють отримувати 230 МВт електроенергії, що може забезпечити всі потреби регіону в енергетиці, теплі, гарячому водопостачанні.

На острові Ітуруп знайдено ресурси двофазного геотермального теплоносія, потужності якого достатньо задоволення енергопотреб всього острова. На південному острові Кунашир діє ГеоЕс 2,6 МВт, які використовуються для отримання електроенергії і теплопостачання м. Южно-Курильська. Планується будівництво ще кількох ГеоЕс сумарною потужністю 12-17 МВт.

Найбільш перспективними регіонами для застосування геотермальних джерел у Росії є південь Росії та Далекий Схід. Величезний потенціал геотермальної енергетики мають Кавказ, Ставропілля, Краснодарський край.

Використання геотермальних вод у Центральній частині Росії потребує великих витрат через глибоке залягання термальних вод.

У Калінінградській області у планах здійснення дослідного проекту геотермального тепло- та електропостачання міста Світлий на базі бінарної ГеоЕс потужністю 4 МВт.

Геотермальна енергетика Росії орієнтована як у будівництво великих об'єктів, і використання геотермальної енергії окремих будинків, шкіл, лікарень, приватних магазинів та інших об'єктів з допомогою геотермальних циркуляційних систем.

У Ставропольському краї на Каясулінському родовищі розпочато та призупинено будівництво дорогої досвідченої Ставропольської ГеоТЕС потужністю 3 МВт.

У 1999 р. була пущена в експлуатацію Верхньо-Мутнівська ГеоЕС ( малюнок 5).

Малюнок 5. Верхньо-Мутнівська ГеоЕС

Вона має потужність 12 МВт (3х4 МВт) і є дослідно-промисловою чергою Мутнівської ГеоЕС проектною потужністю 200 МВт, що створюється для електропостачання промислового району Петропавловськ-Камчатська.

Але незважаючи на великі плюси в цьому напрямі є й недоліки:

1. Головний із них полягає у необхідності закачування відпрацьованої води назад у підземний водоносний горизонт. У термальних водах міститься велика кількість солей різних токсичних металів (бору, свинцю, цинку, кадмію, миш'яку) та хімічних сполук(аміаку, фенолів), що унеможливлює скидання цих вод у природні водні системи, розташовані на поверхні.

2. Іноді діюча геотермальна електростанція може призупинитися внаслідок природних змін у земній корі.

3. Знайти відповідне місце для будівництва геотермальної електростанції та отримати дозвіл місцевої влади та згода жителів на її зведення може бути проблематичною.

4. Будівництво ГеоЕС може негативно вплинути на землю стабільності у навколишньому регіоні.

Більшість цих недоліків незначні і в повніше розв'язувані.

Сьогодні у світі люди не замислюються над наслідками своїх рішень. Адже що вони робитимуть якщо закінчаться нафта, газ та кут? Адже люди звикли жити в комфорті. Топити будинки дровами вони довго не зможуть, тому що великому населенню буде потрібно величезна кількістьдеревини, що само собою приведе до масштабної вирубки лісів і залишить світ без кисню. Тому для того, щоб цього не сталося, необхідно використовувати доступні нам ресурси економно, але з максимальною ефективністю. Саме одним із способів вирішення цієї проблеми є розвиток геотермальної енергетики. Звичайно вона має свої плюси та мінуси, але її розвиток дуже полегшить подальше існування людства та відіграє велику роль у подальшому його розвитку.

Зараз цей напрямок не дуже популярний, тому що у світі панує нафтова та газова промисловість і великі компаніїне поспішають вкладати кошти у розвиток такої необхідної галузі промисловості. Тому для подальшого прогресування геотермальної енергетики необхідні інвестиції та підтримка держави, без якої здійснити що-небудь у масштабі всієї країни просто неможливо. Введення геотермальної енергетики в енергобаланс країни дозволить:

1. підвищити енергетичну безпеку, з іншого - знизити шкідливий вплив на екологічну обстановку проти традиційними джерелами.

2. розвинути економіку, тому що вивільнені кошти можна буде вкладати в інші галузі промисловості, соціальний розвиток держави і т.д.

В останні десятиліття використання нетрадиційних відновлюваних джерел енергії переживає у світі справжній бум. Масштаб застосування цих джерел зріс у кілька разів. Вона здатна радикально і на найбільш економічній основі вирішити проблему енергопостачання вказаних районів, які користуються дорогим привізним паливом і знаходяться на межі енергетичної кризи, покращити соціальне становище населення цих районів тощо. Саме це ми й спостерігаємо в країнах Західної Європи Франція, Великобританія), Північна Європа (Норвегія, Швеція, Фінляндія, Ісландія, Данія). Це пояснюється тим, що вони мають високий економічний розвиток і дуже залежать від викопних ресурсів і тому глави цих держав разом з бізнесом намагаються мінімізувати цю залежність. Зокрема, країнам Північної Європи розвитку геотермальної енергетики сприяє наявність великої кількостігейзерів та вулканів. Адже не дарма Ісландії називають країною вулканів та гейзерів.

Нині людство починає розуміти всю важливість цієї галузі та намагається у міру можливостей її розвивати. Застосування великої низки найрізноманітніших технологій дає можливість знизити споживання енергії на 40-60% і водночас забезпечити реальний економічний розвиток. А потреби в електроенергії і теплі, що залишилися, можна закрити за рахунок більш ефективного її виробництва, за рахунок відновлення, за рахунок об'єднання вироблення теплової та електричної енергій, а також за рахунок використання відновлюваних ресурсів, що дає можливість відмовитися від деяких видів електростанцій і знижує емісію вуглекислого газу приблизно на 80%.

Список літератури:

1.Баєва А.Г., Москвичова В.М. Геотермальна енергія: проблеми, ресурси, використання: вид. М.: ЗІ АН СРСР, Інститут теплофізики, 1979. – 350 с.

2. Берман Е., Маврицький Б.Ф. Геотермальна енергія: вид. М: Мир, 1978 - 416 стор.

3.Геотермальна енергія. [Електронний ресурс] - Режим доступу - URL: http://ustoj.com/Energy_5.htm(Дата звернення 29.08.2013).

4.Геотермальна енергетика Росії. [Електронний ресурс] - Режим доступу - URL: http://www.gisee.ru/articles/geothermic-energy/24511/(Дата звернення 07.09.2013).

5.Дворов І.М. Глибинне тепло Землі: вид. М.: Наука, 1972. – 208 с.

6.Енергетика. Матеріал з Вікіпедії – вільної енциклопедії. [Електронний ресурс] - Режим доступу - URL: http://ua.wikipedia.org/wiki/Геотермальна_енергетика(Дата звернення 07.09.2013).