Геотермальная энергетика

Использование геотермальной энергии для выработки электроэнергии

Развитие геотермальной электроэнергетики

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Технологические схемы ГеоЭС

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

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

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

В большинстве существующих ГеоЭС используется первый путь.

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

Тепловые схемы ГеоЭС

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

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

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

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

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

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

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

Принципиальная тепловая схема ГеоЭС с расширителями в качестве парогенерирующих устройств

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

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

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

Схема Паратунской бинарной ГеоЭС

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

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

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

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

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

Схема тепло- и электроснабжения г. Алтхейма (Австрия)

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

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

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

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

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

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

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

Принципиальная схема ГеоТЭЦ Neustadt-Glewe

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

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

Схема ГеоЭС с двойным циклом (США)

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