№ 5
ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА
2014
Статья публикуется с рецензией и ответом авторов
УДК 550.361, 621.482
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ
© 2014 г. А.Б. АЛХАСОВ, Д.А. АЛХАСОВА
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки "Институт проблем геотермии Дагестанского научного центра РАН", г. Махачкала, Россия
E-mail: alibek_alhasov@mail.ru
Обоснована возможность эффективного освоения геотермальных ресурсов Северокавказского региона путем строительства бинарных геотермальных электростанций (ГеоЭС) с использованием простаивающих нефтяных и газовых скважин. Подсчитаны мощности и основные характеристики ГеоЭС на перспективных площадях. Показана перспективность геотермально-парогазовых технологий, позволяющих с высокой эффективностью использовать термальные воды низкого энергетического потенциала (80—100°C) для выработки электроэнергии.
Ключевые слова: геотермальная энергия, геотермальная электростанция (ГеоЭС), скважина, термальная вода, температура, геотермальная циркуляционная система, термодинамический цикл, низкокипящий рабочий агент, теплообменник, газотурбинная установка, геотермально-парогазовая установка.
PROMISING TECHNOLOGY FOR DEVELOPMENT OF GEOTHERMAL RESOURCES
A.B. Alkhasov, D.A. Alkhasova
Federal State Budget Institution of Science, Institute for Geothermal Research of the Dagestan Scientific Center of the Russian Academy of Sciences, Makhachkala, Russia
E-mail: alibek_alhasov@mail.ru
The possibility of effective development of geothermal resources of the North Caucasus region through the construction of binary geothermal power plants using idle oil and gas wells is substantiated. Capacities and the main parameters of geothermal power plants have been calculated for the prospective areas. The prospects of combined geothermal steam and gas technologies are shown, allowing use low enthalpy thermal water (80—100°C) with high efficiency for electricity generation.
Key words: geothermal energy, geothermal power plant (GPP), well, thermal water, temperature, geothermal circulation system, thermodynamic cycle, low-boiling working agent, heat exchanger, gas turbine plant, combined cycle plant (geothermal and steam-gas).
Введение
Истощение запасов традиционных видов топлива и экологические последствия их использования обусловили интерес к технологиям освоения возобновляемых источников энергии (ВИЭ) [1, 2]. Энергосберегающие технологии на основе геотермальной энергии являются важной составляющей в освоении возобновляющих энергетических ресурсов и успешно конкурируют с другими способами получения энергии.
Использование геотермальных ресурсов для теплоснабжения в большинстве случаев связано с сезонной эксплуатацией скважин, добывающих термальную воду, что приводит к снижению теплоотбора на месторождениях и ухудшению экономических показателей. При освоении геотермальной энергии необходимо стремиться к максимально эффективной разработке термоводозаборов, этого можно достичь при постоянной эксплуатации скважин на дебитах соответствующих эксплуатационным запасам и срабатывании температуры отработанной воды до возможно низкого значения.
Перспективным использованием геотермальной энергии является преобразование ее в электрическую энергию, в этом случае достигается круглогодичная эксплуатация геотермальных скважин. Относительная независимость от потребителей, экономичность умеренных мощностей и особая ценность электрической энергии обусловили приоритетное развитие геотермальных электростанций (ГеоЭС) как основного направления в освоении геотермальных ресурсов. За рубежом получены хорошие результаты в этой области [3—5].
Развитие геотермальной электроэнергетики в мире характеризуется следующими данными. За 70 лет с 1940 по 2010 г. установленная мощность геотермальных электростанций увеличилась в 82 раза. К началу 2011 г. ГеоЭС работают в 24 странах мира, их суммарная мощность выросла до 10900 МВт. Геотермальная электроэнергетика по установленной мощности представляет собой значительную часть возобновляемой энергетики, она развивается умеренными темпами 3— 5% в год и является одной из самых экономически эффективных технологий [6].
Существующие ГеоЭС в основном используют высокотемпературный природный пар, добываемый на месторождениях в районах с наличием вулканов. Ресурсы паро-гидротерм ограничены и в ближайшем будущем будут полностью освоены.
В России на Мутновском геотермальном месторождении успешно эксплуатируются пять энергоблоков на природном паре общей мощностью 83 МВт и есть перспективы для дальнейшего роста мощности.
Экономический потенциал ВИЭ России составляет 320 млн т у.т./год, из которых на геотермальную энергию приходится 114 млн т у. т. /год [7]. Значительная часть этого потенциала сосредоточена в пластовых водонапорных системах осадочных бассейнов. Температура термальных вод в таких резервуарах варьирует от 30 до 200°С в зависимости от глубины водоносных горизонтов. Гидрогеотермальные ресурсы температурой 100°С и выше пригодны для производства электроэнергии. Характерными особенностями таких ресурсов является высокая минерализация, повышенное газосодержание, склонность к солеотложению при изменении термобарических условий и высокая коррозионная активность к конструкционным материалам. Электроэнергия, с использованием таких ресурсов, вырабатывается в бинарных ГеоЭС на низкокипящих рабочих агентах. При этом ГеоЭС включает в себя геотермальную циркуляционную систему (ГЦС), в контуре которой циркулирует термальная вода, и паротурбинную установку (ПТУ), где циркулирует низкокипящий вторичный теплоноситель. В ПТУ реализуется цикл Ренкина.
Происходит активное строительство бинарных ГеоЭС, за десять последних лет общая мировая установленная мощность электростанций с бинарными энергоблоками, включая и блоки с не геотермальным теплом, выросла от 200 до 2000 МВт [3].
Выбор рабочего агента является определяющим в эффективном преобразовании геотермального тепла в электроэнергию в бинарных ГеоЭС. При термодинамическом
анализе различных рабочих агентов определено, что наиболее перспективными являются изобутан, дифторхлорэтан (Ю42в) и тетрафторэтан (Ш34а) [6, 8]. Каждый из этих агентов имеют свои преимущества и недостатки. При низких температурах термальной воды удельная мощность, вырабатываемая с Ю34а и Ю42в, несколько выше, чем с изобутаном, а при более высоких температурах(160°С и выше) предпочтителен изобутан.
Изобутан успешно используется в бинарных ГеоЭС на станции Отаке (1 МВт) в Японии, на станциях Магмамакс (9 МВт) и Рафт-Ривер (5 МВт) в США. Рабочее тело из смеси изобутана (90%) и изопентана (10%) применяется на станции Хибер (70 МВт) в США [9].
На Каясулинской геотермальной площади в Ставропольском крае планировалось строительство опытной ГеоЭС мощностью 3 МВт. Был разработан технический проект из двух энергомодулей по 1,5 МВт полной заводской готовности, работающих на хладоне Ш42в [10]. Работы по строительству ГеоЭС были прекращены из-за отсутствия финансирования.
В 2010 г. на Калужском турбинном заводе (ОАО КТЗ) в России изготовлен первый отечественный турбоагрегат на хладоне Ю34а для бинарного пилотного энергоблока мощностью 2,5 МВт на Паужетской ГеоЭС [3].
Дальнейшее сравнение рабочих агентов показало преимущество изобутана. Рабочий агент Ш42в является галогенизированным производным этана и при взаимодействии с водой образует галогенные кислоты, которые в конечном итоге приводят к коррозии конструкционных материалов. Кроме того, теплофизические свойства изо-бутана лучше, чем у Ю42в (вязкость изобутана в 1,5 раза ниже, теплопроводность — в 1,2 раза выше). Необходимо отметить, что изобутан совместим с маслами и не вызывает коррозии оборудования энергоустановок. Кроме того, выбор изобутана обусловлен его относительно невысокой стоимостью и экологической безвредностью (потенциал разрушения озонового слоя ODP = 0, потенциал глобального потепления GWP = 3). Для сравнения значения GWP для Ю34а и Ш42в равны 1300 и 2000.
Европейский союз призывает запретить в ближайшее десятилетие все HFC-хлад-агенты, к которым относятся Ю34а и Ю42в. Оборудование, работающее в Европе на этих веществах, организация Гринпис предлагает лишать знаков экологической чистоты [11].
Невысокие начальные параметры рабочих тел геотермальных энергетических установок приводят к поиску низкокипящих агентов с отрицательной кривизной правой пограничной кривой в Т^-диаграмме, что позволит избежать высокой влажности пара при расширении в турбине. Таким рабочим телом и является изобутан.
Использование простаивающих скважин выработанных нефтегазовых месторождений
Северокавказский регион является одним из перспективных для освоения геотермальной энергии. Гидрогеотермальные ресурсы только Восточно-Предкавказского артезианского бассейна (ВПАБ) площадью более 200 тыс. км2 оцениваются до 10000 МВт тепловой и 1000 МВт электрической мощности. Для их масштабного освоения необходимо строить высокодебитные скважины большого диаметра с привлечением крупных капитальных вложений, что не реально на современном этапе экономического развития региона. В перспективе оптимальным является освоение части этих ресурсов с использованием простаивающих скважин на выработанных нефтегазовых месторождениях. Только в Северном Дагестане имеется более 1000 простаивающих скважин, пробуренных на глубины от 2000 до 5000 м. Большинство из этих скважин могут быть успешно использованы для добычи термальной воды в системах по выработке электроэнергии в бинарных ГеоЭС.
- 9 ш —
Рис. 1. Схема бинарной ГеоЭС: 1, 2 — добычная и нагнетательная скважины; 3 — блок теплообменников для нагрева, испарения и перегрева низкокипящего рабочего агента; 4 — турбина; 5 — генератор; 6 — конденсатор; 7 — циркуляционный насос второго контура; 8 — нагнетательный насос контура ГЦС; 9 — эксплуатируемый термоводоносный горизонт
Затраты на строительство геотермальных скважин составляют значительную часть на геотермальную энергетическую систему, капиталовложения в ГЦС из двух скважин могут достигать до 90% от общих затрат. Реконстру
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.