Calculul schemei termice a unei centrale geotermale de tip binar. Energia geotermală: tehnologii și echipamente. Literatură pentru auto-studiu

Scopul prelegerii: arata posibilitatile si modalitatile de utilizare a caldurii geotermale in sistemele de alimentare cu energie electrica.

Căldura sub formă de izvoare termale și gheizere poate fi folosită pentru a genera energie electrică conform diferitelor scheme la centralele geotermale (GeoPP). Schema cel mai ușor de implementat este o schemă care utilizează o pereche de lichide cu un punct de fierbere scăzut. Apa fierbinte din surse naturale, încălzirea unui astfel de lichid în evaporator, îl transformă în abur, care este utilizat într-o turbină și servește ca motor pentru un generator de curent.

Figura 1 prezintă un ciclu cu un fluid de lucru, de exemplu, cu apă sau freon ( dar); ciclu cu două fluide de lucru - apă și freon ( b); ciclu direct de abur ( în) și un ciclu cu două bucle ( G).

Tehnologiile de producere a energiei electrice depind în mare măsură de potențialul termic al apelor termale.

Imagine. 1 - Exemple de organizare a ciclului pentru producerea de energie electrică:

I - sursa geotermala; II - ciclul turbinei; III - apă de răcire

Depozitele cu potențial ridicat permit utilizarea modelelor practic tradiționale ale centralelor termice cu turbine cu abur.

tabelul 1 -Specificații centrale geotermale

Figura 2 arată cel mai mult circuit simplu o centrală electrică mică (GeoES) care utilizează căldura unei surse subterane fierbinți.

Apa dintr-un izvor fierbinte cu o temperatură de aproximativ 95 ° C este pompată de pompa 2 către dispozitivul de îndepărtare a gazului 3, unde gazele dizolvate în acesta sunt separate.

Apoi, apa intră în evaporatorul 4, în care este transformată în abur saturat și ușor supraîncălzită din cauza căldurii aburului (de la boilerul auxiliar), care a fost evacuat anterior în ejectorul condensatorului.

Aburul ușor supraîncălzit funcționează în turbina 5, pe arborele căreia se află un generator de curent. Aburul evacuat se condensează în condensatorul 6, care este răcit de apă la temperatură normală.

Figura 2-. Schema unui GeoPP mic:

1 - receptor apa fierbinte; 2 - pompa de apa calda; 3 - îndepărtarea gazelor;

4 - evaporator; 5 - turbină cu abur cu generator de curent; 6 - condensator; 7 - pompa de circulatie; 8 - receptor de apă de răcire

Astfel de instalații simple erau deja în funcțiune în Africa în anii 1950.

O opțiune evidentă de proiectare pentru o centrală modernă este o centrală geotermală cu o substanță de lucru cu punct de fierbere scăzut, prezentată în Figura 3. Apa caldă din rezervorul de stocare intră în evaporatorul 3, unde își degajă căldura unei substanțe cu un nivel scăzut de fierbere. Punct de fierbere. Astfel de substanțe pot fi dioxid de carbon, diverși freoni, hexafluorură de sulf, butan etc. Condensatorul 6 este un tip de amestecare, care este răcit cu butan lichid rece care provine de la un răcitor de aer de suprafață. O parte din butanul din condensator este furnizată de pompa de alimentare 9 către încălzitorul 10 și apoi către evaporatorul 3.

O caracteristică importantă a acestei scheme este posibilitatea de funcționare iarna cu temperaturi scăzute de condensare. Această temperatură poate fi aproape de zero sau chiar negativă, deoarece toate substanțele enumerate au puncte de îngheț foarte scăzute. Acest lucru vă permite să extindeți semnificativ limitele de temperatură utilizate în ciclu.

Imagine 3. Schema unei centrale geotermale cu o substanță de lucru cu punct de fierbere scăzut:

1 - puț, 2 - rezervor de stocare, 3 - evaporator, 4 - turbină, 5 - generator, 6 - condensator, 7 - pompă de circulație, 8 - răcitor de aer de suprafață, 9 - pompă de alimentare, 10 - încălzitor mediu de lucru

geotermal centrala electrica din direct folosind abur natural.

Cea mai simplă și mai accesibilă centrală geotermală este o turbină cu abur cu contrapresiune. Aburul natural din puț este furnizat direct la turbină cu eliberare ulterioară în atmosferă sau la un dispozitiv care captează substanțe chimice valoroase. Turbina de contrapresiune poate fi alimentată cu abur secundar sau cu abur obținut dintr-un separator. Conform acestei scheme, centrala funcționează fără condensatori și nu este nevoie de un compresor pentru a elimina gazele necondensabile din condensatoare. Această instalare este cea mai simplă, costurile de capital și de operare pentru ea sunt minime. Ocupă o suprafață mică, nu necesită aproape niciun echipament auxiliar și poate fi ușor adaptat ca centrală geotermală portabilă (Figura 4).

Figura 4 - Schema unei centrale geotermale cu utilizarea directă a aburului natural:

1 - bine; 2 - turbină; 3 - generator;

4 - ieșire în atmosferă sau într-o fabrică chimică

Schema avută în vedere poate deveni cea mai profitabilă pentru acele zone în care există suficiente rezerve de abur natural. Operarea rațională oferă o oportunitate munca eficienta o astfel de instalație chiar și cu un debit variabil al sondei.

Există mai multe astfel de stații în Italia. Una dintre ele are o capacitate de 4 mii kW la un consum specific de abur de aproximativ 20 kg/s sau 80 t/h; celălalt cu o capacitate de 16 mii kW, unde sunt instalate patru turbogeneratoare cu o capacitate de 4 mii kW fiecare. Acesta din urmă este alimentat cu abur din 7-8 godeuri.

Centrală geotermală cu turbină de condensare și utilizare directă a aburului natural (Figura 5) este cea mai modernă schemă de generare a energiei electrice.

Aburul din puț este alimentat în turbină. Petrecut în turbină, intră în condensatorul de amestecare. Un amestec de apă de răcire și condens din aburul deja evacuat în turbină este evacuat din condensator într-un rezervor subteran, de unde este preluat de pompele de circulație și trimis în turnul de răcire pentru răcire. Din turnul de răcire, apa de răcire intră din nou în condensator (Figura 5).

Conform acestei scheme, cu unele modificări funcționează multe centrale geotermale: Larderello-2 (Italia), Wairakei (Noua Zeelandă) etc.

Domeniul de aplicare centrale electrice cu dublu circuit pe substanțe de lucru cu punct de fierbere scăzut (freon-R12, amestec apă-amoniac,) este utilizarea căldurii apelor termale cu o temperatură de 100 ... 200 ° C, precum și a apei separate în depozitele hidrotermale de abur.

Figura 5 - Schema unei centrale geotermale cu turbină în condensare și utilizare directă a aburului natural:

1 - bine; 2 - turbină; 3 - generator; 4 - pompa;

5 - condensator; 6 - turn de racire; 7 - compresor; 8 - resetare

Combinate producerea de energie electrică și termică

Producția combinată de energie electrică și termică este posibilă la centralele termice geotermale (GeoTPP).

Cea mai simplă diagramă a unui GeoTPP de tip vid pentru utilizarea căldurii apei calde cu o temperatură de până la 100 ° C este prezentată în Figura 6.

Funcționarea unei astfel de centrale electrice se desfășoară după cum urmează. Apa fierbinte din puțul 1 intră în rezervorul de stocare 2. În rezervor, se eliberează de gazele dizolvate în acesta și este trimisă în expandorul 3, în care se menține o presiune de 0,3 atm. La această presiune și la o temperatură de 69 ° C, o mică parte din apă se transformă în abur și este trimisă la turbina cu vid 5, iar apa rămasă este pompată de pompa 4 către sistemul de alimentare cu căldură. Aburul evacuat în turbină este evacuat în condensatorul de amestec 7. Pentru a elimina aerul din condensator se instalează o pompă de vid 10. gravitațional datorită debitului.

GeoTPP Verkhne-Mutnovskaya cu o capacitate de 12 MW (3x4 MW) este o etapă pilot a GeoTPP Mutnovskaya cu o capacitate de proiectare de 200 MW, creată pentru a alimenta regiunea industrială Petropavlovsk-Kamchatsky cu energie electrică.

Figura 6 -. Schema unui GeoTPP vid cu un expandor:

1 - puț, 2 - rezervor de stocare, 3 - expansor, 4 - pompă de apă caldă, 5 - turbină de vid 750 kW, 6 - generator, 7 - condensator de amestec,

8 - pompa de apa de racire, 9 - ventilator turn de racire, 10 - pompa de vid

La Centrala Geotermală Pauzhetskaya (la sud de Kamchatka) cu o capacitate de 11 MW, turbinele cu abur utilizează numai abur geotermal separat dintr-un amestec de abur-apă obținut din puțuri geotermale. O cantitate mare de apă geotermală (aproximativ 80  din consumul total de PVA) cu o temperatură de 120 °C este deversată în râul Ozernaya, ceea ce duce nu numai la pierderea potențialului termic al lichidului de răcire geotermal, ci și în mod semnificativ. agravează starea ecologică a râului.

Pompe de căldură

Pompa de caldura- un dispozitiv pentru transferul energiei termice de la o sursă de energie termică de calitate scăzută cu temperatură scăzută către un consumator de căldură cu o temperatură mai ridicată. Din punct de vedere termodinamic, o pompă de căldură este o mașină de refrigerare inversată. Dacă într-o mașină frigorifică scopul principal este de a produce frig prin preluarea căldurii din orice volum de către evaporator, iar condensatorul evacuează căldură în mediu, atunci într-o pompă de căldură situația este inversată (Figura 7). Condensatorul este un schimbător de căldură care generează căldură pentru consumator, iar evaporatorul este un schimbător de căldură care utilizează căldură de calitate scăzută situată în rezervoare, soluri, ape uzate și altele asemenea. În funcție de principiul de funcționare, pompele de căldură sunt împărțite în compresie și absorbție. Pompele de căldură prin compresie sunt întotdeauna acționate de un motor electric, în timp ce pompele de căldură cu absorbție pot folosi și căldura ca sursă de energie. De asemenea, compresorul are nevoie de o sursă de căldură de calitate scăzută.

În timpul funcționării, compresorul consumă energie electrică. Raportul dintre energia termică generată și energia electrică consumată se numește raport de transformare (sau coeficient de conversie a căldurii) și servește ca indicator al eficienței pompei de căldură. Această valoare depinde de diferența dintre nivelurile de temperatură din evaporator și condensator: cu cât diferența este mai mare, cu atât este mai mică această valoare.

De tip de lichid de răcireîn circuitele de intrare și de ieșire, pompele sunt împărțite în șase tipuri: "apă subterană", "apă-apă", "aer-apă", "sol-aer", "apă-aer", "aer-aer" .

Când se folosește energia solului ca sursă de căldură, conducta în care circulă lichidul este îngropată în pământ la 30-50 cm sub nivelul de îngheț al solului în regiunea dată (Figura 8). Pentru instalarea unei pompe de căldură cu o capacitate de 10 kW este necesar un circuit de pământ de 350-450 m lungime, pentru a cărui pozare este necesar un teren de aproximativ 400 m² (20x20 m).

Figura 7 - Schema de funcționare a pompei de căldură

Figura 8 - Utilizarea energiei solului ca sursă de căldură

În primul rând, avantajele pompelor de căldură includ eficiența costurilor: pentru a transfera 1 kWh de energie termică către sistemul de încălzire, instalația HPP trebuie să cheltuiască 0,2-0,35 kWh de energie electrică .. Toate sistemele funcționează folosind circuite închise și practic nu necesită costuri de exploatare, cu excepția costului energiei electrice necesare exploatării echipamentelor, care poate fi obținută din centrale eoliene și solare. Perioada de amortizare a pompelor de căldură este de 4-9 ani, cu o durată de viață de 15-20 de ani înainte de reparațiile majore.

Valorile efective ale eficienței pompelor de căldură moderne sunt de ordinul COP = 2,0 la o temperatură a sursei de -20 °C și de ordinul COP = 4,0 la o temperatură a sursei de +7 °C.

Structura GeoTEP cu dublu circuit (Fig. 4.2) include un generator de abur 4, în care energia termică a amestecului geotermal abur-apă este utilizată pentru a încălzi și evapora apa de alimentare a unei instalații tradiționale de turbine cu abur umed 6 cu un generator electric 5. Apa geotermală care a fost utilizată în generatorul de abur este pompată de o pompă 3 în puţul de retur 2. Curăţare chimică Apa de alimentare a turbinei se realizează prin metode convenţionale. Pompa de alimentare 8 returnează condensul de la condensatorul 7 la generatorul de abur.

Într-o instalație cu dublu circuit, nu există gaze necondensabile în circuitul de abur, astfel încât se asigură un vid mai profund în condensator și eficiența termică a instalației crește față de una cu un singur circuit. La ieșirea generatorului de abur, căldura rămasă a apei geotermale poate fi utilizată, ca și în cazul unei centrale geotermale cu un singur circuit, pentru nevoile de alimentare cu căldură.

Fig.4.2. Schema termică a unui GeoTPP cu dublu circuit

Gazele, inclusiv hidrogenul sulfurat, sunt furnizate de la generatorul de abur la absorbantul de barbotare și dizolvate în apa geotermală reziduală, după care sunt pompate în puțul de evacuare. Conform datelor de testare la Ocean GeoTPP în construcție (Insulele Kuril), 93,97% din hidrogenul sulfurat inițial este dizolvat în absorbantul cu barbotare.

Diferența de temperatură în generatorul de abur reduce entalpia aburului viu a unei instalații cu dublu circuit h 1 în comparație cu una cu un singur circuit, totuși, în general, căderea de căldură în turbină crește din cauza scăderii entalpiei de aburul de evacuare h 2 . Calculul termodinamic al ciclului se realizează ca la o centrală termică convențională cu turbină cu abur (vezi secțiunea privind instalațiile de turbine solare cu abur).

Debitul de apă caldă din puțuri geotermale pentru o instalație cu o capacitate de N, kW, se determină din expresia

kg/s, (4,3)

unde este diferența de temperatură a apei geotermale la intrarea și ieșirea generatorului de abur, °C, este randamentul generatorului de abur. Eficiența totală a turbinelor cu abur GeoTEP moderne cu dublu circuit este de 17,27%.

În depozitele cu o temperatură relativ scăzută a apelor geotermale (100-200°C) se folosesc instalații cu dublu circuit pe fluide de lucru cu punct de fierbere scăzut (freoni, hidrocarburi). Este, de asemenea, justificată din punct de vedere economic utilizarea unor astfel de instalații pentru utilizarea căldurii apei separate din GeoTPP-uri cu o singură buclă (în locul unui schimbător de căldură din Fig. 4.1). În țara noastră, pentru prima dată în lume (în 1967), a fost creată o centrală de acest tip folosind freon R-12 cu o capacitate de 600 kW, construită la câmpul geotermal Paratunsky (Kamchatka) sub îndrumarea științifică a Institutul de Fizică Termică al Filialei Siberiei a Academiei de Științe a URSS. Diferența de temperatură a lichidului de răcire a fost de 80 ... 5 ° C, apă rece a fost furnizată condensatorului din râu. Paratunka cu o temperatură medie anuală de 5 o C. Din păcate, aceste lucrări nu au fost dezvoltate din cauza ieftinității de altădată a combustibilului organic.

În prezent, SA „Kirovskiy Zavod” a elaborat un proiect și o documentație tehnică pentru un modul geotermal cu dublu circuit cu o capacitate de 1,5 MW pe freon R142v (lichid de răcire de rezervă - izobutan). Modulul de putere va fi fabricat integral din fabrică și livrat pe cale ferată, lucrări de construcție și instalare, iar conectarea la rețeaua electrică va necesita costuri minime. Este de așteptat ca costul fabricii pentru producția în serie a modulelor de putere să fie redus la aproximativ 800 USD per kilowatt de capacitate instalată.

Împreună cu GeoTPP care funcționează pe un purtător de căldură omogen cu punct de fierbere scăzut, ENIN dezvoltă o instalație promițătoare bazată pe un fluid de lucru mixt apă-amoniac. Principalul avantaj al unei astfel de instalații este posibilitatea de utilizare într-o gamă largă de temperatură a apelor geotermale și a amestecului de abur-apă (de la 90 la 220 o C). Cu un fluid de lucru omogen, abaterea temperaturii la ieșirea generatorului de abur cu 10 ... 20 ° C față de cea calculată duce la o scădere bruscă a eficienței ciclului - de 2,4 ori. Prin modificarea concentrației componentelor vehiculului de căldură mixt, este posibil să se asigure o performanță acceptabilă a instalației la temperaturi diferite. Puterea turbinei amoniac-apă în acest interval de temperatură se modifică cu mai puțin de 15%. În plus, o astfel de turbină are cei mai buni indicatori de greutate și dimensiune, iar amestecul apă-amoniac diferă cea mai bună performanță schimb de căldură, care permite reducerea consumului de metal și a costului generatorului de abur și al condensatorului în comparație cu modulul de putere pe un lichid de răcire omogen. Astfel de centrale electrice pot fi utilizate pe scară largă pentru recuperarea căldurii reziduale industriale. Ei pot avea o cerere puternică pe piața internațională pentru echipamente geotermale.

Calculul GeoTEU cu fluide de lucru cu punct de fierbere scăzut și amestecate se realizează folosind tabele cu proprietăți termodinamice și diagrame h - s ale vaporilor acestor lichide.

Posibilitatea utilizării resurselor termice ale Oceanului Mondial, adesea menționată în literatură, se alătură problemei GeoTES. În latitudinile tropicale, temperatura apei mării la suprafață este de aproximativ 25 o C, la o adâncime de 500 ... 1000 m - aproximativ 2 ... 3 o C. În 1881, D "Arsonval a exprimat ideea de ​​folosind această diferență de temperatură pentru a genera energie electrică.Schema instalațiilor pentru unul dintre proiectele de implementare a acestei idei este prezentată în Fig. 4.3.

Fig.4.3. Schema unei centrale termice oceanice: 1 - pompa pentru alimentarea cu apa calda de suprafata; 2 - generator de abur lichid de răcire cu punct de fierbere scăzut; 3 - turbină; 4 - generator electric; 5 - condensator; 6 - pompa de alimentare cu apa rece adanca; 7 - pompa de alimentare; 8 - platforma navei

Pompa 1 furnizează apă caldă de suprafață către generatorul de abur 2, unde lichidul de răcire cu punct de fierbere scăzut se evaporă. Aburul cu o temperatură de aproximativ 20 ° C este trimis către turbina 3, care antrenează generatorul electric 4. Aburul evacuat intră în condensator 5 și este condensat de apă rece și adâncă furnizată de pompa de circulație 6. Pompa de alimentare 7 returnează lichid de răcire la generatorul de abur.

Când se ridică prin straturile calde ale suprafeței, apa adâncă este încălzită până la cel puțin 7...8° C, respectiv, aburul umed evacuat al lichidului de răcire va avea o temperatură de cel puțin 12...13° C. rezultat, randamentul termic al acestui ciclu va fi = 0,028, iar pentru ciclul real - mai mic de 2%. În același timp, cogenerarea oceanică se caracterizează prin costuri mari de energie pentru propriile nevoi, va necesita costuri foarte mari de căldură și apă rece, precum și transportorul de căldură, consumul de energie al pompelor va depăși energia generată de unitate. În Statele Unite, încercările de a implementa astfel de centrale electrice în apropierea insulelor Hawaii nu au dat un rezultat pozitiv.

Un alt proiect de centrală termică oceanică - termoelectrică - implică utilizarea efectului Seebeck prin plasarea de joncțiuni de termoelectrozi în straturile de suprafață și adâncime ale oceanului. Eficiența ideală a unei astfel de instalații, ca și pentru ciclul Carnot, este de aproximativ 2%. Secțiunea 3.2 arată că eficiența reală a convertoarelor termice este cu un ordin de mărime mai mică. În consecință, pentru îndepărtarea căldurii în straturile de suprafață ale apei oceanice și pentru transferul de căldură în straturile adânci, ar fi necesar să se construiască suprafețe de schimb de căldură („pânze subacvatice”) pe o suprafață foarte mare. Acest lucru este nerealist pentru centralele electrice cu putere vizibilă practic. Densitatea scăzută de energie este un obstacol în calea utilizării rezervelor de căldură oceanice.

Citeste si scrie util

energie geotermală

Abstract.

Introducere.

Costul energiei electrice generate de centralele geotermale.

Bibliografie.

Abstract.

Această lucrare prezintă istoria dezvoltării energiei geotermale, atât în ​​întreaga lume, cât și în țara noastră, Rusia. S-a făcut o analiză a utilizării căldurii adânci a Pământului pentru a o transforma în energie electrică, precum și pentru a oferi orașelor și orașelor căldură și apă caldă în regiuni ale țării noastre precum Kamchatka, Sahalin și Caucazul de Nord. S-a făcut o justificare economică pentru dezvoltarea zăcămintelor geotermale, construcția de centrale electrice și perioadele de amortizare a acestora. Comparând energia surselor geotermale cu alte tipuri de surse de energie, obținem perspectivele de dezvoltare a energiei geotermale, care ar trebui să ocupe un loc important în echilibrul general al consumului de energie. În special, pentru restructurarea și reechiparea industriei energetice din regiunea Kamchatka și insulele Kurile, parțial Primorye și Caucazul de Nord, ar trebui să se folosească propriile resurse geotermale.

Introducere.

Principalele direcții de dezvoltare a capacităților de generare în sectorul energetic al țării în viitorul apropiat sunt reechiparea tehnică și reconstrucția centralelor electrice, precum și punerea în funcțiune a unor noi capacități de generare. În primul rând, este vorba de construcția de centrale cu ciclu combinat cu o eficiență de 5560%, care vor crește randamentul centralelor termice existente cu 2540%. Următorul pas ar trebui să fie construcția de centrale termice folosind noi tehnologii de ardere combustibil solidși cu parametrii de abur supercritici pentru a obține o eficiență TPP egală cu 46-48%. Dezvoltare în continuare Vor fi primite și centrale nucleare cu noi tipuri de reactoare termice și cu neutroni rapidi.

Un loc important în formarea sectorului energetic rus este ocupat de sectorul de furnizare a căldurii din țară, care este cel mai mare în ceea ce privește volumul resurselor energetice consumate, mai mult de 45% din consumul total al acestora. Sistemele de termoficare produc mai mult de 71%, iar sursele descentralizate produc aproximativ 29% din toată căldura. Peste 34% din toată căldura este furnizată de centrale electrice, aproximativ 50% de către cazane. În conformitate cu strategia energetică a Rusiei până în 2020. se preconizează creșterea consumului de căldură în țară de cel puțin 1,3 ori, iar ponderea furnizării descentralizate de căldură va crește de la 28,6% în 2000 la până la 33% în 2020

Creșterea prețurilor care a avut loc în anul trecut, pentru combustibilul organic (gaz, păcură, motorină) și pentru transportul acestuia în regiunile îndepărtate ale Rusiei și, în consecință, o creștere obiectivă a prețurilor de vânzare pentru energia electrică și termică schimbă fundamental atitudinea față de utilizarea surselor de energie regenerabilă: geotermală , eolian, solar.

Astfel, dezvoltarea energiei geotermale în anumite regiuni ale țării face deja posibilă astăzi rezolvarea problemei furnizării de energie electrică și termică, în special în Kamchatka, Insulele Kurile, precum și în Caucazul de Nord, în anumite regiuni ale Siberiei. și partea europeană a Rusiei.

Printre principalele direcții de îmbunătățire și dezvoltare a sistemelor de alimentare cu căldură ar trebui să se numără extinderea utilizării surselor locale de energie regenerabilă netradițională și, în primul rând, căldura geotermală a pământului. Deja în următorii 7-10 ani, cu ajutorul tehnologiilor moderne de furnizare locală de căldură, datorită căldurii termice, se pot economisi resurse semnificative de combustibili fosili.

În ultimul deceniu, utilizarea surselor de energie regenerabilă netradițională (NRES) a cunoscut un adevărat boom în lume. Scara de aplicare a acestor surse a crescut de mai multe ori. Această direcție se dezvoltă cel mai intens în comparație cu alte domenii ale energiei. Există mai multe motive pentru acest fenomen. În primul rând, este evident că era transportatorilor de energie tradiționali ieftini s-a încheiat irevocabil. În acest domeniu, există o singură tendință - creșterea prețurilor pentru toate tipurile lor. Nu mai puțin semnificativă este dorința multor țări lipsite de baza lor de combustibil pentru independență energetică Considerațiile de mediu, inclusiv emisia de gaze nocive, joacă un rol semnificativ. Sprijinul moral activ pentru utilizarea energiei regenerabile este oferit de populația țărilor dezvoltate.

Din aceste motive, dezvoltarea energiei regenerabile în multe state este o sarcină prioritară a politicii tehnice în domeniul energiei. Într-o serie de țări, această politică este implementată prin cadrul legislativ și de reglementare adoptat, care stabilește bazele juridice, economice și organizaționale pentru utilizarea energiei regenerabile. În special, fundamentele economice constau în diverse măsuri de sprijinire a energiei regenerabile în stadiul dezvoltării acestora a pieței de energie (beneficii fiscale și creditare, subvenții directe etc.)

In Rusia uz practic SRE rămâne semnificativ în urma țărilor lider. Nu există un cadru legislativ și de reglementare, precum și sprijin economic de stat. Toate acestea fac extrem de dificilă practica în acest domeniu. Principalul motiv al factorilor inhibitori îl reprezintă problemele economice prelungite din țară și, ca urmare, dificultățile de investiții, cererea scăzută de solvenți, lipsa fondurilor pentru dezvoltările necesare. Totuși, se realizează unele lucrări și măsuri practice pentru utilizarea energiei regenerabile în țara noastră (energie geotermală). Depozitele hidrotermale cu abur din Rusia sunt disponibile numai în Kamchatka și Insulele Kurile. Prin urmare, energia geotermală nu poate ocupa în viitor un loc semnificativ în sectorul energetic al țării în ansamblu. Cu toate acestea, este capabilă să rezolve în mod radical și pe cea mai economică bază problema aprovizionării cu energie a acestor regiuni, care folosesc combustibili importați scumpi (păcură, cărbune, motorină) și sunt în pragul unei crize energetice. Potențialul câmpurilor hidrotermale cu abur din Kamchatka este capabil să furnizeze de la 1000 la 2000 MW de energie electrică instalată din diverse surse, ceea ce depășește semnificativ nevoile acestei regiuni pentru viitorul apropiat. Astfel, aici există perspective reale de dezvoltare a energiei geotermale.

Istoria dezvoltării energiei geotermale.

Alături de resurse uriașe de combustibili fosili, Rusia are rezerve semnificative de căldură terestră, care pot fi multiplicate cu surse geotermale situate la o adâncime de 300 până la 2500 m, în principal în zonele de falie ale scoarței terestre.

Teritoriul Rusiei este bine explorat, iar astăzi sunt cunoscute principalele resurse de căldură ale pământului, care au un potențial industrial semnificativ, inclusiv energetic. Mai mult, aproape peste tot există rezerve de căldură cu o temperatură de 30 până la 200°C.

În 1983 în VSEGINGEO a fost întocmit un atlas al resurselor de ape termale ale URSS. În țara noastră au fost explorate 47 de zăcăminte geotermale cu rezerve de ape termale, care vă permit să obțineți mai mult de 240 10³ m³/zi. Astăzi, în Rusia, specialiști din aproape 50 de organizații științifice se ocupă de problemele utilizării căldurii pământului.

Peste 3.000 de sonde au fost forate pentru a utiliza resurse geotermale. Costul cercetării geotermale și al forajelor deja efectuate în această zonă, la prețuri moderne, este de peste 4 miliarde de ruble. dolari. Deci, în Kamchatka, 365 de puțuri au fost deja forate în câmpuri geotermale cu o adâncime de 225 până la 2266 m și epuizate (încă în ora sovietică) aproximativ 300 de milioane. dolari (în prețuri curente).

Funcționarea primei centrale geotermale a început în Italia în 1904. Prima centrală geotermală din Kamchatka și prima din URSS, centrala geotermală Pauzhetskaya a fost pusă în funcțiune în 1967. și avea o putere de 5 mW, ulterior crescută la 11 mW. Un nou impuls Dezvoltarea energiei geotermale în Kamchatka a fost dată în anii 90 odată cu apariția unor organizații și firme (JSC Geoterm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka), care, în cooperare cu industria (în primul rând cu Uzina de turbine Kaluga), au dezvoltat noi scheme progresive, tehnologii și tipuri de echipamente pentru transformarea energiei geotermale în energie electrică și a asigurat un împrumut de la Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare. Drept urmare, în 1999 Verkhne-Mutnovskaya GeoTPP (trei module de 4 MW fiecare) a fost pus în funcțiune în Kamchatka. Se introduce primul bloc de 25mW. prima etapă a Mutnovskaya GeoTPP cu o capacitate totală de 50 MW.

A doua fază cu o capacitate de 100 MW poate fi pusă în funcțiune în 2004

Astfel, au fost determinate perspectivele imediate și destul de reale pentru energia geotermală în Kamchatka, ceea ce este un exemplu pozitiv, fără îndoială, de utilizare a energiei regenerabile în Rusia, în ciuda dificultăților economice grave din țară. Potențialul câmpurilor hidrotermale cu abur din Kamchatka este capabil să furnizeze 1000 MW de putere electrică instalată, ceea ce depășește semnificativ nevoile acestei regiuni pentru viitorul apropiat.

Potrivit Institutului de Vulcanologie, Filiala din Orientul Îndepărtat a Academiei Ruse de Științe, resursele geotermale deja identificate fac posibilă furnizarea completă a Kamchatka cu energie electrică și căldură pentru mai mult de 100 de ani. Alături de câmpul de temperatură înaltă Mutnovskoye, cu o capacitate de 300 MW(e), în sudul Kamchatka, sunt cunoscute rezerve semnificative de resurse geotermale la Koshelevskoye, Bolshe Bannoy și în nord, la depozitele Kireunskoye. Rezervele de căldură ale apelor geotermale din Kamchatka sunt estimate la 5000 MW (t).

Chukotka are și rezerve semnificative de căldură geotermală (la granița cu regiunea Kamchatka), unele dintre ele au fost deja descoperite și pot fi folosite activ pentru orașele și orașele din apropiere.

Insulele Kurile sunt, de asemenea, bogate în rezervele de căldură ale pământului, sunt destul de suficiente pentru a furniza căldură și electricitate acestui teritoriu timp de 100.200 de ani. Pe Insula Iturup au fost descoperite rezerve de lichid de răcire geotermal cu două faze, a cărui capacitate (30 MW(e)) este suficientă pentru a satisface nevoile energetice ale întregii insule în următorii 100 de ani. Aici au fost deja forate puțuri la câmpul geotermal Ocean și se construiește un GeoPP. Există rezerve de căldură geotermală pe insula sudică Kunashir, care sunt deja folosite pentru a genera energie electrică și alimentare cu căldură a orașului Yuzhno Kurilsk. Intestinele insulei de nord Paramushir sunt mai puțin studiate, dar se știe că această insulă are și rezerve semnificative de apă geotermală cu o temperatură de 70 până la 95 ° C, iar un GeoTS cu o capacitate de 20 MW (t) este de asemenea. fiind construit aici.

Depozitele de ape termale cu temperatura de 100-200°C sunt mult mai raspandite. La această temperatură, se recomandă utilizarea fluidelor de lucru cu punct de fierbere scăzut în ciclul turbinei cu abur. Utilizarea centralelor geotermale cu dublu circuit pe apă termală este posibilă într-o serie de regiuni ale Rusiei, în principal în Caucazul de Nord. Depozitele geotermale sunt bine studiate aici, cu o temperatură de rezervor de 70 până la 180 ° C, care sunt situate la o adâncime de 300 până la 5000 m. Apa geotermală a fost folosită aici de mult timp pentru alimentarea cu căldură și alimentarea cu apă caldă. În Daghestan se produc anual peste 6 milioane m de apă geotermală. Aproximativ 500 de mii de oameni din Caucazul de Nord folosesc alimentarea cu apă geotermală.

Primorye, regiunea Baikal și regiunea Siberiei de Vest au, de asemenea, rezerve de căldură geotermală potrivite pentru utilizare pe scară largă în industrie și agricultură.

Transformarea energiei geotermale în energie electrică și termică.

Una dintre zonele promițătoare pentru utilizarea căldurii apelor termale subterane foarte mineralizate este transformarea acesteia în energie electrică. În acest scop, a fost elaborată o schemă tehnologică pentru construirea unei centrale geotermale, formată dintr-o centrală geotermală. sistem de circulație(GCC) și instalația de turbine cu abur (STP), a cărei schemă este prezentată în Fig.1. Trăsătură distinctivă O astfel de schemă tehnologică din binecunoscuta este că în ea rolul unui evaporator și al unui supraîncălzitor este îndeplinit de un schimbător de căldură vertical în contracurent situat în partea superioară a puțului de injecție, unde se furnizează apa termică la temperatură înaltă produsă prin conducta de suprafață, care, după ce transferă căldură la lichidul de răcire secundar, este pompată înapoi în formațiune. Lichidul de răcire secundar de la condensatorul instalației cu turbine cu abur intră în zona de încălzire prin gravitație printr-o conductă coborâtă în interiorul schimbătorului de căldură până în jos.

Ciclul Rankine se află în centrul activității școlilor profesionale; t,s este o diagramă a acestui ciclu și a naturii modificării temperaturilor purtătorilor de căldură din schimbătorul de căldură din evaporator.

Cel mai punct importantîn timpul construcției GeoTPP este alegerea fluidului de lucru în circuitul secundar. Fluidul de lucru selectat pentru o instalație geotermală trebuie să aibă proprietăți chimice, fizice și operaționale favorabile în condiții de funcționare date, de ex. să fie stabil, neinflamabil, rezistent la explozie, non-toxic, inert la materialele de construcție și ieftin. Este de dorit să se aleagă un fluid de lucru cu un coeficient mai scăzut de vâscozitate dinamică (mai puține pierderi hidraulice) și cu un coeficient mai mare de conductivitate termică (transfer de căldură îmbunătățit).

Este practic imposibil să îndepliniți toate aceste cerințe în același timp, prin urmare, este întotdeauna necesar să optimizați alegerea unuia sau altuia fluid de lucru.

Parametrii inițiali scăzuti ai corpurilor de lucru ale centralelor geotermale conduc la căutarea corpurilor de lucru cu punct de fierbere scăzut, cu o curbură negativă a curbei la limita dreaptă în diagrama t, s, deoarece utilizarea apei și a aburului duce în acest caz la o deteriorare a parametrilor termodinamici și la o creștere bruscă a dimensiunilor instalațiilor cu turbine cu abur, ceea ce este semnificativ crește valoarea acestora.

Se propune utilizarea unui amestec de izobutan + izopentan în stare supercritică ca agent supercritic în circuitul secundar al ciclurilor energetice binare. Utilizarea amestecurilor supercritice este convenabilă deoarece proprietățile critice, de ex. temperatura critică tc(x), presiunea critică pc(x) și densitatea critică qc(x) depind de compoziția amestecului x. Acest lucru va permite, prin selectarea compoziției amestecului, să se selecteze un agent supercritic cu cei mai favoribili parametri critici pentru temperatura corespunzătoare a apei termale dintr-un anumit câmp geotermal.

Ca agent de răcire secundar, se folosește o hidrocarbură izobutan cu punct de fierbere scăzut, ai cărui parametri termodinamici corespund condițiilor necesare. Parametri critici ai izobutanului: tc = 134,69°C; pk = 3,629 MPa; qk = 225,5 kg/m³. În plus, alegerea izobutanului ca lichid de răcire secundar se datorează costului său relativ scăzut și ecologic (spre deosebire de freoni). Izobutanul ca fluid de lucru a găsit o răspândire largă în străinătate și se propune, de asemenea, utilizarea în stare supercritică în cicluri de energie geotermală binară.

Caracteristicile energetice ale instalației sunt calculate pentru o gamă largă de temperaturi ale apei produse și diferite moduri de funcționare a acesteia. În toate cazurile, sa presupus că temperatura de condensare a izobutanului tcon = 30°C.

Se pune întrebarea cu privire la alegerea celei mai mici diferențe de temperaturăêtfig.2. Pe de o parte, o scădere a êt duce la o creștere a suprafeței schimbătorului de căldură din evaporator, care poate să nu fie justificată din punct de vedere economic. Pe de altă parte, o creștere a êt la o anumită temperatură a apei termale ts duce la necesitatea scăderii temperaturii de evaporare ts (și, în consecință, a presiunii), ceea ce va afecta negativ randamentul ciclului. În cele mai multe cazuri practice, se recomandă să luați êt = 10÷25ºС.

Rezultatele obținute arată că există parametri optimi de funcționare ai centralei cu abur, care depind de temperatura apei care intră în circuitul primar al generatorului de abur al schimbătorului de căldură. Odată cu creșterea temperaturii de evaporare a izobutanului tz, puterea N generată de turbină crește cu 1 kg/s din consumul de lichid de răcire secundar. În același timp, pe măsură ce tg crește, cantitatea de izobutan evaporat scade la 1 kg/s de consum de apă termală.

Pe măsură ce temperatura apei termale crește, la fel crește temperatura optima evaporare.

Figura 3 prezintă graficele dependenței puterii N generate de turbină de temperatura de evaporare ts a lichidului de răcire secundar la diferite temperaturi ale apei termale.

Pentru apa la temperatură înaltă (tt = 180ºС), se consideră cicluri supercritice, când presiunea inițială a vaporilor pн= 3,8; 4,0; 4,2; și 5.0MPa. Dintre acestea, cel mai eficient în ceea ce privește obținerea puterii maxime este ciclul supercritic, apropiat de așa-numitul ciclu „triunghiular” cu o presiune inițială pn = 5,0 MPa. În timpul acestui ciclu, datorită diferenței minime de temperatură dintre purtătorul de căldură și fluidul de lucru, potențialul de temperatură al apei termale este utilizat în cea mai mare măsură. Compararea acestui ciclu cu cel subcritic (pn=3,4MPa) arată că puterea generată de turbină în timpul ciclului supercritic crește cu 11%, densitatea de curgere a substanței care intră în turbină este de 1,7 ori mai mare decât în ​​ciclul cu pn. =3 ,4 MPa, ceea ce va conduce la o îmbunătățire a proprietăților de transport ale lichidului de răcire și la o reducere a dimensiunii echipamentelor (conducte de alimentare și turbină) ale instalației de turbine cu abur. În plus, în ciclul cu pH = 5,0 MPa, temperatura apei termale reziduale t, injectată înapoi în rezervor, este de 42ºС, în timp ce în ciclul subcritic cu pH = 3,4 MPa, temperatura tн = 55ºС.

În același timp, o creștere a presiunii inițiale la 5,0 MPa în ciclul supercritic afectează costul echipamentului, în special costul turbinei. Deși dimensiunile traseului de curgere a turbinei scad odată cu creșterea presiunii, numărul de trepte ale turbinei crește simultan, este necesară o etanșare la capăt mai dezvoltată și, cel mai important, grosimea pereților carcasei crește.

Pentru a crea un ciclu supercritic în schema tehnologică GeoTPP, este necesară instalarea unei pompe pe conducta care conectează condensatorul cu schimbătorul de căldură.

Totuși, factori precum creșterea puterii, reducerea dimensiunii conductelor de alimentare și a turbinei și acționarea mai completă a potențialului termic al apei termale vorbesc în favoarea ciclului supercritic.

În viitor, este necesar să se caute lichide de răcire cu o temperatură critică mai mică, ceea ce va face posibilă crearea de cicluri supercritice folosind ape termale cu o temperatură mai scăzută, deoarece potențialul termic al marii majorități a zăcămintelor explorate din Rusia nu depășește 100÷120ºС. În acest sens, cel mai promițător este R13B1(trifluorobrometan) cu următorii parametri critici: tc = 66,9ºС; pk = 3,946 MPa; qk= 770kg/m³.

Rezultatele calculelor de evaluare arată că utilizarea apei termale cu o temperatură de tk = 120ºС în circuitul primar al GeoTPP și crearea unui ciclu supercritic cu o presiune inițială de pn = 5,0 MPa în circuitul secundar pe freon R13B1, de asemenea face posibilă creșterea puterii turbinei cu până la 14% față de ciclul subcritic cu presiunea inițială pn = 3,5 MPa.

Pentru funcționarea cu succes a GeoTPP, este necesar să se rezolve problemele asociate cu apariția coroziunii și a depozitelor de sare, care, de regulă, sunt agravate cu o creștere a mineralizării apei termale. Cele mai intense depozite de sare se formează din cauza degazării apei termale și a perturbării echilibrului de dioxid de carbon ca urmare a acesteia.

În schema tehnologică propusă, lichidul de răcire primar circulă într-un circuit închis: rezervor - puț de producție - conductă de suprafață - pompă - puț de injecție - rezervor, unde condițiile de degazare a apei sunt minimizate. În același timp, este necesar să se respecte astfel de condiții termobarice în partea de suprafață a circuitului primar, care împiedică degazarea și precipitarea depozitelor de carbonat (în funcție de temperatură și salinitate, presiunea trebuie menținută la 1,5 MPa și mai sus).

O scădere a temperaturii apei termale duce, de asemenea, la precipitarea sărurilor non-carbonate, ceea ce a fost confirmat de studiile efectuate la situl geotermal Kayasulinsky. O parte din sărurile precipitate va fi depusă pe suprafața interioară a puțului de injecție, iar cea mai mare parte va fi transportată în zona fundului găurii. Depunerea de săruri la fundul puțului de injecție va contribui la scăderea injectivității și la o scădere treptată a debitului circular, până la oprirea completă a GCS.

Pentru a preveni coroziunea și detartrarea în circuitul GCS, poate fi utilizat un reactiv eficient HEDPK (acid hidroxietiliden difosfonic), care are un efect anti-coroziune și anti-calcăre pe termen lung al pasivării suprafeței. Restaurarea stratului de pasivizare de OEDFK se realizează prin injectarea periodică în impulsuri a unei soluții de reactiv în apă termală la gura unui puț de producție.

Pentru a dizolva nămolul de sare care se va acumula în zona fundului găurii și, prin urmare, pentru a restabili injectivitatea sondei de injecție, un reactiv foarte eficient este NMA (concentrat de acizi cu greutate moleculară mică), care poate fi introdus și periodic în apa termală circulant. în zona dinaintea pompei de injecţie.

Prin urmare, din cele de mai sus, se poate sugera că una dintre direcțiile promițătoare pentru dezvoltarea energiei termice a interiorului pământului este conversia acesteia în energie electrică prin construirea de GeoTPP cu două circuite pe agenți de lucru cu punct de fierbere scăzut. Eficiența unei astfel de conversii depinde de mulți factori, în special de alegerea fluidului de lucru și de parametrii ciclului termodinamic al circuitului secundar al GeoTPP.

Rezultatele analizei computaționale a ciclurilor folosind diferiți purtători de căldură în circuitul secundar arată că cele mai optime sunt ciclurile supercritice, care permit creșterea puterii turbinei și a eficienței ciclului, îmbunătățirea proprietăților de transport ale lichidului de răcire și ajustarea mai completă a temperaturii apă termală inițială care circulă în circuitul primar al GeoTPP.

De asemenea, s-a stabilit că pentru apa termală de înaltă temperatură (180ºС și peste), cea mai promițătoare este crearea de cicluri supercritice în circuitul secundar al GeoTPP folosind izobutan, în timp ce pentru apele cu o temperatură mai scăzută (100÷120ºС și peste). ), la crearea acelorași cicluri, cel mai potrivit purtător de căldură este freonul R13B1.

In functie de temperatura apei termale extrase exista o temperatura optima de evaporare a calduratorului secundar, corespunzatoare puterii maxime generate de turbina.

În viitor, este necesar să se studieze amestecurile supercritice, a căror utilizare ca agent de lucru pentru ciclurile de energie geotermală este cea mai convenabilă, deoarece prin selectarea compoziției amestecului, se pot modifica cu ușurință proprietățile lor critice în funcție de condițiile externe.

O altă direcție în utilizarea energiei geotermale este furnizarea de căldură geotermală, care a fost folosită de mult timp în Kamchatka și Caucazul de Nord pentru încălzirea serelor, încălzirea și alimentarea cu apă caldă în sectorul locuințelor și comunale. O analiză a experienței mondiale și domestice indică perspectivele furnizării de căldură geotermală. În prezent, în lume funcționează sisteme geotermale de alimentare cu căldură cu o capacitate totală de 17175 MW, peste 200 de mii de instalații geotermale sunt operate numai în SUA. Conform planurilor Uniunii Europene, capacitatea sistemelor de încălzire geotermală, inclusiv a pompelor de căldură, ar trebui să crească de la 1300 MW în 1995 la 5000 MW în 2010.

În URSS, apele geotermale au fost folosite în teritoriile Krasnodar și Stavropol, Kabardino-Balkaria, Osetia de Nord, Ceceno-Ingușeția, Daghestan, regiunea Kamchatka, Crimeea, Georgia, Azerbaidjan și Kazahstan. În 1988, s-au produs 60,8 milioane m³ de apă geotermală, acum în Rusia se produc până la 30 de milioane. m³ pe an, ceea ce echivalează cu 150÷170 mii tone de combustibil de referință. În același timp, potențialul tehnic al energiei geotermale, conform Ministerului Energiei al Federației Ruse, este de 2950 de milioane de tone de combustibil de referință.

În ultimii 10 ani, sistemul de explorare, dezvoltare și exploatare a resurselor geotermale s-a prăbușit în țara noastră. În URSS, lucrările de cercetare asupra acestei probleme au fost efectuate de institutele Academiei de Științe, ministerele de geologie și industria gazelor. Explorarea, evaluarea și aprobarea rezervelor de zăcăminte au fost efectuate de institute și subdiviziuni regionale ale Ministerului Geologiei. Forarea sondelor productive, dezvoltarea terenului, dezvoltarea tehnologiilor de reinjectare, tratarea apelor geotermale, exploatarea sistemelor geotermale de alimentare cu căldură au fost realizate de subdiviziuni ale Ministerului Industriei Gazelor. Acesta a inclus cinci departamente operaționale regionale, Asociația științifică și de producție Soyuzgeotherm (Makhachkala), care a dezvoltat o schemă pentru utilizarea prospectivă a apelor geotermale din URSS. Proiectarea sistemelor și echipamentelor pentru alimentarea cu căldură geotermală a fost realizată de Institutul Central de Cercetare și Proiectare și Experimental de Echipamente de Inginerie.

În prezent, lucrările de cercetare cuprinzătoare în domeniul geotermiei au încetat: de la studii geologice și hidrogeologice până la problemele epurării apelor geotermale. Nu se efectuează foraje exploratorii, nu se realizează dezvoltarea zăcămintelor explorate anterior, nu se modernizează echipamentele sistemelor geotermale de alimentare cu căldură existente. Rolul administrației de stat în dezvoltarea geotermiei este neglijabil. Specialiștii în geotermă sunt împrăștiați, experiența lor nu este solicitată. Analiza situației actuale și a perspectivelor de dezvoltare în nou conditii economice Rusia, să o facem pe exemplul Teritoriului Krasnodar.

Pentru această regiune, dintre toate sursele de energie regenerabilă, cea mai promițătoare este utilizarea apelor geotermale. Figura 4 arată prioritățile pentru utilizarea energiei regenerabile pentru furnizarea de căldură a obiectelor din Teritoriul Krasnodar.

ÎN Teritoriul Krasnodar Anual se produc până la 10 milioane m³/an de apă geotermală cu o temperatură de 70÷100º C, care înlocuiește 40÷50 mii tone de combustibil organic (în ceea ce privește combustibilul de referință). Există 10 câmpuri în exploatare cu 37 de puțuri, 6 câmpuri cu 23 de puțuri sunt în curs de dezvoltare. Numărul total de sonde geotermale77. 32 de hectare sunt încălzite cu ape geotermale. sere, 11 mii de apartamente în opt localități, 2 mii de persoane sunt asigurate cu apă caldă. Rezervele operaționale explorate de ape geotermale ale regiunii sunt estimate la 77,7 mii metri cubi. m³ / zi, sau în timpul funcționării în timpul sezonului de încălzire - 11,7 milioane. m³ pe sezon, rezerve prognozate, respectiv, 165 mii. m³/zi și 24,7 mln. m³ pe sezon.

Unul dintre cele mai dezvoltate câmpuri geotermale Mostovskoye, la 240 km de Krasnodar la poalele Caucazului, unde au fost forate 14 sonde cu o adâncime de 1650÷1850m cu debite de 1500÷3300 m³/zi, o temperatură la gura de 67 ÷78º C, o salinitate totală de 0,9÷1, 9g/l. De compoziție chimică apa geotermală îndeplinește aproape standardele pentru apa potabilă. Principalul consumator de apă geotermală din acest domeniu este un complex de sere cu o suprafață de seră de până la 30 de hectare, care a exploatat anterior 8 puțuri. În prezent, aici este încălzită 40% din suprafața cu seră.

Pentru alimentarea cu căldură a clădirilor rezidențiale și administrative ale satului. Pod în anii 80, a fost construit un punct de încălzire centrală geotermal (CHP) cu o putere termică estimată de 5 MW, a cărui diagramă este prezentată în Fig. 5. Apa geotermală din centrul de încălzire centrală provine din două puțuri cu un debit de 45÷70 m³/h fiecare și o temperatură de 70÷74ºС în două rezervoare de stocare cu o capacitate de 300 m³. Pentru a utiliza căldura apei geotermale reziduale, au fost instalate două pompe de căldură cu compresor de abur cu o putere termică estimată la 500 kW. Apa geotermală utilizată în sistemele de încălzire cu o temperatură de 30÷35ºС înainte de unitatea pompei de căldură (HPU) este împărțită în două fluxuri, dintre care unul este răcit la 10ºС și scurs în rezervor, iar al doilea este încălzit până la 50ºС și returnat în rezervoarele de stocare. Pompele de căldură au fost fabricate de uzina Kompressor din Moscova pe baza de mașini frigorifice A-220-2-0.

Reglarea puterii termice a încălzirii geotermale în absența reîncălzirii de vârf se realizează în două moduri: prin trecerea lichidului de răcire și ciclic. Prin această din urmă metodă, sistemele sunt umplute periodic cu lichid de răcire geotermal cu drenarea simultană a celui răcit. Cu o perioadă zilnică de încălzire Z, timpul de încălzire Zn este determinat de formula

Zn = 48j/(1 + j), unde este coeficientul de putere termică; temperatura de proiectare a aerului în cameră, °C; și temperatura aerului exterior reală și calculată, °С.

Capacitatea rezervoarelor de stocare ale sistemelor geotermale este determinată din condiția asigurării amplitudinii normalizate a fluctuațiilor de temperatură a aerului în spațiile rezidențiale încălzite (± 3 ° C) conform formulei.

unde kF este puterea termică a sistemului de încălzire la 1°C din diferența de temperatură, W/°C; Z \u003d Zn + Zpp perioada de funcționare a încălzirii geotermale; Zp durata pauzei, h; Qp și Qp este puterea termică calculată și medie sezonieră a sistemului de încălzire al clădirii, W; c capacitatea termică volumetrică a apei geotermale, J/(m³ ºС); n numărul de porniri de încălzire geotermală pe zi; k1 este coeficientul de pierdere de căldură în sistemul geotermal de alimentare cu căldură; A1 amplitudinea fluctuațiilor de temperatură într-o clădire încălzită, ºС; Rnom indicator total al absorbției de căldură a spațiilor încălzite; Capacitatea Vc și Vts a sistemelor de încălzire și a rețelelor de încălzire, m³.

În timpul funcționării pompelor de căldură, raportul dintre debitele de apă geotermală prin evaporator Gi și condensatorul Gk este determinat de formula:

Unde tk, to, t este temperatura apei geotermale după condensator, sistemul de încălzire al clădirii și evaporatoarele HPI, ºС.

Trebuie remarcat fiabilitatea scăzută a modelelor utilizate de pompe de căldură, deoarece condițiile de funcționare ale acestora diferă semnificativ de condițiile de funcționare ale mașinilor frigorifice. Raportul presiunilor de refulare și aspirație a compresoarelor atunci când funcționează în modul pompă de căldură este de 1,5÷2 ori mai mare decât același raport la mașinile frigorifice. Defecțiunile bielei și grupului de pistoane, instalațiilor de ulei și automatizărilor au dus la defecțiunea prematură a acestor mașini.

Ca urmare a lipsei de control a regimului hidrologic, a funcționării câmpului geotermal Mostovskoye după 10 ani, presiunea la capul sondei a scăzut de 2 ori. Pentru a restabili presiunea de rezervor a câmpului în 1985. au fost forate trei puțuri de injecție, s-a construit o stație de pompare, dar munca lor nu a dat un rezultat pozitiv din cauza injectivității scăzute a rezervoarelor.

Pentru cea mai promițătoare utilizare a resurselor geotermale în orașul Ust-Labinsk cu o populație de 50 de mii de oameni, situat la 60 km de Krasnodar, a fost dezvoltat un sistem de alimentare cu căldură geotermală cu o putere termică estimată la 65 MW. Dintre cele trei orizonturi de pompare a apei au fost selectate depozite eocen-paleocene cu adâncimea de 2200÷2600m, temperatura de formare 97÷100ºС, salinitate 17÷24g/l.

În urma analizei încărcărilor termice existente și viitoare în conformitate cu schema de dezvoltare a alimentării cu energie termică a orașului, a fost determinată puterea termică optimă, calculată, a sistemului de alimentare cu căldură geotermală. O comparație tehnică și economică a patru opțiuni (trei dintre ele fără cazane de vârf cu un număr diferit de puțuri și una cu reîncălzire în cazan) a arătat că schema cu cazanul de vârf (Fig. 6) are perioada minimă de amortizare.

Sistemul de alimentare cu căldură geotermală prevede construirea capturilor de apă termală de vest și central cu șapte puțuri de injecție. Modul de funcționare al prizei de apă termală cu reinjectare a lichidului de răcire răcit. Sistem de alimentare cu dublu circuit cu reîncălzire de vârf în camera cazanului și racord dependent sistemele existenteîncălzirea clădirii. Investiția de capital în construcția acestui sistem geotermal s-a ridicat la 5,14 milioane. freca. (în prețurile din 1984), perioadă de rambursare 4,5 ani, economii estimate de combustibil substituit 18,4 mii tone de combustibil de referință pe an.

Costul energiei electrice generate de centralele geotermale.

Costurile cercetării și dezvoltării (forajului) câmpurilor geotermale reprezintă până la 50% din costul total al unui GeoTPP și, prin urmare, costul energiei electrice generate la GeoPP este destul de semnificativ. Astfel, costul întregului pilot-industrial (OP) Verkhne-Mutnovskaya GeoPP [capacitate 12 (3 × 4) MW] s-a ridicat la aproximativ 300 de milioane de ruble. Cu toate acestea, absența costurilor de transport pentru combustibil, reînnoirea energiei geotermale și ecologicitatea producției de electricitate și căldură permit energiei geotermale să concureze cu succes pe piața energiei și, în unele cazuri, să producă energie electrică și căldură mai ieftine decât IES și cogenerarea tradiționale. . Pentru zonele îndepărtate (Kamchatka, Insulele Kurile), GeoPP-urile au un avantaj necondiționat față de centralele termice și stațiile de motorină care funcționează cu combustibil importat.

Dacă luăm în considerare Kamchatka ca exemplu, unde mai mult de 80% din energie electrică este produsă la CHPP-1 și CHPP-2, care funcționează cu păcură importată, atunci utilizarea energiei geotermale este mai profitabilă. Chiar și astăzi, când procesul de construcție și dezvoltare de noi GeoPP-uri la câmpul geotermal Mutnovsky este încă în desfășurare, costul energiei electrice la Verkhne-Mutnovskaya GeoPP este de peste două ori mai mic decât la CHPP din Petropavlovsk Kamchatsky. Costul de 1 kWh(e) la vechiul GeoPP Pauzhetskaya este de 2¸3 ori mai mic decât la CHPP-1 și CHPP-2.

Costul pentru 1 kWh de energie electrică în Kamchatka în iulie 1988 a fost între 10 și 25 de cenți, iar tariful mediu de energie electrică a fost stabilit la 14 cenți. În iunie 2001 în aceeași regiune, tariful de energie electrică pentru 1 kWh a variat între 7 și 15 cenți. La începutul anului 2002 tariful mediu în OAO Kamchatskenergo a fost de 3,6 ruble. (12 cenți). Este clar că economia din Kamchatka nu se poate dezvolta cu succes fără reducerea costului energiei electrice consumate, iar acest lucru poate fi realizat doar prin utilizarea resurselor geotermale.

Acum, la restructurarea sectorului energetic, este foarte important să se procedeze de la prețurile reale la combustibil și echipamente, precum și prețurile la energie pentru diferiți consumatori. În caz contrar, puteți ajunge la concluzii și previziuni eronate. Astfel, în strategia de dezvoltare a economiei regiunii Kamchatka, dezvoltată în 2001 la Dalsetproekt, fără o justificare suficientă, prețul a 1000 m³ de gaz a fost stabilit la 50 USD, deși este clar că costul real al gazului nu va fi mai mică de 100 USD, iar durata de dezvoltare a zăcămintelor de gaze va fi de 5 ÷10 ani. Totodată, conform strategiei propuse, rezervele de gaze sunt calculate pentru o viață de cel mult 12 ani. Prin urmare, perspectivele de dezvoltare a sectorului energetic în regiunea Kamchatka ar trebui asociate în primul rând cu construcția unei serii de centrale geotermale la câmpul Mutnovsky [până la 300 MW (e)], reechiparea Pauzhetskaya. GeoPP, a cărei capacitate ar trebui mărită la 20 MW, și construcția de noi GeoPP-uri. Acesta din urmă va asigura independența energetică a Kamchatka pentru mulți ani (cel puțin 100 de ani) și va reduce costul energiei electrice vândute.

Conform evaluării Consiliului Mondial al Energiei, dintre toate sursele de energie regenerabilă, GeoPP are cel mai mic preț pentru 1 kWh (vezi tabel).

	putere	utilizare putere			Preț instalat		în final
	10200	55÷95(84)	2÷10	1÷8	800÷3000	70,2	22
Vânt	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
mareele	34	20÷30	8÷15	8÷15	1700÷ 2500	0,6

Din experiența exploatării GeoPP-urilor mari în Filipine, Noua Zeelandă, Mexic și SUA, rezultă că costul pentru 1 kWh de energie electrică nu depășește adesea 1 cent, în timp ce trebuie avut în vedere faptul că factorul de utilizare a energiei la GeoPP-uri ajunge la 0,95.

Furnizarea de căldură geotermală este cea mai benefică cu utilizarea directă a apei calde geotermale, precum și cu introducerea pompelor de căldură, care pot folosi eficient căldura pământului la o temperatură de 10÷30ºС, adică. căldură geotermală de grad scăzut. În condițiile economice actuale ale Rusiei, dezvoltarea furnizării de căldură geotermală este extrem de dificilă. Mijloacele fixe trebuie investite în forarea puțurilor. În Teritoriul Krasnodar, cu costul forării a 1 m dintr-un puț de 8 mii de ruble, adâncimea sa este de 1800 m, costurile se ridică la 14,4 milioane de ruble. Cu un debit estimat al sondei de 70 m³/h, o diferență de temperatură declanșată de 30 ° C, funcționare non-stop timp de 150 de zile. pe an, rata de utilizare a debitului estimat în timpul sezonului de încălzire este de 0,5, cantitatea de căldură furnizată este de 4385 MWh, sau în valoare de 1,3 milioane de ruble. la un tarif de 300 de ruble/(MWh). În acest ritm, forarea puțurilor va avea roade în 11 ani. În același timp, în viitor, necesitatea dezvoltării acestui domeniu în sectorul energetic este fără îndoială.

Concluzii.

1. Aproape în toată Rusia există rezerve unice de căldură geotermală cu temperaturi ale lichidului de răcire (apă, flux în două faze și abur) de la 30 la 200 ° C.

2. În ultimii ani, pe baza unor cercetări fundamentale majore, în Rusia au fost create tehnologii geotermale care pot asigura rapid utilizarea eficientă a căldurii pământului la GeoPP-uri și GeoTS pentru a genera energie electrică și căldură.

3. Energia geotermală ar trebui să ocupe un loc important în echilibrul general al consumului de energie. În special, pentru restructurarea și reechiparea industriei energetice din regiunea Kamchatka și Insulele Kurile și parțial din Primorye, Siberia și Caucazul de Nord, ar trebui să se folosească propriile resurse geotermale.

4. Introducerea pe scară largă a unor noi scheme de alimentare cu căldură cu pompe de căldură care utilizează surse de căldură de calitate scăzută va reduce consumul de combustibili fosili cu 20÷25%.

5. Pentru a atrage investiții și împrumuturi în sectorul energetic, este necesară implementarea unor proiecte eficiente și garantarea rentabilității în timp util bani împrumutați, ceea ce este posibil doar cu plata integrală și la timp a energiei electrice și termice furnizate consumatorilor.

Bibliografie.

1. Conversia energiei geotermale în energie electrică folosind un ciclu supercritic în circuitul secundar. Abdulagatov I.M., Alkhasov A.B. „Ingineria energiei termice.-1988 Nr. 4-p. 53-56".

2. Salamov A.A. „Centrale geotermale în sectorul energetic al lumii” Inginerie termoenergetică 2000 Nr. 1-p. 79-80"

3. Căldura Pământului: Din raportul „Perspective pentru dezvoltarea tehnologiilor geotermale” Ecologie și Viață-2001-Nr 6-str 49-52.

4. Tarnizhevsky B.V. „Statul și perspectivele utilizării surselor de energie regenerabilă în Rusia” Industrial Energy-2002-Nr. 1-p. 52-56.

5. Kuznetsov V.A. „Centrala geotermală Mutnovskaya” Centrale electrice-2002-№1-p. 31-35.

6. Butozov V.A. „Sisteme de alimentare cu căldură geotermală în Teritoriul Krasnodar” Energy Manager-2002-Nr. 1-p.14-16.

7. Butozov V.A. „Analiza sistemelor de alimentare cu căldură geotermală în Rusia” Industrial Energy-2002-Nr. 6-pp. 53-57.

8. Dobrohotov V.I. „Utilizarea resurselor geotermale în sectorul energetic al Rusiei” Ingineria energiei termice-2003-№1-p.2-11.

9. Alhasov A.B. „Îmbunătățirea eficienței utilizării căldurii geotermale” Thermal Power Engineering-2003-Nr.3-p.52-54.

Energia geotermală este energia derivată din căldura naturală a pământului. Această căldură poate fi realizată cu ajutorul puțurilor. Gradientul geotermal din sondă crește cu 1 0C la fiecare 36 de metri. Această căldură este livrată la suprafață sub formă de abur sau apă fierbinte. O astfel de căldură poate fi folosită atât direct pentru încălzirea caselor și clădirilor, cât și pentru producerea de energie electrică. Regiunile termice există în multe părți ale lumii.

Potrivit diverselor estimări, temperatura în centrul Pământului este de cel puțin 6.650 0C. Rata de răcire a Pământului este aproximativ egală cu 300-350 0C per miliard de ani. Pământul conține 42 x 1012 W de căldură, din care 2% este conținută în crustă și 98% în manta și miez. Tehnologii moderne nu permit atingerea căldurii prea adânci, dar 840.000.000.000 W (2%) din energia geotermală disponibilă poate asigura nevoile omenirii pentru o lungă perioadă de timp. Regiunile din jurul marginilor plăcilor continentale sunt cel mai bun loc pentru construirea de statii geotermale, deoarece scoarta in astfel de zone este mult mai subtire.

Centrale geotermale și resurse geotermale

Cu cât fântâna este mai adâncă, cu atât temperatura este mai mare, dar în unele locuri temperatura geotermală crește mai repede. Astfel de locuri sunt de obicei situate în zone cu activitate seismică ridicată, unde plăcile tectonice se ciocnesc sau se sparg. De aceea, cele mai promițătoare resurse geotermale sunt situate în zonele de activitate vulcanică. Cu cât gradientul geotermal este mai mare, cu atât extragerea căldurii este mai ieftină, prin reducerea costurilor de foraj și pompare. În cele mai favorabile cazuri, gradientul poate fi atât de mare încât apa de suprafață să fie încălzită la temperatura dorită. Gheizerele și izvoarele termale sunt exemple de astfel de cazuri.

Sub scoarța terestră se află un strat de rocă fierbinte și topită numit magmă. Căldura apare acolo, în primul rând din cauza dezintegrarii elementelor radioactive naturale, cum ar fi uraniul și potasiul. Potențialul energetic al căldurii la o adâncime de 10.000 de metri este de 50.000 de ori mai multă energie decât toate rezervele de petrol și gaze ale lumii.

Zonele cu cele mai ridicate temperaturi subterane sunt situate în regiunile cu vulcani activi și tineri. Astfel de „puncte fierbinți” se găsesc la granițele plăcilor tectonice sau acolo unde crusta este atât de subțire încât căldura din magmă poate trece. Multe puncte fierbinți sunt situate pe marginea Pacificului, care este numit și „Inelul de foc” din cauza un numar mare vulcani.

Centrale geotermale - modalități de utilizare a energiei geotermale

Există două utilizări principale pentru energia geotermală: căldură directă și generarea de electricitate. Utilizarea directă a căldurii este cea mai simplă și, prin urmare, cea mai comună metodă. Practica folosirii directe a căldurii este larg răspândită la latitudini mari la granițele plăcilor tectonice, de exemplu în Islanda și Japonia. Alimentarea cu apă în astfel de cazuri este montată direct în puțuri adânci. Apa caldă rezultată este folosită pentru a încălzi drumurile, hainele uscate și sere și clădiri rezidențiale. Metoda de generare a energiei electrice din energia geotermală este foarte asemănătoare cu metoda utilizării directe. Singura diferență este necesitatea unei temperaturi mai ridicate (mai mult de 150 0C).

În California, Nevada și în alte locuri, energia geotermală este folosită în marile centrale electrice.Deci, în California, aproximativ 5% din electricitate este generată de energia geotermală, în El Salvador, energia geotermală produce aproximativ 1/3 din electricitate. În Idaho și Islanda, căldura geotermală este utilizată într-o varietate de aplicații, inclusiv încălzirea locuinței. Mii de case folosesc pompe de căldură geotermale pentru a oferi căldură curată și accesibilă.

Centrale geotermale - surse de energie geotermală.

rocă uscată încălzită– Pentru utilizarea energiei din centralele geotermale conținute în roca uscată, apă la presiune ridicata pompat în rasă. Astfel, se extind fracturile existente în rocă și se creează un rezervor subteran de abur sau apă caldă.

Magmă O masă topită care se formează sub scoarța terestră. Temperatura magmei ajunge la 1200 0С. Deși se găsesc volume mici de magmă la adâncimi accesibile, metode practice de generare a energiei din magmă sunt în curs de dezvoltare.

Apă subterană fierbinte, sub presiune conţinând metan dizolvat. Producerea de energie electrică folosește atât căldură, cât și gaz.

Centrale geotermale – principii de funcționare

În prezent, există trei scheme de producere a energiei electrice folosind resurse hidrotermale: directă cu abur uscat, indirectă cu abur de apă și schema de producție mixtă (ciclu binar). Tipul de conversie depinde de starea mediului (abur sau apă) și de temperatura acestuia. Centralele cu abur uscat au fost primele stăpânite. Pentru a genera energie electrică pentru ei, aburul care provine din puț este trecut direct prin turbină/generator. Centralele electrice cu tip indirect de producere a energiei electrice sunt de departe cele mai comune. Acestea folosesc apă subterană fierbinte (până la 182°C) care este pompată la presiune mare în grupurile electrogene de la suprafață. Centralele geotermale mixte diferă de cele două tipuri anterioare de centrale geotermale prin aceea că aburul și apa nu intră niciodată în contact direct cu turbina/generatorul.

Centrale geotermale care funcționează pe abur uscat

Centralele electrice cu abur funcționează în principal cu abur hidrotermal. Aburul merge direct la o turbină care alimentează un generator care produce energie electrică. Utilizarea aburului elimină necesitatea arderii combustibililor fosili (de asemenea, nu este nevoie de transport și depozitare a combustibilului). Acestea sunt cele mai vechi centrale geotermale. Prima astfel de centrală a fost construită în Larderello (Italia) în 1904 și este încă în funcțiune. Tehnologia cu abur este folosită la centrala electrică Geysers din California de Nord, cea mai mare centrală geotermală din lume.

Centrale geotermale pe hidroterme cu abur

Aceste centrale folosesc hidroterme supraîncălzite (temperaturi peste 182°C) pentru a produce energie electrică. Soluția hidrotermală este forțată în evaporator pentru a reduce presiunea, din această cauză, o parte din soluție se evaporă foarte repede. Aburul rezultat antrenează o turbină. Dacă rămâne lichid în rezervor, acesta poate fi evaporat în următorul evaporator pentru și mai multă putere.

Centrale geotermale cu ciclu binar de producere a energiei electrice.

Majoritatea zonelor geotermale conțin apă la temperatură moderată (sub 200°C). Centralele electrice cu ciclu binar folosesc această apă pentru a genera energie. Apa geotermală fierbinte și un al doilea lichid suplimentar cu un punct de fierbere mai mic decât apa sunt trecute printr-un schimbător de căldură. Căldura din apa geotermală evaporă un al doilea lichid, ai cărui vapori antrenează turbinele. Deoarece este un sistem închis, practic nu există emisii în atmosferă. Apele temperate sunt cea mai abundentă resursă geotermală, așa că majoritatea centralelor geotermale ale viitorului vor funcționa pe acest principiu.

Viitorul energiei geotermale.

Rezervoare de abur și apa fierbinte reprezintă doar o mică parte din resursele geotermale. Magma Pământului și roca uscată vor furniza energie ieftină, curată, practic inepuizabilă, odată ce tehnologiile adecvate vor fi dezvoltate pentru a le utiliza. Până atunci, cei mai comuni producători de energie electrică geotermală vor fi centralele electrice cu ciclu binar.

Pentru ca electricitatea geotermală să devină un element cheie al infrastructurii energetice din SUA, trebuie dezvoltate metode de reducere a costurilor de producție. Departamentul de Energie al SUA lucrează cu reprezentanți ai industriei geotermale pentru a reduce costul unui kilowatt-oră la 0,03-0,05 USD. Se preconizează că în următorul deceniu vor apărea noi centrale geotermale cu o capacitate de 15.000 MW.

Practica #6

Ţintă: familiarizați-vă cu principiul de funcționare a GeoTPP și tehnologiile de conversie a energiei termice oceanice (OTEC), precum și cu metodologia de calcul a acestora.

Durata lecției- 2 ore

Proces de lucru:

1. Pe baza părții teoretice a lucrării, familiarizați-vă cu principiul de funcționare a GeoTPP și tehnologiile de conversie a energiei termice a oceanului (PTEC.

2. În conformitate cu sarcina individuală, rezolvați probleme practice.

1. PARTEA TEORETICĂ

Utilizarea energiei termice oceanice

Tehnologia de conversie a energiei termice oceanice (OTEC) generează electricitate din diferența de temperatură dintre apa caldă și rece a oceanului. Apa rece este pompată printr-o conductă de la o adâncime mai mare de 1000 de metri (dintr-un loc unde razele soarelui nu ajung niciodată). Sistemul folosește și apă caldă dintr-o zonă apropiată de suprafața oceanului. Apa încălzită de soare trece printr-un schimbător de căldură cu substanțe chimice cu punct de fierbere scăzut, cum ar fi amoniacul, care creează vapori chimici care antrenează turbinele generatoarelor de energie. Vaporii sunt apoi condensați înapoi în formă lichidă folosind apă răcită din adâncul oceanului. Regiunile tropicale sunt considerate a fi cel mai bun loc pentru a plasa sisteme PTEC. Acest lucru se datorează diferenței mai mari de temperatură dintre apa din apă mică și cea de adâncime.

Spre deosebire de fermele eoliene și solare, centralele termice oceanice pot produce energie electrică curată non-stop, 365 de zile pe an. Singurul produs secundar al acestor unități de alimentare este apa rece, care poate fi folosită pentru răcire și aer condiționat în clădirile administrative și rezidențiale din apropierea unității de generare a energiei.

Utilizarea energiei geotermale

Energia geotermală este energia derivată din căldura naturală a pământului. Această căldură poate fi realizată cu ajutorul puțurilor. Gradientul geotermal din sondă crește cu 1°C la fiecare 36 de metri. Această căldură este livrată la suprafață sub formă de abur sau apă fierbinte. O astfel de căldură poate fi folosită atât direct pentru încălzirea caselor și clădirilor, cât și pentru producerea de energie electrică.

Potrivit diferitelor estimări, temperatura în centrul Pământului este de cel puțin 6650 °C. Rata de răcire a Pământului este aproximativ egală cu 300-350 ° C per miliard de ani. Pământul emite 42·10 12 W de căldură, din care 2% este absorbit în crustă și 98% în manta și miez. Tehnologia modernă nu permite atingerea căldurii care este eliberată prea adânc, dar chiar și 840000000000 W (2%) din energia geotermală disponibilă pot asigura nevoile omenirii pentru o lungă perioadă de timp. Zonele din jurul marginilor plăcilor continentale sunt cel mai bun loc pentru a construi centrale geotermale deoarece crusta din astfel de zone este mult mai subțire.

Există mai multe moduri de a obține energie la GeoTPP:

· Schema directă: aburul este trimis prin conducte către turbinele conectate la generatoare electrice;

· Circuit indirect: asemănător circuitului direct, dar înainte de a pătrunde în conducte, aburul este curățat de gaze care provoacă distrugerea conductelor;

· Circuit mixt: asemănător circuitului direct, dar după condensare, gazele care nu s-au dizolvat în el sunt îndepărtate din apă.

2. PARTEA PRACTICĂ

Sarcina 1. Determinați temperatura inițială t2 și cantitatea de energie geotermală E o (J) grosimea acviferului h km la adâncime z km, dacă sunt date caracteristicile rocii rezervor: densitatea p gr \u003d 2700 kg / m 3; porozitate dar = 5%; căldura specifică C gr =840 J/(kg K). gradient de temperatură (dT/dz) în °C / km, selectați conform tabelului cu opțiunile de activitate.

Temperatura medie a suprafeței la se ia egal cu 10 °C. Capacitatea termică specifică a apei De la catre = 4200 J/(kg K); densitatea apei ρ \u003d 1 10 3 kg / m 3. Calculați în funcție de aria suprafeței F \u003d 1 km 2. Temperatura minimă admisă de formare este considerată egală cu t1=40°C.

Determinați și constanta de timp de extracție a energiei termice o (ani) când se injectează apă în rezervor și se consumă V \u003d 0,1 m 3 / (s km 2). Care va fi puterea termică extrasă inițial (dE/dz) τ =0 și după 10 ani (dE/dz) τ =10?

Problema 1 este dedicată potențialului termic al energiei geotermale concentrate în acviferele naturale la o adâncime z (km) de la suprafața pământului. De obicei, grosimea acviferului h (km) este mai mică decât adâncimea acestuia. Stratul are o structură poroasă - rocile au pori umpluți cu apă (porozitatea este estimată prin coeficientul α). Densitatea medie a rocilor solide din scoarța terestră p gr =2700 kg/m 3 și coeficientul de conductivitate termică λ gr =2 W/(m·K). Modificarea temperaturii solului spre suprafața pământului este caracterizată de un gradient de temperatură (dT/dz), măsurat în °C/km sau K/km.

Cele mai frecvente de pe glob sunt zonele cu un gradient de temperatură normal (mai puțin de 40 ° C/km) cu o densitate a fluxurilor de căldură care ies spre suprafață de ≈ 0,06 W/m 2. Fezabilitatea economică a extragerii căldurii din intestinele Pământului este puțin probabilă aici.

În semitermic zone, gradientul de temperatură este de 40-80 °C/km. Aici este indicat să folosiți căldura intestinelor pentru încălzire, în sere, în balneologie.

În hipertermal zone (în apropierea limitelor platformelor scoarței terestre) gradientul este mai mare de 80 °C/km. Este oportun să construiți un GeoTPP aici.

Cu un gradient de temperatură cunoscut, este posibil să se determine temperatura acviferului înainte de începerea funcționării acestuia:

T g \u003d T o + (dT / dz) z,

unde T o este temperatura de pe suprafața Pământului, K (° C).

În practica de calcul, caracteristicile energiei geotermale se referă de obicei la 1 km2 din suprafața F.

Capacitatea termică a rezervorului C pl (J / K) poate fi determinată prin ecuație

C pl \u003d [α ρ în C în + (1- α) ρ gr C gr ] h F,

unde p in și C in sunt, respectiv, densitatea și căldura specifică izobară

p gr și C gr - densitatea și capacitatea termică specifică a solului (roci de formare); de obicei p gr \u003d 820-850 J / (kg K).

Dacă setați temperatura minimă admisă la care puteți utiliza energia termică a rezervorului T 1 (K), atunci puteți estima potențialul termic al acestuia până la începerea funcționării (J):

E 0 \u003d C pl (T 2 -T 1)

Constanta de timp a rezervorului τ 0 (timpul posibil de utilizare a acestuia, ani) în cazul eliminării energiei termice prin pomparea apei în el cu un debit volumetric V (m 3 / s) poate fi determinată prin ecuația:

τ 0 \u003d C pl / (V ρ în C in)

Se crede că potențialul termic al rezervorului în timpul dezvoltării sale se modifică conform legii exponențiale:

E=E 0 e -(τ / τ o)

unde τ este numărul de ani de la începerea funcționării;

e este baza logaritmilor naturali.

Puterea termică a unui rezervor geotermal la momentul τ (ani de la începutul dezvoltării) în W (MW):

Sarcina 2 Se crede că eficiența reală η centrala termică oceanică, folosind diferența de temperatură a apelor de suprafață și de adâncime (T 1 -T 2) = ∆T și funcționând conform ciclului Rankine, este jumătate din randamentul termic al centralei care funcționează conform ciclului Carnot, η t k . Estimați valoarea posibilă a eficienței reale a OTES, al cărui fluid de lucru este amoniacul, dacă temperatura apei de la suprafața oceanului t , °С și temperatura apei la adâncimea oceanului t2 , °С. Care este consumul de apă caldă V , m/h va fi necesar pentru OTES cu o capacitate de N MW?

Sarcina 2 este dedicată perspectivelor de utilizare a diferenței de temperatură dintre apele oceanice de suprafață și cele de adâncime pentru a genera electricitate la OTES care funcționează conform bine-cunoscutului ciclu Rankine. Ca fluid de lucru, se presupune utilizarea de substanțe cu punct de fierbere scăzut (amoniac, freon). Datorită micilor diferențe de temperatură (∆T=15÷26 o C), randamentul termic al unei centrale care funcționează conform ciclului Carnot este de doar 5-9%. Eficiența reală a unei fabrici care funcționează pe ciclul Rankine va fi jumătate din aceasta. Drept urmare, pentru a obține o pondere a capacităților relativ mici la OTES sunt necesare consumuri mari de apă „caldă” și „rece” și, în consecință, diametre uriașe ale conductelor de intrare și de evacuare.

Q 0 =p V C p ∆T,

unde p este densitatea apei de mare, kg / m 3;

C p - capacitatea termică în masă a apei de mare, J / (kg K);

V - debit volumetric de apă, m 3 / s;

∆T \u003d T 1 -T 2 - diferența de temperatură între apele de suprafață și cele de adâncime

(diferența de temperatură a ciclului) în °C sau K.

Într-un ciclu Carnot teoretic ideal, puterea mecanică N 0 (W) poate fi definită ca

N 0 \u003d η t k Q o,

sau luând în considerare (1) și expresia eficienței termice a ciclului Carnot η t k:

N 0 \u003d p C p V (∆T) 2 /T 1.

Sarcina 3 Centrală geotermală cu dublu circuit abur-apă cu energie electrică N primește căldură din apa din puțurile geotermale cu o temperatură t gs . Aburul saturat uscat la ieșirea generatorului de abur are o temperatură cu 20 0 C mai mică decât t gs . Aburul se extinde în turbină și intră în condensator, de unde este răcit de apă mediu inconjurator cu temperatura t xv . Apa de răcire este încălzită în condensator cu 12 0 C. Condensul are o temperatură cu 20 0 C mai mare decât t xv . Apa geotermală părăsește instalația generatoare de abur la o temperatură cu 15 0 C mai mare decât cea a condensului. Coeficientul intern relativ al turbinei η oi , randamentul electric al turbogeneratorului η e =0,96. Determinați eficiența termică a ciclului Rankine, debitul de abur și debitul de căldură specific, debitul de apă din puțurile geotermale și din mediu.

Într-o turbină cu abur cu un singur circuit GeoTEP, entalpia aburului saturat uscat după separare este determinată de temperatura apei geotermale t gw. Din tabele cu proprietăți termodinamice ale apei și vaporilor de apă sau diagrame h-s. În cazul unui GeoTEU cu dublu circuit, se ia în considerare diferența de temperatură în generatorul de abur Δt. În caz contrar, calculul se efectuează ca pentru o turbină solară cu abur TPP.

Consumul de abur este determinat din raport

kg/s,

unde η t este randamentul termic al ciclului,

η оі - Eficiența internă relativă a turbinei,

η e este randamentul electric al turbogeneratorului,

N este puterea GeoTEU, kW,

Debitul de apă caldă din puțurile geotermale este determinat din formulă

, kg/s,

consumul de apă rece din mediu pentru condensarea aburului

, kg/s,

unde c = 4,19 kJ/kg∙K este capacitatea termică a apei,

η pg este randamentul generatorului de abur,

Δt pg – diferența de temperatură a apei geotermale din generatorul de abur, 0 С,

Δt xv - scăderea temperaturii apei reci în condensator, 0 C.

Calculul GeoTEU cu fluide de lucru cu punct de fierbere scăzut și amestecate se realizează folosind tabele cu proprietăți termodinamice și diagrame h-s ale vaporilor acestor lichide.

Cantitățile și unitățile acestora	Opțiuni de sarcină
N, MW
t min., 0 С
t min., 0 С
η oi , %