Tema: Calculul schemei termice a unei centrale geotermale
O centrală geotermală este formată din două turbine:
prima operează în vapori de apă saturati obţinuţi în expansiune
corp Energie electrică - N ePT = 3 MW;
al doilea funcționează pe vapori saturați de agent frigorific - R11, care este utilizat
se datorează căldurii apei îndepărtate din expandor. Electric
putere - N eHT, MW.
Apa din sonde geotermale cu temperatura t gv = 175 °C post-
se toarnă în expandor. În expandor se formează abur saturat uscat
|
|
|
|
|
temperatura cu 25 de grade mai mica t Gardienii Acest abur este trimis către
turbină. Apa rămasă din expandor merge la evaporator, unde
răcit cu 60 de grade și pompat înapoi în puț. Nedog-
urlă înăuntru instalație de evaporare- 20 de grade. Fluidele de lucru se extind -
în turbine și intră în condensatoare, de unde sunt răcite cu apă din
râuri cu temperatură t xv = 5 °C. Încălzirea apei în condensator este
10 ºС și subîncălzire la o temperatură de saturație de 5 ºС.
Eficiențe interne relative ale turbinelor ç oi= 0,8. Electromecanic
Eficiența tehnică a turbogeneratoarelor este çem = 0,95.
Defini:
puterea electrică a unei turbine care funcționează pe freon - N eCT și
capacitatea totală a centralei geotermale;
consum de fluide de lucru pentru ambele turbine;
curge de apă din fântână;
Eficiența centralei geotermale.
Luați datele inițiale din tabelul 3 pentru opțiuni.
Tabelul 3
Date inițiale pentru sarcina nr. 3
|
|
afară
3. Determinați entalpiile în puncte caracteristice:
|
|
4. Calculăm căderea de căldură disponibilă în turbină:
PT PT
5. Găsiți căderea reală de căldură în turbină:
NIPT =NOPT ⋅ç oi = 744,6 ⋅ 0,8 = 595,7kJ /kg .
6. Consumul de abur (apă dintr-o fântână geotermală) la apă
găsim turbina folosind formula:
DoPT =
NIPT ⋅ç Em
5,3kg /Cu .
7. Curgerea apei de la o sondă geotermală către evaporator și către
Întreaga centrală geotermală se găsește în general din sistemul de ecuații:
PT ISP
Rezolvând acest sistem, găsim:
7.1 fluxul de apă de la o sondă geotermală la evaporator:
hGW −hp
2745,9 − 733,25
733,25 − 632, 25
7.2 Debitul general de apă dintr-un puț geotermal
DGW = 5,3 + 105,6 = 110,9kg /Cu .
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. Debitul de freon în a doua turbină se găsește din ecuația căldurii
sold total:
ISP vykhI XT XT
unde ç Și= 0,98 - randamentul evaporatorului.
⋅ç Și ⋅
hp −hexit
105,6 ⋅ 0,98 ⋅
632,25 − 376,97
114,4kg /Cu .
9. Puterea electrică a celei de-a doua turbine care funcționează pe lichid de răcire
de jos, determinată de formula:
Unde HiXT = (hp −h HT)ç oi- diferența reală de căldură secundă
XT XT T
10. Puterea electrică totală a centralei geotermale va fi egală cu:
GeoTES XT
11. Să găsim eficiența GeoTES:
ç GeoTES
GeoTES
D −h
⎜ ⎜D
N eGeoTES
⎛ ⎛ 5,3 105,6 ⎞ ⎞
⎝ 110,9 110,9 ⎠ ⎠
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
CALCULUL CENTRALEI GEOTERMIALE
Să calculăm circuitul termic al unei centrale geotermale de tip binar, conform.
Centrala noastră geotermală este formată din două turbine:
Primul operează pe vapori de apă saturați obținuți într-un expandor. Energie electrică - ;
Al doilea funcționează cu abur saturat de agent frigorific R11, care se evaporă din cauza căldurii apei îndepărtate din expandor.
Apa din puțurile geotermale cu presiune pgw și temperatură tgw intră în expandor. Expansorul produce abur saturat uscat cu o presiune de pp. Acest abur este trimis la o turbină cu abur. Apa rămasă din expandor merge la evaporator, unde este răcită și se termină înapoi în puț. Presiunea temperaturii în unitatea de evaporare = 20°C. Fluidele de lucru se extind în turbine și intră în condensatoare, unde sunt răcite cu apa din râu la temperatura thw. Încălzirea apei în condensator = 10°C și subîncălzirea la temperatura de saturație = 5°C.
Eficiența internă relativă a turbinelor. Randamentul electromecanic al turbogeneratoarelor = 0,95.
Datele inițiale sunt prezentate în Tabelul 3.1.
Masa 3.1. Date inițiale pentru calcularea GeoPP
Schema schematică a unui GeoPP de tip binar (Fig. 3.2).
Orez. 3.2.
Conform diagramei din fig. 3.2 și datele inițiale efectuăm calcule.
Calculul circuitului unei turbine cu abur care funcționează pe abur de apă saturată uscată
Temperatura aburului la admisia condensatorului turbinei:
unde este temperatura apei de răcire la intrarea în condensator; - incalzirea apei in condensator; - diferenta de temperatura in condensator.
Presiunea aburului în condensatorul turbinei este determinată din tabelele cu proprietățile apei și ale aburului de apă:
Pierderea de căldură disponibilă per turbină:
unde este entalpia aburului saturat uscat la intrarea turbinei; - entalpia la sfârşitul procesului teoretic de expansiune a aburului în turbină.
Consumul de abur de la expandator la turbina cu abur:
unde este randamentul intern relativ al turbinei cu abur; - randamentul electromecanic al turbogeneratoarelor.
Calculul expansorului de apă geotermală
Ecuația echilibrului termic al expansorului
unde este debitul de apă geotermală din fântână; - entalpia apei geotermale dintr-un puţ; - curgerea apei de la expandator la evaporator; - entalpia apei geotermale la iesirea din expandor. Se determină din tabele de proprietăți ale apei și vaporilor de apă ca entalpia apei clocotite.
Ecuația echilibrul material expandator
Rezolvând împreună aceste două ecuații, este necesar să se determine și.
Temperatura apei geotermale la ieșirea expansorului este determinată din tabelele cu proprietățile apei și vaporilor de apă ca temperatura de saturație la presiunea din expandor:
Determinarea parametrilor în puncte caracteristice ale circuitului termic al unei turbine care funcționează în freon
Temperatura vaporilor de freon la admisia turbinei:
Temperatura vaporilor de freon la ieșirea turbinei:
Entalpia vaporilor de freon la intrarea turbinei este determinată din diagrama p-h pentru freon pe linia de saturație la:
240 kJ/kg.
Entalpia vaporilor de freon la ieșirea turbinei este determinată din diagrama p-h pentru freonul de la intersecția liniilor și a liniei de temperatură:
220 kJ/kg.
Entalpia freonului de fierbere la ieșirea din condensator se determină din diagrama p-h pentru freon pe curba lichidului de fierbere după temperatură:
215 kJ/kg.
Calculul vaporizatorului
Temperatura apei geotermale la ieșirea din evaporator:
Ecuația echilibrului termic al vaporizatorului:
unde este capacitatea termică a apei. Luați =4,2 kJ/kg.
Din această ecuație este necesar să se determine.
Calculul puterii unei turbine care funcționează pe freon
unde este randamentul intern relativ al turbinei cu freon; - randamentul electromecanic al turbogeneratoarelor.
Determinarea puterii pompei pentru pomparea apei geotermale într-un puț
unde este randamentul pompei, presupus a fi 0,8; - volumul specific mediu de apă geotermală.
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 turbină cu abur umed 6 cu o instalație electrică. generator 5. Apa geotermală cheltuită în generatorul de abur este pompată de pompa 3 în puţul de retur 2. Curăţare chimică Tratarea apei 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, prin urmare se asigură un vid mai profund în condensator și eficiența termică a instalației crește față de una cu un singur circuit. La ieșirea din generatorul de abur, căldura rămasă a apelor geotermale poate fi folosită, ca și în cazul unei centrale geotermale cu un singur circuit, pentru nevoile de alimentare cu căldură.
Fig.4.2. Schema termică a unei centrale geotermale cu dublu circuit
Gazele, inclusiv hidrogenul sulfurat, sunt furnizate de la generatorul de abur la absorbantul de bule și dizolvate în apa geotermală reziduală, după care sunt pompate în puțul de evacuare. Conform testelor la Centrala Geotermală Ocean 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 într-o instalație cu dublu circuit h 1 în comparație cu una cu un singur circuit, totuși, în general, diferența de căldură în turbină crește din cauza scăderii entalpiei de evacuare. abur h 2 . Calculul termodinamic al ciclului se efectuează ca pentru o centrală termică convențională cu turbină cu abur (vezi secțiunea privind instalațiile solare cu turbine cu abur).
Consum apa fierbinte din sonde geotermale pentru instalatie cu putere N, kW, determinata din expresie
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 generală a centralelor geotermale moderne cu turbine cu abur cu dublu circuit este de 17,27%.
În câmpurile cu temperaturi relativ scăzute ale apelor geotermale (100-200°C) se folosesc instalații cu dublu circuit care utilizează fluide de lucru cu punct de fierbere scăzut (freoni, hidrocarburi). De asemenea, este justificată din punct de vedere economic utilizarea unor astfel de instalații pentru reciclarea căldurii apei separate de la centralele geotermale cu un singur circuit (în locul schimbătorului de căldură de termoficare din Fig. 4.1). În țara noastră, pentru prima dată în lume (în 1967), a fost creată o centrală de acest tip folosind agent frigorific R-12 cu o capacitate de 600 kW, construită la câmpul geotermal Paratunsky (Kamchatka) sub conducerea științifică a Institutul de Termofizică al Filialei Siberiei a Academiei de Științe a URSS. Diferența de temperatură a lichidului de răcire a fost de 80...5 o C, condensatorul a fost alimentat cu apă rece 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 „Kirovsky Plant” a dezvoltat proiectarea și documentația tehnică a unui modul geotermal cu dublu circuit cu o capacitate de 1,5 MW folosind freon R142v (lichid de răcire de rezervă - izobutan). Modulul de energie va fi fabricat integral în fabrică și livrat pe calea ferată; lucrările de construcție și instalare și racordarea la rețeaua electrică vor necesita costuri minime. Este de așteptat ca costul fabricii pentru producția în masă a modulelor de putere să fie redus la aproximativ 800 USD per kilowatt de capacitate instalată.
Împreună cu GeoTES care utilizează un lichid de răcire omogen cu punct de fierbere scăzut, ENIN dezvoltă o instalație promițătoare folosind un fluid de lucru amestecat apă-amoniac. Principalul avantaj al unei astfel de instalații este posibilitatea utilizării acesteia într-o gamă largă de temperaturi ale apelor geotermale și amestecurilor de apă-abur (de la 90 la 220 o C). Cu un fluid de lucru omogen, o abatere a temperaturii la ieșirea generatorului de abur cu 10...20 o C față de cea calculată duce la o scădere bruscă a eficienței ciclului - de 2,4 ori. Prin modificarea concentrației componentelor lichidului de răcire amestecat, este posibil să se asigure performanțe acceptabile de instalare la temperaturi în schimbare. Puterea turbinei cu apă cu amoniac în acest interval de temperatură variază cu mai puțin de 15%. În plus, o astfel de turbină are parametri mai buni de greutate și dimensiune, iar amestecul de apă-amoniac are caracteristici de transfer de căldură mai bune, ceea ce face posibilă reducerea consumului de metal și a costului generatorului de abur și al condensatorului în comparație cu un modul de putere care utilizează un omogen. lichid de răcire. Astfel de centrale electrice pot fi utilizate pe scară largă pentru recuperarea căldurii reziduale în industrie. Ele pot avea o cerere puternică pe piața internațională de echipamente geotermale.
Calculul centralelor geotermale cu fluide de lucru cu punct de fierbere scăzut și amestecat se realizează folosind tabele cu proprietăți termodinamice și diagrame h - s ale vaporilor acestor lichide.
Legat de problema centralelor geotermale este posibilitatea de utilizare a resurselor termice ale Oceanului Mondial, care este adesea menționată în literatură. În latitudini 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 produce energie electrică.Schema instalațiilor pentru unul dintre proiectele de implementare a acestei idei sunt prezentate 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 cald suprafata apeiîn 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 la turbina 3, care antrenează generatorul electric 4. Aburul evacuat intră în condensatorul 5 și este condensat de apă rece și adâncă furnizată de pompa de circulație 6. Pompa de alimentare 7 returnează lichidul de răcire la generatorul de abur. .
Când se ridică prin straturile calde ale suprafeței, apa adâncă se încălzește până la cel puțin 7...8° C, respectiv, aburul umed de răcire epuizat va avea o temperatură de cel puțin 12...13° C. Ca urmare, temperatura termică randamentul acestui ciclu va fi = 0,028, iar pentru un ciclu real - mai mic de 2%. În același timp, centralele termice oceanice se caracterizează prin costuri mari de energie pentru propriile nevoi; costuri foarte mari de căldură și apă rece, precum și lichidul de răcire, 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 produs 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 profunde, 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
Lecția practică nr. 6
Ţintă: se familiarizează cu principiul de funcționare al centralelor geotermale și al tehnologiilor de conversie a energiei termice oceanice (OTEC), precum și cu metodologia de calcul a acestora.
Durata lecției- 2 ore
Progres:
1. Pe baza părții teoretice a lucrării, familiarizați-vă cu principiul de funcționare al centralelor geotermale și tehnologiile de conversie a energiei termice oceanice (PTEC.
2. Rezolvați probleme practice în conformitate cu sarcina individuală.
1. PARTEA TEORETICĂ
Valorificarea energiei termice oceanice
Tehnologia Ocean Thermal Energy Conversion (OTEC) creează electricitate prin valorificarea diferenței 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. Încălzit razele de soare Apa trece printr-un schimbător de căldură cu substanțe chimice cu punct de fierbere scăzut, cum ar fi amoniacul, care creează abur chimic care antrenează turbinele generatoarelor electrice. Aburul este apoi condensat înapoi în formă lichidă folosind apă răcită din adâncul oceanului. Regiunile tropicale sunt considerate locația cea mai potrivită pentru sistemele PTEC. Acest lucru se datorează diferenței mai mari de temperatură între apa de mică adâncime și cea adâncă.
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 producere a energiei.
Utilizarea energiei geotermale
Energia geotermală este energia obținută din căldura naturală a Pământului. Această căldură poate fi obținută folosind puțuri. 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. Această căldură poate fi folosită atât direct pentru încălzirea locuințelor și clădirilor, cât și pentru generarea de energie electrică.
Potrivit diferitelor estimări, temperatura în centrul Pământului este de cel puțin 6650 °C. Rata de răcire a Pământului este de aproximativ 300-350 °C pe miliard de ani. Pământul emite 42·10 12 W de căldură, din care 2% este absorbit în crustă și 98% în manta și miez. Tehnologiile moderne nu ne permit să ajungem la căldură care este eliberată prea adânc, dar 840000000000 W (2%) din energia geotermală disponibilă poate satisface nevoile omenirii pentru o lungă perioadă de timp. Zonele din jurul marginilor plăcilor continentale sunt cele mai bune locuri pentru a construi centrale geotermale, deoarece crusta din astfel de zone este mult mai subțire.
Există mai multe moduri de a obține energie din centralele geotermale:
· Schema directă: aburul este direcționat prin conducte către turbinele conectate la generatoare electrice;
· Schema indirectă: asemănătoare cu schema directă, dar înainte de a pătrunde aburul în conducte, acesta este curățat de gazele care provoacă distrugerea conductelor;
· Schema mixta: asemănător cu schema directă, dar după condensare, gazele care nu s-au dizolvat în ea sunt îndepărtate din apă.
2. PARTEA PRACTICĂ
Sarcina 1. Determinați temperatura inițială t 2 și cantitatea de energie geotermală E o (J) grosimea acviferului h km la adâncime z km, dacă sunt date caracteristicile rocii de formare: densitatea r gr = 2700 kg/m3; porozitate A = 5 %; căldura specifică Cu gr =840 J/(kg K). Gradient de temperatură (dT/dz) în °C / km, selectați din tabelul cu opțiuni de activitate.
Temperatura medie a suprafeței la ia egal cu 10 °C. Capacitatea termică specifică a apei C în = 4200 J/(kg K); densitatea apei ρ = 1·10 3 kg/m3. Calculați pe baza suprafeței F = 1 km2. Se presupune că temperatura minimă admisă a rezervorului este t 1=40°C.
De asemenea, determinați constanta de timp pentru extracția energiei termice τ o (ani) la pomparea apei în rezervor și consumarea acesteia V =0,1 m 3 /(s km 2). Cum va fi putere termala, extras 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 este p gr = 2700 kg/m 3, iar 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 comune zone 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 emană spre suprafață de ≈ 0,06 W/m2. 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 subsolului pentru încălzire, în sere și în balneologie.
În hipertermal zone (în apropierea limitelor platformelor crustale) gradientul este mai mare de 80 °C/km. Este indicat să construiți aici o centrală geotermală.
Cu un gradient de temperatură cunoscut, este posibil să se determine temperatura acviferului înainte de a începe exploatarea acestuia:
T g =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 de suprafață F.
Capacitatea termică a formațiunii Cpl (J/K) poate fi determinată prin ecuație
C pl =[α·ρ în ·C în +(1- α)·ρ gr ·C gr ]·h·F,
unde p in și C in sunt densitatea și, respectiv, căldura specifică izobară
r gr și C gr - densitatea și capacitatea termică specifică a solului (roci de formare); de obicei p gr = 820-850 J/(kg K).
Dacă setați temperatura minimă admisă la care puteți utiliza energie termală formațiunea T 1 (K), atunci putem estima potențialul său termic la începutul funcționării (J):
E 0 =C pl (T 2 -T 1)
Constanta de timp a rezervorului τ 0 (timpul posibil de utilizare, 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 =C pl /(V·ρ în ·С în)
Se crede că potențialul termic al unui rezervor în timpul dezvoltării sale se modifică conform unei legi 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 rezervorului geotermal la momentul τ (ani de la începutul dezvoltării) în W (MW):
Problema 2 Se crede că eficiența reală η o centrală termică oceanică care utilizează diferența de temperatură dintre apele de suprafață și cele de adâncime (T 1 -T 2) = ∆T și care funcționează pe ciclul Rankine este jumătate din randamentul termic al unei instalații care funcționează pe ciclul Carnot, η t k . Estimați valoarea posibilă a eficienței reale a unui OTES, al cărui fluid de lucru este amoniacul, dacă temperatura apei la suprafața oceanului t , °С și temperatura apei la adâncimea oceanului t 2 , °C. Care este consumul apa calda V , m/h va fi necesar pentru OTES cu capacitate N MW?
Problema 2 este dedicată perspectivelor de utilizare a diferenței de temperatură dintre apele oceanice de suprafață și cele de adâncime pentru a genera electricitate la un OTES care funcționează conform bine-cunoscutului ciclu Rankine. Fluidul de lucru ar trebui să utilizeze substanțe cu punct de fierbere scăzut (amoniac, freon). Datorită micilor diferențe de temperatură (∆T=15÷26 o C), randamentul termic al unei instalații care funcționează pe ciclul Carnot este de doar 5-9%. Eficiența reală a unei instalații care funcționează conform ciclului Rankine va fi la jumătate. Ca urmare, pentru a obține o pondere a capacităților relativ mici la OTES, sunt necesare debite mari de apă „caldă” și „rece” și, în consecință, diametre uriașe de conducte de intrare și ieșire.
Q 0 =p·V·C p ·∆T,
unde p este densitatea apei de mare, kg/m3;
Ср - capacitatea termică în masă a apei de mare, J/(kg K);
V - debit volumetric de apă, m 3 /s;
∆T = T 1 -T 2 - diferența de temperatură între apele de suprafață și cele de adâncime
(diferența de temperatură a ciclului) în °C sau K.
În ciclul Carnot teoretic ideal putere mecanică N 0 (W) poate fi definit ca
N 0 =η t k ·Q o ,
sau luând în considerare (1) și expresia eficienței termice a ciclului Carnot η t k:
N0 =p·Cp·V·(∆T)2/T1.
Problema 3 Centrală geotermală cu dublu circuit abur-apă cu energie electrică N primește căldură din apa din puțurile geotermale la 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 relativ intern al turbinei η oi , randamentul electric al turbogeneratorului η e =0,96. Determinați randamentul termic al ciclului Rankine, consumul de abur și consumul specific de căldură, consumul de apă din puțurile geotermale și din mediu.
Într-o centrală geotermală cu turbină cu abur cu un singur circuit, entalpia aburului saturat uscat după separare este determinată de temperatura apei geotermale t gv. Din tabele de proprietăți termodinamice ale apei și vaporilor de apă sau diagrame h-s s. În cazul unui GeoTEP cu dublu circuit, se ia în considerare diferența de temperatură în generatorul de abur Δt. Restul calculului se efectuează ca pentru o centrală termică cu turbină solară cu abur.
Consumul de abur este determinat din relație
kg/s,
unde η t este randamentul termic al ciclului,
η оі – Eficiența internă relativă a turbinei,
η e – randamentul electric al turbogeneratorului,
N – puterea GeoTEU, kW,
Consumul de apă caldă din puțurile geotermale este determinat din formulă
, kg/s,
consumul de apă rece din mediu pentru condensarea aburului
, kg/s,
unde с = 4,19 kJ/kg∙K – capacitatea termică a apei,
η pg – randamentul generatorului de abur,
Δt pg – diferența de temperatură a apei geotermale din generatorul de abur, 0 C,
Δt xv – diferența de temperatură a apei reci din condensator, 0 C.
Calculul centralelor geotermale cu fluide de lucru cu punct de fierbere scăzut și amestecat se realizează folosind tabele de proprietăți termodinamice și diagrame h-s ale vaporilor acestor lichide.
| Cantitati si unitati de masura | Opțiuni de sarcină | |||||||||
| N, MW | ||||||||||
| t rece, 0 C | ||||||||||
| t rece, 0 C | ||||||||||
| ηoi, % |
Energie geotermală
Abstract.
Introducere.
Costul energiei electrice generate de centralele geotermale.
Bibliografie.
Abstract.
Această lucrare descrie 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 asigura orașelor și orașelor alimentare cu 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 electrică, obținem perspectivele de dezvoltare a energiei geotermale, care ar trebui să ia loc importantîn echilibrul general al consumului de energie. În special, pentru restructurarea și reechiparea sectorului energetic din regiunea Kamchatka și Insulele Kurile, parțial în Primorye și Caucazul de Nord, ar trebui să se utilizeze 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 pe gaz cu ciclu combinat cu o eficiență de 5560%, ceea ce va crește randamentul centralelor termice existente cu 2540%. Următoarea etapă ar trebui să fie construcția de centrale termice folosind noi tehnologii de ardere a combustibililor solizi și cu parametrii de abur supercritici pentru a obține o eficiență a centralei termice de 46-48%. Centralele nucleare cu noi tipuri de reactoare termice și cu neutroni rapidi vor primi, de asemenea, dezvoltare ulterioară.
Un loc important în formarea sectorului energetic al Rusiei îl ocupă sectorul de alimentare cu căldură al țării, care este cel mai mare în ceea ce privește volumul de resurse energetice consumate, mai mult de 45% din consumul total al acestora. Peste 71% este produsă în sisteme de alimentare centralizată cu căldură (DH) și aproximativ 29% din toată căldura este produsă din surse descentralizate. Centralele electrice furnizează mai mult de 34% din toată căldura, cazanele sunt aproximativ 50%. 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. până la 33% în 2020
Creșterea prețurilor care a avut loc în ultimii ani pentru combustibilul organic (gaz, păcură, motorină) și pentru transportul acestuia în zonele îndepărtate ale Rusiei și, în consecință, creșterea obiectivă a prețurilor de vânzare pentru energia electrică și termică schimbă fundamental atitudine față de utilizarea surselor de energie regenerabilă: geotermală, eoliană, însorită.
Astfel, dezvoltarea energiei geotermale în anumite regiuni ale țării face 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 din Siberia 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 de pe pământ. Deja în următorii 7-10 ani, cu ajutorul tehnologii moderneÎncălzirea locală datorită căldurii termice poate economisi resurse semnificative de combustibili fosili.
În ultimul deceniu, utilizarea surselor de energie regenerabilă netradițională (NRES) a cunoscut un adevărat boom în lume. Amploarea utilizării acestor surse a crescut de mai multe ori. Această zonă 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 resurselor energetice tradiționale ieftine s-a încheiat irevocabil. Există o singură tendință în acest domeniu - creșterea prețurilor pentru toate tipurile. Nu mai puțin semnificativă este dorința multor țări lipsite de baza lor de combustibil de a obține independența energetică Considerațiile de mediu joacă un rol important, inclusiv emisia de gaze nocive. Populația țărilor dezvoltate oferă sprijin moral activ pentru utilizarea surselor de energie regenerabilă.
Din aceste motive, dezvoltarea surselor regenerabile de energie în multe țări este o sarcină prioritară a politicii tehnice în domeniul energiei. Într-un număr de țări, această politică este implementată prin cadrul legislativ și de reglementare adoptat, care stabilește baza legală, economică și organizatorică pentru utilizarea surselor regenerabile de energie. În special, fundamentele economice constau în diverse măsuri de sprijinire a surselor de energie regenerabilă în stadiul dezvoltării acestora a pieței de energie (stimulente fiscale și creditare, subvenții directe etc.)
In Rusia uz practic NRES rămâne semnificativ în urma țărilor lider. Nu există legislativ sau baza normativă, precum și sprijinul economic guvernamental. Toate acestea fac activitățile practice în acest domeniu extrem de dificile. Principalul motiv al factorilor inhibitori îl reprezintă problemele economice prelungite din țară și, în consecință, dificultățile de investiții, cererea efectivă scăzută și lipsa fondurilor pentru dezvoltările necesare. În țara noastră se desfășoară însă unele lucrări și măsuri practice privind utilizarea surselor regenerabile de energie (energie geotermală). Depozitele hidrotermale cu abur din Rusia se găsesc 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 zone, care folosesc combustibili importați scumpi (păcură, cărbune, motorină) și sunt în pragul unei crize energetice. Potențialul zăcămintelor hidrotermale cu abur din Kamchatka este capabil să furnizeze, din diverse surse, de la 1000 la 2000 MW de putere electrică instalată, care 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 combustibil organic, Rusia are rezerve semnificative de căldură terestră, care pot fi crescute de surse geotermale situate la o adâncime de 300 până la 2500 m, în principal în zonele de falie ale scoarței terestre.
Teritoriul Rusiei a fost 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 temperaturi cuprinse între 30 și 200°C.
În 1983 VSEGINGEO a întocmit un atlas al resurselor de apă termală ale URSS. În țara noastră au fost explorate 47 de zăcăminte geotermale cu rezerve de ape termale, care fac posibilă obținerea a peste 240·10³m³/zi. Astăzi, în Rusia, specialiști din aproape 50 de organizații științifice lucrează la problemele utilizării căldurii pământului.
Peste 3.000 de sonde au fost forate pentru a exploata resursele geotermale. Costul studiilor geotermale și al lucrărilor de foraj deja efectuate în această zonă este preturi moderne este mai mult de 4 miliarde. dolari. Așadar, în Kamchatka, 365 de puțuri cu o adâncime de 225 până la 2266 m au fost deja forate în câmpuri geotermale și au fost cheltuite aproximativ 300 de milioane (în vremea sovietică). dolari (în prețuri moderne).
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 dezvoltării energiei geotermale în Kamchatka a fost dat în anii 90 odată cu apariția unor organizații și firme (JSC Geotherm, 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 au obținut împrumuturi de la Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare. Ca urmare, în 1999 Centrala geotermală Verkhne-Mutnovskaya (trei module de 4 MW fiecare) a fost pusă în funcțiune în Kamchatka. Se introduce primul bloc de 25 mW. prima etapă a centralei geotermale Mutnovskaya cu o capacitate totală de 50 MW.
A doua etapă cu o capacitate de 100 MW poate fi pusă în funcțiune în 2004
Astfel, au fost determinate perspectivele imediate și foarte reale pentru energia geotermală din Kamchatka, ceea ce este un exemplu pozitiv, indubitabil, de utilizare a surselor de energie regenerabilă în Rusia, în ciuda dificultăților economice grave existente în țară. Potențialul zăcămintelor hidrotermale cu abur din Kamchatka este capabil să furnizeze 1000 MW de putere electrică instalată, ceea ce acoperă în mod semnificativ nevoile acestei regiuni pentru viitorul previzibil.
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 Bannoye și în nord la câmpurile 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 rezerve de căldură ale pământului; ele sunt destul de suficiente pentru a furniza căldură și electricitate acestui teritoriu timp de 100.200 de ani. Pe insula Iturup s-au descoperit rezerve de lichid de răcire geotermal cu două faze, a cărui putere (30 MW(e)) este suficientă pentru a satisface nevoile energetice ale întregii insule pentru următorii 100 de ani. Aici au fost deja forate sonde la câmpul geotermal Okeanskoye și se construiește o centrală geoelectrică. Pe insula de sud Kunashir are rezerve de căldură geotermală, care sunt deja folosite pentru a genera energie electrică și furnizarea de căldură a orașului Yuzhno Kurilsk. Subsolul insulei de nord Paramushir este mai puțin studiat, totuși, se știe că această insulă are și rezerve semnificative de apă geotermală cu temperaturi de la 70 la 95 ° C; se află și un GeoTS cu o capacitate de 20 MW (t). construit aici.
Depozitele de apă termală cu temperaturi de 100-200°C sunt mult mai răspândite. La această temperatură, este recomandabil să folosiți fluide de lucru cu punct de fierbere scăzut în ciclul turbinei cu abur. Utilizarea centralelor geotermale cu dublu circuit care utilizează apă termală este posibilă într-o serie de regiuni ale Rusiei, în principal în Caucazul de Nord. Aici au fost bine studiate depozitele geotermale cu temperaturi de rezervor de la 70 la 180 ° C, care sunt situate la o adâncime de 300 până la 5000 m. Apa geotermală este folosită aici de mult timp pentru încălzire și alimentare cu apă caldă. În Daghestan, se produc peste 6 milioane m de apă geotermală pe an. În Caucazul de Nord, aproximativ 500 de mii de oameni 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.
Unul dintre direcții promițătoare folosind căldura apelor termale subterane foarte mineralizate și transformând-o 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(GCS) și unitate de turbină cu abur (STU), a cărei diagramă este prezentată în Fig. 1. O trăsătură distinctivă a acestei scheme tehnologice față de cele cunoscute este că în ea rolul unui evaporator și al unui supraîncălzitor este îndeplinit de un schimbător de căldură vertical în contracurent în puț situat în partea superioară a puțului de injecție, unde extras la temperatură înaltă. apa termală este furnizată printr-o conductă terestră, care, după ce transferă căldură la lichidul de răcire secundar, este pompată înapoi în formațiune. Lichidul de răcire secundar de la condensatorul turbinei cu abur curge prin gravitație în zona de încălzire printr-o țeavă coborâtă în interiorul schimbătorului de căldură până în jos.
Activitatea școlilor profesionale se bazează pe ciclul Rankine; diagrama t,s a acestui ciclu și natura modificării temperaturii lichidului de răcire în schimbătorul de căldură din evaporator.
Cel mai punct important La construirea unei centrale geotermale, alegerea fluidului de lucru în circuitul secundar este importantă. Fluidul de lucru selectat pentru o instalație geotermală trebuie să aibă proprietăți chimice, fizice și operaționale favorabile în condiții de funcționare date, de ex. sa fie stabil, neinflamabil, rezistent la explozie, netoxic, inert fata de materialele structurale si ieftin. Este recomandabil să alegeți un fluid de lucru cu un coeficient de vâscozitate dinamică mai mic (mai puține pierderi hidraulice) și un coeficient de conductivitate termică mai mare (transfer de căldură îmbunătățit).
Este aproape imposibil să îndepliniți toate aceste cerințe în același timp, așa că este întotdeauna necesar să optimizați alegerea unuia sau altuia fluid de lucru.
Parametrii inițiali scăzuti ai fluidelor de lucru ale centralelor geotermale conduc la căutarea fluidelor de lucru cu punct de fierbere scăzut, cu o curbură negativă a curbei la graniță 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 crește semnificativ costul 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 tк(x), presiunea critică pк(x) și densitatea critică qк(x) depind de compoziția amestecului x. Acest lucru va permite, prin selectarea compoziției amestecului, să se selecteze un agent supercritic cu parametrii critici cei mai favorabili pentru temperatura corespunzătoare a apei termale a unui anumit depozit geotermal.
Ca agent de răcire secundar se folosește izobutanul de hidrocarburi cu punct de fierbere scăzut, ai cărui parametri termodinamici corespund condițiilor necesare. Parametri critici ai izobutanului: tc = 134,69°C; pk = 3,629 MPa; qк =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 este utilizat pe scară largă în străinătate și, de asemenea, se propune utilizarea lui 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 despre alegerea celei mai mici diferențe de temperatură (Fig. 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 tt duce la necesitatea scăderii temperaturii de evaporare tz (și, în consecință, a presiunii), ceea ce va afecta negativ eficiența ciclului. În majoritatea cazurilor practice, se recomandă să luați êt = 10÷25ºС.
Rezultatele obținute arată că există parametri optimi de funcționare pentru o centrală 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 tз, puterea N generată de turbină la 1 kg/s de debit de lichid de răcire secundar crește. În acest caz, pe măsură ce tz 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 grafice ale dependenței puterii N generate de turbină de temperatura de evaporare tз a lichidului de răcire secundar la diferite temperaturi ale apei termale.
Pentru apa la temperatură înaltă (tt = 180ºС), ciclurile supercritice sunt luate în considerare atunci când presiunea inițială a aburului este pn = 3,8; 4,0; 4,2; și 5,0 MPa. 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 pн = 5,0 MPa. În acest ciclu, datorită diferenței minime de temperatură dintre lichidul de răcire și fluidul de lucru, potențialul termic al apei termale este utilizat cel mai bine. Compararea acestui ciclu cu ciclul subcritic (pn = 3,4 MPa) 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 cu turbine cu abur. În plus, în ciclul cu pn = 5,0 MPa, temperatura apei termale reziduale tn, injectată înapoi în formațiune, este de 42ºC, în timp ce în ciclul subcritic cu pn = 3,4 MPa, temperatura tn = 55ºC.
În același timp, o creștere a presiunii inițiale la 5,0 MPa în ciclul supercritic afectează costul echipamentului, în special costul turbinei. Deși odată cu creșterea presiunii dimensiunile căii de curgere a turbinei scad, numărul de trepte de turbină 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 a centralei geotermale, este necesară instalarea unei pompe pe conducta care conectează condensatorul la schimbătorul de căldură.
Cu toate acestea, factori precum puterea crescută, dimensiunea redusă a conductelor de alimentare și a turbinelor și activarea mai completă a potențialului termic al apei termale vorbesc în favoarea unui ciclu supercritic.
În viitor, ar trebui să căutăm lichide de răcire cu o temperatură critică mai mică, care să permită crearea de cicluri supercritice atunci când se utilizează 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: tк = 66,9ºС; pk= 3,946 MPa; qк= 770 kg/m³.
Rezultatele calculelor evaluării arată că utilizarea apei termale cu o temperatură tk = 120ºC în circuitul primar al GeoTPP și crearea unui ciclu supercritic în circuitul secundar folosind freon R13B1 cu o presiune inițială pn = 5,0 MPa fac și ele. posibilă creșterea puterii turbinei cu până la 14% față de ciclul subcritic cu presiunea inițială pn = 3,5 MPa.
Pentru funcționarea cu succes a centralelor geotermale, 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 rezultată a echilibrului de dioxid de carbon.
În schema tehnologică propusă, lichidul de răcire primar circulă într-o buclă închisă: rezervor - puț de producție - conductă onshore - 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 supraterană a circuitului primar, care împiedică degazarea și precipitarea depozitelor de carbonat (în funcție de temperatură și salinitate, presiunea trebuie menținută la un nivel de 1,5 MPa). Si mai sus).
O scădere a temperaturii apei termale duce la precipitarea sărurilor non-carbonate, ceea ce a fost confirmat de studiile efectuate la situl geotermal Kayasulinsky. Unele dintre sărurile precipitate vor fi depuse 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 depunerile de calcar în circuitul GCS, puteți utiliza reactivul eficient OEDPA (acid oxietiliden difosfonic), care are un efect anti-coroziune și anti-calcar pe termen lung al pasivării suprafeței. Restaurarea stratului de pasivizare al OEDPC se realizează prin injectarea periodică în impulsuri a unei soluții de reactiv în apă termală la gura unui puț de producție.
Pentru a dizolva suspensia de sare, care se va acumula în zona fundului găurii și, în consecință, pentru a restabili injectivitatea unui puț de injecție, un reactiv foarte eficient este LMK (concentrat de acid molecular scăzut), care poate fi, de asemenea, introdus periodic în circuitul circulant. apa termala in zona dinaintea pompei de injectie.
În consecință, 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 centrale geotermale cu circuit dublu, folosind 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 centralei geotermale.
Rezultatele analizei de calcul a ciclurilor care utilizează diverși agenți de răcire în circuitul secundar arată că cele mai optime sunt ciclurile supercritice, care fac posibilă creșterea puterii turbinei și a eficienței ciclului, îmbunătățirea proprietăților de transport ale lichidului de răcire și controlul mai complet al temperaturii. a sursei de apă termală care circulă în circuitul primar al centralei geotermale.
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 unei centrale geotermale care utilizează izobutan, în timp ce pentru apele cu temperaturi mai scăzute (100÷120ºС și peste). ) când se creează aceleași cicluri, cel mai potrivit lichid de răcire este freonul R13B1.
In functie de temperatura apei termale extrase exista o temperatura optima de evaporare a lichidului de racire 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 de utilizare a 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 serviciilor comunale. Analiza 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 17.175 MW; peste 200 de mii de instalații geotermale sunt în funcțiune numai în Statele Unite. Conform planurilor Uniunii Europene, puterea sisteme geotermale furnizarea de încălzire, inclusiv pompele 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, au fost produse 60,8 milioane m³ de apă geotermală, acum până la 30 de milioane sunt produse în Rusia. m³ pe an, ceea ce este echivalent cu 150÷170 mii tone de combustibil standard. În același timp, potențialul tehnic al energiei geotermale, conform Ministerului Energiei al Federației Ruse, este de 2950 de milioane de tone de combustibil standard.
În ultimii 10 ani, sistemul de explorare, dezvoltare și exploatare a resurselor geotermale din țara noastră s-a prăbușit. 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 divizii regionale ale Ministerului Geologiei. Forarea puțurilor productive, dezvoltarea câmpului, dezvoltarea tehnologiilor de reinjecție, purificarea apelor geotermale și exploatarea sistemelor geotermale de alimentare cu căldură au fost efectuate de diviziile Ministerului Industriei Gazelor. Acesta a inclus cinci departamente operaționale regionale, asociația științifică și de producție Soyuzgeotherm (Makhachkala), care a dezvoltat o schemă pentru utilizarea viitoare a apelor geotermale în URSS. Proiectarea sistemelor și echipamentelor de alimentare 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 probleme de epurare a apelor geotermale. Nerealizat foraj exploratoriu, dezvoltarea zăcămintelor explorate anterior, dotarea sistemelor geotermale existente de alimentare cu căldură nu este modernizată. Rolul guvernului în dezvoltarea geotermiei este neglijabil. Specialiștii în geotermă sunt împrăștiați și experiența lor nu este solicitată. Vom analiza situația actuală și perspectivele de dezvoltare în noile condiții economice ale Rusiei folosind exemplul Teritoriului Krasnodar.
Pentru această regiune, dintre toate sursele de energie regenerabilă, cea mai promițătoare este utilizarea apelor geotermale. Figura 4 prezintă prioritățile de utilizare a surselor regenerabile de energie pentru furnizarea de căldură a instalațiilor din teritoriul Krasnodar.
În Teritoriul Krasnodar se produc anual 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 termeni de combustibil echivalent). Există 10 câmpuri în funcțiune cu 37 de puțuri, 6 câmpuri cu 23 de puțuri sunt în stadiu de dezvoltare. Numărul total de sonde geotermale este de 77. 32 de hectare sunt încălzite cu ape geotermale. sere, 11 mii de apartamente în opt localități, alimentarea cu apă caldă este asigurată pentru 2 mii de oameni. Rezervele exploatate de ape geotermale explorate în regiune sunt estimate la 77,7 mii. m³/zi, sau când funcționează pentru sezonul de incalzire-11,7 milioane m³ pe sezon, rezervele prognozate sunt respectiv 165 mii. m³/zi și 24,7 milioane. 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 la adâncimea de 1650÷1850 m cu debite de 1500÷3300 m³/zi, temperatură la gura de 67 ÷78º C, mineralizare totală 0,9÷1, 9g/l. Compoziția chimică a apei geotermale aproape corespunde standardelor de apă potabilă. Principalul consumator de apă geotermală din acest zăcământ 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 din sat. În anii 80, pe Mostovaya a fost construit un punct de încălzire centrală geotermal (CHS) cu o putere termică estimată de 5 MW, a cărui diagramă este prezentată în Fig. 5. Apa geotermală din centrala termică 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 proiectată de 500 kW. Apa geotermală reziduală din sistemele de încălzire cu o temperatură de 30÷35ºС înainte ca unitatea pompei de căldură (HPU) să fie împărțită în două fluxuri, dintre care unul este răcit la 10ºС și evacuat în rezervor, iar al doilea este încălzit la 50ºС și returnat la rezervoarele de stocare. Pompele de căldură au fost fabricate de uzina din Moscova „Compressor” pe baza 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. Cu această ultimă metodă, sistemele sunt umplute periodic cu lichid de răcire geotermal în timp ce simultan drenează fluidul răcit. Cu o perioadă zilnică de încălzire Z, timpul de încălzire Zн este determinat de formula
Zн = 48j/(1 + j), unde coeficientul de eliberare a căldurii; temperatura aerului din cameră estimată, °C; și temperatura aerului exterior reală și calculată, °C.
Capacitatea rezervoarelor de stocare ale sistemelor geotermale este determinată din condiția asigurării unei amplitudini normalizate a fluctuațiilor de temperatură a aerului în spațiile rezidențiale încălzite (±3°C) conform formulei.
unde kF este transferul de căldură al sistemului de încălzire la 1°C diferență de temperatură, W/°C; Z = Zн + Zperioada de funcționare a încălzirii geotermale; Durata Zpause, h; Qp și Qp puterea termică calculată și medie sezonieră a sistemului de încălzire al clădirii, W; c·capacitate termică în volum a apei geotermale, J/(m³· ºС); nnumar de porniri de incalzire geotermala pe zi; k1coeficientul de pierdere de căldură în sistemul geotermal de alimentare cu căldură; А1 amplitudinea fluctuațiilor de temperatură într-o clădire încălzită, ºС; Indicatorul Rnomtotal al absorbției de căldură a spațiilor încălzite; Capacitatea Vc și Vts a sistemelor de încălzire și a rețelelor de încălzire, m³.
Când pompele de căldură funcționează, raportul dintre debitele de apă geotermală prin evaporator Gi și condensator Gk este determinat de formula:
Unde tk, to, t este temperatura apei geotermale după condensator, sistemul de încălzire a clădirii și evaporatoarele HPU, ºС.
Trebuie remarcat fiabilitatea scăzută a modelelor pompelor de căldură utilizate, deoarece condițiile lor de funcționare 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 raportul similar în mașinile frigorifice. Defecțiunile bielei și ale grupului de pistoane, instalațiilor de ulei și automatizării au dus la defecțiunea prematură a acestor mașini.
Ca urmare a lipsei de control asupra regimului hidrologic, funcționarea câmpului geotermal Mostovskoye deja 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 și s-a construit o stație de pompare, dar munca lor nu a produs un rezultat pozitiv din cauza injectivității scăzute a formațiunilor.
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 de 65 MW. Din trei orizonturi de pompare a apei au fost selectate zăcăminte eocen-paleocene cu adâncimea de îngropare de 2200÷2600 m cu temperatura de formare de 97÷100ºС și mineralizare de 17÷24 g/l.
Ca rezultat al analizei încărcărilor de căldură existente și viitoare în conformitate cu schema de dezvoltare a furnizării de căldură 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 încălzire suplimentară în cazanul) a arătat că schema cu o cazană de vârf are perioada minimă de amortizare (Fig. 6). .
Sistemul de alimentare cu căldură geotermală presupune construirea unor prize 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 incalzire cu dublu circuit cu reincalzire de varf in camera cazanului si racord dependent sistemele existenteîncălzirea clădirilor. Investițiile de capital în construcția acestui sistem geotermal s-au ridicat la 5,14 milioane. freca. (în prețurile din 1984), perioada de rambursare 4,5 ani, economii estimate de combustibil înlocuit 18,4 mii tone de combustibil standard pe an.
Costul energiei electrice generate de centralele geotermale.
Cheltuielile pentru cercetarea și dezvoltarea (forajul) câmpurilor geotermale reprezintă până la 50% din costul total al unei centrale geotermale și, prin urmare, costul energiei electrice generate de o centrală geotermală este destul de semnificativ. Astfel, costul întregului GeoPP pilot-industrial (IP) Verkhnee-Mutnovskaya [capacitate 12(3×4) MW] s-a ridicat la aproximativ 300 de milioane de ruble. Cu toate acestea, absența costurilor de transport pentru combustibil, natura regenerabilă a 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 CPP-urile tradiționale și centrale de cogenerare. Pentru zonele îndepărtate (Kamchatka, Insulele Kurile), GeoPP-urile au un avantaj absolut 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 electricitate 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 a noilor GeoPP 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 de la 10 la 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 la OJSC Kamchatskenergo a fost de 3,6 ruble. (12 cenți). Este absolut 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 predicții eronate. Astfel, în strategia de dezvoltare economică a regiunii Kamchatka, dezvoltată în 2001 la Dalsetproekt, fără o justificare suficientă, a fost inclus un preț de 50 de dolari pentru 1000 m³ de gaz, deși este clar că costul real al gazului nu va fi mai mic decât 100 de dolari, iar durata de dezvoltare a zăcămintelor de gaze va fi de 5 ÷10 ani. În plus, conform strategiei propuse, rezervele de gaze sunt calculate pentru o durată de viață de cel mult 12 ani. Prin urmare, perspectivele de dezvoltare a energiei în regiunea Kamchatka ar trebui asociate în primul rând cu construcția unei serii de centrale geotermale la câmpul Mutnovskoye [până la 300 MW(e)], reechiparea GeoPP Pauzhetskaya, capacitatea din care ar trebui mărite la 20 MW și construirea 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.
Potrivit Consiliului Mondial al Energiei, dintre toate sursele de energie regenerabilă, cea mai mare preț scăzut pentru 1 kWh la GeoPP (vezi tabel).
|
putere |
utilizare putere |
Preț instalat |
în cele din urmă |
||||
| 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 atinge valoarea de 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. Fondurile fixe trebuie investite în forarea puțurilor. În Teritoriul Krasnodar, cu costul forării unui puț de 1 m 8 mii de ruble, adâncimea sa este de 1800 m, costurile sunt de 14,4 milioane de ruble. Cu un debit calculat al sondei de 70 m³/h, presiune de temperatură acționată de 30 ° C, funcționare non-stop timp de 150 de zile. pe an, coeficientul de utilizare a debitului estimat în timpul sezonului de încălzire este de 0,5, cantitatea de căldură furnizată este egală cu 4385 MWh, sau în termeni valoric 1,3 milioane de ruble. la un tarif de 300 rub./(MWh). În acest ritm, sondele de foraj se vor amortiza în 11 ani. În același timp, în viitor, necesitatea dezvoltării acestui domeniu în sectorul energetic este fără îndoială.
Concluzii.
1. Aproape pe întreg teritoriul Rusiei 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, în Rusia, pe baza unor cercetări fundamentale majore, au fost create tehnologii geotermale care pot asigura rapid utilizarea eficientă a căldurii pământului la GeoPP-uri și GeoTS pentru a produce energie electrică și căldură.
3. Energia geotermală ar trebui să ocupe un loc important în echilibrul general al consumului de energie. În special, pentru a restructura și reechipa sectorul energetic al regiunii Kamchatka și al Insulelor Kurile și parțial al Primorye, Siberia și Caucazul de Nord, ar trebui să se folosească propriile resurse geotermale.
4. Implementarea pe scară largă a noilor 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 necesar să se realizeze proiecte eficiente și să se garanteze rambursarea la timp a fondurilor împrumutate, care este posibilă numai 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. „Inginerie termică.-1988 Nr. 4 pag. 53-56".
2. Salamov A.A. „Centrale geotermale în sectorul energetic mondial” Ingineria energiei termice 2000 Nr. 1 pagină. 79-80"
3. Căldura Pământului: Din raportul „Perspective pentru dezvoltarea tehnologiilor geotermale” Ecologie și Viață-2001-Nr.6-pag.49-52.
4. Tarnizhevsky B.V. „Statul și perspectivele utilizării surselor de energie regenerabilă în Rusia” Industrial Energy-2002-Nr.1-pagina. 52-56.
5. Kuznetsov V.A. „Centrala geotermală Mutnovskaya” Stații electrice-2002-Nr.1-pagina. 31-35.
6. Butozov V.A. „Sisteme de alimentare cu căldură geotermală în regiunea Krasnodar” Energy Manager-2002-Nr.1-pagina 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 rus” Thermal Power Engineering-2003-Nr.1-pagina 2-11.
9. Alkhasov A.B. „Creșterea eficienței utilizării căldurii geotermale” Thermal Power Engineering-2003-Nr.3-pp.52-54.
