Konu: Jeotermal enerji santralinin termal diyagramının hesaplanması
Bir jeotermal enerji santrali iki türbinden oluşur:
birincisi genleşmede elde edilen doymuş su buharında çalışır
vücut Elektrik gücü - N ePT = 3 MW;
ikincisi, kullanılan doymuş soğutucu buharı - R11 ile çalışır.
genişleticiden çıkan suyun ısısından kaynaklanmaktadır. Elektrik
güç - N eHT, MW.
Jeotermal kuyulardan sıcaklıkla su T gv = 175 °C sonrası
genişleticiye dökülür. Genişleticide kuru doymuş buhar oluşturulur.
|
|
|
|
|
sıcaklık 25 derece daha az T Muhafızlar Bu buhar şuraya gönderilir:
türbin. Genişleticiden kalan su buharlaştırıcıya gider, burada
60 derece soğutuldu ve tekrar kuyuya pompalandı. Nedog...
kükremek buharlaştırma tesisi- 20 derece. Çalışma sıvıları genişler -
türbinlerde ve kondenserlere girerek su ile soğutulurlar.
sıcaklığa sahip nehirler T xv = 5 °C. Kondenserdeki suyun ısıtılması
10 ºС ve 5 ºС doyma sıcaklığına kadar alt ısıtma.
Türbinlerin bağıl iç verimleri ç ah= 0,8. Elektromekanik
Türbojeneratörlerin teknik verimi çem = 0,95'tir.
Tanımlamak:
Freonla çalışan bir türbinin elektrik gücü - N eCT ve
jeotermal enerji santralinin toplam kapasitesi;
her iki türbin için çalışma sıvılarının tüketimi;
kuyudan su akışı;
Jeotermal enerji santrali verimliliği.
Seçenekler için Tablo 3'teki ilk verileri alın.
Tablo 3
3 numaralı görev için ilk veriler
|
|
dışarı
3. Karakteristik noktalardaki entalpileri belirleyin:
|
|
4. Türbindeki mevcut ısı düşüşünü hesaplıyoruz:
PT PT
5. Türbindeki gerçek ısı düşüşünü bulun:
NIPT =HAYIR ⋅ç ah = 744,6 ⋅ 0,8 = 595,7kJ /kilogram .
6. Suya buhar tüketimi (jeotermal kuyudan gelen su)
Türbini aşağıdaki formülü kullanarak buluyoruz:
DoPT =
NIPT ⋅ç Em
5,3kilogram /İle .
7. Jeotermal kuyudan evaporatöre ve buharlaştırıcıya su akışı
Jeotermal enerji santralinin tamamı genellikle denklem sisteminden bulunur:
PT İSS
Bu sistemi çözerek şunları buluruz:
7.1 jeotermal kuyudan buharlaştırıcıya su akışı:
hGW −hp
2745,9 − 733,25
733,25 − 632, 25
7.2 Jeotermal kuyudan genel su akışı
DGW = 5,3 + 105,6 = 110,9kilogram /İle .
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. İkinci türbindeki freonun akış hızı ısı denkleminden bulunur.
toplam bakiye:
ISP vykhI XT XT
nerede ç Ve= 0,98 - evaporatör verimliliği.
⋅ç Ve ⋅
hp −altıgen
105,6 ⋅ 0,98 ⋅
632,25 − 376,97
114,4kilogram /İle .
9. Soğutma sıvısıyla çalışan ikinci türbinin elektrik gücü
alt, aşağıdaki formülle belirlenir:
Nerede HiXT = (hp −sa HT)ç ah- gerçek ısı farkı saniye
XT XT T
10. Jeotermal enerji santralinin toplam elektrik gücü şuna eşit olacaktır:
GeoTES XT
11. GeoTES'in verimliliğini bulalım:
ç GeoTES
GeoTES
D −H
⎜ ⎜D
N eGeoTES
⎛ ⎛ 5,3 105,6 ⎞ ⎞
⎝ 110,9 110,9 ⎠ ⎠
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
JEOTERMAL ENERJİ SANTRALİ HESAPLANMASI
Binary tip bir jeotermal enerji santralinin ısıl devresini buna göre hesaplayalım.
Jeotermal enerji santralimiz iki türbinden oluşmaktadır:
Birincisi, genişleticide elde edilen doymuş su buharı ile çalışır. Elektrik gücü - ;
İkincisi, genişleticiden çıkan suyun ısısı nedeniyle buharlaşan soğutucu R11'in doymuş buharı ile çalışır.
Basınç pgw ve sıcaklık tgw ile jeotermal kuyulardan gelen su, genişleticiye girer. Genişletici, pp basıncında kuru doymuş buhar üretir. Bu buhar bir buhar türbinine gönderilir. Genişleticiden kalan su buharlaştırıcıya gider, burada soğutulur ve kuyuya geri döner. Buharlaştırma ünitesindeki sıcaklık basıncı = 20°C. Çalışma akışkanları türbinlerde genleşerek yoğunlaştırıcılara girer ve burada nehirden gelen su ile th sıcaklığında soğutulur. Suyun yoğunlaştırıcıda ısıtılması = 10°C ve doyma sıcaklığına alt ısıtma = 5°C.
Türbinlerin bağıl iç verimleri. Turbojeneratörlerin elektromekanik verimliliği = 0,95.
İlk veriler Tablo 3.1'de gösterilmektedir.
Masa 3.1. GeoPP'yi hesaplamak için ilk veriler
İkili tip GeoPP'nin şematik diyagramı (Şekil 3.2).
Pirinç. 3.2.
Şekil 2'deki diyagrama göre. 3.2 ve hesaplamaları yaptığımız ilk veriler.
Kuru doymuş su buharıyla çalışan bir buhar türbininin devresinin hesaplanması
Türbin kondenser girişindeki buhar sıcaklığı:
kondenser girişindeki soğutma suyunun sıcaklığı nerede; - kondenserdeki suyun ısıtılması; - kondenserdeki sıcaklık farkı.
Türbin kondansatöründeki buhar basıncı, su ve su buharının özellik tablolarından belirlenir:
Türbin başına mevcut ısı düşüşü:
türbin girişindeki kuru doymuş buharın entalpisi nerede; - türbindeki buharın genleşmesi teorik sürecinin sonundaki entalpi.
Genişleticiden buhar türbinine giden buhar tüketimi:
buhar türbininin göreceli iç verimliliği nerede; - turbojeneratörlerin elektromekanik verimliliği.
Jeotermal su genleştirici hesaplaması
Genişletici Isı Dengesi Denklemi
kuyudan jeotermal suyun akış hızı nerede; - bir kuyudan gelen jeotermal suyun entalpisi; - genişleticiden buharlaştırıcıya su akışı; - genişleticiden çıkışta jeotermal suyun entalpisi. Kaynayan suyun entalpisi olarak su ve su buharının özellik tablolarından belirlenir.
Denklem malzeme dengesi genişletici
Bu iki denklemi birlikte çözerek ve'yi belirlemek gerekir.
Genişleticinin çıkışındaki jeotermal suyun sıcaklığı, genişleticideki basınçtaki doyma sıcaklığı olarak su ve su buharı özellikleri tablolarından belirlenir:
Freonda çalışan bir türbinin termal devresinin karakteristik noktalarındaki parametrelerin belirlenmesi
Türbin girişindeki Freon buhar sıcaklığı:
Türbin çıkışındaki Freon buhar sıcaklığı:
Türbin girişindeki freon buharının entalpisi, doyma hattındaki freonun p-h diyagramından belirlenir:
240kJ/kg.
Türbinin çıkışındaki freon buharının entalpisi, çizgilerle sıcaklık çizgisinin kesişimindeki freonun p-h diyagramından belirlenir:
220kJ/kg.
Kondansatörün çıkışındaki kaynayan freonun entalpisi, kaynayan sıvının sıcaklığa göre eğrisindeki freonun pH diyagramından belirlenir:
215kJ/kg.
Evaporatör hesaplaması
Evaporatör çıkışındaki jeotermal su sıcaklığı:
Evaporatör ısı dengesi denklemi:
suyun ısı kapasitesi nerede. =4,2 kJ/kg alın.
Bu denklemden belirlemek gerekir.
Freonla çalışan bir türbinin gücünün hesaplanması
freon türbininin göreceli iç verimliliği nerede; - turbojeneratörlerin elektromekanik verimliliği.
Jeotermal suyun kuyuya pompalanması için pompa gücünün belirlenmesi
0,8 olduğu varsayılan pompa verimliliği nerede; - Jeotermal suyun ortalama özgül hacmi.
Çift devreli GeoTEP (Şekil 4.2), jeotermal buhar-su karışımının termal enerjisinin, geleneksel bir ıslak buhar buhar türbini tesisinin (6) besleme suyunu bir elektrikle ısıtmak ve buharlaştırmak için kullanıldığı bir buhar jeneratörü (4) içerir. jeneratör 5. Buhar jeneratöründe harcanan jeotermal su, pompa 3 tarafından dönüş kuyusu 2'ye pompalanır. Kuru temizleme Türbin tesisi besleme suyunun arıtımı geleneksel yöntemler kullanılarak gerçekleştirilir. Besleme pompası 8, yoğuşturucudan 7 yoğuşma suyunu buhar jeneratörüne geri gönderir.
Çift devreli tesisatta buhar devresinde yoğuşmayan gazlar bulunmadığından kondenserde daha derin bir vakum sağlanır ve tesisatın ısıl verimliliği tek devreli olana göre artar. Buhar jeneratörünün çıkışında jeotermal suların kalan ısısı, tek devreli jeotermal enerji santralinde olduğu gibi ısı temini ihtiyaçları için kullanılabilir.
Şekil 4.2. Çift devreli bir jeotermal enerji santralinin termal diyagramı
Hidrojen sülfür de dahil olmak üzere gazlar, buhar jeneratöründen kabarcık emiciye beslenir ve atık jeotermal suda eritildikten sonra bertaraf kuyusuna pompalanır. İnşaat halindeki Okyanus Jeotermal Enerji Santrali'nde (Kuril Adaları) yapılan testlere göre, başlangıçtaki hidrojen sülfürün %93,97'si kabarcıklı emicide çözünmüştür.
Buhar jeneratöründeki sıcaklık farkı, çift devreli bir kurulumda h 1 canlı buharın entalpisini tek devreli olana kıyasla azaltır, ancak genel olarak egzoz entalpisindeki azalma nedeniyle türbindeki ısı farkı artar. buhar h 2 . Çevrimin termodinamik hesaplaması, geleneksel bir buhar türbinli termik santralde olduğu gibi gerçekleştirilir (güneş enerjisi buhar türbini tesisleriyle ilgili bölüme bakın).
Tüketim sıcak su ifadesinden belirlenen N, kW kapasiteli jeotermal kuyulardan
Kg/sn, (4.3)
buhar jeneratörünün giriş ve çıkışındaki jeotermal suyun sıcaklık farkı, °C, buhar jeneratörünün verimidir. Modern çift devreli buhar türbini jeotermal enerji santrallerinin genel verimliliği %17,27'dir.
Jeotermal suların nispeten düşük sıcaklıklara (100-200°C) sahip olduğu alanlarda, düşük kaynama noktalı çalışma sıvıları (freonlar, hidrokarbonlar) kullanan çift devreli tesisler kullanılır. Bu tür tesislerin, tek devreli jeotermal enerji santrallerinden ayrılan suyun ısısının geri dönüştürülmesi için kullanılması da ekonomik olarak mantıklıdır (Şekil 4.1'deki bölgesel ısıtma ısı eşanjörü yerine). Ülkemizde dünyada ilk kez (1967 yılında), Paratunsky jeotermal sahasında (Kamçatka) bilimsel öncülüğünde inşa edilen 600 kW kapasiteli R-12 soğutucu akışkan kullanılarak bu tip bir enerji santrali oluşturulmuştur. SSCB Bilimler Akademisi Sibirya Şubesi Termofizik Enstitüsü. Soğutucu sıcaklık farkı 80...5 o C idi, yoğunlaştırıcıya nehirden soğuk su sağlanıyordu. Yıllık ortalama sıcaklığı 5 o C olan Paratunka. Ne yazık ki, organik yakıtın eski ucuzluğu nedeniyle bu çalışmalar geliştirilemedi.
Şu anda JSC "Kirovsky Plant", freon R142v (yedek soğutucu - izobütan) kullanarak 1,5 MW kapasiteli çift devreli bir jeotermal modülün tasarımını ve teknik dokümantasyonunu geliştirmiştir. Enerji modülü tamamen fabrikada üretilecek ve demiryoluyla teslim edilecek; inşaat ve montaj işleri ile elektrik şebekesine bağlantı minimum maliyet gerektirecek. Güç modüllerinin seri üretimine yönelik fabrika maliyetinin, kurulu kapasitenin kilowatt'ı başına yaklaşık 800 $'a düşürülmesi bekleniyor.
ENIN, homojen düşük kaynama noktalı bir soğutucu kullanan GeoTES'in yanı sıra, su-amonyak karışımı bir çalışma sıvısı kullanan umut verici bir kurulum geliştiriyor. Böyle bir kurulumun temel avantajı, jeotermal suların ve buhar-su karışımlarının (90 ila 220 o C arası) geniş bir sıcaklık aralığında kullanılma olasılığıdır. Homojen bir çalışma sıvısıyla, buhar jeneratörünün çıkışındaki sıcaklığın hesaplanandan 10...20 o C sapması, döngünün verimliliğinde 2,4 kat keskin bir düşüşe yol açar. Karışık soğutucunun bileşenlerinin konsantrasyonunu değiştirerek değişen sıcaklıklarda kabul edilebilir kurulum performansı sağlamak mümkündür. Bu sıcaklık aralığında amonyaklı su türbininin gücü %15'ten daha az değişmektedir. Ek olarak, böyle bir türbin daha iyi ağırlık ve boyut parametrelerine sahiptir ve su-amonyak karışımı daha iyi ısı transfer özelliklerine sahiptir, bu da homojen kullanan bir güç modülüne kıyasla buhar jeneratörü ve kondansatörün metal tüketimini ve maliyetini azaltmayı mümkün kılar. soğutucu. Bu tür enerji santralleri endüstride atık ısının geri kazanılması amacıyla yaygın olarak kullanılabilir. Uluslararası jeotermal ekipman pazarında güçlü bir talebe sahip olabilirler.
Düşük kaynama noktalı ve karışık çalışma akışkanlarına sahip jeotermal enerji santrallerinin hesaplanması, termodinamik özellikler tabloları ve bu sıvıların buharlarının h - s diyagramları kullanılarak gerçekleştirilir.
Jeotermal enerji santralleri sorunuyla ilgili olarak literatürde sıklıkla dile getirilen Dünya Okyanusu'nun termal kaynaklarının kullanılması olasılığı bulunmaktadır. Tropikal enlemlerde, deniz suyunun sıcaklığı yüzeyde yaklaşık 25 o C, derinlikte ise 500...1000 m - yaklaşık 2...3 o C'dir. 1881'de D'Arsonval şu fikrini dile getirdi: bu sıcaklık farkını elektrik üretmek için kullanmak Bu fikrin uygulanmasına yönelik projelerden birinin kurulum şeması Şekil 4.3'te gösterilmektedir.
Şekil 4.3. Okyanus termik santralinin şeması: 1 - ılık yüzey suyu sağlamak için pompa; 2 - düşük kaynama noktalı soğutucu buhar jeneratörü; 3 - türbin; 4 - elektrik jeneratörü; 5 - kapasitör; 6 - soğuk derin su besleme pompası; 7 - besleme pompası; 8 - gemi platformu
Pompa 1 beslemeleri sıcak yüzey suyu düşük kaynama noktalı soğutucunun buharlaştığı buhar jeneratörü 2'ye. Yaklaşık 20° C sıcaklıktaki buhar, elektrik jeneratörünü (4) çalıştıran türbine (3) gönderilir. Egzoz buharı yoğunlaştırıcıya (5) girer ve sirkülasyon pompası (6) tarafından sağlanan soğuk derin su ile yoğunlaştırılır. Besleme pompası (7), soğutucuyu buhar jeneratörüne geri gönderir. .
Derin su, sıcak yüzey katmanlarından yükselirken sırasıyla en az 7...8° C'ye kadar ısınır ve dışarı atılan ıslak soğutucu buhar en az 12...13° C sıcaklığa sahip olur. Sonuç olarak, termal Bu döngünün verimliliği = 0,028 olacak ve gerçek bir döngü için - %2'den az olacaktır. Aynı zamanda, okyanus termik santralleri kendi ihtiyaçları için yüksek enerji maliyetleriyle karakterize edilir; çok büyük ısınma ve enerji maliyetleri. soğuk su soğutucunun yanı sıra pompaların enerji tüketimi de ünitenin ürettiği enerjiyi aşacaktır. Amerika Birleşik Devletleri'nde, Hawaii Adaları yakınlarında bu tür enerji santrallerini kurma girişimleri olumlu bir sonuç vermedi.
Başka bir okyanus termik santral projesi - termoelektrik - termoelektrot bağlantılarını okyanusun yüzeyine ve derin katmanlarına yerleştirerek Seebeck etkisinin kullanılmasını içerir. Carnot çevriminde olduğu gibi böyle bir kurulumun ideal verimliliği yaklaşık %2'dir. Bölüm 3.2, termal dönüştürücülerin gerçek verimliliğinin çok daha düşük olduğunu göstermektedir. Buna göre okyanus suyunun yüzey katmanlarında ısının uzaklaştırılması ve derin katmanlarda ısı transferi için çok geniş bir alana sahip ısı değişim yüzeylerinin (“su altı yelkenleri”) inşa edilmesi gerekecektir. Bu, pratikte gözle görülür güce sahip enerji santralleri için gerçekçi değildir. Düşük enerji yoğunluğu okyanus ısı rezervlerinin kullanılmasının önünde bir engeldir.
Oku ve yaz kullanışlı
Pratik ders No. 6
Hedef: Jeotermal enerji santrallerinin ve okyanus termal enerji dönüşüm teknolojilerinin (OTEC) çalışma prensibini ve bunların hesaplanmasına yönelik metodolojiyi öğrenin.
Ders süresi- 2 saat
İlerlemek:
1. Çalışmanın teorik kısmına dayanarak, jeotermal enerji santrallerinin çalışma prensibini ve okyanus termal enerjisini (PTEC.) dönüştürme teknolojilerini öğrenin.
2. Bireysel ödevlere uygun olarak pratik problemleri çözün.
1.TEORİK BÖLÜM
Okyanus Termal Enerjisinden Yararlanma
Okyanus Termal Enerji Dönüşümü (OTEC) teknolojisi, sıcak ve soğuk okyanus suyu arasındaki sıcaklık farkından yararlanarak elektrik üretir. Soğuk su, 1000 metreden daha derin bir yerden (güneş ışınlarının hiç ulaşmadığı bir yerden) bir boru aracılığıyla pompalanır. Sistem aynı zamanda okyanus yüzeyine yakın bir bölgeden gelen sıcak suyu da kullanıyor. Isıtılmış Güneş ışınları Su, elektrik jeneratörlerinin türbinlerini çalıştıran kimyasal buhar oluşturan, amonyak gibi düşük kaynama noktalı kimyasalların bulunduğu bir ısı eşanjöründen geçer. Buhar daha sonra derin okyanustan gelen soğutulmuş su kullanılarak tekrar sıvı forma yoğunlaştırılır. Tropikal bölgeler PTEC sistemleri için en uygun lokasyon olarak kabul edilmektedir. Bunun nedeni sığ ve derin sulardaki sıcaklık farkının daha fazla olmasıdır.
Rüzgar ve güneş santrallerinin aksine okyanus termik santralleri yılın 365 günü 24 saat temiz elektrik üretebilir. Bu tür güç ünitelerinin tek yan ürünü, elektrik üretim tesisinin yakınındaki idari ve konut binalarında soğutma ve iklimlendirme için kullanılabilen soğuk sudur.
Jeotermal Enerjinin Kullanımı
Jeotermal enerji, dünyanın doğal ısısından elde edilen enerjidir. Bu ısı kuyular kullanılarak elde edilebilir. Kuyudaki jeotermal eğim her 36 metrede 1 °C artıyor. Bu ısı yüzeye buhar veya sıcak su şeklinde iletilir. Bu ısı hem doğrudan ev ve binaları ısıtmak için hem de elektrik üretmek için kullanılabilir.
Çeşitli tahminlere göre Dünya'nın merkezinde sıcaklık en az 6650 °C'dir. Dünyanın soğuma hızı milyar yılda yaklaşık 300-350 °C'dir. Dünya 42·10 12 W ısı yayar ve bunun %2'si kabukta, %98'i manto ve çekirdekte emilir. Modern teknolojiler çok derinden açığa çıkan ısıya ulaşmamıza izin vermiyor ancak mevcut jeotermal enerjinin 840000000000 W (%2)'si insanlığın ihtiyacını uzun süre karşılayabilecek kapasitededir. Kıtasal levhaların kenarları etrafındaki alanlar, jeotermal tesislerin inşası için en iyi yerlerdir çünkü bu tür bölgelerdeki kabuk çok daha incedir.
Jeotermal enerji santrallerinden enerji elde etmenin birkaç yolu vardır:
· Doğrudan şema: buhar, borular aracılığıyla elektrik jeneratörlerine bağlı türbinlere yönlendirilir;
· Dolaylı şema: doğrudan şemaya benzer, ancak buhar borulara girmeden önce boruların tahrip olmasına neden olan gazlardan arındırılır;
· Karma şema: doğrudan şemaya benzer, ancak yoğunlaşmadan sonra içinde çözünmeyen gazlar sudan uzaklaştırılır.
2. PRATİK BÖLÜM
Görev 1. Başlangıç sıcaklığını belirleyin t 2 ve jeotermal enerji miktarı E o (J) akifer kalınlığı H km derinlikte z km, formasyon kayasının özellikleri verilirse: yoğunluk r gr = 2700 kg/m3; gözeneklilik A = 5 %; özısı gr ile =840 J/(kg K). Sıcaklık gradyanı (dT/dz) °C / km cinsinden görev seçenekleri tablosundan seçim yapın.
Ortalama yüzey sıcaklığı ile 10 °C'ye eşit alın. Suyun özgül ısı kapasitesi C girişi = 4200 J/(kg·K); suyun yoğunluğu ρ = 1.10 3 kg/m3. Yüzey alanına göre hesaplayın F = 1km2. İzin verilen minimum rezervuar sıcaklığının t 1=40°C.
Ayrıca termal enerjinin çıkarılması için zaman sabitini belirleyin τ o (yıl) rezervuara su pompalayıp tüketirken V =0,1 m3 /(sn km2). ne şekilde olacak ısı gücü, başlangıçta çıkarıldı (dE/dz) τ =0 ve 10 yıl sonra (dE/dz) τ =10?
Problem 1, dünya yüzeyinden z (km) derinlikte doğal akiferlerde yoğunlaşan jeotermal enerjinin termal potansiyeline ayrılmıştır. Tipik olarak akiferin kalınlığı h (km) derinliğinden daha azdır. Katman gözenekli bir yapıya sahiptir - kayaların suyla dolu gözenekleri vardır (gözeneklilik α katsayısı ile tahmin edilir). Yer kabuğundaki katı kayaların ortalama yoğunluğu p gr = 2700 kg/m3, ısıl iletkenlik katsayısı λ gr = 2 W/(m K)'dir. Zemin sıcaklığının dünya yüzeyine doğru değişimi, °C/km veya K/km cinsinden ölçülen bir sıcaklık gradyanı (dT/dz) ile karakterize edilir.
Dünya üzerindeki en yaygın alanlar, yüzeye doğru yayılan ısı akış yoğunluğunun ≈ 0,06 W/m2 olduğu, normal sıcaklık gradyanına (40 °C/km'den az) sahip alanlardır. Dünyanın bağırsaklarından ısı çıkarmanın ekonomik fizibilitesi burada pek mümkün değil.
Yarı termal alanlarda sıcaklık gradyanı 40-80 °C/km'dir. Burada alt toprağın ısısının ısıtma için, seralarda ve balneolojide kullanılması tavsiye edilir.
Hipertermalde alanlarda (kabuksal platformların sınırlarına yakın) eğim 80 °C/km'den fazladır. Buraya jeotermal enerji santrali yapılması tavsiye edilir.
Bilinen bir sıcaklık gradyanı ile, akiferin sıcaklığının, kullanıma başlamadan önce belirlenmesi mümkündür:
T g =T o +(dT/dz)·z,
burada T o Dünya yüzeyindeki sıcaklıktır, K (° C).
Hesaplama uygulamasında, jeotermal enerjinin özellikleri genellikle F yüzeyinin 1 km 2'si olarak anılır.
Cpl (J/K) oluşumunun ısı kapasitesi aşağıdaki denklemle belirlenebilir:
C pl =[α·ρ in ·C in +(1- α)·ρ gr ·C gr ]·h·F,
burada p in ve C in sırasıyla yoğunluk ve izobarik özgül ısıdır
r gr ve C gr - toprağın yoğunluğu ve özgül ısı kapasitesi (kayaların oluşumu); genellikle p gr = 820-850 J/(kg K).
Kullanabileceğiniz minimum izin verilen sıcaklığı ayarlarsanız Termal enerji T 1 (K) oluşumu, o zaman operasyonun başlangıcındaki termal potansiyelini (J) tahmin edebiliriz:
E 0 =C pl (T 2 -T 1)
Hacimsel bir akış hızı V (m3 / s) ile içine su pompalanarak termal enerjinin uzaklaştırılması durumunda rezervuarın zaman sabiti τ 0 (olası kullanım süresi, yıl) aşağıdaki denklemle belirlenebilir:
τ 0 =C pl /(V·ρ in ·С in)
Bir rezervuarın gelişimi sırasındaki termal potansiyelinin üstel yasaya göre değiştiğine inanılmaktadır:
E=E 0 ·e -(τ / τ o)
burada τ, faaliyetin başlangıcından itibaren geçen yıl sayısıdır;
e doğal logaritmanın tabanıdır.
Jeotermal rezervuarın τ zamanındaki (geliştirilme başlangıcından itibaren yıllar) W (MW) cinsinden termal gücü:
Sorun 2 Gerçek verimliliğin olduğuna inanılıyor η Yüzey ve derin sular arasındaki sıcaklık farkını (T 1 -T 2) = ∆T kullanan ve Rankine çevrimi ile çalışan bir okyanus termik santrali, Carnot çevrimi ile çalışan bir tesisin ısıl veriminin yarısı kadardır, η tk . Çalışma sıvısı amonyak olan OTES'in gerçek verimliliğinin olası değerini okyanus yüzeyindeki su sıcaklığına göre tahmin edin T , °С ve okyanusun derinliğindeki su sıcaklığı t 2 , °C. Tüketim nedir ılık su V Kapasiteli OTES için m/h gerekli olacaktır N MW?
Problem 2, iyi bilinen Rankine döngüsüne göre çalışan bir OTES'te elektrik üretmek için yüzey ve derin okyanus suları arasındaki sıcaklık farkının kullanılması olasılığına ayrılmıştır. Çalışma sıvısının düşük kaynama noktalı maddeler (amonyak, freon) kullanması gerekiyor. Küçük sıcaklık farklarından dolayı (∆T=15÷26 o C), Carnot çevriminde çalışan bir tesisin ısıl verimi yalnızca %5-9'dur. Rankine çevrimine göre çalışan bir tesisin gerçek verimliliği bunun yarısı kadar olacaktır. Sonuç olarak, OTES'te nispeten küçük kapasitelerden pay almak için büyük "sıcak" ve "soğuk" su akışları ve dolayısıyla büyük çaplarda giriş ve çıkış boru hatları gereklidir.
Q 0 =p·V·C p ·∆T,
p deniz suyunun yoğunluğu, kg/m3;
Ср - deniz suyunun kütle ısı kapasitesi, J/(kg K);
V - hacimsel su akışı, m3 /s;
∆T = T 1 -T 2 - yüzey ve derin sular arasındaki sıcaklık farkı
(çevrimin sıcaklık farkı) °C veya K cinsinden.
İdeal teorik Carnot döngüsünde Mekanik Güç N 0 (W) şu şekilde tanımlanabilir:
N 0 =η t k ·Q o ,
veya (1)'i ve Carnot çevriminin η t k ısıl verimine ilişkin ifadeyi dikkate alarak:
N 0 =p·C p ·V·(∆T) 2 /T 1.
Sorun 3 Elektrik enerjisi ile çift devreli buhar-su jeotermal enerji santrali N sıcaklıktaki jeotermal kuyulardan gelen sudan ısı alır t gs . Buhar jeneratörünün çıkışındaki kuru doymuş buharın sıcaklığı, 20 0 C'den daha düşüktür. t gs . Buhar türbinde genleşir ve yoğunlaştırıcıya girer, burada su ile soğutulur. çevre sıcaklık ile txv . Soğutma suyu, kondenserde 12 0 C'ye kadar ısıtılır. Kondensatın sıcaklığı, 20 0 C'den daha yüksektir. txv . Jeotermal su, buhar üretim tesisinden yoğuşmadan 15 0 C daha yüksek bir sıcaklıkta çıkar. Bağıl iç türbin katsayısı η oi , turbojeneratörün elektriksel verimliliği η e =0,96. Rankine döngüsünün termal verimliliğini, buhar tüketimini ve spesifik ısı tüketimini, jeotermal kuyulardan ve çevreden gelen su tüketimini belirleyin.
Tek devreli bir buhar türbini jeotermal enerji santralinde, kuru doymuş buharın ayırmadan sonraki entalpisi, jeotermal suyun sıcaklığı t gv ile belirlenir. Su ve su buharının termodinamik özellikleri tablolarından veya h-s çizelgeleri S. Çift devreli GeoTEP durumunda buhar jeneratöründeki sıcaklık farkı Δt dikkate alınır. Hesaplamanın geri kalanı güneş buhar türbinli termik santral için olduğu gibi yapılır.
Buhar tüketimi ilişkiden belirlenir
kg/sn,
burada η t çevrimin ısıl verimidir,
η оі – Türbinin bağıl iç verimliliği,
η e – turbojeneratörün elektriksel verimliliği,
N – GeoTEU'nun gücü, kW,
Jeotermal kuyulardan sıcak su tüketimi formülden belirlenir.
, kg/sn,
buhar yoğuşması için ortamdan soğuk su tüketimi
, kg/sn,
burada с = 4,19 kJ/kg∙K – suyun ısı kapasitesi,
η pg – buhar jeneratörü verimliliği,
Δt pg – buhar jeneratöründeki jeotermal suyun sıcaklık farkı, 0 C,
Δt xv – kondenserdeki soğuk suyun sıcaklık farkı, 0 C.
Düşük kaynama noktalı ve karışık çalışma akışkanlarına sahip jeotermal enerji santrallerinin hesaplanması, termodinamik özellikler tabloları ve bu sıvıların buharlarının h-s diyagramları kullanılarak gerçekleştirilir.
| Miktarlar ve ölçü birimleri | Görev seçenekleri | |||||||||
| N, MW | ||||||||||
| t soğuk, 0 C | ||||||||||
| t soğuk, 0 C | ||||||||||
| ηoi, % |
Jeotermal enerji
Soyut.
Giriiş.
Jeotermal santrallerden üretilen elektriğin maliyeti.
Kaynakça.
Soyut.
Bu makale, jeotermal enerjinin hem dünya çapında hem de ülkemiz Rusya'daki gelişiminin tarihini anlatmaktadır. Ülkemizin Kamçatka, Sakhalin ve Kuzey Kafkasya gibi bölgelerindeki şehir ve kasabalara ısı ve sıcak su temini sağlamanın yanı sıra, Dünya'nın derin ısısının elektrik enerjisine dönüştürülmesinde kullanılmasının bir analizi yapıldı. Jeotermal yatakların geliştirilmesi, enerji santrallerinin inşası ve geri ödeme süreleri için ekonomik bir gerekçe yapılmıştır. Jeotermal kaynakların enerjisini diğer elektrik kaynağı türleriyle karşılaştırarak, jeotermal enerjinin geliştirilmesine yönelik umutları elde ediyoruz. önemli yer genel enerji kullanımı dengesinde. Özellikle Kamçatka bölgesi ve Kuril Adaları'nda, kısmen Primorye ve Kuzey Kafkasya'da enerji sektörünün yeniden yapılandırılması ve donatılması için kendi jeotermal kaynaklarının kullanılması gerekmektedir.
Giriiş.
Yakın gelecekte ülkenin enerji sektöründeki üretim kapasitelerinin geliştirilmesinin ana yönleri, enerji santrallerinin teknik olarak yeniden donatılması ve yeniden inşa edilmesinin yanı sıra yeni üretim kapasitelerinin devreye alınmasıdır. Öncelikle mevcut termik santrallerin verimliliğini %2540 artıracak %5560 verimli kombine çevrim gaz santrallerinin inşası bu. Bir sonraki aşama, termik santral verimliliğinin %46-48'e ulaşacağı, katı yakıtların yakılmasına yönelik yeni teknolojilerin kullanıldığı ve süperkritik buhar parametrelerine sahip termik santrallerin inşa edilmesi olmalıdır. Yeni tip termal ve hızlı nötron reaktörlerine sahip nükleer enerji santralleri de daha da geliştirilecek.
Rusya'nın enerji sektörünün oluşumunda önemli bir yer, tüketilen enerji kaynaklarının hacmi bakımından en büyüğü olan ve toplam tüketiminin% 45'inden fazlasını oluşturan ülkenin ısı tedarik sektörü tarafından işgal edilmektedir. %71'den fazlası merkezi ısı kaynağı (DH) sistemlerinde üretilir ve tüm ısının yaklaşık %29'u merkezi olmayan kaynaklar tarafından üretilir. Enerji santralleri tüm ısının %34'ünden fazlasını sağlar, kazan daireleri ise yaklaşık %50'sini. Rusya'nın 2020 yılına kadar enerji stratejisine uygun olarak. Ülkedeki ısı tüketiminin en az 1,3 kat artırılması planlanıyor ve merkezi olmayan ısı tedarikinin payının 2000 yılındaki %28,6'dan artması bekleniyor. 2020'de %33'e kadar
Son yıllarda organik yakıt (gaz, akaryakıt, dizel yakıt) ve Rusya'nın uzak bölgelerine taşınmasında meydana gelen fiyat artışları ve buna bağlı olarak elektrik ve termik enerji satış fiyatlarındaki hedef artışlar, ekonomiyi temelden değiştiriyor. yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına yönelik tutum: jeotermal, rüzgar, güneşli.
Böylece, ülkenin belirli bölgelerinde jeotermal enerjinin geliştirilmesi, bugün özellikle Kamçatka, Kuril Adaları ve Kuzey Kafkasya'da, Sibirya'nın belirli bölgelerinde elektrik ve ısı temini sorununun çözülmesini mümkün kılmaktadır. Rusya'nın Avrupa kısmı.
Isı tedarik sistemlerinin iyileştirilmesi ve geliştirilmesine yönelik ana yönler arasında, yerel geleneksel olmayan yenilenebilir enerji kaynaklarının ve her şeyden önce yeryüzünden gelen jeotermal ısının kullanımının genişletilmesi olmalıdır. Zaten önümüzdeki 7-10 yıl içinde, yardımla modern teknolojiler Termal ısı sayesinde yerel ısıtma, fosil yakıt kaynaklarından önemli ölçüde tasarruf sağlayabilir.
Son on yılda, geleneksel olmayan yenilenebilir enerji kaynaklarının (NRES) kullanımı dünyada gerçek bir patlama yaşadı. Bu kaynakların kullanım ölçeği birkaç kat arttı. Bu alan diğer enerji alanlarıyla karşılaştırıldığında en yoğun şekilde gelişmektedir. Bu fenomenin birkaç nedeni var. Öncelikle ucuz geleneksel enerji kaynakları döneminin geri dönülemez biçimde sona erdiği ortadadır. Bu alanda tek bir trend var; tüm türler için artan fiyatlar. Yakıt tabanlarından mahrum kalan birçok ülkenin enerji bağımsızlığına ulaşma isteği de daha az önemli değildir.Zararlı gazların emisyonu da dahil olmak üzere çevresel hususlar önemli bir rol oynamaktadır. Gelişmiş ülkelerin nüfusu yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına aktif manevi destek sağlamaktadır.
Bu nedenlerden dolayı birçok ülkede yenilenebilir enerji kaynaklarının geliştirilmesi enerji alanında teknik politikanın öncelikli görevlerinden biridir. Bazı ülkelerde bu politika, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına ilişkin yasal, ekonomik ve organizasyonel temeli oluşturan, kabul edilen yasal ve düzenleyici çerçeve aracılığıyla uygulanmaktadır. Özellikle ekonomik temeller, yenilenebilir enerji kaynaklarının enerji piyasasının gelişimi aşamasında desteklenmesine yönelik çeşitli tedbirlerden (vergi ve kredi teşvikleri, doğrudan sübvansiyonlar vb.)
Rusya'da pratik kullanım NRES önde gelen ülkelerin önemli ölçüde gerisinde kalıyor. Herhangi bir yasal düzenleme veya normatif temel ve ayrıca devletin ekonomik desteği. Bütün bunlar bu alandaki pratik faaliyetleri son derece zorlaştırıyor. Engelleyici faktörlerin temel nedeni, ülkede uzun süredir devam eden ekonomik sıkıntılar ve bunun sonucunda yatırımlarda yaşanan zorluklar, efektif talebin düşük olması ve gerekli gelişmeler için fon eksikliğidir. Ancak ülkemizde yenilenebilir enerji kaynaklarının (jeotermal enerji) kullanımına yönelik bazı çalışmalar ve pratik tedbirler yürütülmektedir. Rusya'daki buhar-hidrotermal yatakları yalnızca Kamçatka ve Kuril Adaları'nda bulunmaktadır. Bu nedenle jeotermal enerjinin gelecekte bir bütün olarak ülkenin enerji sektöründe önemli bir yer alması mümkün değildir. Ancak pahalı ithal yakıt (akaryakıt, kömür, dizel yakıt) kullanan ve enerji krizinin eşiğinde olan bu bölgelere enerji tedariki sorununu radikal ve en ekonomik temelde çözebilecek kapasitededir. Kamçatka'daki buhar-hidrotermal yatak potansiyeli, çeşitli kaynaklardan 1000 ila 2000 MW kurulu elektrik gücü sağlama kapasitesine sahiptir ve bu, öngörülebilir gelecekte bu bölgenin ihtiyaçlarını önemli ölçüde aşar. Dolayısıyla burada jeotermal enerjinin gelişmesi için gerçek beklentiler var.
Jeotermal enerjinin gelişiminin tarihi.
Rusya, devasa organik yakıt kaynaklarının yanı sıra, esas olarak yer kabuğunun fay bölgelerinde olmak üzere 300 ila 2500 m derinlikte bulunan jeotermal kaynaklarla artırılabilen önemli yer ısısı rezervlerine sahiptir.
Rusya toprakları iyi araştırılmış ve bugün enerji de dahil olmak üzere önemli endüstriyel potansiyele sahip olan dünyanın ana ısı kaynakları bilinmektedir. Üstelik hemen hemen her yerde sıcaklıkları 30 ile 200°C arasında değişen ısı rezervleri bulunmaktadır.
1983 yılında VSEGINGEO, SSCB'nin termal su kaynakları atlasını derledi. Ülkemizde 240·10³m³/gün'den fazla termal su rezervi içeren 47 jeotermal yatak araştırılmıştır. Bugün Rusya'da 50'ye yakın bilimsel kuruluştan uzmanlar, dünyanın ısısından yararlanma sorunları üzerinde çalışıyor.
Jeotermal kaynaklardan yararlanmak için 3.000'den fazla kuyu açıldı. Bu alanda halihazırda yapılmış olan jeotermal etüt ve sondaj çalışmalarının maliyeti modern fiyatlar 4 milyarın üzerindedir. dolar. Yani Kamçatka'da jeotermal sahalarda 225 ila 2266 m derinliğe sahip 365 kuyu açılmış ve yaklaşık 300 milyonu harcanmıştır (Sovyet döneminde). dolar (modern fiyatlarla).
İlk jeotermal enerji santralinin işletmeye alınması 1904 yılında İtalya'da başladı. Kamçatka'daki ilk jeotermal enerji santrali ve SSCB'deki ilk Pauzhetskaya Jeotermal Enerji Santrali 1967 yılında işletmeye alındı. ve 5 mW güce sahipti, daha sonra 11 mW'a çıkarıldı. Kamçatka'da jeotermal enerjinin gelişimine yeni bir ivme, 90'lı yıllarda sanayi ile işbirliği içinde (öncelikle Kaluga Türbin Fabrikası ile) yeni geliştirilen kuruluşların ve firmaların (JSC Geotherm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka) ortaya çıkmasıyla verildi. jeotermal enerjiyi elektriğe dönüştürmek için ilerici planlar, teknolojiler ve ekipman türleri ve Avrupa İmar ve Kalkınma Bankası'ndan krediler alındı. Sonuç olarak 1999 yılında Verkhne-Mutnovskaya Jeotermal Enerji Santrali (her biri 4 MW'lık üç modül) Kamçatka'da devreye alındı. 25 mW'lık ilk blok tanıtıldı. Toplam 50 MW kapasiteli Mutnovskaya Jeotermal Enerji Santrali'nin ilk etabı.
100 MW kapasiteli ikinci aşama 2004'te devreye alınabilir
Böylece, ülkede mevcut olan ciddi ekonomik zorluklara rağmen, Rusya'da yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının olumlu ve şüphesiz bir örneği olan Kamçatka'daki jeotermal enerjiye yönelik acil ve çok gerçek beklentiler belirlendi. Kamçatka'daki buhar-hidrotermal yatak potansiyeli, bu bölgenin öngörülebilir gelecekteki ihtiyaçlarını önemli ölçüde karşılayan 1000 MW kurulu elektrik gücü sağlama kapasitesine sahiptir.
Rusya Bilimler Akademisi Uzak Doğu Şubesi Volkanoloji Enstitüsü'ne göre, halihazırda tanımlanmış jeotermal kaynaklar Kamçatka'ya 100 yıldan fazla bir süre boyunca tam olarak elektrik ve ısı sağlamayı mümkün kılıyor. Kamçatka'nın güneyinde 300 MW (e) kapasiteli yüksek sıcaklık Mutnovskoye sahasının yanı sıra Koshelevskoye, Bolshe Bannoye ve kuzeyde Kireunskoye sahalarında önemli jeotermal kaynak rezervleri bilinmektedir. Kamçatka'daki jeotermal suların ısı rezervlerinin 5000 MW (t) olduğu tahmin edilmektedir.
Chukotka'da ayrıca önemli jeotermal ısı rezervleri var (Kamçatka bölgesi sınırında), bazıları zaten keşfedilmiş ve yakındaki şehirler ve kasabalar için aktif olarak kullanılabilir.
Kuril Adaları aynı zamanda dünyanın ısı rezervleri açısından da zengindir; bu bölgeye 100.200 yıl boyunca ısı ve elektrik sağlamaya oldukça yeterlidir. Iturup adasında, gücü (30 MW(e)) tüm adanın önümüzdeki 100 yıl boyunca enerji ihtiyacını karşılamaya yetecek iki fazlı jeotermal soğutucu rezervleri keşfedildi. Burada, Okeanskoye jeotermal sahasında kuyular zaten açılmış ve bir jeoelektrik enerji santrali inşa ediliyor. Açık Güney Adası Kunashir'de halihazırda Yuzhno Kurilsk şehrine elektrik üretmek ve ısı sağlamak için kullanılan jeotermal ısı rezervleri var. Kuzeydeki Paramushir adasının toprak altı daha az araştırılmıştır, ancak bu adanın aynı zamanda 70 ila 95 ° C sıcaklıktaki önemli jeotermal su rezervlerine sahip olduğu bilinmektedir; 20 MW (t) kapasiteli bir GeoTS de geliştirilmektedir. burada inşa edildi.
Sıcaklığı 100-200°C arasında değişen termal su yatakları çok daha yaygındır. Bu sıcaklıkta buhar türbini çevriminde düşük kaynama noktalı çalışma sıvılarının kullanılması tavsiye edilir. Termal su kullanan çift devreli jeotermal enerji santrallerinin kullanımı, başta Kuzey Kafkasya olmak üzere Rusya'nın birçok bölgesinde mümkündür. Burada, 300 ila 5000 m derinlikte bulunan, rezervuar sıcaklığı 70 ila 180 ° C olan jeotermal yataklar iyi bir şekilde incelenmiştir.Burada jeotermal su, ısıtma ve sıcak su temini için uzun süredir kullanılmaktadır. Dağıstan'da yılda 6 milyon m2'den fazla jeotermal su üretiliyor. Kuzey Kafkasya'da yaklaşık 500 bin kişi jeotermal su kaynağından yararlanıyor.
Primorye, Baykal bölgesi ve Batı Sibirya bölgesi de sanayi ve tarımda büyük ölçekli kullanıma uygun jeotermal ısı rezervlerine sahiptir.
Jeotermal enerjinin elektrik ve termal enerjiye dönüştürülmesi.
Biri umut verici yönler Yüksek mineralli yer altı termal sularının ısısını kullanarak elektrik enerjisine dönüştürüyoruz. Bu amaçla, jeotermal santralden oluşan bir jeotermal enerji santralinin inşası için teknolojik bir plan geliştirilmiştir. dolaşım sistemi(GCS) ve diyagramı Şekil 1'de gösterilen buhar türbini ünitesi (STU). Bu teknolojik şemanın bilinenlerden ayırt edici bir özelliği, bir buharlaştırıcının ve bir kızdırıcının rolünün, yüksek sıcaklığın çıkarıldığı enjeksiyon kuyusunun üst kısmında bulunan bir kuyu içi dikey karşı akışlı ısı eşanjörü tarafından gerçekleştirilmesidir. termal su, ısıyı ikincil soğutucuya aktardıktan sonra formasyona geri pompalanan kıyıdaki bir boru hattı aracılığıyla sağlanır. Buhar türbini ünitesinin kondansatöründen gelen ikincil soğutucu, ısı eşanjörünün içine tabana indirilen bir boru aracılığıyla yerçekimi ile ısıtma bölgesine akar.
Meslek okullarının çalışmaları Rankine döngüsüne dayanmaktadır; Bu döngünün diyagramı ve evaporatör ısı eşanjöründeki soğutucu sıcaklıklarındaki değişimin doğası.
En önemli nokta Jeotermal enerji santrali inşa ederken sekonder devrede çalışma akışkanının seçimi önemlidir. Jeotermal kurulum için seçilen çalışma sıvısı, belirli çalışma koşulları altında uygun kimyasal, fiziksel ve operasyonel özelliklere sahip olmalıdır; dayanıklı, yanıcı olmayan, patlamaya dayanıklı, toksik olmayan, yapısal malzemelere karşı etkisiz ve ucuz olmalıdır. Daha düşük dinamik viskozite katsayısına (daha az hidrolik kayıp) ve daha yüksek termal iletkenlik katsayısına (gelişmiş ısı transferi) sahip bir çalışma sıvısının seçilmesi tavsiye edilir.
Tüm bu gereklilikleri aynı anda yerine getirmek neredeyse imkansızdır, bu nedenle şu veya bu çalışma sıvısının seçimini her zaman optimize etmek gerekir.
Jeotermal enerji santrallerinin çalışma sıvılarının düşük başlangıç parametreleri, t, s diyagramında sağ sınır eğrisinin negatif eğriliğine sahip düşük kaynama noktalı çalışma sıvılarının aranmasına yol açmaktadır, çünkü su ve buhar kullanımı bu durumda yol açar. termodinamik parametrelerde bozulma ve buhar türbini tesislerinin boyutlarında keskin bir artış, bunların maliyetlerini önemli ölçüde artırır.
İkili enerji çevrimlerinin ikincil devresinde süperkritik ajan olarak süperkritik durumda izobütan + izopentan karışımının kullanılması önerilmektedir. Süperkritik karışımların kullanımı uygundur çünkü kritik özellikler; kritik sıcaklık tк(x), kritik basınç pк(x) ve kritik yoğunluk qк(x), x karışımının bileşimine bağlıdır. Bu, karışımın bileşimini seçerek, belirli bir jeotermal yatağın termal suyunun karşılık gelen sıcaklığı için en uygun kritik parametrelere sahip bir süperkritik ajanın seçilmesine olanak sağlayacaktır.
Termodinamik parametreleri gerekli koşullara karşılık gelen ikincil soğutucu olarak düşük kaynama noktalı hidrokarbon izobütan kullanılır. İzobütanın kritik parametreleri: tc = 134,69°C; pk = 3,629 MPa; qк =225,5 kg/m³. Ek olarak, ikincil soğutucu olarak izobütan seçimi, nispeten düşük maliyeti ve çevre dostu olmasından (freonlardan farklı olarak) kaynaklanmaktadır. Çalışma akışkanı olarak izobütan yurt dışında yaygın olarak kullanılmaktadır ve ayrıca ikili jeotermal enerji döngülerinde süperkritik durumda kullanılması da önerilmektedir.
Tesisin enerji özellikleri, üretilen suyun geniş bir sıcaklık aralığı ve çeşitli çalışma modları için hesaplanmaktadır. Her durumda izobütan tcon'un yoğunlaşma sıcaklığının = 30°C olduğu varsayılmıştır.
En küçük sıcaklık farkının seçilmesiyle ilgili soru ortaya çıkıyor (Şekil 2). Bir yandan êt'deki bir azalma, evaporatör ısı eşanjörünün yüzeyinde ekonomik olarak haklı olmayabilecek bir artışa yol açar. Öte yandan, belirli bir termal su sıcaklığı tt'de êt'deki bir artış, buharlaşma sıcaklığı tz'nin (ve dolayısıyla basıncın) düşürülmesi ihtiyacına yol açar ve bu da çevrimin verimliliğini olumsuz yönde etkileyecektir. Çoğu pratik durumda êt = 10÷25ºС alınması tavsiye edilir.
Elde edilen sonuçlar, bir buharlı güç santrali için, ısı değiştirici buhar jeneratörünün birincil devresine giren suyun sıcaklığına bağlı olan optimal çalışma parametrelerinin bulunduğunu göstermektedir. İzobütan tз'nin buharlaşma sıcaklığının artmasıyla, türbin tarafından 1 kg/s ikincil soğutucu akışı başına üretilen güç N artar. Bu durumda tz arttıkça 1 kg/s termal su tüketimi başına buharlaşan izobütan miktarı azalır.
Termal suyun sıcaklığı arttıkça sıcaklık da artar. optimum sıcaklık buharlaşma.
Şekil 3, türbin tarafından üretilen N gücünün, farklı termal su sıcaklıklarında ikincil soğutucunun buharlaşma sıcaklığına tз bağımlılığının grafiklerini göstermektedir.
Yüksek sıcaklıktaki su için (tt = 180°С), başlangıç buhar basıncı pn = 3,8 olduğunda süperkritik döngüler dikkate alınır; 4.0; 4.2; ve 5,0 MPa. Bunlardan maksimum güç elde etme açısından en etkili olanı, başlangıç basıncı pн = 5,0 MPa olan "üçgen" çevrime yakın olan süperkritik çevrimdir. Bu çevrimde, soğutucu ve çalışma sıvısı arasındaki minimum sıcaklık farkı nedeniyle termal suyun termal potansiyeli en iyi şekilde kullanılır. Bu çevrimin kritik altı çevrimle (pn = 3,4 MPa) karşılaştırılması, süperkritik çevrim sırasında türbinin ürettiği gücün %11 arttığını, türbine giren maddenin akış yoğunluğunun pn'li çevrime göre 1,7 kat daha yüksek olduğunu göstermektedir. = 3,4 MPa, bu da soğutucunun taşıma özelliklerinde bir iyileşmeye ve buhar türbini tesisinin ekipmanının (besleme boru hatları ve türbin) boyutunda bir azalmaya yol açacaktır. Ayrıca pn = 5,0 MPa olan çevrimde formasyona geri verilen atık termal su tn'nin sıcaklığı 42°C iken, pn = 3,4 MPa olan kritik altı çevrimde tn = 55°C olmaktadır.
Aynı zamanda süperkritik çevrimde başlangıç basıncının 5,0 MPa'ya yükselmesi ekipmanın maliyetini, özellikle de türbinin maliyetini etkiler. Artan basınçla birlikte türbin akış yolunun boyutları azalsa da, aynı anda türbin kademelerinin sayısı da artar, daha gelişmiş bir uç contaya ihtiyaç duyulur ve en önemlisi mahfaza duvarlarının kalınlığı artar.
Jeotermal enerji santralinin teknolojik şemasında süperkritik bir döngü oluşturmak için, kondansatörü ısı eşanjörüne bağlayan boru hattına bir pompa monte edilmesi gerekir.
Bununla birlikte, artan güç, tedarik boru hatları ve türbinlerin boyutunun küçültülmesi ve termal suyun termal potansiyelinin daha tam olarak etkinleştirilmesi gibi faktörler, süperkritik bir döngünün lehinedir.
Gelecekte, Rusya'da keşfedilen yatakların büyük çoğunluğunun termal potansiyeli 100'ü geçmediğinden, daha düşük sıcaklıktaki termal suları kullanırken süperkritik döngüler oluşturmayı mümkün kılacak daha düşük kritik sıcaklığa sahip soğutucular aramalıyız. ÷120°С. Bu bağlamda en umut verici olanı, aşağıdaki kritik parametrelere sahip R13B1'dir (triflorobromometan): tк = 66.9°С; pk= 3,946 MPa; qк= 770kg/m³.
Değerlendirme hesaplamalarının sonuçları, GeoTPP'nin birincil devresinde tk = 120°C sıcaklığa sahip termal suyun kullanılması ve ikincil devrede freon R13B1 kullanılarak pn = 5,0 MPa başlangıç basıncıyla süperkritik bir döngü oluşturulmasının da bunu sağladığını göstermektedir. Başlangıç basıncı pn = 3,5 MPa olan kritik altı çevrime kıyasla türbin gücünü %14'e kadar artırmak mümkündür.
Jeotermal enerji santrallerinin başarılı bir şekilde çalışması için, kural olarak termal suyun mineralizasyonunun artmasıyla ağırlaşan korozyon ve tuz birikintilerinin oluşmasıyla ilgili sorunların çözülmesi gerekir. En yoğun tuz birikintileri termal suyun gazdan arındırılması ve bunun sonucunda karbondioksit dengesinin bozulması sonucu oluşur.
Önerilen teknolojik şemada, birincil soğutucu kapalı bir döngüde dolaşır: rezervuar - üretim kuyusu - kıyıdaki boru hattı - pompa - enjeksiyon kuyusu - suyun gazdan arındırılması koşullarının en aza indirildiği rezervuar. Aynı zamanda, birincil devrenin yer üstü kısmında karbonat birikintilerinin gazdan arındırılmasını ve çökelmesini önleyen bu tür termobarik koşullara uymak gerekir (sıcaklığa ve tuzluluğa bağlı olarak basınç 1,5 MPa seviyesinde tutulmalıdır) ve yukarıda).
Termal suyun sıcaklığındaki bir düşüş, Kayasulinsky jeotermal sahasında yapılan çalışmalarla doğrulanan, karbonat olmayan tuzların çökelmesine yol açmaktadır. Çöken tuzların bir kısmı enjeksiyon kuyusunun iç yüzeyinde birikecek ve büyük bir kısmı kuyu dip bölgesine taşınacaktır. Enjeksiyon kuyusunun dibinde tuzların birikmesi, enjeksiyonlukta bir azalmaya ve GCS'nin tamamen durmasına kadar dairesel akış hızında kademeli bir azalmaya katkıda bulunacaktır.
GCS devresinde korozyonu ve kireç birikintilerini önlemek için, yüzey pasivasyonunun uzun süreli korozyon önleyici ve kireç önleyici etkisine sahip etkili reaktif OEDPA'yı (oksietiliden difosfonik asit) kullanabilirsiniz. OEDPC'nin pasifleştirici katmanının restorasyonu, bir üretim kuyusunun ağzındaki termal suya bir reaktif çözeltisinin periyodik olarak darbeli enjeksiyonu ile gerçekleştirilir.
Alt delik bölgesinde biriken tuz bulamacının çözülmesi ve bunun sonucunda enjeksiyon kuyusunun enjekte edilebilirliğinin yeniden sağlanması için çok etkili bir reaktif LMK'dır (düşük moleküler asit konsantresi), bu aynı zamanda periyodik olarak dolaşımdaki ortama da verilebilir. Enjeksiyon pompasından önceki bölgedeki termal su.
Sonuç olarak, yukarıdakilerden hareketle, dünyanın iç kısmının termal enerjisini geliştirmek için umut verici yönlerden birinin, düşük kaynama noktalı çalışma maddeleri kullanan çift devreli jeotermal enerji santrallerinin inşası yoluyla elektriğe dönüştürülmesi olduğu önerilebilir. Böyle bir dönüşümün verimliliği birçok faktöre, özellikle de çalışma sıvısının seçimine ve jeotermal enerji santralinin ikincil devresinin termodinamik döngüsünün parametrelerine bağlıdır.
İkincil devrede çeşitli soğutucuların kullanıldığı çevrimlerin hesaplama analizinin sonuçları, en uygun olanın, türbin gücünü ve çevrim verimliliğini arttırmayı, soğutucunun taşıma özelliklerini iyileştirmeyi ve sıcaklığı daha tam olarak kontrol etmeyi mümkün kılan süperkritik çevrimler olduğunu göstermektedir. Jeotermal enerji santralinin primer devresinde dolaşan kaynak termal suyunun miktarı.
Ayrıca, yüksek sıcaklıktaki termal su (180°С ve üzeri) için en umut verici olanın, izobütan kullanan bir jeotermal enerji santralinin ikincil devresinde süperkritik döngülerin oluşturulması olduğu, daha düşük sıcaklıklara sahip sular (100†120°С ve üzeri) için ise en umut verici olduğu tespit edilmiştir. ) aynı çevrimleri oluştururken en uygun soğutucu freon R13B1'dir.
Çıkarılan termal suyun sıcaklığına bağlı olarak, türbin tarafından üretilen maksimum güce karşılık gelen ikincil soğutucunun optimum buharlaşma sıcaklığı vardır.
Gelecekte, jeotermal enerji çevrimleri için çalışma maddesi olarak kullanımı en uygun olan süperkritik karışımların incelenmesi gerekmektedir, çünkü karışımın bileşimini seçerek dış koşullara bağlı olarak kritik özellikleri kolayca değiştirilebilir.
Jeotermal enerjinin kullanımının bir başka yönü, Kamçatka ve Kuzey Kafkasya'da uzun süredir seraların ısıtılması, konut ve toplumsal hizmetler sektöründe ısıtma ve sıcak su temini için kullanılan jeotermal ısı teminidir. Dünya ve yurt içi deneyimlerin analizi, jeotermal ısı tedariğinin umutlarını göstermektedir. Şu anda dünyada toplam 17.175 MW kapasiteli jeotermal ısı tedarik sistemleri faaliyet gösteriyor; yalnızca Amerika Birleşik Devletleri'nde 200 binin üzerinde jeotermal tesis faaliyette. Avrupa Birliği'nin planlarına göre, güç jeotermal sistemler Isı pompaları da dahil olmak üzere ısıtma arzının 1995'te 1300 MW'tan 2010'da 5000 MW'a çıkması gerekiyor.
SSCB'de Krasnodar ve Stavropol bölgeleri, Kabardey-Balkar, Kuzey Osetya, Çeçen-İnguşetya, Dağıstan, Kamçatka bölgesi, Kırım, Gürcistan, Azerbaycan ve Kazakistan'da jeotermal sular kullanıldı. 1988 yılında 60,8 milyon m³ jeotermal su üretilirken, şu anda Rusya'da 30 milyon m3'e varan rakam üretiliyor. Yılda m³, bu da 150÷170 bin ton standart yakıta eşdeğerdir. Aynı zamanda Rusya Federasyonu Enerji Bakanlığı'na göre jeotermal enerjinin teknik potansiyeli 2950 milyon ton standart yakıttır.
Son 10 yılda ülkemizde jeotermal kaynakların araştırılması, geliştirilmesi ve işletilmesi sistemi çöktü. SSCB'de bu sorunla ilgili araştırma çalışmaları Bilimler Akademisi enstitüleri, jeoloji bakanlıkları ve gaz endüstrisi tarafından yürütüldü. Mevduat rezervlerinin araştırılması, değerlendirilmesi ve onaylanması, Jeoloji Bakanlığı'nın enstitüleri ve bölgesel birimleri tarafından gerçekleştirildi. Üretken kuyuların açılması, saha geliştirme, reenjeksiyon teknolojilerinin geliştirilmesi, jeotermal suların arıtılması ve jeotermal ısı tedarik sistemlerinin işletilmesi Gaz Endüstrisi Bakanlığı'nın birimleri tarafından gerçekleştirildi. SSCB'de jeotermal suların gelecekteki kullanımına yönelik bir plan geliştiren bilim ve üretim birliği Soyuzgeotherm (Makhachkala) olan beş bölgesel operasyonel departmanı içeriyordu. Jeotermal ısı tedarik sistemleri ve ekipmanlarının tasarımı Merkezi Araştırma ve Tasarım ve Deneysel Mühendislik Ekipmanları Enstitüsü tarafından gerçekleştirildi.
Şu anda jeotermi alanındaki kapsamlı araştırma çalışmaları sona ermiştir: jeolojik ve hidrojeolojik çalışmalardan jeotermal suların arıtılması sorunlarına kadar. Gerçekleştirilmedi keşif sondajı, daha önce araştırılan yatakların geliştirilmesi, mevcut jeotermal ısı tedarik sistemlerinin ekipmanı modernize edilmemiştir. Jeoterminin geliştirilmesinde hükümetin rolü ihmal edilebilir. Jeotermal uzmanları dağınık durumda ve deneyimlerine ihtiyaç duyulmuyor. Krasnodar Bölgesi örneğini kullanarak Rusya'nın yeni ekonomik koşullarındaki mevcut durumu ve gelişme beklentilerini analiz edeceğiz.
Bu bölge için tüm yenilenebilir enerji kaynakları arasında en umut verici olanı jeotermal suların kullanılmasıdır. Şekil 4, Krasnodar Bölgesi'ndeki tesislere ısı temini için yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına ilişkin öncelikleri göstermektedir.
Krasnodar Bölgesi'nde yılda 70-100° C sıcaklıkta 10 milyon m³/yıl'a kadar jeotermal su üretiliyor ve bu, 40-50 bin ton organik yakıtın (eşdeğer yakıt açısından) yerini alıyor. 10 adet 37 kuyulu saha işletmede olup, 6 adet 23 kuyulu saha ise geliştirme aşamasındadır. Toplam jeotermal kuyu sayısı 77’dir. 32 hektar alan jeotermal sularla ısıtılmaktadır. seralar, 8 yerleşim yerinde 11 bin daire, 2 bin kişiye sıcak su temini sağlanıyor. Bölgede keşfedilen jeotermal su rezervinin 77,7 bin olduğu tahmin ediliyor. m³/gün veya çalışırken ısıtma sezonu-11,7 milyon sezon başına m³ tahmini rezerv ise sırasıyla 165 bindir. m³/gün ve 24,7 milyon. sezon başına m³.
Kafkasya'nın eteklerinde Krasnodar'a 240 km uzaklıktaki en gelişmiş Mostovskoye jeotermal sahalarından biri, burada 1650†1850 m derinlikte 1500‑3300 m³/gün akış hızlarında, ağız sıcaklığı 67 °C olan 14 kuyu açılmıştır. ÷78° C, toplam mineralizasyon 0,9÷1, 9g/l. Jeotermal suyun kimyasal bileşimi neredeyse içme suyu standartlarına uygundur. Bu yataktan elde edilen jeotermal suyun ana tüketicisi, daha önce 8 kuyu işleten, 30 hektara kadar sera alanına sahip bir sera kompleksidir. Şu anda sera alanının yüzde 40'ı burada ısıtılıyor.
Köydeki konut ve idari binaların ısı temini için. 80'li yıllarda Mostovaya'da tahmini termal gücü 5 MW olan bir jeotermal merkezi ısıtma noktası (CHS) inşa edildi ve şeması Şekil 5'te gösterildi. Merkezi ısıtma istasyonundaki jeotermal su, her biri 45†70 m³/saat debi ve 70†74°С sıcaklıktaki iki kuyudan 300 m³ kapasiteli iki depolama tankına gelir. Atık jeotermal suyun ısısından yararlanmak için 500 kW termal güce sahip iki adet buhar kompresörlü ısı pompası kuruldu. Isı pompası ünitesinden (HPU) önce 30÷35ºС sıcaklıktaki ısıtma sistemlerinde atık jeotermal su iki akışa bölünür, bunlardan biri 10ºС'ye soğutulur ve rezervuara boşaltılır, ikincisi 50ºС'ye ısıtılır ve geri gönderilir. depolama tankları. Isı pompası üniteleri Moskova fabrikası "Kompresör" tarafından üretildi. soğutma makineleri A-220-2-0.
Pik yeniden ısıtmanın yokluğunda jeotermal ısıtmanın termal gücünün düzenlenmesi iki şekilde gerçekleştirilir: soğutucuyu geçirerek ve döngüsel olarak. İkinci yöntemle, sistemler periyodik olarak jeotermal soğutucu ile doldurulurken aynı zamanda soğutulan akışkan da boşaltılır. Günlük ısıtma periyodu Z ile ısıtma süresi Zн aşağıdaki formülle belirlenir
Zн = 48j/(1 + j), burada ısı salınım katsayısı; tahmini oda hava sıcaklığı, °C; ve gerçek ve hesaplanan dış hava sıcaklığı, °C.
Jeotermal sistemlerin depolama tanklarının kapasitesi, formüle göre ısıtılan konut binalarında (±3°C) hava sıcaklığı dalgalanmalarının normalize edilmiş genliğinin sağlanması koşulundan belirlenir.
burada kF, 1°C sıcaklık farkı başına ısıtma sisteminin ısı transferidir, W/°C; Z = Zн + Zjeotermal ısıtmanın çalışma süresi; Zduraklatma süresi, saat; Qp ve Qp hesaplanan ve binanın ısıtma sisteminin mevsimsel ortalama ısıl gücü, W; jeotermal suyun c·hacimsel ısı kapasitesi, J/(m³· ºС); ngünlük jeotermal ısıtma başlangıcı sayısı; k1jeotermal ısı tedarik sisteminde ısı kaybı katsayısı; Isıtılmış bir binada А1 sıcaklık dalgalanmalarının genliği, ºС; Rnomısıtılan binaların ısı emiliminin toplam göstergesi; Isıtma sistemleri ve ısıtma ağlarının Vc ve Vts kapasitesi, m³.
Isı pompaları çalışırken, buharlaştırıcı Gi ve yoğunlaştırıcı Gk boyunca jeotermal su akış hızlarının oranı aşağıdaki formülle belirlenir:
Burada tk, to, t, kondenserden, bina ısıtma sisteminden ve HPU buharlaştırıcılarından sonraki jeotermal suyun sıcaklığıdır, ºС.
Çalışma koşulları soğutma makinelerinin çalışma koşullarından önemli ölçüde farklı olduğundan, kullanılan ısı pompası tasarımlarının düşük güvenilirliğine dikkat edilmelidir. Isı pompası modunda çalışırken kompresörlerin tahliye ve emme basınçlarının oranı, soğutma makinelerindeki benzer orandan 1,5-2 kat daha yüksektir. Biyel kolu ve piston grubu, yağ tesisleri ve otomasyondaki arızalar, bu makinelerin erken arızalanmasına neden oldu.
Hidrolojik rejim üzerindeki kontrol eksikliğinin bir sonucu olarak, Mostovskoye jeotermal sahasının 10 yıl sonra işletilmesi nedeniyle kuyu başındaki basınç 2 kat azaldı. 1985 yılında sahanın rezervuar basıncını eski haline getirmek için. Üç enjeksiyon kuyusu açıldı ve bir pompa istasyonu inşa edildi, ancak formasyonların düşük enjeksiyonlu olması nedeniyle çalışmaları olumlu sonuç vermedi.
Krasnodar'a 60 km uzaklıkta bulunan 50 bin nüfuslu Ust-Labinsk şehrinde jeotermal kaynakların en umut verici kullanımı için, tahmini 65 MW termal güce sahip bir jeotermal ısı tedarik sistemi geliştirildi. Üç su pompalama seviyesinden, 2200÷2600 m gömme derinliğine, 97÷100°С oluşum sıcaklığına ve 17÷24 g/l mineralizasyona sahip Eosen-Paleosen yatakları seçilmiştir.
Şehrin ısı tedariki geliştirme planına uygun olarak mevcut ve gelecekteki ısı yüklerinin analizi sonucunda jeotermal ısı tedarik sisteminin hesaplanan optimum ısı gücü belirlendi. Dört seçeneğin teknik ve ekonomik karşılaştırması (bunlardan üçü, farklı sayıda kuyuya sahip pik kazan daireleri olmayan ve biri kazan dairesinde ek ısıtmaya sahip), pik kazan dairesi olan planın minimum geri ödeme süresine sahip olduğunu gösterdi (Şekil 6) .
Jeotermal ısı tedarik sistemi, yedi enjeksiyon kuyusu ile batı ve merkezi termal su alımlarının inşasını içermektedir. Soğutulmuş soğutucunun yeniden enjeksiyonu ile termal su girişlerinin çalışma modu. Kazan dairesinde maksimum yeniden ısıtma ve bağımlı bağlantı ile çift devreli ısıtma sistemi mevcut sistemler binaların ısıtılması. Bu jeotermal sistemin inşasına yapılan sermaye yatırımları 5,14 milyon tutarındaydı. ovmak. (1984 fiyatlarıyla), geri ödeme süresi 4,5 yıl, değiştirilen yakıttan tahmini tasarruf yılda 18,4 bin ton standart yakıttır.
Jeotermal santrallerden üretilen elektriğin maliyeti.
Jeotermal sahaların araştırma ve geliştirme (sondaj) masrafları, bir jeotermal enerji santralinin toplam maliyetinin %50'sine kadarını oluşturur ve bu nedenle, bir jeotermal enerji santralinin ürettiği elektriğin maliyeti oldukça önemlidir. Böylece, pilot-endüstriyel (IP) Verkhnee-Mutnovskaya GeoPP'nin tamamının maliyeti [12(3×4) MW kapasite] yaklaşık 300 milyon ruble olarak gerçekleşti. Bununla birlikte, yakıt için nakliye maliyetlerinin olmaması, jeotermal enerjinin yenilenebilir doğası ve elektrik ve ısı üretiminin çevre dostu olması, jeotermal enerjinin enerji piyasasında başarılı bir şekilde rekabet etmesine ve bazı durumlarda geleneksel CPP'lerden daha ucuz elektrik ve ısı üretmesine olanak tanır. CHP tesisleri. Uzak bölgeler için (Kamçatka, Kuril Adaları), GeoPP'lerin ithal yakıtla çalışan termik santraller ve dizel istasyonlara göre mutlak bir avantajı vardır.
Elektriğin %80'inden fazlasının ithal akaryakıtla çalışan CHPP-1 ve CHPP-2'de üretildiği Kamçatka'yı örnek alırsak, jeotermal enerjinin kullanımı daha karlı. Mutnovsky jeotermal sahasında yeni GeoPP'lerin inşası ve geliştirilmesi sürecinin devam ettiği bugün bile, Verkhne-Mutnovskaya GeoPP'deki elektriğin maliyeti Petropavlovsk-Kamchatsky'deki CHPP'den iki kat daha düşük. Eski Pauzhetskaya GeoPP'de 1 kWh(e) maliyeti CHPP-1 ve CHPP-2'ye göre 2¸3 kat daha düşük.
Temmuz 1988'de Kamçatka'da 1 kWh elektriğin maliyeti 10 ila 25 sent arasındaydı ve ortalama elektrik tarifesi 14 sent olarak belirlendi. Haziran 2001'de aynı bölgede 1 kWh elektrik tarifesi ise 7 ila 15 sent arasında değişiyordu. 2002 yılı başında OJSC Kamchatskenergo'daki ortalama tarife 3,6 ruble idi. (12 sent). Tüketilen elektriğin maliyetini düşürmeden Kamçatka ekonomisinin başarılı bir şekilde gelişemeyeceği ve bunun ancak jeotermal kaynakların kullanılmasıyla sağlanabileceği kesinlikle açıktır.
Artık enerji sektörünü yeniden yapılandırırken, farklı tüketicilere yönelik enerji fiyatlarının yanı sıra yakıt ve ekipmanda gerçek fiyatlardan hareket etmek çok önemli. Aksi takdirde hatalı sonuçlara ve tahminlere varabilirsiniz. Bu nedenle, 2001 yılında Dalsetproekt'te geliştirilen Kamçatka bölgesinin ekonomik kalkınma stratejisine, yeterli gerekçe olmaksızın, 1000 m³ gaz için 50 dolarlık bir fiyat dahil edildi, ancak gazın gerçek maliyetinin şundan daha düşük olmayacağı açık: 100 dolar, gaz sahalarının geliştirme süresi ise 5-10 yıl olacak. Ayrıca önerilen stratejiye göre gaz rezervleri 12 yıldan fazla olmayan bir hizmet ömrü için hesaplanıyor. Bu nedenle, Kamçatka bölgesindeki enerji gelişimi beklentileri öncelikle Mutnovskoye sahasında [300 MW(e)'ye kadar] bir dizi jeotermal enerji santralinin inşası, Pauzhetskaya GeoPP'nin yeniden ekipmanı, kapasite ile ilişkilendirilmelidir. bunun 20 MW'a çıkarılması ve yeni GeoPP'lerin inşası gerekiyor. İkincisi, Kamçatka'nın uzun yıllar (en az 100 yıl) enerji bağımsızlığını sağlayacak ve satılan elektriğin maliyetini düşürecek.
Dünya Enerji Konseyi'ne göre yenilenebilir enerji kaynakları arasında en çok Düşük fiyat GeoPP'de 1 kWh için (tabloya bakın).
|
güç |
kullanmak güç |
Fiyat Kurulmuş |
son olarak |
||||
| 10200 | 55÷95(84) | 2÷10 | 1÷8 | 800÷3000 | 70,2 | 22 | |
| Rüzgâr | 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 | |
| Gelgit | 34 | 20÷30 | 8÷15 | 8÷15 | 1700÷ 2500 | 0,6 |
Filipinler, Yeni Zelanda, Meksika ve ABD'de büyük GeoPP'lerin işletilmesi deneyiminden, 1 kWh elektriğin maliyetinin çoğu zaman 1 senti geçmediği sonucu çıkarken, GeoPP'lerdeki güç kullanım faktörünün de akılda tutulması gerekir. 0,95 değerine ulaşır.
Jeotermal ısı temini, jeotermal sıcak suyun doğrudan kullanılmasının yanı sıra, 10÷30ºС sıcaklıkta dünyanın ısısını etkili bir şekilde kullanabilen ısı pompalarının kullanılmasıyla en faydalı olanıdır. düşük dereceli jeotermal ısı. Rusya'nın mevcut ekonomik koşullarında jeotermal ısı tedarikinin geliştirilmesi son derece zordur. Kuyu sondajına sabit fonlar yatırılmalıdır. Krasnodar Bölgesi'nde 1 m kuyu açma maliyeti 8 bin ruble, derinliği 1800 m, maliyeti 14,4 milyon ruble. Hesaplanan 70 m³/saat kuyu debisi, 30° C'lik çalıştırılan sıcaklık basıncı, 150 gün boyunca 24 saat çalışma. yıllık olarak, ısıtma mevsimi boyunca tahmini akış oranının kullanım katsayısı 0,5, sağlanan ısı miktarı 4385 MWh'ye veya değer açısından 1,3 milyon rubleye eşittir. 300 rub./(MWh) tarifeyle. Bu gidişle açılan kuyu kendini 11 yılda amorti edecek. Aynı zamanda gelecekte enerji sektöründe de bu alanın geliştirilmesi ihtiyacı şüphe götürmez.
Sonuçlar.
1. Neredeyse Rusya'nın tüm bölgesi boyunca, 30 ila 200° C arasında soğutma suyu sıcaklıklarına (su, iki fazlı akış ve buhar) sahip benzersiz jeotermal ısı rezervleri vardır.
2. Son yıllarda Rusya'da, büyük temel araştırmalara dayanarak, elektrik ve ısı üretmek için GeoPP'lerde ve GeoTS'de dünya ısısının etkili bir şekilde kullanılmasını hızlı bir şekilde sağlayabilecek jeotermal teknolojiler yaratılmıştır.
3.Jeotermal enerji, genel enerji kullanımı dengesinde önemli bir yer tutmalıdır. Özellikle Kamçatka bölgesi ve Kuril Adaları ile Primorye, Sibirya ve Kuzey Kafkasya'nın enerji sektörünün yeniden yapılandırılması ve yeniden donatılması için kendi jeotermal kaynaklarının kullanılması gerekmektedir.
4. Düşük dereceli ısı kaynakları kullanan ısı pompalarıyla yeni ısı tedarik planlarının büyük ölçekli uygulanması, fosil yakıt tüketimini %20‑25 oranında azaltacaktır.
5. Enerji sektörüne yatırım ve kredi çekmek için etkili projeler yürütmek ve ödünç alınan fonların zamanında geri ödenmesini garanti etmek gerekir; bu da ancak tüketicilere sağlanan elektrik ve ısının tam ve zamanında ödenmesiyle mümkündür.
Kaynakça.
1. İkincil devrede süperkritik bir çevrim kullanılarak jeotermal enerjinin elektrik enerjisine dönüştürülmesi. Abdulagatov I.M., Alkhasov A.B. “Termal enerji mühendisliği.-1988 No. 4-sayfa. 53-56".
2. Salamov A.A. “Dünya enerji sektöründe jeotermal enerji santralleri” Termik enerji mühendisliği 2000 No. 1-sayfa. 79-80"
3. Dünyanın Isısı: “Jeotermal teknolojilerin geliştirilmesine yönelik beklentiler” Ekoloji ve Yaşam-2001-No.6-sayfa49-52 raporundan.
4.Tarnizhevsky B.V. “Rusya'da yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımına ilişkin durum ve beklentiler” Endüstriyel Enerji-2002-No.1-sayfa. 52-56.
5. Kuznetsov V.A. "Mutnovskaya jeotermal enerji santrali" Elektrik istasyonları-2002-No.1-sayfa. 31-35.
6.Butuzov V.A. “Krasnodar bölgesindeki jeotermal ısı tedarik sistemleri” Enerji Yöneticisi-2002-No.1-sayfa 14-16.
7.Butuzov V.A. “Rusya'da jeotermal ısı tedarik sistemlerinin analizi” Endüstriyel Enerji-2002-No.6-pp.53-57.
8. Dobrokhotov V.I. “Rusya enerji sektöründe jeotermal kaynakların kullanımı” Termik Enerji Mühendisliği-2003-No.1-sayfa 2-11.
9. Alkhasov A.B. “Jeotermal ısı kullanımında verimliliğin arttırılması” Termik Enerji Mühendisliği-2003-No.3-pp.52-54.
