Возобновляемая энергия ч.2 - Анализ предельных циклов геотермических электростанций

АНАЛИЗ ПРЕДЕЛЬНЫХ ЦИКЛОВ ГЕОТЕРМИЧЕСКИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Вначале проследим за динамикой производства электроэнергии на основе подземного тепла.
В 1972 г. мощность итальянских электростанций в Лардерелло достигала 390 МВт. После создания электростанции “Большие Гейзеры” США стали вырабатывать 300 МВт геотермальной энергии.
В Уайракей (Новая Зеландия) была введена в строй электростанция мощностью 160 МВт.
В Исландии построена геотермическая электростанция мощностью 3,4 МВт. В Японии завершено строительство двух электростанций общей мощностью 40 МВт.
Сооружение электростанции мощностью 5 МВт в районе Паужетки на юге Камчатки началось в 1964 г. и завершилось в 1967 г.

Таблица 9
Геотермальные электростанции мира
( по данным SurveyofEnergyrecourse, WorldEnergyconference, 1993, 578 pp)

Продолжение табл. 9

Таблица 10

Использование термальных вод с температурой 60—90 °C
(поданным Survey of Energy recourse, World Energy conference, 1993, 578 pp )

В начале 1973 г. в Серро-Прието в Нижней Калифорнии (Мексика) должна была вступить в строй электростанция мощностью 75 МВт [224]. В тот период энергетика на базе низкопотенциального тепла еще не составляла какой-либо конкуренции традиционной энергетике. Ситуация существенно изменилась спустя двадцать лет (табл. 9, 10). Как видим, значительно выросла мощность электростанций и расширился круг стран, осваивающих геотермические месторождения. Тот же темп роста наблюдается и в настоящее время.
ГеоТЭС имеют простое аппаратурное оформление, что подтверждает схема на рис. 36. На ней представлена станция, расположенная в долине реки Паужетки на юге Камчатки в районе вулканов Кошелева и Камбального. Пароводяная смесь с теплосодержанием до 840 кДж/кг выводится буровыми скважинами на поверхность и направляется в сепарационные устройства, где при давлении 0,23 МН/м² пар отделяется от воды. Отсепарированный пар поступает в турбины, а горячая вода при температуре 120 °С используется для теплоснабжения населенных пунктов.
Первая очередь Паужетской ГеоТЭС имеет две турбины мощностью по 2,5 МВт. Поверхностные конденсаторы турбин заменены на смешивающие, а паровые эжекторы — на водоструйные. Система технического водоснабжения прямоточная, из реки Паужетки.
На ГеоТЭС нет котельного цеха, топливоподачи, золоулавливателей и многих других устройств, входящих в состав обычных тепловых электростанций. Стоимость энергии на этой станции в несколько раз ниже, чем на местных дизельных электростанциях [229, 230].

Рис. 36. Схема Паужетской геотермической электростанции
1 — скважина; 2 — сепаратор; 3 — паропровод; 4 — турбина; 5 — генератор; 6 —  смешивающий конденсатор; 7 — водоструйный эжектор; 8 — эжекторный насос; 9 — барометрическая труба; 10 — бак охлаждающей воды; 11 — сливной колодец; 12 — насос горячей воды; 13 — трубопровод холодной воды.

В 1998-1999 гг. в России была построена и введена в эксплуатацию Верхне-Мутновская ГеоТЭС мощностью 12 МВт. На основе результатов работы этой станции планируется создать серию ГеоТЭС на Мутновском гидротермальном месторождении [231].
Несколько электростанций в Италии работают с паропреобразователями, что объясняется высоким содержанием агрессивных по отношению к металлам газов в подземном паре. Среди этих газов имеются: углекислота, сероводород, борная кислота, аммиак.
Кроме защиты от коррозии, на ранней стадии развития геотермальной энергетики непреодолимое препятствие представляло собой удаление неконденсирующихся газов из конденсатора.
Использование природного пара в паропреобразователях, вырабатывающих чистый пар для турбин, удачно решало оба этих затруднения (рис. 37). Работа установки протекает следующим образом.

Рис. 37. Схема геотермической электростанции с паропреобразователем
1 — скважина; 2 — паропреобразователь; 3 — конденсационная турбина; 4 — конденсатор поверхностного типа; 5 — конденсатно-питательный насос; 6 — насос охлаждающей воды; 7 — теплообменник; 8 — эжекторная группа.

Пар из скважины 1 поступает в паропреобразователь 2, где отдает свое тепло вторичному теплоносителю, циркулирующему по замкнутому контуру: турбина — конденсатор — паропреобразователь — турбина. Подземный пар в паропреобразователе конденсируется, а неконденсирующиеся газы с избыточным давлением выбрасываются в атмосферу или направляются на использование в химическое производство. Чистый вторичный пар, расширяясь, вращает турбину 3 и затем перетекает в конденсатор 4. Конденсат из аппарата 4 забирается насосом 5 и подается в паропреобразователь 2 через теплообменник 7. В теплообменнике 7 конденсат турбины подогревается за счет охлаждения конденсата подземного пара. Для удаления воздуха, проникшего в конденсационное устройство через неплотности, установлен водоструйный эжектор 8 [229].
Дальнейшее совершенствование ГеоТЭС идет по пути создания бинарных циклов и использования коррозионно-стойких материалов. Объясняется такой подход тем обстоятельством, что значительная доля из разведанных геотермальных ресурсов приходится на низкотемпературные источники, где температура воды не превышает 80—100 °С. При этом предполагается применение двухконтурных схем с использованием фреона в качестве рабочего тела.
Использование гидропарового цикла вместо фреонового не только исключит термодинамические потери, связанные с двухконтурной схемой, но также позволит отказаться от всех видов теплообменных аппаратов. Это обстоятельство может приобрести решающее значение, так как в условиях малых температурных перепадов поверхность теплообменников, отнесенная к полезной мощности, резко возрастает и составляет основную долю необходимых капиталовложений [232].
Анализ предельных циклов энергоустановок с паровыми и гидропаровыми турбинами показал, что выработка электроэнергии в последнем случае в 2,4 раза выше, чем в первом [10].
Крайне важно отметить, что Калужский турбинный завод и НПВП “Турбокон” приступили к освоению гидропаровых турбин [228].