150203 (Геотермальная энергетика), страница 3

где kF теплоотдача системы отопления, приходящаяся на 1С температурного напора, Вт/С; Z = Zн + Zппериод работы геотер-мального отопления; Zппродолжительность паузы, ч; Qp и Qpрасчётная и средняя за сезон тепловая мощность системы отопления здания, Вт; c·pобьёмная теплоёмкость геотермальной воды, Дж/(м³· ºС); nчисло включений геотермального отопления за сутки; k1коэффициент тепловых потерь в системе геотермального теплоснабжения; А1амплитуда колебаний температуры в отапливаемом здании, ºС; Рномсуммарный показатель теплопоглощения отапливаемых помещений; Vс и Vтс вместимость систем отопления и тепловых сетей, м³.

При работе тепловых насосов соотношение расходов геотермальной воды через испаритель Gи и конденсатор Gк определяется по формуле:

Где tk, to, tитемпература геотермальной воды после конденсатора, системы отопления здания и испарителей ТНУ, ºС.

Следует отметить низкую надежность применявшихся конструкций тепловых насосов, так как условия их работы существенно отличались от условий работы холодильных машин. Отношение давлений нагнетания и всасывания компрессоров при работе в режиме тепловых насосов в 1,5÷2 раза превышает аналогичное отношение в холодильных машинах. Отказы шатуннопоршневой группы, маслохозяйства, автоматики привели к преждевременному выходу этих машин из строя.

В результате отсутствия контроля гидрологического режима эксплуатация Мостовского геотермального месторождения уже через 10 лет давление в устье скважин уменьшилось в 2 раза. С целью восстановления пластового давления месторождения в 1985г. было пробурено три нагнетательных скважины, построена насосная станция, однако их работа не дала положительного результата из-за низкой приёмистости пластов.

Для наиболее перспективного использования геотермальных ресурсов г. Усть-Лабинска с населением 50 тыс. человек, расположенного в 60 км от Краснодара, разработана система геотермального теплоснабжения расчётной тепловой мощностью 65 МВт. Из трёх водонасосных горизонтов выбраны эоцен-палеоценовые отложения глубиной залегания 2200÷2600м с пластовой температурой 97÷100ºС, минерализацией 17÷24г/л.

В результате анализа существующих и перспективных тепловых нагрузок в соответствии со схемой развития теплоснабжения города определена оптимальная, расчётная, тепловая мощность геотермальной системы теплоснабжения. Технико-экономическое сравнение четырёх вариантов (три из них без пиковых котельных с различным количеством скважин и один с догревом в котельной) показало, что минимальный срок окупаемости имеет схема с пиковой котельной рис.6.

Система геотермального теплоснабжения предусматривает строительство западного и центрального термоводозаборов с семью нагнетательными скважинами. Режим эксплуатации термоводозаборов с обратной закачкой охлажденного теплоносителя. Систе\ма теплоснабжения двухконтурная с пиковым догревом в котельной и зависимым присоединением существующих систем отопления зданий. Капитальные вложения в сооружение данной геотермальной системы составили 5,14млн. руб. (в ценах 1984г.), срок окупаемости4,5 года, расчётная экономия замещаемого топлива18,4 тыс. т. условного топлива в год.

Стоимость электроэнергии, вырабатываемой геотермальными электростанциями.

Расходы на исследования и разработку (бурение) геотермальных полей составляют до 50% всей стоимости ГеоТЭС, и поэтому стоимость электроэнергии, вырабатываемой на ГеоЭС, довольно значительна. Так, стоимость всей опытно-промышленной (ОП) Верхнее-Мутновской ГеоЭС [мощность 12(34) МВт] составила около 300 млн. руб. Однако отсутствие транспортных расходов на топливо, возобновляемость геотермальной энергии и экологическая чистота производства электроэнергии и тепла позволяют геотермальной энергетике успешно конкурировать на энергетическом рынке и в некоторых случаях производить более дешёвую электроэнергию и тепло, чем на традиционных КЭС и ТЭЦ. Для удалённых районов (Камчатка, Курильские острова) ГеоЭС име-ют безусловное преимущество перед ТЭЦ и дизельными станциями, работающими на привозном топливе.

Если в качестве примера рассматривать Камчатку, где более 80% электроэнергии производится на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, работающих на привозном мазуте, то использование геотермальной энергии более выгодны. Даже сегодня, когда ещё идёт процесс строительства и освоение новых ГеоЭС на Мутновском геотермальном поле, себестоимость электроэнергии на Верхне-Мутновской ГеоЭС более чем в два раза ниже, чем на ТЭЦ в Петропавловске Камчатском. Стоимость 1кВтч(э) на старой Паужетской ГеоЭС в 23 раза ниже, чем на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2.

Себестоимость 1кВтч электроэнергии на Камчатке в июле 1988г была от 10 до 25 центов, а средний тариф на электроэнергию был установлен на уровне 14 центов. В июне 2001г. в этом же регионе тариф на электроэнергию за 1кВтч составлял от 7 до 15 центов. В начале 2002г. средний тариф в ОАО «Камчатскэнерго» был равен 3,6 руб. (12центов). Совершенно ясно, что экономика Камчатки не может успешно развиваться без снижения стоимости потребляемой электроэнергии, а этого можно достичь только путём использования геотермальных ресурсов.

Сейчас, перестраивая энергетику, очень важно исходить из реальных цен на топливо и оборудование, а также цен на энергию для разных потребителей. В противном случае можно прийти к ошибочным выводам и прогнозам. Так, в стратегии развития экономики Камчатской области, разработанной в 2001г в «Дальсетьпроекте», без достаточных обоснований за 1000м³ газа была заложена цена 50дол., хотя ясно, что реальная стоимость газа будет не ниже 100дол., а продолжительность освоения газовых месторождений будет составлять 5÷10 лет. При этом согласно предложенной стратегии запасы газа рассчитываются на срок эксплуатации не более 12 лет. Поэтому перспективы развития энергетики Камчатской области должны быть связаны в первую очередь со строительством серии геотермальных электростанций на Мутновском месторождении [до 300МВт(э)] перевооружением Паужетской ГеоЭС, мощность которой должна быть доведена до 20 МВт, и строительство новых ГеоЭС. Последние обеспечат энергетическую независимость Камчатки на многие годы( не менее 100 лет) и позволят снизить стоимость продаваемой электроэнергии.

Согласно оценке Мирового Энергетического Совета из всех возобновляющих источников энергии самая низкая цена за 1кВт·ч у ГеоЭС (смотри таблицу).

Из опыта эксплуатации крупных ГеоЭС на Филлипинах, Новой Зеландии, в Мексике и в США следует, что себестоимость 1кВт·ч электроэнергии часто не превышает 1 цента, при этом следует иметь в виду, что коэффициент использования мощности на ГеоЭС достигает значения 0,95.

Геотермальное теплоснабжение наиболее выгодно при прямом использовании геотермальной горячей воды, а также при внедрении тепловых насосов, в которых может эффективно применяться тепло земли с температурой 10÷30ºС, т.е. низкопотенциальное геотермальное тепло. В современных экономических условиях России развитие геотермального теплоснабжения крайне затруднено. Основные средства необходимо вкладывать в бурение скважин. В Краснодарском крае при стоимости бурения 1м скважины 8 тыс. руб., глубине её 1800м затраты составляют 14,4 млн. руб. При расчётном дебите скважины 70м³/ч, срабатываемом температурном напоре 30º С, круглосуточной работе в течение 150 сут. в году, коэффициенте использования расчётного дебита в течение отопительного сезона 0,5 количество отпускаемой теплоты равно 4385 МВт·ч, или в стоимостном выражении1,3 млн. руб. при тарифе 300 руб./(МВт·ч). При таком тарифе бурении скважин будет окупаться 11 лет. Вместе с тем в перспективе необходимость развитие данного направления в энергетике не вызывает сомнения.

Выводы.

1. Практически на всей территории России имеются уникальные запасы геотермального тепла с температурами теплоносителя (вода, двухфазный поток и пар) от 30 до 200º С.

2. В последние годы в России на основе крупных фундаментальных исследований были созданы геотермальные технологии, способные быстро обеспечить эффективное применение тепла земли на ГеоЭС и ГеоТС для получения электроэнергии и тепла.

3. Геотермальная энергетика должна занять важное место в общем балансе использования энергии. В частности, для реструктуризации и перевооружения энергетики Камчатской области и Курильских островов и частично Приморья, Сибири и Северного Кавказа следует использовать собственные геотермальные ресурсы.

4. Широкомасштабное внедрение новых схем теплоснабжения с тепловыми насосами с использованием низкопотенциальных источников тепла позволит снизить расход органического топлива на 20÷25%.

5. Для привлечения инвестиций и кредитов в энергетику следует выполнять эффективные проекты и гарантировать своевременный возврат заемных средств, что возможно только при полной и своевременной оплате элект-ричества и тепла, отпущенных потребителям.

Список литературы.

1. Преобразование геотермальной энергии в электрическую с использованием во вторичном контуре сверхкритического цик-ла. Абдулагатов И.М., Алхасов А.Б. «Теплоэнергетика.-1988№4-стр. 53-56».

2. Саламов А.А. « Геотермические электростанции в энергетике мира» Теплоэнергетика2000№1-стр. 79-80»

3. Тепло Земли: Из доклада «Перспективы развития геотермальных технологий» Экология и жизнь-2001-№6-стр49-52.

4. Тарнижевский Б.В. «Состояние и перспективы использования НВИЭ в России» Промышленная энергетика-2002-№1-стр. 52-56.

5. Кузнецов В.А. «Мутновская геотермальная электростанция» Электрические станции-2002-№1-стр. 31-35.

6. Бутузов В.А. «Геотермальные системы теплоснабжения в Краснодарском крае» Энергоменеджер-2002-№1-стр.14-16.

7. Бутузов В.А. «Анализ геотермальных систем теплоснабжения России» Промышленная энергетика-2002-№6-стр.53-57.

8. Доброхотов В.И. «Использование геотермальных ресурсов в энергетике России» Теплоэнергетика-2003-№1-стр.2-11.

9. Алхасов А.Б. «Повышение эффективности использования геотермального тепла» Теплоэнергетика-2003-№3-стр.52-54.