книги / Стратегия устойчивого развития

Для производства электроэнергии на месторождениях с горячей водой применяется метод, основанный на использовании пара, образовавшегося при испарении горячей жидкости на поверхности. Этот метод использует явление, когда при приближении горячей воды (находящейся под высоким давлением) по скважинам из бассейна к поверхности давление падает и около 20 % жидкости вскипает и превращается в пар. Этот пар отделяется с помощью сепаратора от воды и направляется в турбину. Вода, выходящая из сепаратора, может быть подвергнута дальнейшей обработке в зависимости от ее минерального состава. Эту воду можно закачивать обратно в скальные породы сразу или, если это экономически оправдано, с предварительным извлечением из нее минералов. Примерами геотермальных месторождений с горячей водой являются Уайракей и Бродлендс

вНовой Зеландии, Серро-Прието в Мексике, Солтон-Си в Калифорнии, Отаке

вЯпонии [126].

Вусовершенствованной одноконтурной схеме (рис. 24.3) сероводород и другие газы из расширителя 5, конденсатора 10 турбины и конденсатора 7 эжектора направляются в установку каталитической очистки, где из сероводорода в присутствии катализатора получается сера, используемая в промышленных целях.

Рис. 24.2. Классификация геотермальных систем

311

Рис. 24.3. Принципиальная схема традиционной одноконтурной ГеоТЭС [125]: 1 – скважина; 2 – шумоглушитель; 3 – грязеотделитель; 4 – сепаратор; 5 – расширитель; 6 – эжектор; 7 – конденсатор; 8 – насос; 9 – турбина; 10 – конденсатор; 11 – градирня; 12 – насос; 13 – скважина захоронения; 14 – электрогенератор

Известно, что геотермальные источники часто высоко минерализированы и содержат много опасных элементов, выброс которых в атмосферу недопустим. Поэтому для производства электроэнергии на базе высокоили среднетемпературных геотермальных вод используется процесс с применением двухконтурного (бинарного) цикла (рис. 24.4).

Рис. 24.4. Принципиальная схема традиционной двухконтурной ГеоТЭС [125]: 1 – скважина эксплутационная; 2 – скважина нагнетательная; 3 – парогенератор; 4 – насос; 5 – конденсатор; 6 – турбина; 7 – генератор; 8 – градирня

312

Вэтом процессе вода, полученная из бассейна, используется для нагрева теплоносителя второго контура (фреона или изобутана), имеющего низкую температуру кипения. Пар, образовавшийся в результате кипения этой жидкости, используется для привода турбины. Отработавший пар конденсируется и вновь пропускается через теплообменник, создавая тем самым замкнутый цикл [128].

Взависимости от температурных условий термального источника в качестве теплоносителявторогоконтураможетиспользоватьсяпитательнаявода, очищеннаяобычными химическими методами, или низкокипящий теплоноситель типа изобутана (при высокотемпературной геотермальной воде – 180 °C и выше), хладона К 13 В1 для вод

сболее низкой температурой (100–120 °C и выше) или фреона (диапазон температур 75–150 °C, единичная электрическая мощность в пределах 10–100 кВт). Такие установки могут быть использованы для производства электроэнергии в подходящих для этого местах, особенно в отдаленных сельских районах.

По двухконтурной схеме с изобутаном в качестве второго теплоносителя парообразование рабочего тела проводится в теплообменнике, который устанавливается в нагнетательной скважине (скважине захоронения). Через этот теплообменник прокачивается геотермальный пар. Использование двухконтурной схемы позволяет снизить требования к системе подготовки пара. Снимаются проблемы, связанные

скоррозией и эрозией проточной части турбины, воздушного конденсатора под воздействием агрессивной геотермальной среды.

Горячие системы вулканического происхождения

Ко второму типу геотермальных ресурсов (горячие системы вулканического происхождения) относятся магма и непроницаемые горячие сухие породы (зоны застывшей породы вокруг магмы и покрывающие ее скальные породы). Получение геотермальной энергии непосредственно из магмы пока технически неосуществимо. Технология, необходимая для использования энергии горячих сухих пород, только начинает разрабатываться. Предварительные технические разработки методов использования этих энергетических ресурсов предусматривают устройство замкнутого контура с циркулирующей по нему жидкостью, проходящего через горячую породу. Сначала пробуривают скважину, достигающую области залегания горячей породы; затем через нее в породу под большим давлением закачивают холодную воду, что приводит к образованию в ней трещин. После этого через образованную таким образом зону трещиноватой породы пробуривают вторую скважину. Наконец, холодную воду с поверхности закачивают в первую скважину. Проходя через горячую породу, она нагревается и извлекается через вторую скважину в виде пара или горячей воды, которые затем можно использовать для производства электроэнергии одним из рассмотренных ранее способов [129].

Системы с высоким тепловым потоком

Геотермальныесистемытретьеготипасуществуютвтехрайонах, гдевзонесвысокими значениями теплового потока располагается глубокозалегающий осадочный бассейн. В таких районах, как Парижский или Венгерский бассейны, температура воды, поступающая из скважин, может достигать 100 °C.

313

Особаякатегорияместорожденийэтоготипанаходитсяврайонах, гденормальный тепловой поток через грунт оказывается в ловушке из изолирующих непроницаемых пластов глины, образовавшихся в быстро опускающихся геосинклинальных зонах или в областях опускания земной коры. Температура воды, поступающей из геотермальных месторождений в зонах геодавления, может достигать 150–180 °C, а давление у устья скважины 28–56 МПа. Суточная производительность в расчете наоднускважинуможетсоставлятьнесколькомиллионовкубическихметровфлюида. Геотермальные бассейны в зонах повышенного геодавления найдены во многих районах в ходе нефтегазоразведки, например, в Северной и Южной Америке, наДальнемиБлижнемВостоке,вАфрикеиЕвропе.Возможностьиспользованиятаких месторождений в энергетических целях пока еще не продемонстрирована [128].

Геотермальную энергию можно добывать на различных глубинах. Возможность ее использования технически зависит прежде всего от конкретных геологических игидрогеологическихусловийместности. Прииспользованиитеплаповерхностного слоя (глубины до 100 м) нашли применение тепловые насосы. При получении тепла

сболее значительных глубин различают два основных способа:

1.Гидротермальный способ (глубины от 1 500 до 3 000 м). Добываемая горячая вода при помощи теплообменников нагревает воду сети теплоснабжения.

2.Способ Hot-Dry-Rock («горячий сухой камень») (глубины от 3 000 до 6 000 м). Здесь используется непосредственно тепло горячей горной породы. Слово «dry» (сухой) стоит в названии только исторически, так как и на больших глубинах вода тоже встречается [127].

Использование геотермальных ресурсов для выработки тепла и извлечения полезных ископаемых

Геотермальные воды являются перспективным источником энергии, который можно использовать для теплоснабжения жилых домов и других зданий.

Недостатками применения гидротермальных источников являются вынос с горячей водой и паром на поверхность земли высоких концентраций солей и других загрязнителей, высокая коррозионная активность воды и пара, а также солевая инкрустация трубопроводов и оборудования, находящегося в контакте с ними.

Для исключения неблагоприятных воздействий термальных вод на системы теплоснабжения применяют теплообменники из нержавеющей стали, которые предотвращают коррозию материалов теплотрасс, исключают образование карбонатных отложений на трубах.

Содержание метана в воде гидротермальных источников также может привести к появлению его в значительных концентрациях в выбросах в атмосферу. Для предотвращения этого на ГеоТЭС имеются дегазационные системы, позволяющие улавливать метан, частично его использовать на специальных горелках для повышения общей энергоэффективности ГеоТЭС или накапливать его в специальных хранилищах для последующей реализации.

314

Агрессивнойтермальнойводевсистемегеотермальноготеплоснабжения многоквартирных домов города Кизляра (Россия) противостоят теплообменники с пластинами, покрытыми теплопроводным полимерным слоем.

Оригинальное конструкторское решение для геотермальных тепловых станций найдено на калужском турбинном заводе в России. Оно заключается в том, что завод освоил выпускблочныхустановоктепловоймощностьюв6 и20 МВтввидевагона-контейнера. Внемразмещеновсенеобходимоеоборудование: теплообменники, насосы, системарегулирования. Подобныйблоктребуетминимальныхзатратпритранспортировкеиустановке на месте. Материалом для теплообменников выбраны титан, мельхиор, латунь. Одно изместразмещениятепловыхстанций– островПарамуширКурильскойгряды[2].

Подземные воды часто содержат значительное количество растворенного метана. Если его использовать для догрева теплоносителя, то ективность работы системы теплоснабжения возрастает.

При отсутствии естественных гидротермальных источников для теплоснабжения могут быть созданы искусственные гидроциркуляционные системы с прокачкой водычерезтрещинывскальныхнагретыхпородах, созданныегидроразрывом(метод описан выше). Такие системы функционируют в США, Великобритании, Германии, Швеции, Франции, Японии.

Применение геотермальных вод в сельском хозяйстве. В сельском хозяйстве раз-

личных стран горячие источники применяются прежде всего для обогрева теплиц и почвы. Исландия использует такой способ обогрева с конца 1920-х годов.

Геотермальные воды страны позволили создать теплицы и оранжереи площадью около 350 тыс. м2 и экономить ежегодно до 300 тыс. т условного топлива.

Около трети добываемых геотермальных вод в Венгрии расходуется в аграрном секторе республики. Теплично-парниковые хозяйства, имеющие площадь около 195 га, функционируют круглый год и производят овощи и фрукты не только для внутреннего потребления, но и на экспорт.

КрупнымпотребителемглубинноготеплаЗемлиоказываетсясельскоехозяйство России, в котором имеется более 700 тыс. м2 теплиц, обогреваемых термальными водами. Основные теплицы подобного типа расположены в районе ПетропавловскаКамчатского, в Дагестане, в Краснодарском крае.

Извлечение полезных химических элементов. Важным направлением использова-

ния геотермальных источников является добыча полезных химических веществ, растворенных в теплоносителе. Во многих случаях минерализация подземных вод очень высока – до200–300 г/л. Рассолысодержатборнуюкислоту, рубидий, цезий, йод, бром, свинец, цинк, кадмий, медь, поваренную соль и другие вещества. Содержание химических элементов в рассолах достигает концентраций, которые технически возможно и экономически выгодно извлекать. Многие страны, в числе которых США, Италия, Чехия, Туркменистан, Россия и другие, ведут промышленную добычу различных химических элементов и соединений из геотермальных источников. Комплексная переработка геотермальных вод – получение электроэнергии, теплоты и химических веществ – значительно увеличивает эффективность их использования [125].

315

Экологическая и экономическая оценки использования геотермальной энергии

Экологическая оценка

Геотермальные источники часто несут в себе растворенные газы и минеральные вещества, количество которых весьма значительно. По оценкам, для обеспечения работы ГеоТЭС мощностью 100 МВт ежегодно из недр должно поступать 100 млн т воды. С ней выносится 100 тыс. т солей хлора, 10–100 т аммиака, фтора, серной кислоты, 1000–10 000 т сероводорода. В составе 1,5–5 % неконденсирующихся газов, содержащихся в выходящем на поверхность паре, основную долю составляет диоксид углерода. В сточных водах ГеоТЭС могут содержаться мышьяк, ртуть и другие вредные вещества.

ГеоТЭС первых поколений сбрасывали воду в больших количествах в протекающие рядом реки, нанося серьезный ущерб животному миру и растениям. Особенно это проявилось в Новой Зеландии на реках Уайкато, Уйаракей. На современных ГеоТЭС и в установках теплоснабжения применяется подземно-циркуляционная система с закачкой отработанного теплоносителя в водоносный пласт. Это позволило коренным образом улучшить экологическую обстановку на геотермальных месторождениях. В России разработана технология улавливания H2S из газовой фазы, которая отсасывается из конденсата эжектора, и окисления его кислородом воздуха до молекулярной серы в присутствии твердых катализаторов. После такой обработки загазованность атмосферы в зоне действия ГеоТЭС в тысячи раз меньше нормативного ПДК для рабочей зоны и ниже нормируемых значений ПДК для жилой зоны [130].

Оценка воздействия двух электростанций мощностью 1000 МВт, работающих на каменном угле и на термальных водах, выполненная в США, показывает, что ГеоТЭС, использующая пар месторождения Большие Гейзеры, выделяет ежесуточно вчетверо меньше соединений серы и в 20 раз меньше диоксида углерода. Значительно сокращаются вредные выбросы в атмосферу Камчатки при ее переходе на энергоснабжение от геотермальных источников. Так, ежегодное уменьшение выбросов диоксида углерода составит 1,6 млн т, сернистого ангидрида – 11 тыс. т, диоксида азота – 8 тыс. т.

Установлено, что количество СО2, выделяемое при производстве 1 кВт электроэнергии из высокотемпературных геотермальных источников, составляет от 13 до 380 г (в среднем, 65 г на 1 кВт/ч). В то же время, при сжигании природного газа эмиссия СО2 составляет 453 г на 1 кВт/ч, нефти – 906 г на 1 кВт/ч и угля – 1042 г на 1 кВт/ч. Химические соединения геотермального потока (в основном, азот и сероводород, а также в небольших количествах ртуть, радон и бор) не выбрасываются в атмосферу, а с помощью специальных скважин возвращаются в глубь недр.

Экономическая целесообразность применения в электро- и теплотехнике геотермальных источников подтверждается непрерывным ростом сети геотермальных электростанций по всему миру, расширением теплофикационных сетей в городах и даже сельских населенных пунктах (Россия), увеличением площади теплиц с геотермальным обогревом для выращивания сельскохозяйственной продукции.

316

ГЛАВА 25. ГИДРОЭНЕРГЕТИКА

Первоисточником энергии, используемой в гидроэнергетике, является Солнце, которое испаряет воду с поверхности океанов, морей, рек и озер. Водяной пар, конденсируясь в виде дождя, выпадает на сушу, откуда стекает с возвышенных участков вниз в моря в виде поверхностного стока. Часть энергии поверхностного стока перехватывают гидроэлектростанции (ГЭС), преобразуют механическую энергию текущей и падающей воды в электроэнергию [47].

Россия располагает большим гидроэнергетическим потенциалом, что определяет широкие возможности развития гидроэнергетики. На ее территории сосредоточено около 9 % мировых запасов гидроресурсов. По обеспеченности гидроэнергетическими ресурсами Россия занимает второе, после КНР, место в мире, опережая США, Бразилию, Канаду.

Общий валовой (теоретический) гидроэнергопотенциал России определен в 2900 млрд кВт·ч годовой выработки электроэнергии или 170 тыс. кВт·ч на 1 км2 территории.

Технически достижимый уровень использования гидроэнергоресурсов составляет около 70 % от валового (теоретического) гидроэнергопотенциала, то есть об-

щий технический гидроэнергопотенциал России составляет 1670 млрд кВт·ч годовой выработки. Преобладающая его часть размещена в восточных районах страны, где сосредоточены огромнейшие запасы гидроресурсов Ангары, Енисея, Оби, Иртыша, Лены, Витима и других рек, природные условия которых позволяют сооружать мощные ГЭС.

Экономический потенциал как приемлемая для практического использования часть гидроэнергоресурсов определен в целом по России в размере 850 млрд кВт·ч [134].

ГЭС при достаточно высокой скорости течения реки без сооружения подпорных плотин может непосредственно использовать энергию движущейся воды для вращения турбин, соединенных с электрогенераторами. В тех случаях, когда скорость течения невысока или расходы воды колеблются в зависимости от сезона гидрологического года, устраивают плотины для увеличения высоты падения воды и зарегулирования естественного поверхностного стока [47].

Наиболее эффективное использование энергии водотока возможно при концентрации перепадов уровней воды на сравнительно коротком участке. При наличии естественного водопада решение этой задачи упрощается, однако подобные условия встречаются очень редко. Для использования падений рек, распределенных по значительной длине водотока, прибегают к искусственному сосредоточению перепада. Такое сосредоточение может быть осуществлено плотинными или деривационными схемами сооружения ГЭС.

Плотинная схема создания напора, т. е. концентрации перепада в наиболее удобном для использования месте, предусматривает подпор уровня реки путем создания плотины. Образующееся при этом водохранилище используется в качестве регулирующей емкости, позволяющей периодически создавать запасы воды и более полно использовать энергию водотока.

318

Деривационная схема позволяет получить сосредоточенный перепад путем отвода воды из естественного русла по искусственному водоводу, имеющему меньший продольный уклон, чем уклон русла. Благодаря этому уровень воды в конце водовода оказывается выше уровня воды в реке. Этой разностью уровней и создается напор ГЭС.

ГЭС, у которых напор частично создается с помощью плотины достаточно большой высоты и частично с помощью деривации, называют смешанными (смешанная схема энергоиспользования реки).

Выбор схемы энергетического использования водотока – плотинной, деривационной, смешанной – определяется падением реки, расходом воды, топографическими и инженерно-геологическими уровнями русла, поймы и долины.

Плотинные ГЭС более выгодны при малых уклонах рек, так как в этом случае получение необходимого напора с помощью деривации потребует значительной длины последней и она будет дороже плотины. При очень больших расходах воды плотинные схемы энергоиспользования тоже более выгодны, так как каналы больших сечений оказываются дороже плотин.

Расходы воды, используемые в плотинных ГЭС, в настоящее время достигают 14 000 м3/с (Волжская им. В. И. Ленина на реке Волге). Напоры, используемые на плотинных ГЭС, колеблются в очень широких пределах. Минимальные значения используемогонапорадостигают1,5–3,0 м. Например, наГЭСДиксон(США) используемый напор равен 2,45 м (ее мощность 2800 кВт, максимальный расход 140 м3/с). Максимальный напор ГЭС плотинного типа около 280 м (Нурекская ГЭС).

На горных реках с большими падениями (выше 6–8 м на 1 км длины реки) деривационные ГЭС выгоднее плотинных. Напоры деривационных ГЭС колеблются от нескольких метров до 1767 м (ГЭС Райссек в Австрии). Расходы на деривационных ГЭС колеблются в очень значительных пределах – от нескольких кубических метров в секунду до 1530 м3/с (ГЭС Донзер-Мондрагон на реке Роне во Франции). Самый большой напор на деривационных ГЭС в СССР достигает 600 м, а самый большойрасход700 м3/снаНарвскойГЭС. Повеличиненапора, создаваемогоплотиной, различают низконапорные ГЭС (напор до 10 м), ГЭС среднего напора (до 100 м) и высоконапорные (свыше 100 м).

Перед плотиной в результате частичного или полного перекрытия естественного речного стока образуется водохранилище, которое в зависимости от рельефа дна, высоты подпора, отметок поверхности прилегающей территории может оставаться в пределах русла реки или выходить за его пределы, создавая зоны затопления и подтопления. Зона затопления может находиться под водой постоянно или периодически, в зависимости от режима сброса воды из водохранилища вниз, через водосбросные устройства в плотине. Зона подтопления характеризуется повышением уровня подземных и грунтовых вод, гидравлически связанных с водохранилищем.

В энергосистеме ГЭС обычно используют для покрытий пиковых нагрузок, поэтому часть их гидроагрегатов при нормальных режимах работы энергосистем простаивают. Их можно использовать в эти периоды для перекачки воды из низового во-

319

доема в верхний для аккумуляции воды перед плотиной. Такие ГЭС, которые могут работать в режиме гидроаккумуляции, получили название гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Для работы в турбинном и насосном режимах они оборудуются обратимыми гидроагрегатами, состоящими из синхронных электрических машин и гидравлических насосов-турбин [47].

Подлительностициклааккумулирования, т. е. попериодусработкиинаполнения бассейна, различают ГАЭС суточного, недельного и сезонного аккумулирования.

Важная роль, которую играют ГАЭС в энергосистемах, является причиной быстрогоростаколичестваимощноститакихстанций. Ужевовторойполовине1970-хго- довв30 странахмиранасчитывалосьвэксплуатацииистроительствеоколо250 ГАЭС суммарной мощностью более 68 млн кВт.

По имеющимся данным мощность всех ГАЭС в мире к 2010 году достигнет более 150 млн кВт.

Единичные мощности построенных и строящихся ГАЭС достигают 1500–2000 МВт, проектируются ГАЭС мощностью 3000–3500 МВт. Большинство ГАЭС используют напоры 100–300 м, в отдельных случаях 800–900 м, а для ГАЭС с подземными бассейнами напоры могут достигать 1200–1500 м [140].

Наличие ГАЭС в больших энергосистемах позволяет улучшить их маневренные характеристики, оперативно покрывать пиковые нагрузки, оптимизировать работу ТЭС, что приводит к снижению потребления органического топлива энергосистемой.

Для последних десятилетий, наряду с сооружением крупных ГЭС, характерно повышение интереса к малым гидроэлектростанциям (МГЭС) – бесплотинным или с простейшими плотинами запрудного типа с небольшими высотами подпора.

МГЭС практически не влияют на природные условия прилегающих территорий, не затапливают и не подтопляют земельные площади, снижают пики паводков, улучшают водный режим и аэрацию воды [47].

Малые ГЭС относятся к разряду электростанций с установленной мощностью от 100 до 30 тыс. кВт. Например, станция в 1000 кВт может обеспечить электроэнергией сельский населенный пункт с 10 тыс. жителей или завод по выпуску 100 тыс. м3 железобетонныхконструкцийвгод. Длятакойгидростанциинеобходимообеспечить подачу воды со скоростью всего 10 м3/с и напором 12 м [139].

Строительство малых ГЭС целесообразно в районах децентрализованного электроснабжения, с замещением действующих дизельных электростанций для сокращения расхода дорогого дизельного топлива. Сооружать новые малые ГЭС в районах централизованного электроснабжения следует в основном в составе построенных, строящихся и проектируемых комплексных водохозяйственных объектов, где уже имеется перепад уровней воды.

В нашей стране имеется много рассредоточенных мелких энергопотребителей, удаленных на большие расстояния от систем централизованного энергоснабжения и являющихся наилучшими потенциальными потребителями электроэнергии малых ГЭС [137].

320