Геотермальные электростанции

 

Геотермальная энергия — это энергия тепла земных недр. Согласно подсчетам, энергетический потенциал тепла на глубине 10 тысяч метров в 50 тысяч раз превышает энергию мировых запасов природного газа и нефти. Источники геотермальной энергии практически неисчерпаемы. Правда, распространены они не повсеместно, хотя и обнаружены в более чем 60 странах мира.

Существует два основных способа использования геотермальной энергии: прямое использование тепла и производство электроэнергии. Прямое использование тепла является наиболее простым и поэтому наиболее распространенным способом. Практика прямого использования тепла широко распространенна в высоких широтах на границах тектонических плит, например в Исландии и Японии. Водопровод в таких случаях монтируется непосредственно в глубинные скважины. Получаемая горячая вода применяется для подогрева дорог, сушки одежды и обогрева теплиц и жилых строений. Способ производства электричества из геотермальной энергии очень похож на способ прямого использования. Единственным отличием является необходимость в более высокой температуре (более 150°С).

В настоящее время существует три схемы производства электроэнергии на геотермальных электростанциях (ГеоТЭС): прямая с использованием сухого пара, непрямая с использованием водяного пара и смешанная схема производства (бинарный цикл). Тип преобразования зависит от состояния среды (пар или вода) и ее температуры.

Первыми были освоены электростанции на сухом пару. Для производства электроэнергии на них пар, поступающий из скважины, пропускается непосредственно через турбину, которая вращает генератор. Одна из самых крупных ныне действующих геотермальных электростанций в мире мощностью 1400 МВт, расположенная в районе Гейзеры в Северной Калифорнии (США), также использует сухой пар.

На месторождениях пароводяной смеси в вулканических районах (в России это Камчатка и Курильские острова) простейшим способом получения электроэнергии является использование паровых турбин с противодавлением.

Схема ГеоТЭС с противодавленческой турбиной показана на рис 2.29. Поступающая из геотермального резервуара по подъемной скважине 1 пароводяная смесь направляется в сепаратор 2, где происходит разделение на жидкую (вода с растворенными солями и газами) и газовую (водяной пар и неконденсирующиеся газы) фазы. Затем парогазовая смесь поступает на противодавленческую паровую турбину с генератором 3, отработанный пар с неконденсирующимися газами сбрасывается в атмосферу, а отсепарированная вода после возможного использования для теплоснабжения возвращается в геотермальный резервуар по нагнетательной скважине 4. При низком солесодержании возможен сброс отработанной воды в открытые водоемы.

Энергоблоки с противодавленческими турбинами обычно применяются при очень высоком содержании в газовой фазе неконденсирующихся газов (12...15 % по массе), когда их удаление из конденсатора становится энергетически и экономически невыгодным.

Однако, несмотря на простоту схем с противодавленческими турбинами, в большинстве случаев ГеоТЭС на месторождениях пароводяной смеси используют более эффективную схему с конденсационными турбинами.

Схема энергоблока с конденсационной турбиной показана на рис. 2.30. Геотермальная пароводяная смесь или влажный пар с неконденсирующимися газами (НКГ) из подъемной скважины 1 подается в сепаратор 2, откуда пар поступает на вход конденсационной турбины 3, а минерализованная вода направляется на реинжекционную скважину 8 для возврата в пласт. Отработанный пар подается в смешивающий конденсатор 4. Поскольку в большинстве случаев на геотермальных месторождениях нет источников охлаждающей воды (реки или пруда), применяется оборотная система отвода сбросного тепла, включающая циркуляционный насос 6, башенную градирню 5 и конденсатный насос 7. Неконденсирующиеся газы, обычно содержащие большое количество сероводорода, удаляются из конденсатора эжекторами и подаются на верхний срез градирни для рассеивания в атмосфере вместе с паровым факелом.

Максимальная мощность конденсационного энергоблока составляет 100 МВт (ГеоТЭС Гейзеры, США), но обычно мощности энергоблоков находятся в интервале 12…50 МВт.

Если на месторождениях пароводяной смеси температура отсепарированной воды достаточно высока (выше 100°С), то можно путем расширения (сбросом давления в расширителе) получить дополнительный пар, который направляется на промежуточный вход турбины. Это позволяет получить дополнительную работу и, тем самым, повысить КПД энергоустановки.

Схема энергоблока с конденсационной турбиной и расширением геотермального флюида показана на рис. 2.31. Ее отличие от предыдущей схемы состоит в наличии расширителя 9, в котором получается дополнительный пар, подаваемый на промежуточный вход турбины. Теоретически таких каскадов может быть несколько.

На практике, однако, возможность применения таких схем ограничивается отложением солей в элементах оборудования в результате повышения концентрации солей выше предельной растворимости. Поэтому применение схем с расширителями возможно лишь при отсутствии массивных отложений солей или при использовании регулярной очистки оборудования.

Во избежание отложений солей, возникающих при упаривании геотермальных рассолов в схемах с расширителями, применяется схема с использованием низкокипящих рабочих тел. Схема такого энергоблока показана на рис. 2.32.

Геотермальный рассол из подъемной скважины 1 поступает в парогенератор, который обычно выполняется в виде двух аппаратов ― собственно парогенератора 2 и пароперегревателя (экономайзера) 3. После охлаждения до предельной температуры, определяемой условием отсутствия отложения солей, рассол возвращается обратно в пласт по нагнетательной скважине 7. В связи с высокой стоимостью скважин, для увеличения расхода геотермального рассола иногда применяются погружные насосы, размещаемые на глубине до 200 м в подъемной скважине, а для обратной закачки практически всегда используется нагнетательный насос перед нагнетательной скважиной 7. Расход электроэнергии на привод этих насосов иногда достигает 20% от выработки электроэнергии. В качестве рабочих тел таких ГеоТЭС используются хладагенты (углеводороды: пропан, бутан, фреоны, в последнее время рассматривается возможность применения водоаммиачной смеси).

Для более полного использования теплового потенциала геотермальной пароводяной смеси целесообразно использовать комбинированную тепловую схему (рис. 2.33). В такой схеме пароводяная смесь из подъемной скважины 1 подается в сепаратор 2, откуда пар направляется в противодавленческую паровую турбину 3. После выхода из турбины пар поступает в конденсатор 4, являющийся парогенератором низкокипящего рабочего тела. Отсепарированный горячий геотермальный рассол подается в пароперегреватель низкокипящего рабочего тела 5, после чего возвращается в пласт по нагнетательной скважине 10.. Перегретый пар низкокипящего РТ подается на вход бинарной турбины 6, после расширения в которой поступает в рекуператор 7, где охлаждается и подается в воздушный конденсатор 8. Сконденсированное низкокипящее рабочее тело питательным насосом 9 подается на предварительный подогрев в рекуператор 7 и затем в парогенератор 4. Такая схема позволяет использовать тепло отсепарированного рассола для перегрева низкокипящего рабочего тела, что приводит к увеличению КПД ГеоТЭС. Особенно эффективно применение такой схемы при низких температурах воздуха, так как благодаря низким температурам замерзания низкокипящих рабочих тел (ниже –50°С) можно осуществлять конденсацию при отрицательных температурах.

Для условий Мутновского месторождения пароводяной смеси на Камчатке (среднегодовая температура воздуха –5 °С) выработка электроэнергии на комбинированной ГеоТЭС увеличивается на 20 % по сравнению с традиционным конденсационным циклом.

Достоинства геотермальных электростанций заключаются в том, что они не требуют поставок топлива из внешних источников и не сжигают кислород. Их работа не сопровождается вредными или токсичными выбросами (за некоторыми исключениями). Эксплуатация геотермальной электростанции не требует дополнительных расходов, кроме расходов на профилактическое техобслуживание или ремонт. Геотермальные электростанции не портят пейзаж и не занимают значительные площади.

Недостатки геотермальных электростанций связаны, прежде всего, с тем, что их сооружение возможно только в сейсмоактивных районах. В процессе эксплуатации скважин снижаются давление и температура в них, и значительно оседает поверхность вокруг скважины. Иногда действующая геотермальная электростанция может остановиться в результате естественных изменений в земной коре или по причине чрезмерной закачки воды в породу через нагнетательную скважину.

Через эксплуатационную скважину могут выделяться горючие или токсичные газы или минералы, содержащиеся в породах земной коры. Избавиться от них достаточно сложно.

Серьезным недостатком ГеоТЭС является необходимость обратной закачки отработанной воды в подземный водоносный горизонт. В ысокая минерализация термальных вод большинства месторождений и наличие в воде токсичных соединений и металлов в большинстве случаев исключает возможность сброса этих вод в расположенные на поверхности природные водные системы.

В 2010г. общая мощность ГеоТЭС, действующих в 24 странах, составляла 10 715 МВт. На сегодняшний день мировыми лидерами в геотермальной электроэнергетике являются США (3086 МВт), Индонезия (1197 МВт), Филиппины (1904 МВт), Мексика (958 МВт), Италия (843 МВт), Новая Зеландия (628 МВт), Исландия (575 МВт) и Япония (536 МВт)

В России использование геотермальной энергии возможно на Камчатке, Чукотке, Курилах, Сахалине, в Прибайкайле, Западно-Сибирском регионе, а также на Северном Кавказе. По установленной мощности ГеоТЭС Россия сильно отстает от ведущих стран (14 место). Установленная мощность ГеоТЭС России составляет всего чуть более 80 МВт. В настоящее время действуют Верхне-Мутновская ГеоТЭС (12 МВт), Мутновская ГеоТЭС (50 МВт) и Паужетская ГеоТЭС (17 МВт) на Камчатке, Океанская ГеоТЭС (2,5 МВт) и Менделеевская ГеоТЭС (5 МВт) на Курилах. Ведется реконструкция Мутновской и Паужетской ГеоТЭС с целью увеличения их мощностей до 100 и 18 МВт соответственно. Строится ГеоТЭС на о. Парамушир (Курилы) мощностью 34,5 МВт. Планируется строительство ГеоТЭС мощностью 10 МВт в Чечне с перспективой увеличения мощности до 30 МВт.

 

Солнечные электростанции

 

Солнечное излучение — экологически чистый и возобновляемый источник энергии Запасы солнечной энергии огромны, годовое количество поступающей на Землю энергии составляет 1,05∙10¹⁸ кВт∙ч. Из этого количества энергии 1,62∙10¹⁶ кВт∙ч в год могут быть использованы без ущерба для окружающей среды, что эквивалентно сжиганию 2∙10¹² т условного топлива в год. Последняя цифра в 60 раз превышает прогнозируемое на 2020 год производство всех видов энергоресурсов на земном шаре (34,2 млрд. т у.т.)

По способу получения электрической энергии все солнечные электростанции (СЭС) можно разделить на две группы: тепловые СЭС и СЭС с непосредственным преобразованием солнечного излучения в электроэнергию.

В свою очередь тепловые СЭС делятся на станции с паротурбинным циклом и станции с двигателем Стирлинга. Недостатком солнечной энергии является ее рассеянность. Поэтому для работы станции необходимо обеспечить концентрацию солнечной энергии, для чего используются параболические зеркала желобкового или тарельчатого типа (рис. 2.34).

Параболические зеркала-лотки концентрируют солнечный свет на приемных трубках, содержащих жидкость-теплоноситель (обычно масло). Эта жидкость нагревается почти до 400°C и прокачивается через ряд теплообменников; при этом вырабатывается перегретый пар, приводящий в движение обычный турбогене-ратор для производства электричества. Для снижения тепловых потерь приемную трубку может окружать прозрачная стеклянная трубка, помещенная вдоль фокусной линии цилиндра. Как правило, такие установки включают в себя одноосные или двуосные системы слежения за Солнцем.

СЭС башенного типа с центральным приемником (рис. 2.35) используют вращающееся поле отражателей-гелиостатов. Они фокусируют солнечный свет на центральный приемник, сооруженный на верху башни, который поглощает тепловую энергию и приводит в действие турбогенератор. Управляемая компьютером двуосная система слежения устанавливает гелиостаты так, чтобы отраженные солнечные лучи были неподвижны и всегда падали на приемник. Циркулирующая в приемнике жидкость переносит тепло к парогенератору. Температура на приемнике достигает 1482°C.

Тепловые схемы паротурбинных СЭС (рис. 2.36) практически не отличаются от схем тепловых электростанций на органическом или ядерном топливе. Особенность состоит в том, что СЭС размещаются в районах, где недостаточно воды, в том числе, в пустынях. Поэтому применяются замкнутые системы охлаждения с градирнями. Применяются также системы водородного охлаждения.

Другой проблемой является неравномерность поступления солнечной энергии (ночное время, облачность). Она решается путем аккумулирования солнечной энергии. Солнечная энергия может сохраняться при высокой температуре с помощью расплава солей. Используются экологически безопасные нитраты калия и натрия, расплавы которых обладают большой теплоемкостью и могут разогреваться до 550°C, не переходя в газообразное состояние. Раскаленные расплавы хранятся в специальных термосах, обеспечивающих их хранение в течение многих часов и последующее использование для выработки электроэнергии с КПД около 99%. В результате обеспечивается круглосуточная работа СЭС. Такие станции построены в Испании и Италии.

Солнечные установки тарельчатого типа представляют собой батарею параболических тарелочных зеркал, которые фокусируют солнечную энергию на приемники, расположенные в фокусной точке каждой тарелки. Жидкость в приемнике нагревается до 1000°C и непосредственно применяется для производства электричества с помощью двигателя Стирлинга, соединенного с генератором. Двигатель Стирлинга, изобретенный еще в 1816 г., — это двигатель с внешним подводом тепловой энергии, преобразуемый в механическую работу.

Цикл Стирлинга (рис. 2.37) состоит из четырёх фаз и разделён двумя переходными фазами: нагрев, расширение, переход к источнику холода, охлаждение, сжатие и переход к источнику тепла. Таким образом, при переходе от тёплого источника к холодному источнику происходит расширение и сжатие газа, находящегося в цилиндре. При этом изменяется давление, за счёт чего можно получить полезную работу. Полезная работа зависит от разницы температур нагревателя и охладителя, как в цикле Карно. В качестве рабочего тела используется водород или гелий.

Внешний источник тепла нагревает газ в нижней части теплообменного цилиндра. Создаваемое давление толкает рабочий поршень вверх. Маховик толкает вытеснительный поршень вниз, перемещая разогретый воздух из нижней части в охлаждающую камеру (вытеснительный поршень неплотно прилегает к стенкам). Воздух остывает и сжимается, рабочий поршень опускается вниз. Вытеснительный поршень поднимается вверх, перемещая охлаждённый воздух в нижнюю часть. И цикл повторяется. В двигателе Стирлинга движение рабочего поршня сдвинуто на 90° относительно движения поршня-вытеснителя.

КПД системы из параболического зеркала и двигателя Стирлинга достигает рекордного значения в 29%.

Сопоставляя технические характеристики тепловых СЭС, можно отметить следующее.

Башни и параболоцилиндрические концентраторы оптимально работают в составе крупных, соединенных с сетью электростанций мощностью 30–200 МВт, тогда как системы тарельчатого типа состоят из модулей и могут использоваться как в автономных установках, так и группами общей мощностью в несколько мегаватт. Параболоцилиндрические установки на сегодня — наиболее развитая из солнечных энергетических технологий и именно они, вероятно, будут использоваться в ближайшей перспективе. Электростанции башенного типа, благодаря своей эффективной теплоаккумулирующей способности, также могут стать солнечными электростанциями недалекого будущего. Модульный характер тарелок позволяет использовать их в небольших установках. Башни и тарелки позволяют достичь более высоких значений КПД превращения солнечной энергии в электрическую при меньшей стоимости, чем у параболических концентраторов. Однако остается неясным, смогут ли эти технологии достичь необходимого снижения капитальных затрат.

Крупнейшими тепловыми СЭС в настоящее время являются станция мощностью 354 МВт в пустыне Мохаве (Калифорния, США), а также 6 станций мощностью от 100 до 150 МВт в Испании.

Непосредственное преобразование солнечного излучения в электроэнергию осуществляется с помощью фотоэлектрических (солнечных) элементов.

Фотоэлектрические СЭС в настоящее время получили весьма широкое распространение. Солнечная батарея (рис. 2.38) основана на явлении внешнего фотоэффекта, возникающего в pn -переходе при освещении его светом. При попадании на pn -переход солнечного излучения происходит возбуждение электронов валентной зоны и образуется электрический ток во внешней цепи.

КПД современных солнечных батарей достигает 13–15%. Наиболее перспективны тонкопленочные солнечные элементы, имеющие КПД порядка 15% при удельных характеристиках 1 кВт/м² и 200 Вт/кг.

Как понятно из принципа действия батареи, она вырабатывает постоянный ток, величина которого зависит от интенсивности излучения. Это требует преобразования вырабатываемого тока в переменный ток промышленной частоты и необходимого напряжения, для чего используются инверторы и трансформаторы.

Несколько солнечных элементов соединяются в модули, которые, в свою очередь, соединяются между собой, образуя массивы, которые подключаются к инвертору. Мощные фотоэлектрические СЭС имеют в своем составе сотни тысяч солнечных модулей, а в некоторых случаях — более миллиона.

Крупнейшими фотоэлектрическими СЭС в мире на сегодняшний день являются станция Агуа-Кальенте (Калифорния, США) мощностью св. 200 МВт (в перспективе 397 МВт), Чаранка (Индия) мощностью 214 МВт, Голмуд (Китай), 200 МВт, Сарния (Канада), 97 МВт, Монтальто ди Кастро (Италия), 84,2 МВт, Охотниково (Крым, Украина), 80 МВт. В настоящее время осуществляется строительство мощных фотоэлектрических СЭС в Калифорнии (две станции мощностью 550 МВт, станция мощностью 500 МВт и другие). Только в 2011 г. в эксплуатацию были введены электростанции на основе солнечных батарей общей мощностью в 27,7 ГВт. Причем в шести регионах был преодолен рубеж в 1 ГВт. Это Италия, Германия, Китай, США, Франция и Япония.

Россия очень сильно отстает в области солнечной энергетики. В настоящее время суммарный объем введенных мощностей солнечной генерации в России, по разным оценкам, составляет не более 5 МВт. Большая часть установок приходится на домохозяйства. Наиболее крупным промышленным объектом является солнечная электростанция, которая была введена в эксплуатацию в 2010 г. году в Белгородской области, ее мощность составляет 100 кВт. Существуют проекты строительства СЭС в Ставропольском крае (12 МВт) и в Дагестане (10 МВт). Они находятся в стадии предварительной проработки. Кроме того, существует и ряд мелких проектов, которые компании-энтузиасты развивают, несмотря на отсутствие мер поддержки.

 

⇐ Предыдущая1234Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: