Классификация гидротермальных источников по температуре.

Варианты ГеоЭС

Сейчас известны 3 варианта ГеоЭС.

2.4.1 Скважина выдает перегретый пар

Такие источники используюутся только в пяти странах. В этом случае пар направляется прямо в турбину (рис. 2.3). По такой схеме работает самая крупная ГеоЭС в Лардерелло-3 (Италия). На станции установлено 4 турбогенератора мощностью 26 МВт каждый и 2 турбогенератора мощностью по 9 МВт. Последние предназначены для покрытия собственных нужд.

Схема ГеоЭС предельно проста, если на ней установлена турбина с противодавлением (рис. 2.3 б), а отработавший пар используется для нужд отопления или горячего водоснабжения. В местах, где нет соответствующего теплового потребителя, для повышения КПД цикла за турбиной устанавливают конденсатор, обеспечивающий расширение пара в ней до более низкого давления (рис. 2.3 а). Получается схема обычной конденсационной электростанции (КЭС).

Но, в отличие от КЭС на органическом топливе, здесь нет необходимости дорожить конденсатом, т. к. он все равно выводится из цикла. Поэтому можно использовать смешивающий конденсатор — более компактный и дешевый, чем рекуперативный. Значительная часть конденсата испаряется в градирне, излишки сбрасываются в канализацию.

Рис. 2.3. Схема ГеоЭС, работающей на водяном паре, непосредственно выходящем из подземных источников: а — конденсационной, б — с противодавлением. 1 — пар из скважины; 2 — турбина; 3 — электрический генератор; 4 — эжектор для отсоса газов;5 — смешивающий конденсатор; 6 — градирня; 7 — подземный бак; 8 — циркуляционный насос; 9 — сброс излишней воды в дренаж; 10 — пар из турбины

2.4.2 Скважина выдает пароводяную смесь

Это наиболее распространенный случай. На выходе из скважины ставят сепаратор, отделяющий пар от воды. В остальном схема остается практически той же самой. На рис. 2.4 изображена схема ГеоЭС на Паужетском месторождении на Камчатке. Она пущена в 1966 г. и с тех пор успешно работает в полностью автоматизированном режиме с наблюдением за работой диспетчером из дома.

Пароводяная смесь, выходящая из скважины с избыточным давлением 0,2—0,4 МПа, поступает в сепаратор объемом 10 м³, в котором поддерживается избыточное давление 0,15 МПа. Насыщенный пар из него в количестве 600—800 м³/ч поступает в 2 противодавленческие турбины Калужского турбомоторного завода мощностью 2,5 МВт каждая. Теплота выхлопного пара используется для отопления жилого поселка. Обратная вода из системы отопления служит охлаждающей средой в смешивающем конденсаторе, где она нагревается за счет теплоты конденсации пара до 100—110°С и с такой температурой поступает в систему отопления. Таким образом, станция работает по схеме теплоэлектроцентрали.

Рис. 2.4. Схема Паужетской ГеоЭС на пароводяной смеси:

1 -пароводяная смесь из скважины; 2-сепаратор; 3-турбина, работающая на насыщенном паре; 4-электрогенератор; 5-смешивающий конденсатор; 6-прямая вода для отопления поселка; 7-обратная вода; 8-удаление неконденсирующих газов; 9-сброс воды

Вода, поступающая из скважины вместе с паром, содержит 250 мг/л кремнекислоты, 150 мг/л борной кислоты и ряд солей. Большое солесодержание является, кстати, особенностью вод, поступающих из большинства подземных источников, причем часто в них растворены достаточно «экзотические» соединения (вроде борной кислоты).

Пар содержит С0₂ (300 мг/кг), H₂S (25 мг/кг), аммиак и другие газы. Они проходят через турбину вместе с водяным паром, отсасываются из конденсатора, а далее выбрасываются в атмосферу (на ряде ГеоЭС — после выделения из них ценных компонентов).

Себестоимость производства электроэнергии на Паужетской ГеоЭС в 3—4 раза меньше, чем на дизельной электростанции и в 2—3 раза меньше, чем на паротурбинной ТЭЦ, работающей на мазуте [7]. В 1982 г. ее мощность была увеличена до 12 МВт [5].

Вариант, когда скважина выдает горячую пароводяную смесь, является наиболее распространенным. Дело в том, что вода, находящаяся под высоким давлением, остается в жидком виде даже при температуре 200—300°С. При выходе ее на поверхность давление существенно уменьшается, она вскипает. В результате на поверхность выходит пароводяная смесь. И лишь только в тех случаях, когда эта смесь фильтруется через слой раскаленной породы, где вода испаряется, на поверхность выходит перегретый пар.

В 70 км к юго-западу от Петропавловска-на-Камчатке находится Мутновское геотермальное поле. В этом регионе расположены известные вулканы Мутновский, Авачинский, имеется много выходов геотермального теплоносителя на поверхность. В самом месторождении (под Землей) давление не очень велико, поэтому теплоноситель представляет собой пар с температурой 240°С и достаточно большой степенью сухости. В 1999 г. на этом поле была построена опытно-промышленная Верхне-Мутновская ГеоЭС мощностью 12 МВт [5], сделанная принципиально по той же схеме, что и Паужетская, но с учетом современных экологических требований (рис. 2.5), и с установкой конденсатора вместо сетевого подогревателя.

Из продуктовых скважин (их на Верхне-Мутновском месторождении три) после двухступенчатой сепарации пар с давлением 0,8 МПа, температурой 170°С и степенью сухости поступает в 3 турбины, работающие на насыщенном паре. Расход пара составляет около 75 т/ч. Горячий сепарат из сепаратора 2, тоже имеющий температуру 170°С, транспортируется к расширителю, в котором поддерживается давление около 0,4 МПа. Производимый в расширителе пар (около 10 т/ч) используется в эжекторах, отсасывающих из конденсатора неконденсирующиеся газы: С0₂ а главное — очень агрессивный H₂S. Выше отмечалось, что в воде и паре, выходящих из скважин, обычно содержится много солей и газов, в том числе — экологически вредных. Выбрасывать ядовитые газы (например H₂S) в атмосферу или сбрасывать воду с вредными примесями (например, борной кислотой) в водоемы экологи не разрешают. Поэтому вода из расширителя с температурой 140°С закачивается обратно в пласт через специальную скважину.

Пар из турбины поступает в воздушный конденсатор, выполненный из стальных оцинкованных труб с алюминиевыми ребрами снаружи высотой 15 мм. Пар конденсируется в трубках, снаружи они омываются воздухом, оребрение в 10—15 раз интенсифицирует теплоотдачу от трубок к воздуху.

Образующийся конденсат, как и сепарат из сепаратора 12, тоже закачивается обратно в пласт, но прежде он насосом подается в абсорбер 9. Туда же эжектором отсасываются из конденсатора неконденсирующиеся газы. Поскольку давление в абсорбере больше, чем в конденсаторе, а растворимость газов (особенно H₂S и С0₂) в воде с увеличением давления растет, они растворяются в конденсате, имеющем температуру 30°С, и вместе с ним закачиваются в пласт.

Предполагается расширение Верхне-Мутновской ГеоЭС четвертым блоком мощностью 6,5 МВт.

Надо отметить, что расходы на исследование и разработку (бурение) геотермальных полей составляют до 50% всей стоимости ГеоЭС. Поскольку Мутновские пласты теплоносителя расположены относительно неглубоко (150—200 м), себестоимость электроэнергии, получаемой на Верхне-Мутновской ГеоЭС, оказывается в 2 раза ниже, чем на ТЭЦ, работающей на мазуте [7].

В 2001 г. по такой же схеме была построена Мутновская ГеоЭС, состоящая из двух блоков мощностью 25 МВт каждый. Район строительства расположен на расстоянии 130 км от Петропавловска-Камчатского, недалеко (12 км) от вулкана Мутновский. При ее сооружении учтен опыт работы Верхне- Мутновской ГеоЭС. Как и на ней, в качестве рабочего тела используется пар с давлением 0,8 МПа и температурой 170°С, получаемый с помощью семи продуктовых скважин из подземных горизонтов, расположенных на глубине 150—200 м [8]. Пароводяная смесь из скважин поступает в 2 сепаратора. Их суммарная производительность по пару составляет 44,4 кг/с, возврат сепарата равен 200 кг/с. На этой станции степень сухости пара после сепараторов должна составлять по контракту 99,9%, но она еще не достигнута. Тем не менее, станция несет номинальную нагрузку.

2.4.3 В пластах содержится вода, имеющая температуру ниже 100°С

Естественно, ее можно использовать для отопления, но сейчас строят ГеоЭС и на таких источниках. При таких температурах термодинамически выгоднее использовать в качестве рабочего тела не воду, а низкокипящую жидкость, например, фреон¹, примененный на первой в мире ГеоЭС такого типа — Паратунской (рис. 2.6) мощностью 750 кВт, пущенной в эксплуатацию в 1967 г. Станция расположена примерно в 20 км от города Петропавловск-Камчатский. Греющей средой на ней является вода с температурой 80°С. В теплообменнике 3 рабочее тело (фреон-12) последовательно нагревается, испаряется, а полученный пар перегревается до температуры 65—75°С при давлении 1,4 МПа за счет теплоты горячей воды из скважины. Перегретый пар фреона поступает в турбину 4. Фреоновая турбина отличается от турбины, работающей на водяном паре. Из-за большой плотности фреона она получается более компактной, напоминающей по конструкции турбодетандер, применяющийся в криогенной технике.

Рис. 2.6. Схема Паратунской ГеоЭС: 1 — горячая вода из источника; 2 — сброс охлажденной воды; 3 — теплообменник; 4 — фреоновая турбина; 5 — конденсатор;

6 — насос; 7 —ресивер

В турбине пар расширяется до давления 0,5 МПа, т. е. выше атмосферного, отличие от конденсационных ТЭС на водяном паре. При этом температура пара в конденсаторе равна 15°С. Отличительной особенностью фреоновой ТЭС является наличие ресивера 7. Дело в том, что во всех элементах фреонового цикла давление превышает атмосферное, а он — очень текуч и очень дорог. На время ревизии турбины или теплообменника его собирают в ресивере.

Высокая текучесть фреона предопределяет особенности эксплуатации и обслуживания такой станции. Поскольку Паратунская станция была опытной, ее закрыли в 1974 Опыты показали, что высокая плотность фреонового контура может быть достигнута без применения каких-либо особых материалов и устройств. Станция отработала 2140 ч., в том числе 820 ч. в промышленном режиме с выдачей электроэнергии потребителю. За это время потери фреона составили 2,5% от общей заправки, равной 12000 кг. Они связаны в основном с вскрытием турбины, и в нормальной эксплуатации этих потерь можно избежать, как показывает опыт работы фреоновых холодильников и тепловых насосов.

Такой цикл получил название бинарного, поскольку в нем используется два теплоносителя: греющая вода и хладон. Вместо фреона сейчас используют хладон R-134a. С 2000 г. и особенно в последние годы происходит широкомасштабное внедрение бинарных блоков. К концу 2011 г. общее число построенных электростанций с бинарными блоками в мире превысило 300 (включая энергоблоки, утилизирующие негеотермальную теплоту) с суммарной установленной электрической мощностью около 2 ГВт. В конце 2012 г. должен быть пущен в эксплуатацию бинарный энергоблок мощностью 2,5 МВт на Паужетском термальном месторождении [4].

По этой схеме предполагается построить 4-й блок на Верхне- Мутновской ГеоЭС мощностью 6,5 МВт. Как говорилось выше, на трех блоках этой станции вода с температурой 150—170°С после расширителей закачивается обратно в пласт. Предполагается предварительно использовать ее теплоту для нагрева теплоносителя в бинарном цикле. Поскольку использование фреона-12 запрещено монреальской конвенцией из-за его отрицательного влияния на озоновый слой, в качестве рабочего тела принят изобутан (СН₃)₂СНСН₃. Его преимущество в том, что он (впрочем, как и фреон-12) не замерзает при низких температурах, что важно в условиях Камчатки. В ближайшей перспективе основной прирост мощностей ГеоЭС будет обеспечиваться благодаря широкомасштабному освоению низкотемпературных геотермальных источников с использованием бинарных технологий [4].