Зміст
\ * MERGEFORMAT Анотація.
Введення.
Історія розвитку геотермальної енергетики.
Перетворення геотермальної енергії в електричну і теплову.
Вартість електроенергії, вироблюваної геотермальними електростанції.
Висновки.
Список літератури.
\ * MERGEFORMAT Анотація.
Введення.
Історія розвитку геотермальної енергетики.
Перетворення геотермальної енергії в електричну і теплову.
Вартість електроенергії, вироблюваної геотермальними електростанції.
Висновки.
Список літератури.
Анотація.
У даній роботі наведена історія розвитку геотермальної енергетики, як у всьому світі, так і в нашій странеРоссіі. Виконано аналіз використання глибинного тепла Землі, для перетворення його в електричну енергію, а також для забезпечення міст та селищ теплом і гарячим водопостачанням у таких регіонах нашої країни, як на Камчатці, Сахаліні, Північному Кавказі. Зроблено економічне обгрунтування розробки геотермальних родовищ, будівництво електростанцій і терміни їх окупності. Порівнюючи енергії геотермальних джерел з іншими видами джерел електроенергії маємо перспективність розвитку геотермальної енергетики, яка має зайняти важливе місце в загальному балансі використання енергії. Зокрема, для рест-руктурізаціі і переозброєння енергетики Камчатської області і Курильських островів, частково Примор'я і Північного Кавка-за слід використовувати власні геотермальні ресурси.Введення.
Основними напрямами розвитку генеруючих потужностей в енергетиці країни на найближчу перспективу є технічне переозброєння та реконструкція електростанцій, а також введення нових генеруючих потужностей. Перш всегоето будівництво парогазових установок з ККД 5560%, що дозволить підвищити ефективність існуючих ТЕС на 2540%. Наступним етапом має стати спорудження теплових електростанцій з використанням нових технологій спалювання твердого палива і з надкритичними параметрами пари для досягнення ККД ТЕС, рівного 46-48%. Подальший розвиток отримають і атомні електростанції з реакторами нових типів на теплових і швидких нейтронах.Важливе місце у формуванні енергетики Росії займає сектор теплопостачання країни, який є найбільшим за обсягом споживаних енергоресурсів більше 45% їх загального споживання. У системах централізованого теплопостачання (ЦТ) виробляється більше 71%, а децентралізованими джерелами близько 29% всього тепла. Електростанціями відпускається більше 34% всього тепла, котельнями приблизно 50%. Відповідно до енергетичної стратегії Росії до 2020. планується зростання теплоспоживання в країні не менш ніж в 1,3 рази, причому частка децентралізованого теплопостачання буде зростати з 28,6% у 2000р. до 33% в 2020р.
Підвищення цін, яке відбулося в останні роки, на органічне паливо (газ, мазут, дизельне паливо) і на його транспортування у віддалені райони Росії і відповідно об'єктивне зростання відпускних цін на електричну та теплову енергію принципово змінюють ставлення до використання НВДЕ: геотермальної, вітрової, сонячної.
Так, розвиток геотермальної енергетики в окремих регіонах країни дозволяє вже сьогодні вирішувати проблему електро та теплопостачання, зокрема на Камчатці, Курильських островах, а також на Північному Кавказі, в окремих районах Сибіру і європейської частини Росії.
У числі основних напрямків вдосконалення та розвитку систем теплопостачання має стати розширення використання місцевих нетрадиційних відновлюваних джерел енергії і в першу чергу геотермального тепла землі. Вже в найближчі 7-10 років за допомогою сучасних технологій локального теплопостачання завдяки термальному тепла можна заощадити значні ресурси органічного палива.
В останнє десятиліття використання нетрадиційних відновлюваних джерел енергії (НВДЕ) переживає в світі справжній бум. Масштаб застосування цих джерел зріс у кілька разів. Даний напрямок розвивається найбільш інтенсивно в порівнянні з іншими напрямками енергетики. Причин цього явища кілька. Перш за все, очевидно, що епоха дешевих традиційних енергоносіїв безповоротно закінчилася. У цій області є тільки одна тенденція - зростання цін на всі їх види. Не менш значуще прагнення багатьох країн, позбавлених своєї паливної бази до енергетичної незалежності Істотну роль відіграють екологічні міркування, в тому числі по викиду шкідливих газів. Активну моральну підтримку застосуванню НВДЕ чинить населення розвинених країн.
З цих причин розвиток НВДЕ в багатьох державах пріоритетне завдання технічної політики в області енергетики. У ряді країн ця політика реалізується через прийняту законодавчу та нормативну базу, в якій встановлені правові, економічні та організаційні засади використання НВДЕ. Зокрема, економічні основи складаються в різних заходи підтримки НВДЕ на стадії освоєння ними енергетичного ринку (податкові та кредитні пільги, прямі дотації та ін)
У Росії практичне застосування НВДЕ істотно відстає від провідних країн. Відсутня будь-яка законодавча і нормативна база, так само як і державна економічна підтримка. Все це вкрай ускладнює практичну діяльність у цій сфері. Основна причина гальмуючих чинників тривале економічне неблагополуччя в країні і, як наслідок труднощі з інвестиціями, низький платоспроможний попит, відсутність коштів на необхідні розробки. Тим не менш, деякі роботи і практичні заходи з використання НВДЕ в нашій країні проводяться (геотермальна енергетика). Парогідротермальние родовища в Росії є тільки на Камчатці та Курильських островах. Тому геотермальна енергетика не може і в перспективі зайняти значуще місце в енергетиці країни в цілому. Однак вона здатна радикально і на найбільш економічній основі вирішити проблему енергопостачання зазначених районів, які користуються дорогим привізним паливом (мазут, вугілля, дизельне паливо) і знаходяться на межі енергетичної кризи. Потенціал парогідротермальних родовищ на Камчатці здатний забезпечити за різними джерелами від 1000 до 2000 МВт встановленої електричної потужності, що значно перевищує потреби цього регіону на найближчу перспективу. Таким чином, існують реальні перспективи розвитку тут геотермальної енергетики.
Історія розвитку геотермальної енергетики.
Поряд з величезними ресурсами органічного палива Росія володіє значними запасами тепла землі, які можуть бути збільшені за рахунок геотермальних джерел, що знаходяться на глибині від 300 до 2500м в основному в зонах розломів земної кори.Територія Росії добре досліджена, і сьогодні відомі основні ресурси тепла землі, які мають значний промисловий потенціал, у тому числі і енергетичний. Більше того, практично скрізь є запаси тепла з температурою від 30 до 200 ° С.
Ще в 1983р. під ВСЕГІНГЕО був складений атлас ресурсів термальних вод СРСР. У нашій країні розвідано 47 геотермальних родовищ із запасами термальних вод, які дозволяють отримати більш 240.10 ІМІ / сут. Сьогодні в Росії проблемами використання тепла землі займаються фахівці майже 50 наукових організацій.
Для використання геотермальних ресурсів пробурено більше 3000 свердловин. Вартість досліджень геотермії і бурових робіт, вже виконаних в цій області, в сучасних цінах становить більше 4млрд. доларів. Так на Камчатці на геотермальних полях вже пробурено 365 свердловин глибиною от225до2266м і витрачено (ще за радянських часів) близько 300млн. доларів (у сучасних цінах).
Експлуатація першої геотермальної електростанції була розпочата в Італії в 1904р. Перша геотермальна електростанція на Камчатці, та й перша в СРСР Паужетская ГеоТЕС була введена в роботу в 1967р. і мала потужність 5Мвт, збільшену згодом до 11 мВт. Новий імпульс розвитку геотермальної енергетики на Камчатці було надано в 90-ті роки з появою організацій і фірм (АТ «Геотерм», АТ «Інтергеотерм», АТ «Наука»), які в кооперації з промисловістю (перш за все з Калузьким турбінним заводом) розробили нові прогресивні схеми, технології та види обладнання по перетворенню геотермальної енергії в електричну і добилися кредитування від Європейського банку реконструкції та розвитку. У результаті в 1999р. на Камчатці була введена Верхньо-Мутновської ГеоТЕС (три модулі по 4мВт.). Вводиться перший блок 25МВт. першої черги Мутновської ГеоТЕС сумарною потужністю 50МВт.
Друга черга потужністю 100МВт може бути введена в2004г
Таким чином, найближчі і цілком реальні перспективи геотермальної енергетики на Камчатці визначилися, що є позитивним безсумнівним прикладом використання НВДЕ в Росії, незважаючи на наявні в країні серйозні економічні труднощі. Потенціал парогідротермальних родовищ на Камчатці здатний забезпечити 1000Мвт встановленій електричній потужності, що значно перекриває потреби цього регіону на найближчу перспективу.
За даними Інституту вулканології ДВО РАН, вже виявлені геотермальні ресурси дозволяють повністю забезпечити Камчатку електрикою і теплом більш ніж на 100 років. Поряд з високотемпературним Мутновської родовищем потужністю 300МВт (е) на півдні Камчатки відомі значні запаси геотермальних ресурсів на Кошелевського, Більше банному, а на півночі на Кіреунском родовищах. Запаси тепла геотермальних вод на Камчатці оцінюються в 5000МВт (т).
На Чукотці також є значні запаси геотермального тепла (на кордоні з Камчатської областю), частина з них вже від-крита і може активно використовуватися для довколишніх міст і селищ.
Курильські острови також багаті запасами тепла землі, їх цілком достатньо для тепло та електрозабезпечення цій території протягом 100200 років. На острові Ітуруп виявлені запаси двофазного геотермального теплоносія, потужності якого (30МВт (е)) достатньо для задоволення енергопотреб всього острова в найближчі 100 років. Тут на Океанському геотермальному родовищі вже пробурені свердловини і будується ГеоЕС. На південному острові Кунашир є запаси геотермального тепла, які вже використовуються для отримання електроенергії і теплопостачання м. Южно Курильська. Надра північного острова Парамушир менш вивчені, проте відомо, що й на цьому острові є значні запаси геотермальної води температурою від 70 до 95 ° С, тут також будується ГеоТС потужністю 20 МВт (т).
Набагато більше поширення мають родовища термальних вод з температурою 100-200 ° С. При такій температурі доцільне використання низькокиплячих робочих тіл у паротурбінному циклі. Застосування двоконтурних ГеоТЕС на термальною воді можливо в ряді районів Росії, перш за все на Північному Кавказі. Тут добре вивчені геотермальні родовища з температурою в резервуарі від 70 до 180 ° С, які знаходяться на глибині від 300 до 5000 м. Тут вже протягом тривалого часу використовується геотермальна вода для теплопостачання і гарячого водопостачання. У Дагестані в рік добувається більше 6 млн. м. геотермальної води. На Північному Кавказі близько 500 тис. чол, використовують геотермальне водопостачання.
Примор'я, Прибайкалля, Західно-Сибірський регіон також мають у своєму розпорядженні запасами геотермального тепла, придатного для широкомасштабного застосування в промисловості і сільському господарстві.
Перетворення геотермальної енергії в електричну і теплову.
Один із перспективних напрямів використання тепла високомінералізованих підземних термальних вод перетворення його в електричну енергію. З цією метою була розроблена технологічна схема для будівництва ГеоТЕС, що складається з геотермальної циркуляційної системи (ГЦС) і паротурбінної установки (ПТУ), схема якої наведена на рис.1. Відмінною особливістю такої технологічної схеми від відомих є те, що в ній роль випарника і пароперегрівники виконує внутріскважінного вертикальний протиточний теплообмінник, розташований у верхній частині нагнітальної свердловини, куди з наземного трубопроводу підводиться видобута високотемпературна термальна вода, яка після передачі тепла вторинному теплоносію закачується назад в пласт . Вторинний теплоносій з конденсатора паротурбінної установки самопливом надходить у зону нагріву по трубі, спущеною всередині теплообмінника до днища.В основі роботи ПТУ лежить цикл Ренкіна; t, s діаграма цього циклу і характер зміни температур теплоносіїв у теплообміннику випарнику.
Найбільш важливим моментом при будівництві ГеоТЕС є вибір робочого тіла у вторинному контурі. Робоче тіло, вибираєте для геотермальної установки, має мати сприятливими хімічними, фізичними та експлуатаційними властивостями при заданих умовах роботи, тобто бути стабільним, негорючим, вибухобезпечним, нетоксичним, інертним по відношенню до конструкційних матеріалів і дешевим. Бажано вибирати робоче тіло з більш низьким коефіцієнтом динамічної в'язкості (менше гідравлічні втрати) і з більш високим коефіцієнтом теплопровідності (поліпшується теплообмін).
Всі ці вимоги одночасно виконати практично неможливо, тому завжди доводиться оптимізувати вибір того чи іншого робочого тіла.
Невисокі початкові параметри робочих тіл геотермальних енергетичних установок наводять до пошуку низькокиплячих робочих тіл з негативною кривизною правою прикордонної кривої в t, s діаграмі, оскільки використання води і водяної пари приводить в цьому випадку до погіршення термодинамічних показників і до різкого збільшення габаритів паротурбінних установок, що істотно підвищує їх вартість.
Як надкритичного агента вторинного контуру бінарних енергетичних циклів запропоновано застосовувати суміш ізобутан + ізопентан в сверхкритическом стані. Використання надкритичних сумішей зручно тим, що критичні властивості, тобто критична температура tк (x), критичний тиск pк (x) і критична щільність qк (x) залежать від складу суміші x. Це дозволить шляхом підбору складу суміші вибрати надкритичної агент з найбільш сприятливими критичними параметрами для відповідної температури термальної води конкретного геотермального родовища.
В якості вторинного теплоносія використовується легкокипящие углеводородізобутан, термодинамічні параметри якого відповідають необхідним умовам. Критичні параметри ізобутану: tк = 134,69 ° C; pк = 3,629 МПа; qк = 225,5 кг / мі. Крім того, вибір ізобутану як вторинної теплоносія обумовлений його відносно невисокою вартістю і екологічної нешкідливістю (на відміну від фреонів). Ізобутан в якості робочого тіла знайшов широке поширення за кордоном, а також пропонується використовувати його в сверхкритическом стані в бінарних геотермальних енергетичних циклах.
Енергетичні характеристики установки розраховані для великого діапазону температур видобутої води і різних режимів її роботи. При цьому у всіх випадках приймалося, що температура конденсації ізобутану tкон = 30 ° C.
Виникає питання про вибір найменшого температурного напораêt рис.2. C одного боку, зменшення êt призводить до збільшення поверхні теплообмінника випарника, що може бути економічно не виправдане. З іншого боку, збільшення êt при заданій температурі термальної води tт призводить до необхідності знизити температуру випаровування tз (а, отже, і тиск), що негативно позначиться на ККД циклу. У більшості практичних випадків рекомендується приймати êt = 10ч25єС.
Отримані результати показують, що існують оптимальні параметри роботи паросилова установки, які залежать від температури води, що надходить в первинний контур парогенератора теплообмінника. Зі збільшенням температури випаровування ізобутану tз зростає потужність N вироблювана турбіною на 1кг / с витрати вторинного теплоносія. При цьому в міру збільшення tз зменшується кількість испаряемого ізобутану на 1кг / с витрати термальної води.
З підвищенням температури термальної води збільшується і оптимальна температура випаровування.
На рис.3 представлені графіки залежності потужності N, вироблюваної турбіною, від температури випаровування tз вторинного теплоносія при різних температурах термальної води.
Для високотемпературної води (tт = 180єС) розглянуті сверхкритические цикли, коли початковий тиск пари pн = 3,8; 4,0; 4,2; і 5,0 МПа. З них найбільш ефективні з точки зору отримання максимальної потужності є надкритичної цикл, наближений до так званого «трикутному» циклу з початковим тиском pн = 5,0 МПа. При цьому циклі внаслідок мінімальної різниці температур між теплоносієм і робочим тілом температурний потенціал термальної води використовується найбільш повно. Порівняння цього циклу з докритическим (pн = 3,4 МПа) показує, що потужність, що виробляється турбіною при сверхкритическом циклі, збільшується на 11%, щільність потоку речовини, що надходить на турбіну, в 1,7 рази вище, ніж у циклі з pн = 3 , 4Мпа, що призведе до поліпшення транспортних властивостей теплоносія і зменшення розмірів обладнання (підвідних трубопроводів і турбіни) паротурбінної установки. Крім того, у циклі з pн = 5,0 МПа температура відпрацьованої термальної води tн, що нагнітається назад в пласт, становить 42єС, тоді як у докритичному циклі з pн = 3,4 МПа температура tн = 55єС.
У той же час підвищення початкового тиску до 5,0 МПа у сверхкритическом циклі впливає на вартість обладнання, зокрема на вартість турбіни. Хоча з ростом тиску розміри проточної частини турбіни зменшуються, одночасно зростає число ступенів турбіни, потрібно більш розвинуте кінцеве ущільнення і, головне, збільшується товщина стінок корпусу.
Для створення надкритичного циклу в технологічній схемі ГеоТЕС необхідна установка насоса на трубопроводі, що зв'язує конденсатор з теплообмінником.
Однак такі фактори, як збільшення потужності, зменшення розмірів підвідних трубопроводів і турбіни і більш повне спрацьовування температурного потенціалу термальної води, говорять на користь надкритичного циклу.
У подальшому слід шукати теплоносії з більш низькою критичною температурою, що дозволить створювати сверхкритические цикли при використанні термальних вод з більш низькою температурою, так як тепловий потенціал переважної більшості розвіданих родовищ на території Росії не перевищує 100ч120єС. У цьому відношенні найбільш перспективним є R13B1 (тріфторбромметан) з наступними критичними параметрами: tк = 66,9 єС; pк = 3,946 МПа; qк = 770кг/мі.
Результати оціночних розрахунків показують, що застосування в первинному контурі ГеоТЕС термальної води з температурою tк = 120єС і створення у вторинному контурі на хладоне R13B1 надкритичного циклу з початковим тиском pн = 5,0 МПа також дозволяють збільшити потужність турбіни до 14% в порівнянні з докритическим циклом з початковим тиском pн = 3,5 МПа.
Для успішної експлуатації ГеоТЕС необхідно вирішувати проблеми, пов'язані з виникненням корозії і солеотложеній, які, як правило, посилюються зі збільшенням мінералізації термальної води. Найбільш інтенсивні солеотложенія утворюються через дегазації термальної води і порушення в результаті цього вуглекислотного рівноваги.
У запропонованій технологічній схемі первинний теплоносій циркулює по замкнутому контуру: шар - видобувна свердловина - наземний трубопровід - насос - нагнітальна свердловина - пласт, де умови для дегазації води зведені до мінімуму. У той же час слід дотримуватися таких термобаричних умов в наземній частині первинного контуру, які перешкоджають дегазації і випадання карбонатових відкладень (залежно від температури і мінералізації тиск необхідно підтримувати на рівні 1,5 МПа і вище).
Зниження температури термальної води призводить до випадання і некарбонатних солей, що було підтверджено дослідженнями, проведеними на Каясулінском геотермальному полігоні. Частина випадають в осад солей буде відкладатися на внутрішній поверхні нагнітальної свердловини, а основна маса виноситься в привибійну зону. Відкладення солей на забої нагнітальної свердловини буде сприяти зниженню прийомистості і поступового зменшення циркулярного дебіту, аж до повної зупинки ГЦС.
Для запобігання корозії і солеотложеній в контурі ГЦС можна використовувати ефективний реагент ОЕДФК (оксіетил-дендіфосфоновая кислота), що володіє тривалим антикорозійному-іонним і антинакипний дією пасивації поверхні. Відновлення пасивуючого шару ОЕДФК здійснюється шляхом періодичного імпульсного введення розчину реагенту в термальну воду у гирла видобувної свердловини.
Для розчинення сольового шламу, який буде накопичуватися в привибійній зоні, а отже і для відновлення прийомистості нагнітальної свердловини досить ефективним реагентом є НМК (концентрат низькомолекулярних кислот), який також можна вводити періодично в ціркуліруемую термальну воду на ділянці до нагнітального насоса.
Отже, з вище сказаного можна запропонувати, що одним з перспективних напрямків освоєння теплової енергії земних надр є її перетворення в електричну шляхом будівництва двоконтурних ГеоТЕС на низькокиплячих робочих агентів. Ефективність такого перетворення залежить від багатьох факторів, зокрема від вибору робочого тіла і параметрів термодинамічного циклу вторинного контуру ГеоТЕС.
Результати проведеного розрахункового аналізу циклів з використанням різних теплоносіїв у вторинному контурі показують, що найбільш оптимальними є сверхкритические цикли, які дозволяють підвищити потужність турбіни і ККД циклу, поліпшити транспортні властивості теплоносія і більш повно спрацьовувати температуру вихідної термальної води, що циркулює в первинному контурі ГеоТЕС.
Встановлено також, що для високотемпературної термальної води (180єС і вище) найбільш перспективним є створення надкритичних циклів у вторинному контурі ГеоТЕС з використанням ізобутану, тоді як для вод з більш низькою температурою (100ч120єС і вище) при створенні таких же циклів найбільш підходящим теплоносієм є хладон R13В1.
У залежності від температури видобувається термальної води існує оптимальна температура випаровування вторинного теплоносія, відповідна максимальної потужності, що виробляється турбіною.
Надалі необхідно вивчати сверхкритические суміші, використання яких в якості робочого агента для геотермальних енергетичних циклів є найбільш зручним, так як шляхом підбору складу суміші можна легко міняти їх критичні властивості в залежності від зовнішніх умов.
Інший напрямок використання геотермальної енергії геотермальне теплопостачання, яке вже давно знайшло застосування на Камчатці та Північному Кавказі для обігріву теплиць, опалення та гарячого водопостачання в житлово-комунальному секторі. Аналіз світового та вітчизняного досвіду свідчить про перспективність геотермального теплопостачання. В даний час у світі працюють геотермальні системи теплопостачання загальною потужністю 17175 МВт, тільки в США експлуатується понад 200 тисяч геотермальних установок. За планами Європейського союзу потужність геотермальних систем теплопостачання, включаючи теплові насоси, повинна зрости з 1300 МВт в 1995 до 5000 МВт в 2010р.
У СРСР геотермальні води використовувалися в Краснодарському і Ставропольському краях, Кабардино-Балкарії, Північній Осетії, Чечено - Інгушетії, Дагестані, Камчатської області, Криму, Грузії, Азербайджані і Казахстані. У 1988р видобувалося 60,8 млн. мі геотермальної води, зараз у Росії її добувається до 30млн. мі на рік, що еквівалентно 150ч170 тис. т. умовного палива. Разом з тим технічний потенціал геотермальної енергії, за даними Міненерго РФ, становить 2950 млн. т. умовного палива.
За минулі 10 років у нашій країні розпалася система розвідки, розробки та експлуатації геотермальних ресурсів. У СРСР науково дослідними роботами з даної проблеми займалися інститути Академії наук, міністерств геології і газової промисловості. Розвідку, оцінку та затвердження запасів родовищ виконували інститути та регіональні підрозділи міністерства геології. Буріння продуктивних свердловин, облаштування родовищ, розробку технологій зворотного закачування, очищення геотермальних вод, експлуатацію геотермальних систем теплопостачання здійснювали підрозділи Міністерства газової промисловості. У його складі працювало п'ять регіональних експлуатаційних управлінь, науково-виробниче об'єднання «Союзгеотерм» (Махачкала), яким була розроблена схема перспективного використання геотермальних вод СРСР. Проектуванням систем і устаткування геотермального теплопостачання займався Центральний науково-дослідний і проектно-експерементальний інститут інженерного обладнання.
В даний час припинилися комплексні науково-дослідні роботи в області геотермії: від геолого-гідрогеологічних досліджень до проблем очистки геотермальних вод. Не ведеться розвідувальне буріння, облаштування раніше розвіданих родовищ, не модернізується обладнання існуючих геотермальних систем теплопостачання. Роль державного управління в розвитку геотермії незначна. Фахівці з геотермії розрізнені, їх досвід не затребуваний. Аналіз існуючого стану та перспектив розвитку в нових економічних умовах Росії виконаємо на прикладі Краснодарського краю.
Для даного регіону з усіх НВДЕ найбільш перспективним є використання геотермальних вод. На рис.4 представлені пріоритети використання НВДЕ для теплопостачання об'єктів Краснодарського краю.
У Краснодарському краї щорічно видобувається до 10 млн. мі / рік геотермальної води з температурою 70ч100є С, що заміщає 40ч 50 тис. т. органічного палива (у перерахунку на умовне паливо-во). Експлуатується 10 родовищ, на яких працює 37 свердловин, в стадії освоєння знаходяться 6 родовищ з 23 свердловинами. Загальна кількість геотермальних скважін77. Геотермальними водами опалюється 32 га. теплиць, 11 тис. квартир у восьми населених пунктах, гарячим водопостачанням забезпечується 2 тис. чол. Розвідані експлуатаційні запаси геотермальних вод краю оцінюються в 77,7 тис. мі / добу, або при експлуатації протягом опалювального сезону-11, 7млн. мі в сезон, прогнозні запаси відповідно 165тис. мі / добу і 24,7 млн. мі в сезон.
Одне з найбільш розроблених Мостовське геотермальне родовище в 240 км від Краснодара в передгір'ях Кавказу, на якому пробурено 14 свердловин глибиною 1650ч1850м з дебітами 1500ч3300 мі / добу, температурою в гирлі 67ч78є С, загальною мінералізацією 0,9 ч1, 9г / л. За хімічним складом геотермальна вода майже відповідає нормам на питну воду. Основний споживач геотермальної води даного родовища тепличний комбінат з площею теплиць до 30 га, на якому раніше працювало 8 свердловин. В даний час тут опалюється 40% площі теплиць.
Для теплопостачання житлових і адміністративних будівель сел. Мостовій в 80-і роки був побудований геотермальний центральний тепловий пункт (ЦТП) розрахункової тепловою потужністю 5МВт, схема якого наведена на рис.5. Геотермальна вода в ЦТП надходить від двох свердловин з дебітом кожна 45ч70 мі / год і температурою 70ч74єС у два баки-акумулятора місткістю по 300мі. Для утилізації теплоти скидної геотермальної води встановлено два парокомпрессорная теплових насоса розрахункової тепловою потужністю 500кВт. Відпрацьована в системах опалення геотермальна вода з температурою 30ч35єС перед теплонасосної установкою (ТНУ) розділяється на два потоки, один з яких охолоджується до 10єС і зливається у водойму, а другий догріває до 50єС і повертається в баки-акумулятори. Теплонасосні установки були виготовлені московським заводом «Компресор» на базі холодильних машин А-220-2-0.
Регулювання теплової потужності геотермального опалення при відсутності пікового догріву здійснюється двома способами: пропусками теплоносія і циклічно. При останньому способі системи періодично заповнюються геотермальним теплоносієм з одночасним зливом охолодженого. При добовому періоді опалення Z час натопив Zн визначається за формулою
Zн = 48j / (1 + j), де
Місткість баків-акумуляторів геотермальних систем визначається з умови забезпечення нормованої амплітуди коливань температури повітря в опалювальних житлових приміщеннях (± 3 ° С) за формулою.
де kF тепловіддача системи опалення, яка припадає на 1 ° С температурного напору, Вт / ° С; Z = Zн + Zпперіод роботи геотер-мального опалення; Zппродолжітельность паузи, год; Qp і Qpрасчетная та середня за сезон теплова потужність системи опалення будинку, Вт; c · pобьемная теплоємність геотермальної води, Дж / (мі · єС); nчісло включень геотермального опалення за добу; k1коеффіціент теплових втрат у системі геотермального теплопостачання; А1амплітуда коливань температури в опалювальному приміщенні, єС; Рномсуммарний показник теплопоглинання опалювальних приміщень; Vс і Vтс місткість систем опалення та теплових мереж, мі.
При роботі теплових насосів співвідношення витрат геотермальної води через випарник Gі і конденсатор Gк визначається за формулою:
Де tk, to, tітемпература геотермальної води після конденсатора, системи опалення будинку і випарників ТНУ, єС.
Слід відзначити низьку надійність застосовувалися конструкцій теплових насосів, так як умови їх роботи суттєво відрізнялися від умов роботи холодильних машин. Відношення тисків нагнітання і всмоктування компресорів при роботі в режимі теплових насосів в 1,5 ч2 рази перевищує аналогічне ставлення в холодильних машинах. Відмови шатуннопоршневой групи, маслохозяйства, автоматики призвели до передчасного виходу цих машин з ладу.
У результаті відсутності контролю гідрологічного режиму експлуатація Мостовського геотермального родовища вже через 10 років тиск у гирлі свердловин зменшилося в 2 рази. З метою відновлення пластового тиску родовища в 1985р. було пробурено три свердловини нагнітальних, побудована насосна станція, проте їх робота не дала позитивного результату через низьку прийомистості пластів.
Для найбільш перспективного використання геотермальних ресурсів м. Усть-Лабінська з населенням 50 тис. чоловік, розташованого в 60 км від Краснодара, розроблена система геотермального теплопостачання розрахункової тепловою потужністю 65 МВт. З трьох водонасосних горизонтів обрані еоцен-палеоценових відкладення глибиною залягання 2200ч2600м з пластової температурою 97ч100єС, мінералізацією 17ч24г / л.
У результаті аналізу існуючих та перспективних теплових навантажень у відповідності зі схемою розвитку теплопостачання міста визначена оптимальна, розрахункова, теплова потужність геотермальної системи теплопостачання. Техніко-економічне порівняння чотирьох варіантів (три з них без пікових котелень з різною кількістю свердловин і один з догріву в котельні) показало, що мінімальний термін окупності має схема з пікової котельні рис.6.
Система геотермального теплопостачання передбачає будівництво західного і центрального термоводозаборов з сімома нагнітальними свердловинами. Режим експлуатації термоводозаборов зі зворотним закачуванням охолодженого теплоносія. Систе \ ма теплопостачання двоконтурна з піковим догріву в котельні і залежним приєднанням існуючих систем опалення будівель. Капітальні вкладення у спорудження даної геотермальної системи склали 5,14 млн. руб. (У цінах 1984р.), Термін окупаемості4, 5 року, розрахункова економія заміщає топліва18, 4 тис. т. умовного палива на рік.
Для створення надкритичного циклу в технологічній схемі ГеоТЕС необхідна установка насоса на трубопроводі, що зв'язує конденсатор з теплообмінником.
Однак такі фактори, як збільшення потужності, зменшення розмірів підвідних трубопроводів і турбіни і більш повне спрацьовування температурного потенціалу термальної води, говорять на користь надкритичного циклу.
У подальшому слід шукати теплоносії з більш низькою критичною температурою, що дозволить створювати сверхкритические цикли при використанні термальних вод з більш низькою температурою, так як тепловий потенціал переважної більшості розвіданих родовищ на території Росії не перевищує 100ч120єС. У цьому відношенні найбільш перспективним є R13B1 (тріфторбромметан) з наступними критичними параметрами: tк = 66,9 єС; pк = 3,946 МПа; qк = 770кг/мі.
Результати оціночних розрахунків показують, що застосування в первинному контурі ГеоТЕС термальної води з температурою tк = 120єС і створення у вторинному контурі на хладоне R13B1 надкритичного циклу з початковим тиском pн = 5,0 МПа також дозволяють збільшити потужність турбіни до 14% в порівнянні з докритическим циклом з початковим тиском pн = 3,5 МПа.
Для успішної експлуатації ГеоТЕС необхідно вирішувати проблеми, пов'язані з виникненням корозії і солеотложеній, які, як правило, посилюються зі збільшенням мінералізації термальної води. Найбільш інтенсивні солеотложенія утворюються через дегазації термальної води і порушення в результаті цього вуглекислотного рівноваги.
У запропонованій технологічній схемі первинний теплоносій циркулює по замкнутому контуру: шар - видобувна свердловина - наземний трубопровід - насос - нагнітальна свердловина - пласт, де умови для дегазації води зведені до мінімуму. У той же час слід дотримуватися таких термобаричних умов в наземній частині первинного контуру, які перешкоджають дегазації і випадання карбонатових відкладень (залежно від температури і мінералізації тиск необхідно підтримувати на рівні 1,5 МПа і вище).
Зниження температури термальної води призводить до випадання і некарбонатних солей, що було підтверджено дослідженнями, проведеними на Каясулінском геотермальному полігоні. Частина випадають в осад солей буде відкладатися на внутрішній поверхні нагнітальної свердловини, а основна маса виноситься в привибійну зону. Відкладення солей на забої нагнітальної свердловини буде сприяти зниженню прийомистості і поступового зменшення циркулярного дебіту, аж до повної зупинки ГЦС.
Для запобігання корозії і солеотложеній в контурі ГЦС можна використовувати ефективний реагент ОЕДФК (оксіетил-дендіфосфоновая кислота), що володіє тривалим антикорозійному-іонним і антинакипний дією пасивації поверхні. Відновлення пасивуючого шару ОЕДФК здійснюється шляхом періодичного імпульсного введення розчину реагенту в термальну воду у гирла видобувної свердловини.
Для розчинення сольового шламу, який буде накопичуватися в привибійній зоні, а отже і для відновлення прийомистості нагнітальної свердловини досить ефективним реагентом є НМК (концентрат низькомолекулярних кислот), який також можна вводити періодично в ціркуліруемую термальну воду на ділянці до нагнітального насоса.
Отже, з вище сказаного можна запропонувати, що одним з перспективних напрямків освоєння теплової енергії земних надр є її перетворення в електричну шляхом будівництва двоконтурних ГеоТЕС на низькокиплячих робочих агентів. Ефективність такого перетворення залежить від багатьох факторів, зокрема від вибору робочого тіла і параметрів термодинамічного циклу вторинного контуру ГеоТЕС.
Результати проведеного розрахункового аналізу циклів з використанням різних теплоносіїв у вторинному контурі показують, що найбільш оптимальними є сверхкритические цикли, які дозволяють підвищити потужність турбіни і ККД циклу, поліпшити транспортні властивості теплоносія і більш повно спрацьовувати температуру вихідної термальної води, що циркулює в первинному контурі ГеоТЕС.
Встановлено також, що для високотемпературної термальної води (180єС і вище) найбільш перспективним є створення надкритичних циклів у вторинному контурі ГеоТЕС з використанням ізобутану, тоді як для вод з більш низькою температурою (100ч120єС і вище) при створенні таких же циклів найбільш підходящим теплоносієм є хладон R13В1.
У залежності від температури видобувається термальної води існує оптимальна температура випаровування вторинного теплоносія, відповідна максимальної потужності, що виробляється турбіною.
Надалі необхідно вивчати сверхкритические суміші, використання яких в якості робочого агента для геотермальних енергетичних циклів є найбільш зручним, так як шляхом підбору складу суміші можна легко міняти їх критичні властивості в залежності від зовнішніх умов.
Інший напрямок використання геотермальної енергії геотермальне теплопостачання, яке вже давно знайшло застосування на Камчатці та Північному Кавказі для обігріву теплиць, опалення та гарячого водопостачання в житлово-комунальному секторі. Аналіз світового та вітчизняного досвіду свідчить про перспективність геотермального теплопостачання. В даний час у світі працюють геотермальні системи теплопостачання загальною потужністю 17175 МВт, тільки в США експлуатується понад 200 тисяч геотермальних установок. За планами Європейського союзу потужність геотермальних систем теплопостачання, включаючи теплові насоси, повинна зрости з 1300 МВт в 1995 до 5000 МВт в 2010р.
У СРСР геотермальні води використовувалися в Краснодарському і Ставропольському краях, Кабардино-Балкарії, Північній Осетії, Чечено - Інгушетії, Дагестані, Камчатської області, Криму, Грузії, Азербайджані і Казахстані. У 1988р видобувалося 60,8 млн. мі геотермальної води, зараз у Росії її добувається до 30млн. мі на рік, що еквівалентно 150ч170 тис. т. умовного палива. Разом з тим технічний потенціал геотермальної енергії, за даними Міненерго РФ, становить 2950 млн. т. умовного палива.
За минулі 10 років у нашій країні розпалася система розвідки, розробки та експлуатації геотермальних ресурсів. У СРСР науково дослідними роботами з даної проблеми займалися інститути Академії наук, міністерств геології і газової промисловості. Розвідку, оцінку та затвердження запасів родовищ виконували інститути та регіональні підрозділи міністерства геології. Буріння продуктивних свердловин, облаштування родовищ, розробку технологій зворотного закачування, очищення геотермальних вод, експлуатацію геотермальних систем теплопостачання здійснювали підрозділи Міністерства газової промисловості. У його складі працювало п'ять регіональних експлуатаційних управлінь, науково-виробниче об'єднання «Союзгеотерм» (Махачкала), яким була розроблена схема перспективного використання геотермальних вод СРСР. Проектуванням систем і устаткування геотермального теплопостачання займався Центральний науково-дослідний і проектно-експерементальний інститут інженерного обладнання.
В даний час припинилися комплексні науково-дослідні роботи в області геотермії: від геолого-гідрогеологічних досліджень до проблем очистки геотермальних вод. Не ведеться розвідувальне буріння, облаштування раніше розвіданих родовищ, не модернізується обладнання існуючих геотермальних систем теплопостачання. Роль державного управління в розвитку геотермії незначна. Фахівці з геотермії розрізнені, їх досвід не затребуваний. Аналіз існуючого стану та перспектив розвитку в нових економічних умовах Росії виконаємо на прикладі Краснодарського краю.
Для даного регіону з усіх НВДЕ найбільш перспективним є використання геотермальних вод. На рис.4 представлені пріоритети використання НВДЕ для теплопостачання об'єктів Краснодарського краю.
У Краснодарському краї щорічно видобувається до 10 млн. мі / рік геотермальної води з температурою 70ч100є С, що заміщає 40ч 50 тис. т. органічного палива (у перерахунку на умовне паливо-во). Експлуатується 10 родовищ, на яких працює 37 свердловин, в стадії освоєння знаходяться 6 родовищ з 23 свердловинами. Загальна кількість геотермальних скважін77. Геотермальними водами опалюється 32 га. теплиць, 11 тис. квартир у восьми населених пунктах, гарячим водопостачанням забезпечується 2 тис. чол. Розвідані експлуатаційні запаси геотермальних вод краю оцінюються в 77,7 тис. мі / добу, або при експлуатації протягом опалювального сезону-11, 7млн. мі в сезон, прогнозні запаси відповідно 165тис. мі / добу і 24,7 млн. мі в сезон.
Одне з найбільш розроблених Мостовське геотермальне родовище в 240 км від Краснодара в передгір'ях Кавказу, на якому пробурено 14 свердловин глибиною 1650ч1850м з дебітами 1500ч3300 мі / добу, температурою в гирлі 67ч78є С, загальною мінералізацією 0,9 ч1, 9г / л. За хімічним складом геотермальна вода майже відповідає нормам на питну воду. Основний споживач геотермальної води даного родовища тепличний комбінат з площею теплиць до 30 га, на якому раніше працювало 8 свердловин. В даний час тут опалюється 40% площі теплиць.
Для теплопостачання житлових і адміністративних будівель сел. Мостовій в 80-і роки був побудований геотермальний центральний тепловий пункт (ЦТП) розрахункової тепловою потужністю 5МВт, схема якого наведена на рис.5. Геотермальна вода в ЦТП надходить від двох свердловин з дебітом кожна 45ч70 мі / год і температурою 70ч74єС у два баки-акумулятора місткістю по 300мі. Для утилізації теплоти скидної геотермальної води встановлено два парокомпрессорная теплових насоса розрахункової тепловою потужністю 500кВт. Відпрацьована в системах опалення геотермальна вода з температурою 30ч35єС перед теплонасосної установкою (ТНУ) розділяється на два потоки, один з яких охолоджується до 10єС і зливається у водойму, а другий догріває до 50єС і повертається в баки-акумулятори. Теплонасосні установки були виготовлені московським заводом «Компресор» на базі холодильних машин А-220-2-0.
Регулювання теплової потужності геотермального опалення при відсутності пікового догріву здійснюється двома способами: пропусками теплоносія і циклічно. При останньому способі системи періодично заповнюються геотермальним теплоносієм з одночасним зливом охолодженого. При добовому періоді опалення Z час натопив Zн визначається за формулою
Zн = 48j / (1 + j), де
Місткість баків-акумуляторів геотермальних систем визначається з умови забезпечення нормованої амплітуди коливань температури повітря в опалювальних житлових приміщеннях (± 3 ° С) за формулою.
де kF тепловіддача системи опалення, яка припадає на 1 ° С температурного напору, Вт / ° С; Z = Zн + Zпперіод роботи геотер-мального опалення; Zппродолжітельность паузи, год; Qp і Qpрасчетная та середня за сезон теплова потужність системи опалення будинку, Вт; c · pобьемная теплоємність геотермальної води, Дж / (мі · єС); nчісло включень геотермального опалення за добу; k1коеффіціент теплових втрат у системі геотермального теплопостачання; А1амплітуда коливань температури в опалювальному приміщенні, єС; Рномсуммарний показник теплопоглинання опалювальних приміщень; Vс і Vтс місткість систем опалення та теплових мереж, мі.
При роботі теплових насосів співвідношення витрат геотермальної води через випарник Gі і конденсатор Gк визначається за формулою:
Де tk, to, tітемпература геотермальної води після конденсатора, системи опалення будинку і випарників ТНУ, єС.
Слід відзначити низьку надійність застосовувалися конструкцій теплових насосів, так як умови їх роботи суттєво відрізнялися від умов роботи холодильних машин. Відношення тисків нагнітання і всмоктування компресорів при роботі в режимі теплових насосів в 1,5 ч2 рази перевищує аналогічне ставлення в холодильних машинах. Відмови шатуннопоршневой групи, маслохозяйства, автоматики призвели до передчасного виходу цих машин з ладу.
У результаті відсутності контролю гідрологічного режиму експлуатація Мостовського геотермального родовища вже через 10 років тиск у гирлі свердловин зменшилося в 2 рази. З метою відновлення пластового тиску родовища в 1985р. було пробурено три свердловини нагнітальних, побудована насосна станція, проте їх робота не дала позитивного результату через низьку прийомистості пластів.
Для найбільш перспективного використання геотермальних ресурсів м. Усть-Лабінська з населенням 50 тис. чоловік, розташованого в 60 км від Краснодара, розроблена система геотермального теплопостачання розрахункової тепловою потужністю 65 МВт. З трьох водонасосних горизонтів обрані еоцен-палеоценових відкладення глибиною залягання 2200ч2600м з пластової температурою 97ч100єС, мінералізацією 17ч24г / л.
У результаті аналізу існуючих та перспективних теплових навантажень у відповідності зі схемою розвитку теплопостачання міста визначена оптимальна, розрахункова, теплова потужність геотермальної системи теплопостачання. Техніко-економічне порівняння чотирьох варіантів (три з них без пікових котелень з різною кількістю свердловин і один з догріву в котельні) показало, що мінімальний термін окупності має схема з пікової котельні рис.6.
Система геотермального теплопостачання передбачає будівництво західного і центрального термоводозаборов з сімома нагнітальними свердловинами. Режим експлуатації термоводозаборов зі зворотним закачуванням охолодженого теплоносія. Систе \ ма теплопостачання двоконтурна з піковим догріву в котельні і залежним приєднанням існуючих систем опалення будівель. Капітальні вкладення у спорудження даної геотермальної системи склали 5,14 млн. руб. (У цінах 1984р.), Термін окупаемості4, 5 року, розрахункова економія заміщає топліва18, 4 тис. т. умовного палива на рік.
Вартість електроенергії, вироблюваної геотермальними електростанціями.
Витрати на дослідження і розробку (буріння) геотермальних полів становлять до 50% всієї вартості ГеоТЕС, і тому вартість електроенергії, вироблюваної на ГеоЕС, досить значна. Так, вартість всієї дослідно-промислової (ВП) Верхнє-Мутновської ГеоЕС [потужність 12 (3 × 4) МВт] склала близько 300 млн. руб. Однак відсутність транспортних витрат на паливо, відновлюваність геотермальної енергії та екологічна чистота виробництва електроенергії і тепла дозволяють геотермальної енергетики успішно конкурувати на енергетичному ринку і в деяких випадках проводити більш дешеву електроенергію і тепло, ніж на традиційних КЕС і ТЕЦ. Для віддалених районів (Камчатка, Курильські острови) ГеоЕС име-ют безумовну перевагу перед ТЕЦ і дизельними станціями, що працюють на привізній паливі.Якщо в якості прикладу розглядати Камчатку, де понад 80% електроенергії виробляється на ТЕЦ-1 і ТЕЦ-2, що працюють на привізній мазуті, то використання геотермальної енергії більш вигідні. Навіть сьогодні, коли ще йде процес будівництва та освоєння нових ГеоЕС на Мутновської геотермальному поле, собівартість електроенергії на Верхньо-Мутновської ГеоЕС більш ніж у два рази нижче, ніж на ТЕЦ в Петропавловську Камчатському. Вартість 1 кВт × год (е) на старій Паужетської ГеоЕС в 2 ¸ 3 рази нижче, ніж на ТЕЦ-1 і ТЕЦ-2.
Собівартість 1 кВт × год електроенергії на Камчатці в липні 1988р була від 10 до 25 центів, а середній тариф на електроенергію був встановлений на рівні 14 центів. У червні 2001р. в цьому ж регіоні тариф на електроенергію за 1кВт × год становив від 7 до 15 центів. На початку 2002р. середній тариф у ВАТ «Камчатскенерго» був дорівнює 3,6 руб. (12центов). Абсолютно ясно, що економіка Камчатки не може успішно розвиватися без зниження вартості споживаної електроенергії, а цього можна досягти тільки шляхом використання геотермальних ресурсів.
Зараз, перебудовуючи енергетику, дуже важливо виходити з реальних цін на паливо і устаткування, а також цін на енергію для різних споживачів. В іншому випадку можна прийти до помилкових висновків і прогнозів. Так, у стратегії розвитку економіки Камчатської області, розробленої в 2001р в «Дальсетьпроекте», без достатніх обгрунтувань за 1000мі газу була закладена ціна 50дол., Хоча ясно, що реальна вартість газу буде не нижче 100дол., А тривалість освоєння газових родовищ становитиме 5Ч10 років. При цьому згідно запропонованої стратегії запаси газу розраховуються на термін експлуатації не більше 12 років. Тому перспективи розвитку енергетики Камчатської області повинні бути пов'язані в першу чергу з будівництвом серії геотермальних електростанцій на Мутновської родовищі [до 300МВт (е)] переозброєнням Паужетської ГеоЕС, потужність якої повинна бути доведена до 20 МВт, та будівництво нових ГеоЕС. Останні забезпечать енергетичну незалежність Камчатки на багато років (не менше 100 років) і дозволять знизити вартість продаваної електроенергії.
Згідно з оцінкою Світового Енергетичного Ради з усіх поновлювальних джерел енергії найнижча ціна за 1 кВт · год у ГеоЕС (дивись таблицю).
З досвіду експлуатації великих ГеоЕС на Філіппінах, Нової Зеландії, в Мексиці і в США випливає, що собівартість 1 кВт · год електроенергії часто не перевищує 1 цента, при цьому слід мати на увазі, що коефіцієнт використання потужності на ГеоЕС досягає значення 0,95.
Геотермальне теплопостачання найбільш вигідно при прямому використанні геотермальної гарячої води, а також при впровадженні теплових насосів, в яких може ефективно застосовуватися тепло землі з температурою 10ч30єС, тобто низькопотенційне геотермальне тепло. У сучасних економічних умовах Росії розвиток геотермального теплопостачання вкрай утруднено. Основні кошти необхідно вкладати в буріння свердловин. У Краснодарському краї при вартості буріння свердловини 1м 8 тис. руб., Глибині її 1800м витрати становлять 14,4 млн. руб. При розрахунковому дебіте свердловини 70мі / год, спрацьовує температурному напорі 30є С, цілодобовій роботі протягом 150 діб. на рік, коефіцієнті використання розрахункового дебіту протягом опалювального сезону 0,5 кількість відпускається теплоти одно 4385 МВт · год, або у вартісному вираженіі1, 3 млн. руб. при тарифі 300 руб. / (МВт · год). При такому тарифі бурінні свердловин буде окупатися 11 років. Разом з тим у перспективі необхідність розвиток даного напряму в енергетиці не викликає сумніву.
| Види НВДЕ | Встанов- ленна потужність (МВт) | Коеффіц. використ. потужності (%) | Вар - тість 1кВт • год сьогодні (Цент) | Вар тість 1кВт • год в будущ. (Цент) | Вартість 1кВт установл. потужність (Дол.) | Частка ви- працював- ної ел. енергії (%) | Приріст в послід- ня 5 років (%) |
| Геотер- мальна | 10200 | 55ч95 (84) | 2ч10 | 1ч8 | 800ч3000 | 70,2 | 22 |
| Вітер | 12500 | 20ч30 (25) | 5ч13 | 3ч10 | 1100ч 1700 | 27,1 | 30 |
| Солнеч- ва | 50 | 8ч20 | 25ч125 | 5ч25 | 5000ч10000 | 2,1 | 30 |
| Припливи | 34 | 20ч30 | 8ч15 | 8ч15 | 1700ч 2500 | 0,6 |
Геотермальне теплопостачання найбільш вигідно при прямому використанні геотермальної гарячої води, а також при впровадженні теплових насосів, в яких може ефективно застосовуватися тепло землі з температурою 10ч30єС, тобто низькопотенційне геотермальне тепло. У сучасних економічних умовах Росії розвиток геотермального теплопостачання вкрай утруднено. Основні кошти необхідно вкладати в буріння свердловин. У Краснодарському краї при вартості буріння свердловини 1м 8 тис. руб., Глибині її 1800м витрати становлять 14,4 млн. руб. При розрахунковому дебіте свердловини 70мі / год, спрацьовує температурному напорі 30є С, цілодобовій роботі протягом 150 діб. на рік, коефіцієнті використання розрахункового дебіту протягом опалювального сезону 0,5 кількість відпускається теплоти одно 4385 МВт · год, або у вартісному вираженіі1, 3 млн. руб. при тарифі 300 руб. / (МВт · год). При такому тарифі бурінні свердловин буде окупатися 11 років. Разом з тим у перспективі необхідність розвиток даного напряму в енергетиці не викликає сумніву.
Висновки.
1. Практично на всій території Росії є унікальні запаси геотермального тепла з температурами теплоносія (вода, двофазний потік і пар) від 30 до 200є С.2. В останні роки в Росії на основі крупних фундаментальних досліджень були створені геотермальні технології, здатні швидко забезпечити ефективне застосування тепла землі на ГеоЕС і ГеоТС для отримання електроенергії і тепла.
3. Геотермальна енергетика повинна зайняти важливе місце в загальному балансі використання енергії. Зокрема, для реструктуризації та переозброєння енергетики Камчатської області і Курильських островів і частково Примор'я, Сибіру і Північного Кавказу слід використовувати власні геотермальні ресурси.
4. Широкомасштабне впровадження нових схем теплопостачання з тепловими насосами з використанням низькопотенціальних джерел тепла дозволить знизити витрату органічного палива на 20ч25%.
5. Для залучення інвестицій і кредитів в енергетику слід виконувати ефективні проекти і гарантувати своєчасне повернення позикових коштів, що можливо тільки при повній і своєчасній оплаті елект-річества і тепла, відпущених споживачам.
Список літератури.
1. Перетворення геотермальної енергії в електричну з використанням у вторинному контурі надкритичного цик-ла. Абдулагатов І.М., Алхасов А.Б. «Теплоенергетіка.-1988 № 4-стр. 53-56 ».2. Саламом А.А. «Геотермічні електростанції в енергетиці світу» Теплоенергетіка2000 № 1-стор. 79-80 »
3. Тепло Землі: З доповіді «Перспективи розвитку геотермальних технологій» Екологія і життя-2001-№ 6-стр49-52.
4. Тарніжевскій Б.В. «Стан і перспективи використання НВДЕ в Росії» Промислова енергетика-2002-№ 1-стор. 52-56.
5. Кузнєцов В.А. «Мутновської геотермальна електростанція» Електричні станції-2002-№ 1-стор. 31-35.
6. Бутузов В.А. «Геотермальні системи теплопостачання в Краснодарському краї» Енергоменеджер-2002-№ 1-стор.14-16.
7. Бутузов В.А. «Аналіз геотермальних систем теплопостачання Росії» Промислова енергетика-2002-№ 6-стор.53-57.
8. Доброхотов В.І. «Використання геотермальних ресурсів в енергетиці Росії» Теплоенергетика-2003-№ 1-стор.2-11.
9. Алхасов А.Б. «Підвищення ефективності використання геотермального тепла» Теплоенергетика-2003-№ 3-стор.52-54.