Численные исследования эффективности работы бинарных геотермальных станций на изученных термальных месторождениях России

Полный текст

Сокращения, аббревиатуры

• EIA – Energy Information Administration (Управление энергетической информацией);
• ВИЭ – возобновляемый источник энергии;
• ГеоЭС – геотермальная электростанция;
• ГИ – горячий источник;
• КВО – конденсатор воздушного охлаждения;
• КН – конденсатный насос;
• КПД – коэффициент полезного действия;
• н/д – нет данных;
• н.п. – населенный пункт;
• ОЦР – органический цикл Ренкина;
• ПВС – пароводяная смесь;
• р-н – район;
• СРК – стопорно-регулирующие клапаны;
• ФФ – флюид-фреон;
• Чистый ноль – углеродная нейтральность энергетических объектов;
• ЭЭ – электроэнергия;
• SI – СИ – международная система измерения единиц.

Введение

Согласно докладу ООН 2022 г. [1] о целях в области устойчивого развития, мир стоит на краю климатической катастрофы, и время, когда ее еще можно предотвратить, быстро уходит. Увеличение общего потребления энергии, с одной стороны, и минимизация связанных с этим выбросов парниковых газов, с другой, являются одной из наиболее важных экологических проблем в современном мире [2, 3]. Согласно прогнозам, для снижения последствий глобального потепления потребуется увеличить долю ВИЭ до 65 % к 2050 г. [4]. Также отмечается, что ВИЭ будут самыми быстрорастущими источниками энергии, и уже к 2040 г. их доля может увеличиться в 5 раз, что обеспечит приблизительно 14 % мирового потребления энергии [5].

Цель мировых энергетических трендов – развитие ВИЭ [6]. В странах Восточной и Юго-Восточной Европы, Центральной Азии, Кавказа и в Российской Федерации с 2018 г. наблюдался беспрецедентный рост производства возобновляемой электроэнергии [7]. Согласно данным «Eurostat» за 2020 г., в некоторых странах Европы доля ВИЭ уже превысила 50 %. При этом лидерами стали такие страны, как Исландия (83,7 %), Норвегия (77,4 %) и Швеция (60,1 %) [8].

Среди ВИЭ после ветровой и солнечной энергетики геотермальная стоит на третьем месте в мире по выработке электрической энергии. Однако развитие ветровых и солнечных электростанций в отсутствие накопителей энергии не может считаться наиболее эффективным способом снижения выбросов парниковых газов в энергосистеме, тем более что данные виды электростанций значительно проигрывают другим вариантам комбинированной выработки электроэнергии и тепла [9]. Кроме того, важно отметить, что геотермальная энергия является предсказуемым постоянным и надежным источником энергии, не зависящим от погоды или сезонных колебаний [10]. Накопленная под поверхностью Земли геотермальная энергия может применяться для прямого обеспечения тепловой энергией либо для преобразования в электроэнергию и, следовательно, является одним из источников энергии, доступных для достижения «чистого нуля» [11]. Геотермальные системы отопления и охлаждения могут обеспечить здания недорогими ресурсами и, как правило, имеют больший срок службы, надежность и устойчивость по сравнению с такими источниками, как, например, ветер и солнце [12]. Сегодня используется менее 1,0 % потенциала геотермальной энергии Земли, стоимость преобразования которой в электрическую энергию является одной из самых низких среди различных технологий электрогенерации согласно статистике EIA США (табл. 1) [13, 14].

Температура геотермальных ресурсов играет принципиально важную роль в геотермальном секторе. Например, прямое использование геотермальных ресурсов с температурами от 30 до 90 °C [15] может быть полезно для: химической обработки [16], охлаждения/обогрева зданий [17], сельскохозяйственных теплиц [18], производства водорода [19], дистилляции соленой воды [20, 21], извлечения тяжелой нефти [22], хранения энергии воздуха [23] и пр. В настоящее время низкотемпературные геотермальные ресурсы используются в качестве непосредственного источника энергии примерно в 82 странах, при этом общая установленная тепловая мощность составляет 70,9 ГВт [24].

 

Таблица 1. Средняя выровненная стоимость электроэнергии, производимой из невозобновляемых и альтернативных ресурсов на период 2020–2025 гг. [14, 15]

Table 1. Average aligned cost of electricity produced from non-renewable and alternative resources for 2020–2025 [14, 15]

Тип электростанции Power plant type	Стоимость $/кВт.ч Cost $/kW·hour
Угольная/Coal	0,12–0,13
На природном газе/On natural gas	0,043
Атомная/Nuclear	0,093
Ветровая (на суше)/Wind (on land)	0,038
Ветровая (на шельфе)/Wind (on the shelf)	0,106
Солнечная (фотоэлектрические) Solar (photovoltaic)	0,036
Солнечная (тепловая энергия) Solar (thermal energy)	0,165
Геотермальная/Geothermal	0,040
На биомассе/On biomass	0,090
Гидроэлектростанция Hydroelectric power station	0,039

 

Около 70 % используемых геотермальных ресурсов во всем мире имеют температуры от 110 до 160 °C [25]. Геотермальные источники с температурой выше 150 °C считаются высокотемпературными, и большая часть этих ресурсов находится в активных вулканических районах.

Согласно данным [26], суммарная выработанная электрическая мощность при использовании геотермальных источников в 2015 г. составила 73,5 ТВт×ч, в 2020 г. – 95 ТВт×ч, а в 2021 г. – уже 105 ТВт×ч. С 2015 по 2021 гг. прирост выработки электрической энергии составил 43 %, в основном благодаря вводу новых бинарных установок. Сегодня насчитывается около 400 геотермальных электростанций (часто состоящих из нескольких блоков/установок) [27].

В настоящее время страны с наибольшей общей установленной мощностью используемых геотермальных ресурсов (в порядке убывания): США, Индонезия, Филиппины, Турция, Новая Зеландия, Мексика, Италия, Кения, Япония и др. В Индонезии расположены четыре крупнейшие в мире электростанции, самая крупная из которых, «Salak», имеет мощность 376,8 МВт [28, 29].

Таким образом, в XXI в. складывается мировая тенденция в топливно-энергетическом комплексе по снижению выбросов вредных веществ, достижению углеродной нейтральности. При этом в России также поставлены задачи по увеличению ВИЭ для выработки энергии. Однако в настоящее время доля данных видов энергии очень мала. Основная цель данной работы состоит в том, чтобы численно доказать эффективность использования бинарных комплексов для преобразования геотермальной тепловой энергии в электрическую на известных термальных месторождениях в России.

Геотермальная энергия России

Россия обладает огромными запасами геотермальной энергии [30]. Среди регионов с геотермальными ресурсами выделяют: Предкавказье, Западную и Восточную Сибирь, Камчатку, Курильские острова, Сахалин, Дальний Восток [6]. Общий тепловой потенциал ресурсов геотермальной энергии России эквивалентен 1702 трлн т условного топлива (т.у.т.) [31]. В 2021 г. геотермальная энергетика Российской Федерации имела установленную мощность ГеоЭС 74 МВт, мощность тепловой генерации – 110 МВт, выработка электрической энергии в год составила 280 ГВт·ч, тепловой энергии – 428 ГВт·ч. В стране эксплуатировались три пароводяных геотермальных месторождения с 95 скважинами, из которых в 2021 г. было добыто 13 млн т ПВС. На 33-х гидрогеотермальных месторождениях было добыто 25,7 млн м³/год теплоносителя [32].

Территория Российской Федерации обширна, множество населенных пунктов находятся в труднодоступных и отдаленных районах, в которых для обеспечения потребностей в электрической энергии применяются установки, сжигающие углеродосодержащие ископаемые виды топлива. Однако использование данных установок сопряжено с рядом существенных недостатков: сжиганием ископаемого невозобновляемого топлива, загрязнением окружающей среды, высокой стоимостью топлива из-за проблем с доставкой в отдаленные районы и пр. В итоге вырабатывается электроэнергия с высокой себестоимостью, при этом суммарная годовая выработка достигает более 1 млрд кВт·ч [33]. На 2024 г. средняя себестоимость ЭЭ на этих электростанциях составляет 40–64 р./кВт·ч, а максимальная достигает 2191 р./кВт·ч, что во много раз превышает средний тариф при централизованном электроснабжении. Высокая стоимость производства ЭЭ обусловлена труднодоступностью данных районов и высокой стоимостью транспортировки органического вида топлива к данным электростанциям. В подобных условиях одним из наиболее перспективных способов снижения стоимости производимой ЭЭ может рассматриваться использование альтернативных источников энергии, например, геотермальной. Несмотря на то, что в большей части данных регионов отсутствуют высокотемпературные геотермальные источники, современные разработки позволяют обеспечивать потребителей электрической и тепловой энергией. Для выработки энергии в мире все чаще используются низкотемпературные геотермальные ресурсы в качестве первичных источников энергии [34]. В этом случае могут быть использованы геотермальные бинарной установки, работающие на предельно низкотемпературном теплоносителе (70 °C) [35].

Объекты исследования

Тепловая схема бинарных ГеоЭС

В настоящее время растет интерес к использованию осадочной геотермальной энергии для выработки электроэнергии в связи с достижениями в технологиях преобразования с использованием бинарных циклов, которые позволяют вырабатывать электроэнергию при температурах пласта до 80 °C [36]. Особый интерес низко- и среднетемпературные источники тепловой энергии представляют в связи с их доступностью [37].

Для таких геотермальных месторождений перспективной технологией становится ОЦР, который работает на насыщенном паре фреона. Геотермальная станция, работающая по такому бинарному циклу, может вырабатывать электрическую энергию от низкотемпературных источников тепловой энергии с наибольшей эффективностью.

Выбор рабочей жидкости является одним из наиболее важных вопросов, с которыми сталкиваются при проектировании систем с ОЦР, и продиктован различными критериями, такими как: безопасность использования, воздействие на окружающую среду, а также физические и химические параметры.

Температура окружающей среды является критическим параметром для работы геотермальных электростанций бинарного типа с конденсаторами воздушного охлаждения, поскольку летом электростанции этого типа сталкиваются со значительными потерями производительности. Геотермальные электростанции с конденсаторами воздушного охлаждения должны быть исследованы на предмет возможных альтернативных систем испарительного охлаждения, чтобы уменьшить негативное влияние температуры окружающей среды на мощности по производству электроэнергии в теплые дни [38].

Исследуемая бинарная ГеоЭС, работающая на насыщенном газообразном фреоне, тепловая схема которой приведена на рис. 1, может быть в модульном исполнении и является экологически чистым источником энергии для обеспечения потребителей в труднодоступных и отдаленных регионах.

Геотермальный флюид служит источником тепловой энергии для органического цикла Ренкина и после отдачи тепловой энергии закачивается в инжекционную скважину.

 

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема бинарной геотермальной электростанции [39]: 1 – продуктивная скважина; 2 – инжекционная скважина; 3 – насос; 4 – регулирующая аппаратура скважины; 5 – фильтры-сепараторы скважины; 6 – прочая запорно-регулирующая арматура; 7 – теплообменник; 8 – СРК; 9 – ОЦР-турбина; 10 – электрогенератор; 11 – КВО

Fig. 1. Basic thermal diagram of a binary geothermal power plant [39]: 1 – production well; 2 – injection well; 3 – pump; 4 – well control equipment; 5 – well filters-separators; 6 – other shut-off and control valves; 7 – heat exchanger; 8 – stop and control valves; 9 – ORC-turbine; 10 – electric generator; 11 – air cooled condenser

 

После получения тепловой энергии фреон в состоянии сухого насыщенного газа поступает на ОЦР-турбину для преобразования в энергию вращения на валу, который приводит в действие электрический генератор. Теплообменники поверхностного типа используются для теплообмена между геотермальным флюидом и фреоном. Для отвода тепловой энергии и конденсации рабочего тела применяется конденсатор с воздушным охлаждением. При этом на условия конденсации значительное влияние оказывают климатические условия, а также особенности конструкции КВО. Для повышения эффективности выработки электрической энергии в данной системе применяется внутренний теплообменник-регенератор [40].

Геотермальные месторождения России, перспективные для ГеоЭС

В табл. 2 приведены основные параметры геотермальных месторождений для предполагаемой установки на них модульной геотермальной электростанции с бинарным циклом.

 

Таблица 2. Параметры скважин России с температурой источника >80 °С c известным дебетом [27]

Table 2. Parameters of wells in Russia with a source temperature of >80°C and known flow rate [27]

Наименование Name	Месторасположение Location	Температура в устье скважины, °С Temperature at the wellhead, °C	Степень минерализации, г/л Mineralization degree, g/l	Дебит ГИ, м3/ч Flow rate, m3/h
Мечигменский/Mechigmensky	Чукотский автономный округ Chukotka Autonomous District	97	3,8	60–70
Менявинские/Menyavinsky		79,7	1,3	55
Чаплинские Chaplinsky		87,5	н/д/n/a	40
Паланские горячие ключи Palanskie hot springs	Камчатский край Kamchatka region	95	0,76	16,5
Киреунские/Kireunsky		100	1,53	30
Апапельские/Apapelskie		97	1,49	10
Малые Банные/Malye Bannye		70–80	пресная/fresh	1,5
Столбовские/Stolbovskie	Сахалинская область, о. Кунашир Sakhalin region, Kunashir island	80–100	н/д/n/a	2
Южно-Алехинские Yuzhno-Alekhinskie		60–100	н/д/n/a	10
Могойский/Mogoysky	Республика Бурятия Republic of Buryatia	81	0,5	80–100
Котельниковский Kotelnikovskiy		81	0,38	3–8
Чажемто Chazhemto	Томская область Tomsk region	118	5,9	0,93
Спа-курорт «Аква Тоника» Spa resort «Aqua Tonika»	Краснодарский край Krasnodar region	86	5	23
Кизляр/Kizlyar	Республика Дагестан  Republic of Dagestan	100–104	1,8–9,2	11–28,9
Центр «Тарнаир» Center «Tarnair»		97–98	21,99–22,03	0,03

 

В табл. 2 для каждого геотермального источника показан регион месторасположения, температура в устье скважины, степень минерализации и часовой дебет при самоизливе. По региону находятся среднемесячные температуры окружающего воздуха (табл. 3), температура флюида в устье скважины определяет температуру подвода тепловой энергии в ОЦР ГеоЭС, а дебет совместно с температурой определяет величину тепловой энергии, подводимой в бинарном цикле. Наибольшей температурой в устье скважины при самоизливе обладают горячие источники н.п. Чажемто, Кизляр, Киреунский, Столбовский (~100 °С), для которых температура подвода тепловой энергии в ОЦР ГеоЭС будет наибольшей. Наибольший дебет при самоизливе флюида наблюдается у Могойского и Мечигменского горячих источников, для которых бинарная ГеоЭС будет иметь наибольшую мощность среди всех представленных к рассмотрению месторождений.

 

Расчетный алгоритм бинарной ГеоЭС, работающей на насыщенном газообразном фреоне R245fa

Приведенная ниже математическая модель построена на базе теплового расчета схемы (рис. 1) при работе ОЦР на фреоне R245fa. Эта модель включает в себя физические характеристики всех рабочих тел, компонентов, в том числе теплообменников, насосов, охладителей, конденсаторов, турбин. Математическая модель реализована в пакете Excel с надстройкой уравнений базы данных Refprop [41].

Температура сухого насыщенного фреона на выходе из испарителя:

t_0S=t_ГЕО–Δt_ФФ, °С.

Давление, энтальпия, энтропия, плотность сухого насыщенного фреона на входе:

p_0S=pressure(R245fa; Tvap; SI; t_0S+273,15), МПа;
h₀=h^//₀=enthalpy(R245fa; Tvap; SI; t_0S+273,15), кДж/кг;
s₀=s^//₀=entropy(R245fa; Tvap; SI; t_0S+273,15), кДж/кг×°С;
ρ₀=ρ_0S=density(R245fa; Tvap; SI; t_0S+273,15), кг/м³,

где R245fa – выбранное рабочее тело в ОЦР; Tvap – функция газообразного (парообразного) состояния R245fa по температуре.

Температура и давление насыщения в КВО:

t_kS=t_В–Δt_КВО, °С;
p_kS=pressure(R245fa; Tvap; SI; t_KS+273,15), МПа.

Давление фреона на выходе из ОЦР-турбины:

p^ОЦР_k=p_KS+p_KSΔp_Т/100, МПа.

Теоретическая и действительная энтальпия фреона на выходе из ОЦР-турбины:

h^ОЦР_kt=enthalpy(R245fa; PS; SI; p^ОЦР_k; s^//₀), кДж/кг;
h^ОЦР_k=h₀–(h₀–h^ОЦР_kt)η_oi/100, кДж/кг.

Действительный теплоперепад ОЦР-турбины:

Δh^ОЦР=h₀–h^ОЦР_k, кДж/кг.

Массовый расход геотермальной воды на испаритель+экономайзер:

М_ГЕО=V_ГЕО/ρ_ГЕО, кг/с.

Энтальпия геотермальной воды на входе в теплообменники:

h_{ГЕО_ВХ}=enthalpy(water; TP; SI; t_ГЕО+273,15; p_ГЕО), кДж/кг.

Энтальпия геотермальной воды на выходе из теплообменников:

h_{ГЕО_ВЫХ}=enthalpy(water; TP; SI; t_{ГЕО_ВЫХ}; p_ГЕО), кДж/кг.

Тепловая мощность теплообменников флюид-фреон:

Q_ФФ=М_ГЕО(h_{ГЕО_ВХ}–h_{ГЕО_ВЫХ})η_ТЕПЛ/100.

Давление фреона R245fa на выходе из конденсатного насоса:

p_КН=p_0S[1+(Δp_СРК+Δp_ОЦР)/100], МПа.

Прирост энтальпии в конденсатном насосе:

Δh^КН=(p_КН–p_kS)×10³/(η_КН⸱ρ_КН), кДж/кг.

Энтальпия фреона R245fa на входе в теплообменники:

h^245fa_ВХ=h^/_K+Δh^КН+Δh_РЕГ, кДж/кг.

Номинальный массовый расход фреона R245fa на ОЦР-турбину:

M_R245fa = Q_ФФ / (h₀ – h^245fa_ВХ), кг/с.

Номинальная мощность ОЦР-турбины:

N_НОМ=M_R245faΔh^ОЦР, кг/с.

Объемный расход R245fa в ОЦР-турбине:

V_R245fa=M_R245fa/ρ₀, м³/с.

Действительная энтропия фреона на выходе из ОЦР-турбины:

s^R245fa_k=entropy(R245fa; PH; SI; p^ОЦР_k; h^ОЦР_k), кДж/кг×°С.

Энтропия сухого насыщенного фреона при давлении p^ОЦР_k:

s^//_k=entropy(R245fa; Pvap; SI; p^ОЦР_k; vap), кДж/кг×°С,

где Pvap – функция газообразного (парообразного) состояния R245fa по давлению.

Если s^ОЦР_k> s^//_k, газообразный фреон R245fa на выходе из ОЦР-турбины находится в перегретом состоянии.

Для снятия перегрева пара фреона перед конденсатором требуется его охлаждение в регенеративном подогревателе.

Энтальпия насыщенного фреона при давлении p^ОЦР_k:

h^//_k=enthalpy(R245fa; Pvap; SI; p^ОЦР_k; vap), кДж/кг×°С.

Теплосъем в регенеративном подогревателе:

Δh_РЕГ=h^ОЦР_k –h^//_k, кДж/кг.

Энтальпия конденсата фреона на выходе из КВО:

h^/_K=enthalpy(R245fa; Tliq; SI; t_kS+273,15; liq), кДж/кг,

где Tliq – функция жидкого состояния R245fa по температуре.

Плотность фреона на выходе из конденсатного насоса:

ρ_КН=density(R245fa; TP; SI; t^R245fa_ВХ+273,15; p_КН), кг/м³,

где t^R245fa_ВХ – температура фреона на входе в экономайзер:

t^R245fa_ВХ=temperature(R245fa; PH; SI; p_КН; h^R245fa_ВХ), °С.

Мощность конденсатного насоса:

N_КН=M_R245fa (p_КН–p_kS)×10³/(η_КНρ_КН), кВт.

Электрическая мощность геотермальной станции с учетом затрат на собственные нужды:

N_Э=(N_НОМ–N_КН–N_КВО)η_ЭМ, кВт.

Абсолютный электрический КПД геотермальной станции:

η_Э=N_Э×100/[М_ГЕО(h_ГЕО–h_{ГЕО_ВЫХ})], %.

Численные исследования ГеоЭС бинарного типа на различных геотермальных источниках

Данная часть работы состоит из двух взаимосвязанных этапов:

1)  изучение влияния температуры и дебета геотермального флюида на мощность и КПД нетто ГеоЭС;

2)  исследование влияния температуры окружающего воздуха на мощность и КПД нетто ГеоЭС.

Два этих этапа показывают, как природные факторы оказывают одновременное влияние на работу электрической станции.

Расчеты тепловой схемы бинарной ГеоЭС проведены при ее установке на месторождениях, расположенных в России. Каждое месторождение характеризуется температурой на поверхности в устье скважины t_ГЕО, °С, номинальным дебетом V_ГЕО, м³/ч. Кроме того, каждый регион обладает своими климатическими условиями, которые в данной статье было принято упростить до среднемесячной температуры воздуха t_ВОЗ^МЕС, °С (табл. 3).

 

Таблица 3. Среднемесячные температуры воздуха для выбранных регионов с термальными источниками [42]

Table 3. Average monthly air temperatures for selected regions with thermal springs [42]

Наименование источника Source	Среднемесячные температуры воздуха, °С/Average monthly air temperatures, °C
	Янв Jan	Фев Feb	Март March	Апр Apr	Май May	Июнь June	Июль July	Авг Aug	Сент Sept	Окт Oct	Нояб Nov	Дек Dec
Мечигменский Mechigmensky	–22,1	–21,1	–18,4	–12	–1,2	7,2	12,1	10,5	5,3	–3,6	–11,5	–19,2
Менявинские Menyavinsky
Чаплинские/Chaplinsky
Паланские/Palansky	-6,5	-6,1	-3,4	0,4	4,8	9,5	13	13,7	10,7	5,5	-0,6	-5
Киреунские/Kireunsky
Апапельские Apapelskie
Малые Банные Malye Bannye
Столбовские Stolbovskie	–12,2	–11,6	–5,6	1,7	6,9	11,7	15,5	17,3	13,2	6,5	–1,6	–8,6
Южно-Алехинские Yuzhno-Alekhinskie
Могойский/Mogoysky	–22,8	–17,5	–6,7	3,4	10,9	17,9	20,9	17,7	10	0,8	–10,3	–19,4
Котельниковский Kotelnikovskiy
Чажемто/Chazhemto	–17,1	–14,7	–7	1,3	10,4	15,9	18,7	15,7	9	1,7	–8,3	–15,1
Белый Яр/Bely Yar	–18,5	–17	–8,2	0,7	8,8	16	19	15,7	9,5	0,6	–10,1	–16,4
Аква Тоника Aqua Tonika	4,7	5	7,8	9,2	15,2	20	22	22,7	17,8	11,6	7,3	4,3
Кизляр/Kizlyar	0,1	0,3	4,6	11,2	17	22,2	24,8	24,2	19,2	13	6,4	12,1
Тарнаир/Tarnair

 

Общие условия работы тепловой схемы бинарной ГеоЭС:

• давление геотермального флюида в устье скважины – p_ГЕО=0,6 МПа;
• ОЦР работает на насыщенном газообразном фреоне R245fa (обоснование выбора тепловой схемы бинарной ГеоЭС и рабочего тела приведено в [39]);
• гидравлические потери давления R245fa на СРК (8) (рис. 1) – ∆p_ГЕО=5 %;
• температурный напор в КВО – Δt_КВО= 0 °С;
• гидравлические потери давления R245fa в теплообменниках (7) (рис. 1) – Δp_ОЦР=15 %;
• гидравлическое сопротивление выхлопного тракта ОЦР-турбины Δp_Т=5 %;
• тепловые потери теплообменников (7) охарактеризованы КПД – η_ТЕПЛ=0,98;
• внутренний относительный КПД ОЦР-турбины – η_oi=0,73;
• КПД конденсатного насоса – η_КН=0,8;
• температурный напор на горячем конце теплообменников ФФ – Δt_ФФ=10 °С.

Как видно из табл. 3, из рассматриваемых регионов республика Бурятия является регионом с наиболее холодным воздухом, в котором имеются Могойский и Котельниковский горячие источники, далее следует Чукотский АО, в котором находятся Мечигменский, Менявинские и Чаплинские горячие источники. При установке электростанции на базе ОЦР с КВО в данных регионах температура отвода тепловой энергии из цикла будет низкая, что приводит к увеличению генерации электрической мощности в генераторе и повышению КПД.

Наиболее жарким месяцем для большинства регионов, в которых есть показанные выше месторождения геотермального флюида, является июль. Однако есть регионы, в которых наиболее теплым является август, – это Камчатский край и Сахалинская область.

Данная таблица необходима для определения температуры отвода тепловой энергии из ОЦР с помощью КВО.

Для каждого месторождения (табл. 2) предполагаются установки с тепловой схемой в модульном исполнении бинарной геотермальной станции (рис. 1). По известному дебету и температуре в устье скважины термального источника определялась подводимая тепловая энергия и начальная температура фреона в ОЦР. По известным среднемесячным температурам определялась температура отвода и конденсации фреона R245fa в ОЦР. Таким образом исследовано 16 потенциальных геотермальных электростанций в различных регионах на разных месторождениях.

На рис. 2 приведена мощность ГеоЭС в зависимости от среднемесячных температур региона и от температуры и дебета скважины, которые были получены на основе численных исследований. Такая же зависимость показана на рис. 3, но для абсолютного электрического КПД нетто ОЦР ГеоЭС. Рисунки разделены на две части по электрической мощности ГеоЭС (рис. 2, а и рис. 3, а – для ГеоЭС N_НОМ>100 кВт, рис. 2, б и рис. 3, б – для ГеоЭС N_НОМ<100 кВт).

Как оказалось, наибольшей электрической мощностью обладала бы бинарная ГеоЭС, работающая на Могойском ГИ, для которого часовой дебет флюида при самоизливе составляет V_ГЕО=100 м³/ч. Таким образом, тепловая мощность, получаемая фреоном R245fa в теплообменниках ФФ, составляет 12,9 МВт. А генерируемая электрическая мощность в январе составляет N_Э=1752 кВт, наименьшая – в июле N_Э=774 кВт. При этом наибольшей генерируемой мощностью в самом теплом месяце года (июле) обладает бинарная ГеоЭС на Мечигменском ГИ – N_Э=930 кВт, связано это с меньшей температурой воздуха, чем для Могойского ГИ (табл. 3).

На втором месте по генерируемой мощности в холодное время года (в данном случае для января) находится ГеоЭС на Мечигменском ГИ, для нее N_Э=1385 кВт, на третьем месте – ГеоЭС на Менявском ГИ – N_Э=1053 кВт.

Из рис. 3 видно, что наибольшим абсолютным электрическим КПД обладает бинарная ГеоЭС, работающая на геотермальном источнике в п. Чажемто. Геотермальный источник обладает температурой в устье скважины t_ГЕО=118 °С, таким образом температура газообразно-насыщенного фреона R245fa на входе ОЦР-турбину составляет 108 °С. Кроме того, для этого региона (Северо-Запад Томской области) наблюдаются низкие температуры воздуха в течение года, которые определяют наименьшие значения для температуры отвода тепловой энергии в ОЦР. Наибольшее значение η_Э достигается в январе и составляет 15,22 % для ГИ п. Чажемто, наименьшее в июне – 11,0 %, когда температура воздуха наибольшая. Однако ГеоЭС для п. Чажемто обладает наибольшей электрической мощностью 20,89 кВт в январе.

Для ГеоЭС с мощностью более 100 кВт наибольшим абсолютным электрическим КПД обладает станция, располагаемая на Мечигменском месторождении. Наибольший КПД η_Э=14,51 % для января, а наименьший наблюдается в июле – η_Э=9,74 %. Для данного месторождения температура геотермального флюида в устье скважины составляет 97 °С и не меняется в течение года, таким образом, за падение и рост КПД отвечает температура отвода тепловой энергии, которая зависит от температуры наружного воздуха. Относительное падение абсолютного электрического КПД для Мечигменского месторождения в сравнении со значениями, полученными для января, может составлять для июля dη_Э=33 %.

Наибольшей относительной разницей абсолютного электрического КПД с января по июль (наиболее теплый месяц) обладают ГеоЭС на Могойском и на Котельниковском ГИ, для них dη_Э=50 %, эти месторождения расположены в респ. Бурятия. Для данного региона наблюдается наибольший перепад среднемесячных температур: в январе t_ВОЗ^МЕС= –22,8 °С, а в июле – t_ВОЗ^МЕС=20,9 °С, т. е. разница 43,7 °С при t_ГЕО=81 °С.

 

Рис. 2. Зависимость мощности брутто ГеоЭС от среднемесячных температур воздуха t_ВОЗ^МЕС в регионе и от параметров горячего источника

Fig. 2. Dependence of the GeoPP gross capacity on the average monthly air temperatures t_AIR^МONTH in the region and on the parameters of the hot source

 

Рис. 3. Зависимость абсолютного электрического КПД ОЦР ГеоЭС от среднемесячных температур воздуха t_ВОЗ^МЕС в регионе и от параметров горячего источника

Fig. 3. Dependence of the absolute electrical efficiency of the OCR GeoPP on the average monthly air temperatures t_AIR^MONTH in the region and on the parameters of the hot source

 

Наименьшей относительной разницей абсолютного электрического КПД с января по август (наиболее теплый месяц) обладают ГеоЭС на Киреунском ГИ dη_Э=22,1 % и на Апапельском ГИ dη_Э=22,9 %, которые располагаются в Камчатском крае. Разница в относительной величине dη_Э объясняется разной температурой геотермального источника: для Киреунского ГИ t_ГЕО=100 °С, а для Апапельского ГИ t_ГЕО=97 °С. Для данного региона наблюдается наименьший перепад среднемесячных температур: в январе t_ВОЗ^МЕС= –6,5 °С, а в июле t_ВОЗ^МЕС=13,7 °С, т. е. разница всего 20,2 °С. Таким образом, для стабильной и эффективной выработки электрической энергии в течение календарного года бинарные ГеоЭС, установленные на этих ГИ, будут наиболее подходящими.

Для ГеоЭС, работающей на Мечигменском ГИ, относительная разница абсолютного электрического КПД от самого холодного до самого теплого месяца в году составляет dη_Э=32,8 %. При этом бинарная станция обладает высокой электрической мощностью N_Э=930–1385 кВт, высоким абсолютным электрическим КПД η_Э=9,74–14,51 %. На втором месте по эффективности и стабильности выработки ЭЭ в течение календарного года стоит ГеоЭС на Менявском ГИ, для нее N_Э=634–1053 кВт, η_Э=7,86–13,06 %.

Выводы

На основе модифицированного для данного исследования ранее разработанного расчетного алгоритма [39] выполнены численные исследования эффективности работы бинарной модульной геотермальной электростанции при установке ее на различных известных горячих источниках в России и при ее работе в течение календарного года. Так как органический цикл Ренкина ГеоЭС использует в качестве рабочего тела органическое низкокипящее вещество в виде озонобезопасного фреона R245fa, отвод тепловой энергии и его конденсацию можно производить при отрицательных температурах. Для того чтобы работать при таких низких температурах, в схеме ГеоЭС предусмотрен конденсатор воздушного охлаждения, который за счет подачи воздуха на охлаждаемые секции отводит тепловую энергию из ОЦР.

Расчетными исследованиями выявлено, что наибольшей электрической мощности модульные ГеоЭС достигают в январе для всех регионов России, так как этот месяц является наиболее холодным в году. Наименьшая генерируемая мощность ГеоЭС для большинства регионов России соответствует июлю, а для Камчатского края и Сахалинской области – августу, так как именно этот месяц является наиболее теплым.

Наибольшую электрическую мощность, которая для января составляет 1752 кВт, может вырабатывать бинарная ГеоЭС, расположенная на Могойском ГИ (респ. Бурятия). Наибольшую электрическую мощность в самом теплом для региона месяце календарного года будет вырабатывать бинарная ГеоЭС на Мечигменском ГИ – N_Э=930 кВт.

Наибольшее значение абсолютного электрического КПД достижимо для бинарной ГеоЭС, работающей на ГИ в п. Чажемто Томской области, в январе η_Э=15,22 %. Наибольшее значение абсолютного электрического КПД для мощной ГеоЭС составит η_Э=14,51 % у станции на Мечигменском ГИ.

Наименьшей относительной разницей абсолютного электрического КПД для ГеоЭС, работающей в течение всего календарного года, составляющей dη_Э=22–23 %, характеризуются установки в Камчатском крае. Для мощной и эффективной ГеоЭС на Мечигменском ГИ dη_Э=32,8 %.

Исходя из результатов проведенных численных исследований наиболее привлекательными для строительства ГеоЭС по техническим параметрам месторождениями являются Мечигменские и Менявские ГИ. ГеоЭС, расположенные на данных ГИ, ожидаемо обладают высокой мощностью и абсолютным электрическим КПД, а также относительно небольшой разницей в эффективности генерации электрической энергии в течение календарного года.

Об авторах

Станислав Александрович Янковский

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: jankovsky@tpu.ru

кандидат технических наук, доцент НОЦ И.Н. Бутакова Инженерной школы энергетики

Россия, Томск

Александр Сергеевич Заворин

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Email: zavorin@tpu.ru

доктор технических наук, профессор НОЦ И.Н. Бутакова Инженерной школы энергетики

Россия, Томск

Наталья Сергеевна Янковская

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Email: nsy4@tpu.ru

инженер, Центр коллективного пользования «Физико-химические методы анализа»

Россия, Томск

Святослав Анатольевич Цибульский

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Email: stzibulsky@tpu.ru

кандидат технических наук, доцент НОЦ И.Н. Бутакова Инженерной школы энергетики

Россия, Томск

Список литературы

Дополнительные файлы