РАСЧЕТ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Произведем расчет тепловой схемы геотермальной электростанции бинарного типа, согласно .
Наша геотермальная электростанция состоит из двух турбин:
Первая работает на насыщенном водяном паре, полученном в расширителе. Электрическая мощность - ;
Вторая работает на насыщенном паре хладона R11, который испаряется за счет тепла воды, отводимый из расширителя.
Вода из геотермальных скважин с давлением pгв температурой tгв поступает в расширитель. В расширителе образуется сухой насыщенный пар с давлением pp. Этот пар направляется в паровую турбину. Оставшаяся вода из расширителя идет в испаритель, где охлаждается на и заканчивается обратно в скважину. Температурный напор в испарительной установке = 20°С. Рабочие тела расширяются в турбинах и поступают в конденсаторы, где охлаждаются водой из реки с температурой tхв. Нагрев воды в конденсаторе = 10°С, а недогрев до температуры насыщения = 5°С.
Относительные внутренние КПД турбин. Электромеханический КПД турбогенераторов = 0,95.
Исходные данные приведены в таблице 3.1.
Табл. 3.1. Исходные данные для расчета ГеоЭС
Принципиальная схема ГеоЭС бинарного типа (рис. 3.2).
Рис. 3.2.
Согласно схеме на рис. 3.2 и исходным данным проводим расчеты.
Расчет схемы паровой турбины, работающей на сухом насыщенном водяном паре
Температура пара при входе в конденсатор турбины:
где - температура охлаждающей воды на входе в конденсатор; - нагрев воды в конденсаторе; - температурный напор в конденсаторе.
Давление пара в конденсаторе турбины определяется по таблицам свойств воды и водяного пара :
Располагаемый теплоперепад на турбину :
где - энтальпия сухого насыщенного пара на входе в турбину; - энтальпия в конце теоретического процесса расширения пара в турбине.
Расход пара из расширителя на паровую турбину:
где - относительный внутренний КПД паровой турбины; - электромеханический КПД турбогенераторов.
Расчет расширителя геотермальной воды
Уравнение теплового баланса расширителя
где - расход геотермальной воды из скважины; - энтальпия геотермальной воды из скважины; - расход воды из расширителя в испаритель; - энтальпия геотермальной воды на выходе из расширителя. Определяется по таблицам свойств воды и водяного пара как энтальпия кипящей воды.
Уравнение материального баланса расширителя
Решая совместно эти два уравнения необходимо определить и.
Температура геотермальной воды на выходе из расширителя определяется по таблицам свойств воды и водяного пара как температура насыщения при давлении в расширителе:
Определение параметров в характерных точках тепловой схемы турбины, работающей в хладоне
Температура паров хладона на входе в турбину:
Температура паров хладона на выходе из турбины:
Энтальпия паров хладона на входе в турбину определяется по p-h диаграмме для хладона на линии насыщения при:
240 кДж/кг.
Энтальпия паров хладона на выходе из турбины определяется по p-h диаграмме для хладона на пересечении линий и линии температуры:
220 кДж/кг.
Энтальпия кипящего хладона на выходе из конденсатора определяется по p-h диаграмме для хладона на кривой для кипящей жидкости по температуре:
215 кДж/кг.
Расчет испарителя
Температура геотермальной воды на выходе из испарителя:
Уравнение теплового баланса испарителя:
где - теплоемкость воды. Принять =4,2 кДж/кг.
Из этого уравнения необходимо определить.
Расчет мощности турбины, работающей на хладоне
где - относительный внутренний КПД хладоновой турбины; - электромеханический КПД турбогенераторов.
Определение мощности насоса для закачки геотермальной воды в скважину
где - КПД насоса, принимается 0,8; - средний удельный объем геотермальной воды .
Геотермальная энергия – это энергия, получаемая из природного тепла Земли. Достичь этого тепла можно с помощью скважин. Геотермический градиент в скважине возрастает на 1 0С каждые 36 метров. Это тепло доставляется на поверхность в виде пара или горячей воды. Такое тепло может использоваться как непосредственно как для обогрева домов и зданий, так и для производства электроэнергии. Термальные регионы имеются во многих частях мира.
По различным подсчетам, температура в центре Земли составляет, минимум, 6 650 0С. Скорость остывания Земля примерно равна 300-350 0С в миллиард лет. Земля содержит 42 х 1012 Вт тепла, из которых 2% содержится в коре и 98% - в мантии и ядре. Современные технологии не позволяют достичь тепла, которое находится слишком глубоко, но и 840 000 000 000 Вт (2%) доступной геотермальной энергии могут обеспечить нужды человечества на долгое время. Области вокруг краев континентальных плит являются наилучшим местом для строительства геотермальных станций, потому что кора в таких зонах намного тоньше.
Геотермальные электростанции и геотермальные ресурсы
Чем глубже скважина, тем выше температура, но в некоторых местах геотермальная температура поднимается быстрее. Такие места обычно находятся в зонах повышенной сейсмической активности, где сталкиваются или разрываются тектонические плиты. Именно поэтому наиболее перспективные геотермальные ресурсы находятся в зонах вулканической активности. Чем выше геотермический градиент, тем дешевле обходится добыча тепла, за счет уменьшения расходов на бурение и качание. В наиболее благоприятных случаях, градиент может быть настолько высок, что поверхностные воды нагреваются до нужной температуры. Примером таких случаев служат гейзеры и горячие источники.
Ниже земной коры находится слой горячего и расплавленного камня называемый магмой. Тепло возникает там, прежде всего, за счет распада природных радиоактивных элементов, таких как уран и калий. Энергетический потенциал тепла на глубине 10 000 метров в 50 000 раз больше энергии, чем все мировые запасы нефти и газа.
Зоны наивысших подземных температур находятся в регионах с активными и молодыми вулканами. Такие «горячие точки» находятся на границах тектонических плит или в местах, где кора настолько тонка, что пропускает тепло магмы. Множество горячих точек находится в зоне Тихоокеанского кольца, которое еще называют «огненное кольцо» из-за большого количества вулканов.
Геотермальные электростанции - способы использования геотермальной энергии
Существует два основных способа использования геотермальной энергии: прямое использование тепла и производство электроэнергии. Прямое использование тепла является наиболее простым и поэтому наиболее распространенным способом. Практика прямого использования тепла широко распространенна в высоких широтах на границах тектонических плит, например в Исландии и Японии. Водопровод в таких случаях монтируется непосредственно в глубинные скважины. Получаемая горячая вода применяется для подогрева дорог, сушки одежды и обогрева теплиц и жилых строений. Способ производства электричества из геотермальной энергии очень похож на способ прямого использования. Единственным отличием является необходимость в более высокой температуре (более 150 0С).
В Калифорнии, Неваде и некоторых других местах геотермальная энергия используется на больших электростанциях, Так, в Калифорнии около 5% электричества вырабатывается за счет геотермальной энергии, в Сальвадоре геотермальная энергия производит около 1/3 электроэнергии. В Айдахо и Исландии геотермальное тепло используется в различных сферах, в том числе и для обогрева жилья. В тысячах домах геотермальные тепловые насосы используются для получения экологически чистого и недорогого тепла.
Геотермальные электростанции - источники геотермальной энергии.
Сухая нагретая порода – Для того, чтобы использовать энергию в геотермальных электростанциях, содержащуюся в сухой скальной породе, воду при высоком давлении закачивают в породу. Таким образом, расширяются существующие в породе изломы, и создается подземный резервуар пара или горячей воды.
Магма – расплавленная масса, образующаяся под корой Земли. Температура магмы достигает 1 200 0С. Несмотря на то, что небольшие объемы магмы находятся на доступных глубинах, практические методы получения энергии из магмы находятся на стадии разработки.
Горячие, находящиеся под давлением, подземные воды , содержащие растворенный метан. В производстве электроэнергии используются и тепло, и газ.
Геотермальные электростанции - принципы работы
В настоящее время существует три схемы производства электроэнергии с использованием гидротермальных ресурсов: прямая с использованием сухого пара, непрямая с использованием водяного пара и смешанная схема производства (бинарный цикл). Тип преобразования зависит от состояния среды (пар или вода) и ее температуры. Первыми были освоены электростанции на сухом пару. Для производства электроэнергии на них пар, поступающий из скважины, пропускается непосредственно через турбину/генератор. Электростанции с непрямым типом производства электроэнергии на сегодняшний день являются самыми распространенными. Они используют горячие подземные воды (температурой до 182 0С) которая закачивается при высоком давлении в генераторные установки на поверхности. Геотермальные электростанции со смешанной схемой производства отличаются от двух предыдущих типов геотермальных электростанций тем, что пар и вода никогда не вступают в непосредственный контакт с турбиной/генератором.
Геотермальные электростанции, работающие на сухом пару
Паровые электростанции работают преимущественно на гидротермальном пару. Пар поступает непосредственно в турбину, которая питает генератор, производящий электроэнергию. Использование пара позволяет отказаться от сжигания ископаемого топлива (также отпадает необходимость в транспортировке и хранении топлива). Это старейшие геотермальные электростанции. Первая такая электростанция была построена в Лардерелло (Италия) в 1904 году, она действует и в настоящее время. Паровая технология используется на электростанции «Гейзерс» в Северной Калифорнии – это самая крупная геотермальная электростанция в мире.
Геотермальные электростанции на парогидротермах
Для производства электричества на таких заводах используются перегретые гидротермы (температура выше 182 °С). Гидротермальный раствор нагнетается в испаритель для снижения давления, из-за этого часть раствора очень быстро выпаривается. Полученный пар приводит в действие турбину. Если в резервуаре остается жидкость, то ее можно выпарить в следующем испарителе для получения еще большей мощности.
Геотермальные электростанции с бинарным циклом производства электроэнергии.
Большинство геотермальных районов содержат воду умеренных температур (ниже 200 0С). На электростанциях с бинарным циклом производства эта вода используется для получения энергии. Горячая геотермальные вода и вторая, дополнительная жидкость с более низкой точкой кипения, чем у воды, пропускаются через теплообменник. Тепло геотермальной воды выпаривает вторую жидкость, пары которой приводят в действие турбины. Так как это замкнутая система, выбросы в атмосферу практически отсутствуют. Воды умеренной температуры являются наиболее распространенным геотермальным ресурсом, поэтому большинство геотермальных электростанций будущего будут работать на этом принципе.
Будущее геотермального электричества.
Резервуары с паром и горячей водой являются лишь малой частью геотермальных ресурсов. Земная магма и сухая твердая порода обеспечат дешевой, чистой практически неиссякаемой энергией, как только будут разработаны соответствующие технологии по их утилизации. До тех пор, самыми распространенными производителями геотермальной электроэнергии будут электростанции с бинарным циклом.
Чтобы геотермальное электричество стало ключевым элементом энергетической инфраструктуры США, необходимо разработать методы по уменьшению стоимости его получения. Департамент Энергетики США работает с представителями геотермальной промышленности по уменьшению стоимости киловатт-часа до $0,03-0,05. По прогнозам, в ближайшее десятилетие появятся новые геотермальные электростанции мощностью 15 000 МВт.
В состав двухконтурной ГеоТЭУ (рис. 4.2) входит парогенератор 4, в котором тепловая энергия геотермальной пароводяной смеси используется для нагревания и испарения питательной воды традиционной влажнопаровой паротурбинной установки 6 с электрогенератором 5. Отработавшая в парогенераторе геотермальная вода закачивается насосом 3 в обратную скважину 2. Химочистка питательной воды турбоустановки ведется обычными методами. Питательный насос 8 возвращает конденсат из конденсатора 7 в парогенератор.
В двухконтурной установке неконденсирующиеся газы в паровом контуре отсутствуют, поэтому в конденсаторе обеспечивается более глубокий вакуум и термический КПД установки возрастает по сравнению с одноконтурной. На выходе из парогенератора остающаяся теплота геотермальных вод может, как и в случае одноконтурной ГеоТЭС, использоваться для нужд теплоснабжения.
Рис.4.2. Тепловая схема двухконтурной ГеоТЭС
Газы, в том числе сероводород, подаются из парогенератора в барботажный абсорбер и растворяются в отработанной геотермальной воде, после чего она закачивается в скважину захоронения. По данным испытаний на строящейся Океанской ГеоТЭС (Курильские острова) в барботажном абсорбере растворяется 93.97% исходного сероводорода.
Перепад температур в парогенераторе снижает энтальпию острого пара двухконтурной установки h 1 по сравнению с одноконтурной, однако в целом теплоперепад в турбине увеличивается из-за уменьшения энтальпии отработавшего пара h 2 . Термодинамический расчет цикла ведется как для обычной паротурбинной ТЭС (см. раздел по солнечным паротурбинным установкам).
Расход горячей воды из геотермальных скважин для установки мощностью N, кВт, определяется из выражения
Кг/с, (4.3)
где - перепад температур геотермальной воды на входе и выходе из парогенератора,°C, - КПД парогенератора. Полный КПД современных двухконтурных паротурбинных ГеоТЭУ составляет 17.27%.
На месторождениях со сравнительно низкой температурой геотермальных вод (100-200°С) применяют двухконтурные установки на низко- кипящих рабочих телах (фреонах, углеводородах). Экономически оправдано также использование таких установок для утилизации теплоты отсепарированной воды одноконтурных ГеоТЭС (вместо теплофикационного теплообменника на рис. 4.1). В нашей стране впервые в мире (в 1967 г.) создана энергоустановка этого типа на хладоне R-12 мощностью 600 кВт, построенная на Паратунском геотермальном месторождении (Камчатка) при научном руководстве института теплофизики Сибирского отделения АН СССР. Перепад температур теплоносителя составлял 80...5 о С, холодная вода подавалась в конденсатор из р. Паратунка со среднегодовой температурой 5 о С. К сожалению, эти работы не получили развития из-за былой дешевизны органического топлива.
В настоящее время в АО "Кировский завод" проработан проект и техническая документация двухконтурного геотермального модуля мощностью 1,5 МВт на фреоне R142в (резервный теплоноситель - изобутан). Энергомодуль будет полностью изготавливаться в заводских условиях и доставляться железнодорожным транспортом, строительно-монтажные работы и подключение к энергосистеме потребуют минимальных затрат. Ожидается, что заводская стоимость при серийном изготовлении энергомодулей будет снижена примерно до $800 за киловатт установленной мощности.
Наряду с ГеоТЭС на однородном низкокипящем теплоносителе в ЭНИН разрабатывается перспективная установка на смесевом водоаммиачном рабочем теле. Основное преимущество такой установки - возможность ее использования в широком интервале температур геотермальных вод и пароводяной смеси (от 90 до 220 о С). При однородном рабочем теле отклонение температуры на выходе из парогенератора на 10...20 о С от расчетной приводит к резкому снижению КПД цикла - в 2.4 раза. Изменяя концентрацию компонентов смесевого теплоносителя, можно обеспечить при меняющихся температурах приемлемые показатели установки. Мощность во- доаммиачной турбины в этом диапазоне температур меняется менее чем на 15%. Кроме того, такая турбина имеет лучшие массогабаритные показатели, и водоаммиачная смесь отличается лучшими характеристиками теплообмена, что позволяет уменьшить металлоемкость и стоимость парогенератора и конденсатора по сравнению с энергомодулем на однородном теплоносителе. Такие энергоустановки могут широко использоваться для утилизации сбросной теплоты в промышленности. Они могут иметь устойчивый спрос на международном рынке геотермального оборудования.
Расчет ГеоТЭУ с низкокипящими и смесевыми рабочими телами производится с использованием таблиц термодинамических свойств и h - s диаграмм паров этих жидкостей.
К проблеме ГеоТЭС примыкает часто упоминаемая в литературе возможность использования тепловых ресурсов Мирового океана. В тропических широтах температура морской воды на поверхности около 25 о С, на глубине 500...1000 м - около 2...3 о С. Еще в 1881 г. Д"Арсонваль высказал идею использовать эту разность температур для производства электроэнергии. Схема установки по одному из проектов реализации этой идеи представлена на рис. 4.3.
Рис.4.3. Схема океанской ТЭС:
1 - насос подачи теплой поверхностной воды; 2 - парогенератор низко- кипящего
теплоносителя; 3 - турбина; 4 - электрогенератор; 5 - конденсатор; 6 - насос
подачи холодной глубинной воды; 7 - питательный насос; 8 - судноплатформа
Насос 1 подает теплую поверхностную воду в парогенератор 2, где испаряется низкокипящий теплоноситель. Пар с температурой около 20° C направляется в турбину 3, приводящую в движение электрогенератор 4. Отработавший пар поступает в конденсатор 5 и конденсируется холодной глубинной водой, подаваемой циркуляционным насосом 6. Питательный насос 7 возвращает теплоноситель в парогенератор.
При подъеме через теплые поверхностные слои глубинная вода нагревается не мене чем до до 7...8° C, соответственно отработавший влажный пар теплоносителя будет иметь температуру не ниже 12...13° C. В итоге термический КПД этого цикла составит = 0,028, а для реального цикла - менее 2%. В то же время для океанской ТЭЦ характерны высокие затраты энергии на собственные нужды, потребуются очень большие расходы теплой и холодной воды, а также теплоносителя, потребление энергии насосами превысят энергию, вырабатываемую блоком. В США попытки реализовать такие энергоустановки у Гавайских островов не дали положительного результата.
Другой проект океанской ТЭС - термоэлектрический - предполагает использовать эффект Зеебека, размещая спаи термоэлектродов в поверхностных и глубинных слоях океана. Идеальный КПД такой установки, как и для цикла Карно, составляет около 2%. В п.3.2 показано, что реальный КПД термопреобразователей на порядок ниже. Соответственно для теплосъема в поверхностных слоях океанской воды и отдачи теплоты в глубинных пришлось бы сооружать поверхности теплообмена ("подводные паруса") очень большой площади. Это нереально для энергетических установок практически заметной мощности. Малая плотность энергии является препятствием для использования океанских запасов теплоты.
Читайте и пишите полезные
В настоящее время геотермальная энергия используется в 51 стране в электрогенерирующих технологиях. За пять лет (с 2010 по 2015 годы) суммарная мощность геотермальных электростанций возросла на 16 % и составила 12 635 МВт. Существенное увеличение мощности геотермальных электростанций обусловлено экологической безопасностью, существенной экономической эффективностью и высокими показателями использования установленной мощности.
Сегодня геотермальные электростанции (ГеоЭС) эксплуатируются в 26 странах с ежегодной выработкой электроэнергии около 73 549 ГВт . Ожидаемый рост установленной мощности геотермальных электростанций к 2020 году — порядка 21 443 МВт (рис. 1). Значительные показатели в области геотермальной энергетики имеют США: общая установленная мощность ГеоЭС составляет 3450 МВт при ежегодной выработке электроэнергии 16,6 МВт/ч. На втором месте Филиппины с суммарной мощностью ГеоЭС 1870 МВт, на третьем Индонезия — 1340 МВт. При этом наиболее существенный прирост мощности ГеоЭС за последние пять лет отмечен в Турции — с 91 до 397 МВт, то есть на 336 %. Далее следуют Германия — на 280 % (с 6,6 до 27 МВт) и Кения — на 194 % (с 202 до 594 МВт).
В современной геотермальной энергетике наиболее распространёнными являются ГеоЭС с тепловой схемой турбоустановки, включающей дополнительное расширение геотермального пара, общая мощность которой составляет 5079 МВт. На перегретом геотермальном паре работают энергоблоки ГеоЭС суммарной мощностью 2863 МВт. Общая мощность энергоблоков ГеоЭС с двумя ступенями расширения пара равна 2544 МВт.
Геотермальные бинарные энергоблоки с органическим циклом Ренкина получают всё большее распространение, и на сегодняшний момент их суммарная мощность превышает 1800 МВт. Средняя единичная мощность бинарных энергоблоков равна 6,3 МВт, энергоблоков с одним давлением сепарации — 30,4 МВт, с двумя давлениями сепарации — 37,4 МВт, а энергоблоков, работающих на перегретом паре, — 45,4 МВт.
Основной прирост установленной мощности современных геотермальных электростанций в мире в последние годы осуществляется в значительной степени за счёт сооружения новых ГеоЭС с энергоблоками бинарного цикла.
Технологические схемы современных ГеоЭС можно классифицировать по фазовому состоянию геотермального теплоносителя, типу термодинамического цикла и применяемых турбин (рис. 2). Геотермальные электростанции работают на геотермальном теплоносителе в виде перегретого пара, пароводяной смеси и горячей воды. Прямой цикл ГеоЭС характеризуется использованием во всём технологическом тракте в качестве рабочей среды геотермального теплоносителя.
ГеоЭС с бинарным циклом в основном применяются на месторождениях с низкотемпературной горячей водой (90-120 °C), которые характеризуются использованием во втором контуре низкокипящего рабочего тела. Двухконтурные ГеоЭС предполагают использование бинарного и комбинированного бинарного циклов. В комбинированном цикле ГеоЭС паровая турбина работает на геотермальном паре, а утилизация тепла отработавшего или сбросного геотермального теплоносителя в виде жидкой фазы осуществляется в бинарной энергоустановке второго контура.
Конденсационные турбины одноконтурных ГеоЭС работают на геотермальном перегретом паре, а также на насыщенном паре, отсепарированном из пароводяной смеси. Турбины с противодавлением используются на одноконтурных ГеоТЭС, которые наряду с выработкой электроэнергии обеспечивают теплом системы теплоснабжения.
В настоящее время в России энергоблоки с противодавленческими турбинами эксплуатируются на островах Кунашир и Итуруп (входят в Курильскую гряду). На Калужском турбинном заводе были разработаны энергоблоки «Омега-500», «Туман-2,0» и «Туман-2,5» .
Противодавленческие турбоустановки значительно проще конденсационных по своей конструкции, поэтому их цена существенно ниже.
Достаточно часто применяются технологические схемы одноконтурных ГеоЭС с одним, двумя и тремя давлениями сепарации, так называемые схемы SingleFlash, Double-Flash и Triple-Flash, соответственно. Так, ГеоЭС с двумя и тремя давлениями сепарации предполагают использование дополнительного вторичного пара, полученного в расширителе вследствие вскипания сепарата. Это позволяет увеличить использование тепла геотермального флюида по сравнению с ГеоЭС с одним давлением сепарации.
Геотермальные паротурбинные установки производят компании в Японии, США, Италии и России.
В табл. 1 представлены основные фирмы-производители современных паровых турбоустановок и оборудования для геотермальных электростанций. Конструкция геотермальных турбин обладает рядом особенностей, которые обусловлены использованием низкопотенциального геотермального насыщенного пара в качестве рабочей среды, отличающейся коррозионной агрессивностью и склонностью к образованию отложений.
К современным передовым технологиям повышения эффективности геотермальных турбин можно отнести:
- внутриканальную сепарацию влаги в проточной части турбины, включая периферийную сепарацию влаги, отвод влаги через щели в полых сопловых лопатках и ступень-сепаратор;
- системы периодической промывки проточной части и концевых уплотнений на работающей турбине;
- применение технологии управления физико-химическими свойствами геотермального теплоносителя присадками поверхностно-активных веществ;
- снижение потерь в турбинных решётках за счёт оптимизации геометрии сопловых и рабочих лопаток, включая использование высокоэффективных саблевидных лопаток.
Так, в конструкции геотермальной паровой турбины ОАО «КТЗ» мощностью 25 МВт для Мутновской ГеоЭС применены специальные устройства для сепарации влаги, позволяющие удалить до 80 % жидкой фазы в виде крупных капель и жидких плёнок из проточной части . Начиная с четвёртой турбинной ступени, в проточной части применена развитая система периферийной сепарации влаги. В седьмой и восьмой ступенях обоих потоков турбины используется внутриканальная сепарация влаги в сопловых решётках. Достаточно эффективным методом удаления влаги является применение специальной турбинной ступени-сепаратора, которая позволяет увеличить КПД турбина почти на 2 %.
Солесодержание пара, поступающего в проточную часть турбин ГеоЭС, зависит от минерализации исходного геотермального флюида и эффективности разделения фаз в сепарационных устройствах. Эффективность сепарационных устройств в значительной степени определяет степень заноса проточной части турбин солеотложениями, а также влияет на интенсивность каплеударной эрозии турбинных лопаток и коррозионного растрескивания металла элементов проточной части турбин.
В технологических схемах современных геотермальных электростанций применяются вертикальные и горизонтальные сепараторы. Вертикальные сепараторы используются в основном на ГеоЭС, построенных при участии новозеландских специалистов в Новой Зеландии, Филиппинах и др. странах. Горизонтальные сепараторы применяются в геотермальных энергоблоках в России, США, Японии и Исландии. Причём до 70 % ГеоЭС в мире работает с вертикальными сепараторами . Вертикальные сепараторы способны в среднем обеспечивать степень сухости пара на выходе до 99,9 %. При этом их эффективность существенно зависит от режимных параметров: расхода и давления влажного пара, влагосодержания пароводяной смеси (ПВС), уровня жидкости в сепараторе и др.
В России разработаны и эксплуатируются на энергоблоках ГеоЭС горизонтальные сепараторы, отличающиеся высокой эффективностью и малогабаритными характеристиками. Степень сухости пара на выходе из сепаратора достигает 99,99 %. В основу этих разработок легли исследования и технологии предприятий, производящих оборудование для АЭС, судостроения и других отраслей . Такие сепараторы установлены и успешно работают в модульных энергоблоках ВерхнеМутновской ГеоЭС и на первой очереди Мутновской ГеоЭС (рис. 3).
Преимущество бинарных установок, заключающееся прежде всего в возможности производить электроэнергию на основе низкотемпературного источника тепла, в значительной степени определило основные направления их применения. Особенно целесообразно использование бинарных установок для:
- энергообеспечения (также и автономного) регионов, обладающих низкотемпературными геотермальными ресурсами;
- повышения мощности действующих ГеоЭС, работающих на высокотемпературном геотермальном теплоносителе, без бурения дополнительных скважин;
- повышение эффективности использования геотермальных источников за счёт применения бинарных установок в технологических схемах вновь проектируемых комбинированных геотермальных электростанций.
Теплофизические, термодинамические и др. свойства органических низкокипящих веществ оказывают существенное влияние на вид и эффективность теплового цикла, технологические параметры, конструкцию и характеристики оборудования, режимы эксплуатации, надёжность и экологичность бинарных установок.
На практике применяются около 15-ти различных низкокипящих органических веществ и смесей в качестве рабочего тела бинарных установок. По факту в настоящее время геотермальные бинарные энергоблоки в основном работают на углеводородах — около 82,7 % от суммарной установленной мощности бинарных энергоблоков в мире, фторуглеродах — 6,7 %, хлорфторуглеродах — 2,0 %, водно-аммиачной смеси — 0,5 %, отсутствуют данные по рабочему телу для 8,2 % .
Геотермальные электростанции с комбинированным бинарным циклом отличаются тем, что геотермальный флюид первого контура не только является источником тепла для второго контура, но и непосредственно используется для преобразования теплоты в механическую работу в паровой турбине.
Паровая фаза геотермального двухфазного теплоносителя используется непосредственно для выработки электрической энергии путём расширения в паровой турбине с противодавлением, а теплоту конденсации геотермального пара (а также сепарата) направляют во второй низкотемпературный контур, в котором для выработки электроэнергии используется органическое рабочее тело. Применение подобной комбинированной схемы ГеоЭС особенно целесообразно в случаях, когда исходный геотермальный флюид содержит большое количество неконденсирующихся газов, поскольку затраты энергии на удаление их из конденсатора могут быть значительными.
Результаты термодинамических расчётов показывают, что при всех равных исходных условиях использование бинарного энергоблока в геотермальных электростанциях комбинированного цикла может увеличить мощность ГеоЭС типа Single-Flash на 15 %, а ГеоЭС DoubleFlash — на 5 %. В настоящее время бинарные установки производятся на заводах в США, Германии, Италии, Швеции, России и др. странах. Сведения о некоторых технических характеристиках бинарных установок, выпускаемых различными производителями, представлены в табл. 2.
На рис. 4 представлены данные о стоимости установленной мощности в 1 кВт при сооружении различных ГеоЭС с турбоустановками на геотермальном паре и низкокипящем органическом рабочем теле, свидетельствующие о зависимости стоимости ГеоЭС от применяемого цикла и температуры геотермального геофлюида.
Наиболее перспективными российскими геотермальными энергетическими проектами являются расширение Мутновской ГеоЭС (50 МВт) и Верхне-Мутновской ГеоЭС (12 МВт) комбинированными (с бинарным циклом) энергоблоками мощностью 10 и 6,5 МВт, соответственно, за счёт утилизации тепла их сбросного теплоносителя без бурения дополнительных скважин, а также строительство второй очереди Мутновской ГеоЭС мощностью 50 МВт.
Выводы
1.
В мировой геотермальной энергетике применяются технологические схемы с ГеоЭС прямого, бинарного и комбинированного циклов — в зависимости от фазового состояния и температуры геотермального теплоносителя.
2.
Основной прирост в суммарной установленной мощности ГеоЭС в мире в последние годы осуществляется за счёт развития бинарных геотермальных энерготехнологий.
3.
Удельная стоимость установленной мощности геотермальных энергоблоков существенно зависит от температуры геотермального теплоносителя и с её увеличением резко снижается.
Практическое занятие № 6
Цель: ознакомиться с принципом работы ГеоТЭС и технологиями преобразования тепловой энергии океана (ПТЭО), а также с методикой их расчета.
Продолжительность занятия – 2 часа
Ход работы:
1. На основании теоретической части работы ознакомится с принципом работы ГеоТЭС и технологиями преобразования тепловой энергии океана (ПТЭО.
2. В соответствии с индивидуальным заданием решить практические задачи.
1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Использование тепловой энергии океана
Технология преобразования тепловой энергии океана (ПТЭО) позволяет создавать электричество за счет разницы температур между теплой и холодной океанской водой. Холодная вода перекачивается через трубу с глубины более 1000 метров (из места, куда солнечные лучи никогда не попадают). Система также использует и теплую воду из области, близкой к поверхности океана. Нагретая солнечными лучами вода проходит через теплообменник с химическими веществами с низкой температурой кипения, например аммиаком, что создает химический пар, приводящий в движение турбины электрогенераторов. Затем пар конденсируется обратно в жидкую форму при помощи охлажденной воды из глубин океана. Тропические регионы считаются наиболее удачным местом для размещения систем ПТЭО. Это обусловлено большей разностью температур между водой на мелководье и на глубине.
В отличие от ветровых и солнечных ферм, океаническая ТЭС может производить экологически чистую электроэнергию круглосуточно, 365 дней в году. Единственным побочным продуктом таких энергоблоков является холодная вода, которая может использоваться для охлаждения и кондиционирования воздуха в административных и жилых зданиях рядом с энергогенерирующим объектом.
Использование геотермальной энергии
Геотермальная энергия – это энергия, получаемая из природного тепла Земли. Достичь этого тепла можно с помощью скважин. Геотермический градиент в скважине возрастает на 1 °C каждые 36 метров. Это тепло доставляется на поверхность в виде пара или горячей воды. Такое тепло может использоваться как непосредственно для обогрева домов и зданий, так и для производства электроэнергии.
По различным подсчетам, температура в центре Земли составляет, минимум, 6650 °C. Скорость остывания Земли примерно равна 300-350 °C в миллиард лет. Земля выделяет 42·10 12 Вт тепла, из которых 2% поглощается в коре и 98% - в мантии и ядре. Современные технологии не позволяют достичь тепла, которое выделяется слишком глубоко, но и 840000000000 Вт (2%) доступной геотермальной энергии могут обеспечить нужды человечества на долгое время. Области вокруг краев континентальных плит являются наилучшим местом для строительства геотермальных станций, потому что кора в таких зонах намного тоньше.
Существует несколько способов получения энергии на ГеоТЭС:
· Прямая схема: пар направляется по трубам в турбины, соединённые с электрогенераторами;
· Непрямая схема: аналогична прямой схеме, но перед попаданием в трубы пар очищают от газов, вызывающих разрушение труб;
· Смешанная схема: аналогична прямой схеме, но после конденсации из воды удаляют не растворившиеся в ней газы.
2. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Задача 1. Определить начальную температуру t 2 и количество геотермальной энергии Е o (Дж) водоносного пласта толщиной h км при глубине залегания z км, если заданы характеристики породы пласта: плотность р гр = 2700 кг/ м 3 ; пористость а = 5 %; удельная теплоемкость С гр =840 Дж/(кг· К). Температурный градиент (dT/dz) в °С /км выбрать по таблице вариантов задания.
Среднюю температуру поверхности t o принять равной 10 °С. Удельная теплоемкость воды С в = 4200 Дж/(кг · К); плотность воды ρ = 1·10 3 кг/м 3 . Расчет произвести по отношению к площади поверхности F = 1 км 2 . Минимально допустимую температуру пласта принять равной t 1 =40 ° С.
Определить также постоянную времени извлечения тепловой энергии τ o (лет) при закачивании воды в пласт и расходе ее V =0,1 м 3 /(с·км 2). Какова будет тепловая мощность, извлекаемая первоначально (dE/dz) τ =0 и через 10 лет (dE/dz) τ =10?
Задача 1 посвящена тепловому потенциалу геотермальной энергии, сосредоточенной в естественных водоносных горизонтах на глубине z (км) от земной поверхности. Обычно толщина водоносного слоя h (км) меньше глубины его залегания. Слой имеет пористую структуру - скальные породы имеют поры, заполненные водой (пористость оценивается коэффициентом α). Средняя плотность твердых пород земной коры р гр =2700 кг/м 3 , а коэффициент теплопроводности λ гр =2 Вт/(м·К). Изменение температуры грунта по направлению к земной поверхности характеризуется температурным градиентом (dT/dz), измеряемым в °С/км или К/км.
Наиболее распространены на земном шаре районы с нормальным температурным градиентом (менее 40 °С/км) с плотностью исходящих в направлении поверхности тепловых потоков ≈ 0,06 Вт/м 2 . Экономическая целесообразность извлечения тепла из недр Земли здесь маловероятна.
В полутермальных районах температурный градиент равен 40-80 °С/км. Здесь целесообразно использовать тепло недр для отопления, в теплицах, в бальнеологии.
В гипертермальных районах (вблизи границ платформ земной коры) градиент более 80 °С/км. Здесь целесообразно строить ГеоТЭС.
При известном температурном градиенте можно определить температуру водоносного пласта перед началом его эксплуатации:
T г =T o +(dT/dz)·z,
где Т o - температура на поверхности Земли, К (° С).
В расчетной практике характеристики геотермальной энергетики обычно относят к 1 км 2 поверхности F.
Теплоемкость пласта С пл (Дж/К) можно определить по уравнению
C пл =[α·ρ в ·C в +(1- α)·ρ гр ·C гр ]·h·F,
где р в и С в - соответственно плотность и изобарная удельная теплоемкость
р гр и С гр - плотность и удельная теплоемкость грунта (пород пласта); обычно р гр =820-850 Дж/(кг·К).
Если задать минимально допустимую температуру, при которой можно использовать тепловую энергию пласта Т 1 (К), то можно оценить его тепловой потенциал к началу эксплуатации (Дж):
E 0 =C пл ·(T 2 -T 1)
Постоянную времени пласта τ 0 (возможное время его использования, лет) в случае отвода тепловой энергии путем закачки в него воды с объемным расходом V (м 3 /с) можно определить по уравнению:
τ 0 =C пл /(V·ρ в ·С в)
Считают, что тепловой потенциал пласта во время его разработки изменяется по экспоненциальному закону:
E=E 0 ·e -(τ / τ o)
где τ - число лет с начала эксплуатации;
е - основание натуральных логарифмов.
Тепловая мощность геотермального пласта в момент времени τ (лет с начала разработки) в Вт (МВт):
Задача 2 Считается, что действительный КПД η океанической ТЭС, использующей температурный перепад поверхностных и глубинных вод (T 1 -T 2)= ∆T и работающей по циклу Ренкина, вдвое меньше термического КПД установки, работающей по циклу Карно, η t k . Оценить возможную величину действительного КПД ОТЭС, рабочим телом которой является аммиак, если температура воды на поверхности океана t , °С, а температура воды на глубине океана t 2 , °С. Какой расход теплой воды V , m/ч потребуется для ОТЭС мощностью N МВт?
Задача 2 посвящена перспективам использования перепада температур поверхностных и глубинных вод океана для получения электроэнергии на ОТЭС, работающей по известному циклу Ренкина. В качестве рабочего тела предполагается использование легкокипящих веществ (аммиак, фреон). Вследствие небольших перепадов температур (∆T=15÷26 o C) термический КПД установки, работающей по циклу Карно, составляет всего 5-9 %. Реальный КПД установки, работающей по циклу Ренкина, будет вдвое меньше. В результате для получения доли относительно небольших мощностей на ОТЭС требуются большие расходы "теплой" и "холодной" воды и, следовательно, огромные диаметры подводящих и отводящих трубопроводов.
Q 0 =p·V·C p ·∆T,
где р - плотность морской воды, кг/м 3 ;
С р - массовая теплоемкость морской воды, Дж/(кг · К);
V - объемный расход воды, м 3 /с;
∆T = T 1 -T 2 - разность температур поверхностных и глубинных вод
(температурный перепад цикла) в °С или К.
В идеальном теоретическом цикле Карно механическая мощность N 0 (Вт) может быть определена как
N 0 =η t k ·Q o ,
или с учетом (1) и выражения для термического КПД цикла Карно η t k:
N 0 =p·C p ·V·(∆T) 2 /T 1.
Задача 3 Двухконтурная пароводяная геотермальная электростанция с электрической мощностью N получает теплоту от воды из геотермальных скважин с температурой t гс . Сухой насыщенный пар на выходе из парогенератора имеет температуру на 20 0 С ниже, чем t гс . Пар расширяется в турбине и поступает в конденсатор, где охлаждается водой из окружающей среды с температурой t хв . Охлаждающая вода нагревается в конденсаторе на 12 0 С. Конденсат имеет температуру на 20 0 С выше, чем t хв . Геотермальная вода выходит из парогенерирующей установки с температурой на 15 0 С выше, чем конденсат. Относительный внутренний коэффициент турбины η оі , электрический КПД турбогенератора η э =0,96. Определить термический КПД цикла Ренкина, расход пара и удельный расход теплоты, расходы воды из геотермальных скважин и из окружающей среды.
В одноконтурной паротурбинной ГеоТЭУ энтальпия сухого насыщенного пара после сепарации определяется по температуре геотермальной воды t гв. Из таблиц термодинамических свойств воды и водяного пара или h-s диаграммы. В случае двухконтурной ГеоТЭУ учитывается перепад температур в парогенераторе Δt. В остальном расчет ведется как и для солнечной паротурбинной ТЭС.
Расход пара определяется из соотношения
кг/с,
где η t – термический КПД цикла,
η оі – Относительный внутренний КПД турбины,
η э –электрический КПД турбогенератора,
N – мощность ГеоТЭУ, кВт,
Расход горячей воды из геотермальных скважин определяется из формулы
, кг/с,
расход холодной воды из окружающей среды на конденсацию пара
, кг/с,
где с = 4,19 кДж/кг∙К – теплоемкость воды,
η пг – КПД парогенератора,
Δt пг – перепад температур геотермальной воды в парогенераторе, 0 С,
Δt хв – перепад температур холодной воды в конденсаторе, 0 С.
Расчет ГеоТЭУ с низкокипящими и смесевыми рабочими телами производится с использованием таблиц термодинамических свойств и h-s диаграмм паров этих жидкостей.
| Величины и единицы их измерения | Варианты заданий | |||||||||
| N, МВт | ||||||||||
| t хв., 0 С | ||||||||||
| t хв., 0 С | ||||||||||
| η oi , % |
