 |
Тезисы докладов Всероссийской научно-практической конференции «Основные проблемы и механизмы реализации подпрограммы “Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры”» - 2008
(Ярославль, 17-18 сентября 2008 г.):
Технологии энергообеспечения от возобновляемых источников и опыт применения геотермальных установок Калинин Михаил Иванович, руководитель сектора оценки и использования геотермальных ресурсов, кандидат технических наук; Кудрявцев Евгений Павлович, заместитель генерального директора по геотермальной энергетике; Хахаев Билал Насруллаевич, генеральный директор ОАО «Недра» (г. Ярославль)
Доклад посвящен технологиям и системам, основанным на одном из основных ресурсосберегающих и экологически безопасных источников энергии, каковым является геотермальная энергия, занимающая первое место по ресурсам среди нетрадиционных возобновляемых источников в России. К настоящему времени доля ее использования в топливно-энергетическом балансе страны несоразмерно мала (у нас – сотые доли процента, в ряде европейских стран – не менее 1-5%), что требует ускорения разработок по геотермальным проектам.
Оценка геотермальных технологий, применяемых в мировой практике (рис. 1), показывает, что с их помощью может быть обеспечен широкий спектр потребителей тепловой энергии: от городского микрорайона – рис. 1а, до индивидуального дома – рис. 1в. На основе геотермальных циркуляционных систем (ГЦС, рис. 1а), состоящих из дублета глубоких (до 1,5-2,5 км) скважин, применяя тепловые насосы и пиковый догрев, получают высокотемпературные режимы отопления (90оС и выше) с тепловой мощностью до нескольких десятков мегаватт. Технология грунтовых тепловых насосов на мелких скважинах (50-150 м, рис. 1в) соответствует среднетемпературным и низкотемпературным режимам, для коммерческих (магазины, офисы и др.) и муниципальных (школы, больницы и др.) строений и объектов ЖКХ, при мощности, обычно не превышающей 0,1-0,5 МВт.
Рис. 1. Технологии теплоснабжения с извлечением геотермальной энергии: а) на базе ГЦС; б) на базе глубинного теплообменника; в) грунтовыми тепловыми насосами.
Тепловой насос обеспечивает преобразование извлекаемой из флюида или грунта низкопотенциальной энергии в тепловую энергию более высокого потенциала, необходимого потребителю (на рис. 2. это показано на примере взаимодействующего с грунтовым теплообменником теплового насоса, имеющего электрический привод компрессора). Внешняя энергия, потребляемая приводом теплового насоса, используется, в основном, на компрессию паров холодильного агента, что позволяет вместе с геотермальным теплом получить не менее 3-4 кВт полезной тепловой энергии на 1 кВт потребляемой электроэнергии. Тепловые насосы обеспечивают базовую температуру теплоносителя в сети отопления (до 50-65оС) без резервирования мощности. Пиковые значения температур (до 70-95оС) обеспечиваются за счет электрических доводчиков и аккумуляции тепла в ночное время, когда тариф на электроэнергию меньше дневного.
Рис. 2. Схема грунтового теплового насоса.
Основным критерием для оценки энергосберегающего, экономического и экологического эффектов геотермальных установок с электрическим тепловым насосом, является коэффициент использования первичных энергоносителей (КИПЭ), который определяется произведением к.п.д. при производстве электроэнергии (у электростанции (КПДэ = 0,30-0,35) на средний, в течение срока службы установки, коэффициент преобразования теплового насоса (КПТН). Диапазон КПТН, который может быть достигнут с использованием геотермальных источников (от грунта – до пластовых рассолов, при температурах от 5-7оС до 35-40оС) – от 3 до 7 единиц и более. Таким образом, в зависимости от типа источника, могут быть получены уровни КИПЭ от 1,1 до 2,5 единиц, что в 1,2-7,0 раз выше показателей для традиционных котельных (рис. 3).
Рис. 3. Коэффициент использования первичных энергоносителей (КИПЭ) традиционными (т) и геотермальными (г) котельными.
Эффективность геотермальной установки с электрическим ТН настолько выше, в сравнении с традиционной котельной, насколько больше отношение их КИПЭ. Отсюда, экономия потребляемых энергоносителей и снижение вредных выбросов: 20-70%.
С учетом указанных экономических и экологических преимуществ, ОАО НПЦ «Недра» выполнены технико-экономические расчеты для каждой технологии на рис. 1.
Так, по технологии ГЦС (рис. 1а), на примере Ярославской области, с потенциалом гидротермальных ресурсов около 7 млрд. т у.т., совместно с СПГГИ разработаны технико-экономические обоснования геотермальных станций применительно к пластовым водам с температурой 35-60оС: для городского микрорайона на 8300 человек и для сельского поселка (п. Медягино), где с помощью пробуренной скважины глубиной 2250 м подтверждены ожидаемые параметры кембрийского водоносного комплекса (дебит до 3000 м3 в сутки, температура флюида на забое скважины 55-56оС). Расчеты с участием специалистов из Германии (Geothermie Engineering GmbH, Neubrandenburg) показали, что при обеспечиваемой тепловой мощности от одного дублета скважин 10 МВт экономия топлива составит до 5000 т у.т. в год. Выбросы СО2 снизятся примерно на 10000 т в год. Это существенно для охраны окружающей среды и к тому же экономически выгодно при возможной продаже квот на выбросы иностранным инвесторам, заинтересованным в выполнении своих обязательств по Киотскому Протоколу, за счет инвестирования совместных проектов в России.
Технология глубинного теплообменника (рис. 1б) может составить альтернативу ГЦС и эффективна для решения некоторых технических и экономических проблем, связанных с размещением скважин ГЦС на значительном удалении друг от друга (0,5-1,5 км) и свойствами геотермального флюида, усложняющими его эксплуатацию (коррозионность и высокая минерализация). За счет установки в глубокой (до 2-4 км) скважине эксплуатационной колонны создают односкважинный замкнутый контур с циркуляционным насосом для прокачки обычной технической воды и с отбором тепла от пород через межтрубное пространство и колонну (рис. 1б). К достоинствам данной технологии также можно отнести возможность повторного использования, уже – по тепловому назначению, вышедших из эксплуатации или малопродуктивных, нефтяных и газовых скважин, что сокращает капиталовложения в геотермальные системы и актуально для России, имеющей огромный фонд законченных бурением глубоких скважин.
Оценка тепловых возможностей 2-х глубоких скважин в Ярославской области (Медягинской и Даниловской №11) с использованием разработанного метода расчета, протестированного по показателям аналогичных зарубежных проектов ("Polydynamics Engineеrings", Швейцария), показала: при глубине от 2250 до 3000 м эти скважины могут обеспечить тепловую мощность от 0,3 до 0,7 МВт (с термотрансформацией извлекаемой энергии в тепловом насосе и пиковым догревом). Разработана схема снабжения теплом и горячей водой расположенного на расстоянии около 1 км от Даниловской скважины сельского поселка (п. Горушка), с использованием имеющейся здесь газовой котельной для пикового догрева. Проектные показатели при этом составили: по тепловой мощности – 0,7 МВт, по экономии топлива – до 250 т у.т. в год.
Мировой опыт создания и эксплуатации сотен тысяч грунтовых тепловых насосов (рис. 1в) показывает, что это направление обладает достаточной ресурсной базой, практически повсеместным распространением ресурсов, возобновляемостью, экологической чистотой и возможностью автономного теплоснабжения. В первую очередь, эта технология соответствует федеральным и муниципальным интересам, как источник генерации тепла для объектов социального и культурного назначения (школ, больниц, музеев, церквей и т.п.), а также – для объектов ЖКХ. Для таких объектов иногда требуется система сбора низкопотенциального тепла грунта, с количеством скважинных теплообменников (СТО) до 10 и более (рис. 4а).
Опыт действующей в течение десяти отопительных сезонов первой грунтовой ТНУ для теплоснабжения сельской школы (с. Филиппово, Ярославская обл.) показал работоспособность ТНУ в автоматическом режиме, экономию энергоресурсов от 30 до 45%, рабочий коэффициент: 3,2 в течение первого месяца и около 2,2 в последующие 4 месяца отопительного сезона. Последний показатель уступает кондициям аналогичных установок в европейских странах. Там в последние годы среднесезонный коэффициент, под который оказывается государственная поддержка проектировщикам и производителям грунтовых ТНУ (в Германии – от 50 до 150 евро на 1 кВт установленной мощности или от 15 до 20% возвращаемых инвестиционных затрат), составляет от 3,0 до 3,8 единиц.
Рис. 4. Основные схемы энергообеспечения от грунтовых ТНУ: а) только для отопления помещений; б) для отопления и охлаждения (летом) помещений [7]; 1 – теплообменники в скважинах (система теплосбора); 2 – тепловой насос; 3- контур циркуляции незамерзающего теплоносителя; 4 – контур отопительной воды; 5- водоаккумулятор с пиковым догревателем; 6 – вентилятор с утилизатором тепла и калорифером; 7 – отопительные приборы.
Для совершенствования последующих геотермальных проектов ОАО НПЦ "Недра" была проведена технико-экономическая оптимизация, включающая анализ опыта проектирования и эксплуатации ТНУ в с. Филиппово, последних достижений по грунтовым ТНУ в Европе, а также – моделирование теплового поведения грунта с учетом расстояния между СТО по физико-математической модели Лундского технического университета (Швеция) и – оценку конкурентоспособности различных технологических вариантов по одному из современных экономических методов. Это позволило выявить варианты технологии для регионов России с различными геолого-климатическими условиями, разработать техническое задание и проектно-сметную документацию на СТО с U-образными полиэтиленовыми трубками (рис. 2) и схемы энергообеспечения объектов, включая варианты с использованием в отопительный период, кроме тепла грунта, тепловых сбросов вентиляции, позволяющие обеспечить рациональную величину КПТН и КИПЭ, даже при умеренных начальных температурах грунта и параметрах климата, характерных, например, для центральных регионов России.
Проведенные оценки по каждой технологии (рис. 1), применительно к теплоснабжению городского микрорайона (на базе ГЦС), сельского поселка (на базе глубинного СТО), муниципального здания (на базе грунтовой ТНУ) показали:
- В зависимости от используемой технологии, капиталовложения в геотермальные системы находятся в диапазоне от 300 до 700 долл. США на 1 кВт установленной мощности. Наибольший показатель – у грунтовой ТНУ, однако, с учетом возможных дополнительных услуг по охлаждению помещений в летний период, за счет потенциала охлажденных в отопительный сезон скважин, этот показатель снижается не менее, чем на 100 долл. США на 1 кВт.
- Даже если показатели, необходимые для инвестиционных предложений, выше, чем у традиционных установок теплоснабжения, за счет сниженной себестоимости тепловой энергии (в 1,5-3,0 раза) могут быть достигнуты приемлемые сроки окупаемости проектов, от 3,0 до 5,5 лет, при сроке службы систем не менее 20-30 лет. Для вариантов с тепло- и холодоснабжением сроки сокращаются в 1,5 раза относительно вариантов только с отоплением.
Проведенный анализ свидетельствует о конкурентоспособности каждой из рассмотренных геотермальных систем (рис. 1), использующих глубокие или мелкие скважины и тепловые насосы, – по себестоимости тепловой энергии и окупаемости проектов.
В последнее время ОАО НПЦ "Недра" осваивает также геотермальные проекты комплексного получения тепловой и электрической энергии, среди которых имеются варианты с обработкой геотермальных рассолов для получения полезных минеральных компонентов и – по другому назначению (например, поливка дорог против обледенения).
Применение различных геотермальных установок позволит эффективно решать проблемы дефицита тепловой энергии, энергосбережения, охраны окружающей среды и повышения независимости регионов за счет возобновляемых местных источников энергии. Решение таких задач актуально, в т.ч. в связи с начатой в стране реформой ЖКХ. По экологически чистой, ресурсосберегающей технологии и автономной от поставщиков топлива схеме может снабжаться энергией широкий спектр объектов муниципальной и другой принадлежности.
Примечание: полная версия тезисов докладов конференции будет направлена по запросу.
Как мы делаем выгодным участие в выставке?
|
|
|
