Binäärityyppisen geotermisen voimalaitoksen lämpökaavion laskenta. Maalämpö. Geotermisen voimalaitoksen laskenta

3.4 MAATERMISEN VOIMALAITOKSEN LASKENTA

Laskemme binäärityyppisen geotermisen voimalaitoksen lämpökaavion mukaan.

Geoterminen voimalaitoksemme koostuu kahdesta turbiinista:

Ensimmäinen toimii laajentimessa saadulla kylläisellä vesihöyryllä. Sähkövoima - ;

Toinen toimii kylläisellä R11-freonin höyryllä, joka haihtuu paisuttimesta poistetun veden lämmön vaikutuksesta.

Vesi geotermisistä kaivoista, joiden paine on pgw ja lämpötila tgw, tulee laajentimeen. Paisutin tuottaa kuivaa kylläistä höyryä pp:n paineessa. Tämä höyry lähetetään höyryturbiiniin. Paisuttimesta jäljelle jäävä vesi menee höyrystimeen, jossa se jäähtyy ja päätyy takaisin kaivoon. Lämpötilaero haihdutuslaitoksessa = 20°C. Työnesteet laajenevat turbiineissa ja tulevat lauhduttimiin, joissa niitä jäähdyttää joesta tuleva vesi lämpötilalla txw. Veden lämmitys lauhduttimessa = 10°C ja alijäähdytys kyllästyslämpötilaan = 5°C.

Turbiinien suhteellinen sisäinen hyötysuhde. Turbogeneraattoreiden sähkömekaaninen hyötysuhde = 0,95.

Alustavat tiedot on esitetty taulukossa 3.1.

Tab. 3.1. GeoPP-laskennan alkutiedot

piirikaavio GeoPP binäärityyppinen (kuva 3.2).

Riisi. 3.2. GeoES:n kaavio.

Kuvan kaavion mukaan. 3.2 ja lähtötiedot teemme laskelmia.

Kuivalla kyllästetyllä höyryllä toimivan höyryturbiinin kaavion laskeminen

Höyryn lämpötila turbiinin lauhduttimen sisääntulossa:

missä on jäähdytysveden lämpötila lauhduttimen tuloaukossa; - veden lämmitys lauhduttimessa; on lauhduttimen lämpötilaero.

Höyryn paine turbiinilauhduttimessa määritetään veden ja höyryn ominaisuustaulukoista:

Käytettävissä oleva lämpöpudotus turbiiniin:

missä on kuivan kylläisen höyryn entalpia turbiinin sisääntulossa; - entalpia turbiinin teoreettisen höyrylaajenemisprosessin lopussa.

Höyryvirtaus paisuttimesta höyryturbiiniin:

missä on höyryturbiinin suhteellinen sisäinen hyötysuhde; - turbogeneraattoreiden sähkömekaaninen hyötysuhde.

Geotermisen vesilaajentimen laskenta

Yhtälö lämpötasapaino laajentaja

missä on kaivosta tulevan geotermisen veden virtausnopeus; - kaivosta tulevan geotermisen veden entalpia; - veden virtaus laajentimesta höyrystimeen; - geotermisen veden entalpia laajentimen ulostulossa. Se määritetään veden ja vesihöyryn ominaisuuksien taulukoista kiehuvan veden entalpiana.

Laajentimen materiaalitasapainoyhtälö

Ratkaisemalla nämä kaksi yhtälöä yhdessä, on tarpeen määrittää ja.

Geotermisen veden lämpötila paisuttimen ulostulossa määritetään veden ja höyryn ominaisuuksien taulukoista kyllästyslämpötilana paisuttimen paineessa:

Freonissa toimivan turbiinin lämpöpiirin ominaispisteiden parametrien määrittäminen

Freonhöyryn lämpötila turbiinin sisääntulossa:

Freonhöyryn lämpötila turbiinin ulostulossa:

Freonhöyryn entalpia turbiinin sisääntulossa määräytyy p-h kaavio kyllästyslinjan freonille osoitteessa:

240 kJ/kg.

Freonhöyryn entalpia turbiinin ulostulossa määritetään p-h-kaaviosta freonille linjojen ja lämpötilaviivan leikkauskohdassa:

220 kJ/kg.

Kiehuvan freonin entalpia lauhduttimen ulostulossa määritetään freonin p-h-kaaviosta kiehuvan nesteen lämpötilakäyrällä:

215 kJ/kg.

Höyrystimen laskenta

Geotermisen veden lämpötila höyrystimen ulostulossa:

Höyrystimen lämpötasapainon yhtälö:

missä on veden lämpökapasiteetti. Hyväksy = 4,2 kJ / kg.

Tästä yhtälöstä on tarpeen määrittää.

Freonilla toimivan turbiinin tehon laskeminen

missä on freoniturbiinin suhteellinen sisäinen hyötysuhde; - turbogeneraattoreiden sähkömekaaninen hyötysuhde.

Pumpun tehon määrittäminen geotermisen veden pumppaamiseen kaivoon

missä on pumpun hyötysuhde, oletetaan 0,8; - geotermisen veden keskimääräinen ominaistilavuus.

GeoPP:n sähkövoima

Vaihtoehtoiset lähteet energiaa. salamavoimala

Salamavoimalan laskenta on suunniteltu ensisijaisesti määrittämään lähtöteho. Loppujen lopuksi minkä tahansa voimalaitoksen tehtävänä on maksimoida energiatehokkuus, jotta voidaan saada takaisin käyttöön ja asentamiseen tarvittavat varat ...

Teemme peruslaskelmat pumppuosan suorituskyvystä. Joten 1 metrin aallolla pinnalla oleva kappale nousee 0,5 m ylös ja putoaa sitten 0,5 m rauhallisen vedenpinnan alapuolelle ...

Aaltovoimalaitoksen tyypit ja laskenta

Aaltovoimalaitoksen laskentamenetelmä kuvataan artikkelissa. Kurssiprojektissa tarkastellaan peruskaavoja ja esimerkkiä aaltovesivoimalaitoksen tehon laskemisesta määritetyillä parametreilla. Suurin mahdollinen teho yhdessä lasku- ja virtaussyklissä...

Uusiutuvat energianlähteet. Geotermisen voimalaitoksen laskenta, tyypit ja tehtävät

GeoPP:ssä on useita tapoja saada energiaa: - suora järjestelmä: höyry lähetetään putkien kautta sähkögeneraattoreihin kytkettyihin turbiineihin; - epäsuora järjestelmä: samanlainen kuin suora järjestelmä, mutta ennen putkiin tuloa höyry puhdistetaan kaasuista ...

maalämpö

Jo 150 vuotta sitten planeetallamme käytettiin yksinomaan uusiutuvia ja ympäristöystävällisiä energialähteitä: jokien vesivirrat ja vuorovedet - vesipyörien pyörittämiseen ...

maalämpö

Geoterminen energia - lämpö- tai sähköenergian saaminen maan syvyyksien lämmöstä. Kustannustehokas alueilla...

maalämpö

On olemassa mielipide, että käytetään matalaa lämpötilaa maalämpö matalat syvyydet voidaan nähdä vallankumouksena lämmönjakelujärjestelmässä, joka perustuu resurssin ehtymättömyyteen, sen jakautumisen kaikkialle...

Geoterminen energia ja sen sovellukset

Tarkastellaanpa nykyaikaisen geotermisen voimalaitoksen hallintaa Baltian ensimmäisen demonstraation Klaipedan geotermisen voimalaitoksen ohjausjärjestelmästä, jonka teho on 43 MW...

Laskemme rekisterin vaatimusten mukaisesti aurinkovoimalaitoksen kuormituksen ajotilassa. Käytetään taulukkolaskentamenetelmää. Kun täytät kuormataulukkoa sarakkeissa 2-4, kirjoita tehtävätiedot, sarakkeisiin 5-8 - moottoreiden parametrit ...

Laivan voimalaitoksen laskenta

Sähköjärjestelmän laskenta vastaavan piirin perusteella

Kaavamainen kaavio kolmikäämimuuntajasta on esitetty kuvassa. 4.3, a täysi kaava substituutio osuu yhteen automuuntajan vastaavan piirin kanssa (katso kuva 3.2). Luettelotietojen koostumus eroaa kohdassa 3 esitetystä siinä, että ...

Teollisuusyritysten lämmönhuolto

Apumekanismien käytön bruttohyötysuhde määritetään energiakustannuksia huomioimatta. Rankinen syklillä toimivan STU:n bruttohyötysuhde, kun otetaan huomioon pumpun käyttökustannukset: missä on höyryn entalpia kaavion kohdissa 1 ja 2...

Luennon tarkoitus: näyttää mahdollisuuksia ja tapoja käyttää maalämpöä sähkönsyöttöjärjestelmissä.

Kuumien lähteiden ja geysirien muodossa olevaa lämpöä voidaan käyttää sähkön tuottamiseen erilaisia ​​järjestelmiä geotermisillä voimalaitoksilla (GeoES). Helpoimmin toteutettavissa oleva menetelmä on kaavio, jossa käytetään nesteparia, jolla on alhainen kiehumispiste. Luonnollisista lähteistä peräisin oleva kuuma vesi, joka lämmittää tällaisen nesteen höyrystimessä, muuttaa sen höyryksi, jota käytetään turbiinissa ja toimii virtageneraattorin käyttölaitteena.

Kuvassa 1 on sykli yhdellä käyttönesteellä, esimerkiksi vedellä tai freonilla ( a); sykli kahdella työnesteellä - vedellä ja freonilla ( b); suora höyrykierto ( sisään) ja kaksisilmukainen sykli ( G).

Sähköenergian tuotantotekniikat riippuvat suurelta osin lämpövesien lämpöpotentiaalista.

Kuva. 1 - Esimerkkejä sähköntuotannon syklin järjestämisestä:

I - geoterminen lähde; II - turbiinisykli; III - jäähdytysvesi

Suuripotentiaaliset kerrostumat mahdollistavat käytännössä perinteisten höyryturbiineilla varustettujen lämpövoimalaitosten käytön.

pöytä 1 - Tekniset tiedot geotermiset voimalaitokset

Kuva 2 näyttää eniten yksinkertainen piiri pieni voimalaitos (GeoES), joka käyttää kuuman maanalaisen lähteen lämpöä.

Kuuman lähteen vesi, jonka lämpötila on noin 95 °C, pumpataan pumpulla 2 kaasunpoistolaitteeseen 3, jossa siihen liuenneet kaasut erotetaan.

Seuraavaksi vesi tulee höyrystimeen 4, jossa se muuttuu kyllästetyksi höyryksi ja hieman ylikuumenee johtuen höyryn lämmöstä (apukattilasta), joka on aiemmin tyhjennetty lauhduttimen ejektorissa.

Hieman tulistettu höyry toimii turbiinissa 5, jonka akselilla on virtageneraattori. Poistohöyry tiivistyy lauhduttimessa 6, joka jäähdytetään vedellä normaalilämpötilassa.

Kuva 2-. Pienen GeoPP:n kaavio:

1 - kuuman veden vastaanotin; 2 - kuumavesipumppu; 3 - kaasunpoistoaine;

4 - höyrystin; 5 - höyryturbiini virtageneraattorilla; 6 - kondensaattori; 7 - kiertovesipumppu; 8 - jäähdytysveden vastaanotin

Tällaisia ​​yksinkertaisia ​​laitteistoja oli käytössä Afrikassa jo 1950-luvulla.

Ilmeinen suunnitteluvaihtoehto nykyaikaiselle voimalaitokselle on geoterminen voimalaitos, jossa on matalalla kiehuva työaine, joka näkyy kuvassa 3. Varastointisäiliöstä kuuma vesi tulee höyrystimeen 3, jossa se luovuttaa lämpönsä jollekin aineelle, jolla on matala. kiehumispiste. Tällaisia ​​aineita voivat olla hiilidioksidi, erilaiset freonit, rikkiheksafluoridi, butaani jne. Lauhdutin 6 on sekoitustyyppi, jota jäähdytetään pintailmajäähdyttimestä tulevalla kylmällä nestemäisellä butaanilla. Osa lauhduttimesta tulevasta butaanista syötetään syöttöpumpulla 9 lämmittimeen 10 ja sitten höyrystimeen 3.

Tämän järjestelmän tärkeä piirre on mahdollisuus toimia talvella alhaisissa kondensaatiolämpötiloissa. Tämä lämpötila voi olla lähellä nollaa tai jopa negatiivinen, koska kaikilla luetelluilla aineilla on erittäin alhainen jäätymispiste. Näin voit laajentaa merkittävästi syklissä käytettyjä lämpötilarajoja.

Kuva 3. Kaavio geotermisestä voimalaitoksesta, jossa on matalalla kiehuva työaine:

1 - kaivo, 2 - varastosäiliö, 3 - höyrystin, 4 - turbiini, 5 - generaattori, 6 - lauhdutin, 7 - kiertovesipumppu, 8 - pintailmajäähdytin, 9 - syöttöpumppu, 10 - työväliaineen lämmitin

Maalämpö voimala Kanssa suoraan käyttämällä luonnollinen höyry.

Yksinkertaisin ja edullisin geoterminen voimalaitos on vastapaineinen höyryturbiini. Kaivosta peräisin oleva luonnonhöyry johdetaan suoraan turbiiniin, josta se vapautuu ilmakehään tai laitteeseen, joka sieppaa arvokkaita kemikaaleja. Vastapaineturbiiniin voidaan syöttää toisiohöyryä tai erottimesta saatavaa höyryä. Kaavan mukaan voimalaitos toimii ilman kondensaattoreita, eikä kondensaattoreista tarvita kompressoria kondensoitumattomien kaasujen poistamiseksi. Tämä asennus on yksinkertaisin, sen pääoma- ja käyttökustannukset ovat minimaaliset. Se vie pienen alueen, ei vaadi lähes lainkaan apulaitteita ja on helposti muunnettavissa kannettavaksi geotermiseksi voimalaitokseksi (kuva 4).

Kuva 4 - Kaavio geotermisestä voimalaitoksesta, jossa käytetään suoraan luonnonhöyryä:

1 - hyvin; 2 - turbiini; 3 - generaattori;

4 - poistuminen ilmakehään tai kemiantehtaalle

Tarkastetusta järjestelmästä voi tulla kannattavin niille alueille, joilla on riittävästi luonnonhöyryä. Järkevä toiminta tarjoaa mahdollisuuden tehokasta työtä tällainen asennus jopa vaihtelevalla kaivon virtausnopeudella.

Italiassa on useita tällaisia ​​asemia. Yhden niistä kapasiteetti on 4 tuhatta kW ominaishöyrynkulutuksella noin 20 kg / s tai 80 t / h; toinen teholtaan 16 tuhatta kW, johon on asennettu neljä turbogeneraattoria, joiden teho on 4 tuhatta kW kukin. Jälkimmäiseen syötetään höyryä 7–8 kaivosta.

Geoterminen voimalaitos lauhduttimella ja suoralla luonnonhöyryn käytöllä (Kuva 5) on eniten moderni kaava sähköenergian saamiseksi.

Kaivosta tuleva höyry syötetään turbiiniin. Turbiinissa käytettynä se menee sekoituslauhduttimeen. Turbiinissa jo poistunut jäähdytysveden ja höyryn lauhteen seos johdetaan lauhduttimesta maanalaiseen säiliöön, josta se otetaan kiertovesipumpuilla ja lähetetään jäähdytystorniin jäähdytystä varten. Jäähdytystornista jäähdytysvesi tulee jälleen lauhduttimeen (kuva 5).

Tämän järjestelmän mukaan, joillain muutoksilla, monet geotermiset voimalaitokset toimivat: Larderello-2 (Italia), Wairakei ( Uusi Seelanti) jne.

Laajuus kaksipiiriset voimalaitokset matalalla kiehuvilla työaineilla (freon-R12, vesi-ammoniakiseos,) on lämpövesien lämmön käyttö, jonka lämpötila on 100 ... 200 ° C, sekä erotetun veden käyttö höyryhydrotermien kerrostumissa.

Kuva 5 - Kaavio geotermisestä voimalaitoksesta, jossa on lauhdutusturbiini ja luonnonhöyryn suora käyttö:

1 - hyvin; 2 - turbiini; 3 - generaattori; 4 - pumppu;

5 - kondensaattori; 6 - jäähdytystorni; 7 - kompressori; 8 - nollaa

Yhdistetty sähkö- ja lämpöenergian tuotantoon

Sähkö- ja lämpöenergian yhdistetty tuotanto on mahdollista geotermisillä lämpövoimalaitoksilla (GeoTPP).

Yksinkertaisin kaavio tyhjiötyyppisestä GeoTPP:stä kuuman veden lämmön käyttämiseen, jonka lämpötila on enintään 100 ° C, on esitetty kuvassa 6.

Tällaisen voimalaitoksen toiminta etenee seuraavasti. Kuuma vesi kaivosta 1 tulee varastosäiliöön 2. Säiliössä se vapautetaan siihen liuenneista kaasuista ja johdetaan paisuntalaitteeseen 3, jossa pidetään 0,3 atm:n painetta. Tässä paineessa ja 69 ° C:n lämpötilassa pieni osa vedestä muuttuu höyryksi ja lähetetään tyhjiöturbiiniin 5, ja jäljellä oleva vesi pumpataan pumpulla 4 lämmönsyöttöjärjestelmään. Turbiinista poistunut höyry johdetaan sekoituslauhduttimeen 7. Ilman poistamiseksi lauhduttimesta Tyhjiöpumppu 10. Jäähdytysveden ja poistohöyryn kondensaatin seos otetaan lauhduttimesta pumpulla 8 ja siirretään jäähdytystä varten ilmanvaihdon jäähdytystorniin 9. Jäähdytystornissa jäähdytetty vesi syötetään lauhduttimeen purkautumisen vaikutuksesta painovoiman vaikutuksesta.

Verkhne-Mutnovskaya GeoTPP, jonka kapasiteetti on 12 MW (3x4 MW), on pilottivaihe Mutnovskaya GeoTPP:stä, jonka suunnittelukapasiteetti on 200 MW ja joka on luotu toimittamaan sähköä Petropavlovsk-Kamchatsky teollisuusalueelle.

Kuva 6 -. Kaavio tyhjiö GeoTPP:stä yhdellä laajentimella:

1 - kaivo, 2 - varastosäiliö, 3 - paisunta, 4 - kuumavesipumppu, 5 - alipaineturbiini 750 kW, 6 - generaattori, 7 - sekoituslauhdutin,

8 - jäähdytysvesipumppu, 9 - tuulettimen jäähdytystorni, 10 - tyhjiöpumppu

Pauzhetskajan geotermisellä voimalaitoksella (Kamchatkan eteläpuolella), jonka teho on 11 MW, höyryturbiinit käyttävät vain erotettua geotermistä höyryä geotermisistä kaivoista saadusta höyry-vesi-seoksesta. Suuri määrä geotermistä vettä (noin 80  PVA:n kokonaiskulutuksesta), jonka lämpötila on 120 °C, johdetaan kutevaan Ozernaja-jokeen, mikä ei johda pelkästään geotermisen jäähdytysaineen lämpöpotentiaalin menettämiseen, vaan myös heikentää merkittävästi joen ekologista tilaa.

Lämpöpumput

Lämpöpumppu- laite lämpöenergian siirtämiseksi alhaisen lämpötilan matalalaatuisen lämpöenergian lähteestä lämmönsiirtokuluttajalle, jossa on enemmän korkea lämpötila,. Termodynaamisesti lämpöpumppu on käänteinen jäähdytyskone. Jos jäähdytyskoneessa päätavoitteena on tuottaa kylmää ottamalla lämpöä mistä tahansa tilavuudesta höyrystimen avulla, ja lauhdutin purkaa lämpöä ympäristöön, silloin lämpöpumpussa kuva on päinvastainen (kuva 7). Lauhdutin on lämmönvaihdin, joka tuottaa lämpöä kuluttajalle, ja höyrystin on lämmönvaihdin, joka hyödyntää vesistöissä, maaperässä, maaperässä olevaa heikkolaatuista lämpöä, jätevettä jne. Toimintaperiaatteen mukaan lämpöpumput jaetaan kompressio- ja absorptiopumppuihin. Kompressiolämpöpumput toimivat aina sähkömoottorilla, kun taas absorptiolämpöpumput voivat käyttää lämpöä myös energianlähteenä. Kompressori tarvitsee myös matalalaatuisen lämmönlähteen.

Käytön aikana kompressori kuluttaa sähköä. Tuotetun lämpöenergian ja kulutetun sähköenergian suhdetta kutsutaan muunnossuhteeksi (tai lämmön muuntokertoimeksi) ja se toimii lämpöpumpun hyötysuhteen indikaattorina. Tämä arvo riippuu höyrystimen ja lauhduttimen lämpötilatasojen erosta: mitä suurempi ero, sitä pienempi tämä arvo.

Tekijä: jäähdytysnesteen tyyppi tulo- ja lähtöpiireissä pumput on jaettu kuuteen tyyppiin: "pohjavesi", "vesi-vesi", "ilma-vesi", "maa-ilma", "vesi-ilma", "ilma-ilma" .

Maaenergiaa käytettäessä lämmönlähteenä putki, jossa neste kiertää, haudataan maahan 30-50 cm maan jäätymistason alapuolelle tietyllä alueella (kuva 8). 10 kW:n lämpöpumpun asentamiseen tarvitaan 350-450 m pitkä maadoituspiiri, jonka asennukseen tarvitaan noin 400 m² (20x20 m) tontti.

Kuva 7 - Lämpöpumpun toimintakaavio

Kuva 8 - Maaperän energian käyttö lämmönlähteenä

Ensinnäkin lämpöpumppujen etuja ovat kustannustehokkuus: 1 kWh:n lämpöenergian siirtämiseksi lämmitysjärjestelmään HE-laitos tarvitsee 0,2-0,35 kWh sähköä Kaikki järjestelmät toimivat suljetuilla piireillä ja käytännössä eivät vaadi käyttökustannuksia, lukuun ottamatta laitteiden käyttöön tarvittavaa sähköä, joka saadaan tuuli- ja aurinkoenergiasta voimalaitokset. Lämpöpumppujen takaisinmaksuaika on 4-9 vuotta, käyttöikä 15-20 vuotta ennen suuria korjauksia.

Nykyaikaisten lämpöpumppujen todelliset hyötysuhdearvot ovat suuruusluokkaa COP = 2,0 lähdelämpötilassa -20 °C ja suuruusluokkaa COP = 4,0 +7 °C lähdelämpötilassa.

Aihe: Geotermisen voimalaitoksen lämpökaavion laskenta

Geoterminen voimalaitos koostuu kahdesta turbiinista:

ensimmäinen toimii kyllästetyllä vesihöyryllä, joka saadaan paisuttaessa

kehon. Sähkövoima - N ePT = 3 MW;

toinen - toimii kyllästetyllä freonin höyryllä - R11, jota käytetään

ryatsya laajentimesta poistetun veden lämmön vuoksi. Sähköinen

teho - N eHT, MW.

Vesi geotermisistä kaivoista lämpötilalla t gv = 175 °С post-

menee laajentimeen. Paisutin tuottaa kuivaa kylläistä höyryä

25 astetta viileämpää t vartijoita Tämä höyry lähetetään kaistalle

turbiini. Jäljelle jäävä vesi laajentimesta menee höyrystimeen, jossa

jäähdytetään 60 astetta ja pumpataan takaisin kaivoon. Ei hyvä-

pauhu haihdutuslaitoksessa - 20 astetta. Työelimet laajenevat -

turbiineissa ja menee lauhduttimiin, joista ne jäähtyvät vedellä

joet lämpötilalla t xv \u003d 5 ° С. Veden lämmitys lauhduttimessa on

10 ºС ja alijäähdytys kyllästyslämpötilaan 5 ºС.

Turbiinin suhteellinen sisäinen hyötysuhde ç oi= 0,8. Sähkömekaaninen

turbogeneraattoreiden cal hyötysuhde çem = 0,95 .

Määritellä:

freonilla toimivan turbiinin sähköteho - N eChT ja

GeoTPP:n kokonaiskapasiteetti;

molempien turbiinien käyttönesteiden kulutus;

veden virtaus kaivosta;

GeoTPP:n tehokkuus.

Ota lähtötiedot taulukosta 3 vaihtoehtojen mukaan.

Taulukko 3

Tehtävän nro 3 lähtötiedot

POISTU

3. Määritä entalpiat ominaispisteissä:

4. Laskemme käytettävissä olevan lämpöhäviön turbiinissa:

pe pe

5. Löydämme turbiinin todellisen lämpöhäviön:

NiPT =NIPT ⋅ç oi = 744,6 ⋅ 0,8 = 595,7kJ /kg .

6. Höyryn (geotermisen kaivoveden) kulutus vettä varten

turbiini löytyy kaavasta:

DoPT =

NiPT ⋅ç Em

5,3kg /Kanssa .

7. Veden virtaus geotermisestä kaivosta höyrystimeen ja

koko GeoTPP yleensä löytyy yhtälöjärjestelmästä:

PT ISP

Ratkaisemalla tämän järjestelmän löydämme:

7.1 veden virtaus geotermisestä kaivosta höyrystimeen:

hHW −hp

2745,9 − 733,25

733,25 − 632, 25

7.2 veden virtaus geotermisestä kaivosta yleensä

DGV = 5,3 + 105,6 = 110,9kg /Kanssa .

8. Freonin kulutus toisessa turbiinissa saadaan lämpöyhtälöstä

tase:

ISP OUT XT XT

missä ç ja= 0,98 - Höyrystimen hyötysuhde.

⋅ç ja ⋅

hp −hout

105,6 ⋅ 0,98 ⋅

632,25 − 376,97

114,4kg /Kanssa .

9. Toisen turbiinin sähköteho, joka toimii jäähdytyksellä

Valmis, määritetään kaavalla:

missä HiXT = (hp −h XT)ç oi- todellinen lämpöhäviö toinen

XT XT T

10. GeoTPP:n kokonaissähköteho on yhtä suuri kuin:

GeoTES HT

11. Etsitään GeoTPP:n hyötysuhde:

ç GeoTPP

GeoTPP

D −h

⎜ ⎜D

N eGeoTPP

⎛ ⎛ 5,3 105,6 ⎞ ⎞

⎝ 110,9 110,9 ⎠ ⎠

maalämpö

Abstrakti.

Johdanto.

Geotermisten voimaloiden tuottaman sähkön hinta.

Bibliografia.

Abstrakti.

Tämä artikkeli esittelee geotermisen energian kehityksen historiaa sekä kaikkialla maailmassa että maassamme Venäjällä. Analyysi tehtiin maan syvän lämmön käytöstä sen muuntamiseksi sähköenergiaksi sekä kaupungeille lämmön ja kuuman veden tarjoamiseen sellaisilla maamme alueilla kuin Kamtšatka, Sahalin ja Pohjois-Kaukasus. Valmistettu taloudellinen perustelu geotermisten esiintymien kehittäminen, voimalaitosten rakentaminen ja niiden takaisinmaksuajat. Vertaamalla geotermisten lähteiden energiaa muihin energianlähteisiin saadaan näkymää geotermisen energian kehitykselle, jolla pitäisi olla tärkeä paikka energiankäytön kokonaistaseessa. Erityisesti Kamtšatkan alueen sähköteollisuuden rakenneuudistukseen ja uudelleen varustukseen Kuriilisaaret, osittain Primoryen ja Pohjois-Kaukasuksen tulisi käyttää omia geotermisiä resurssejaan.

Johdanto.

Maan energia-alan tuotantokapasiteetin kehittämisen pääsuunnat lähitulevaisuudessa ovat voimalaitosten tekninen uudelleen varustaminen ja jälleenrakentaminen sekä uusien tuotantokapasiteetin käyttöönotto. Ensinnäkin tämä on 5560 %:n hyötysuhteen yhdistelmävoimaloiden rakentaminen, mikä lisää olemassa olevien lämpövoimaloiden hyötysuhdetta 2540 %. Seuraava vaihe olisi lämpövoimaloiden rakentaminen uusilla kiinteiden polttoaineiden polttotekniikoilla ja ylikriittisillä höyryparametreilla, jotta saavutetaan 46-48 prosentin TPP:n hyötysuhde. Myös ydinvoimaloita, joissa on uudentyyppiset lämpö- ja nopeat neutronireaktorit, kehitetään edelleen.

Tärkeä paikka Venäjän energiasektorin muodostumisessa on maan lämmönjakelusektorilla, joka on kulutettujen energiaresurssien määrällä mitattuna suurin, yli 45 % kokonaiskulutuksestaan. Kaukolämpöjärjestelmät (DH) tuottavat yli 71 % ja hajautetut lähteet noin 29 % kaikesta lämmöstä. Yli 34 % kaikesta lämmöstä tuotetaan voimalaitoksilla ja noin 50 % kattiloilla. Venäjän vuoteen 2020 ulottuvan energiastrategian mukaisesti. maan lämmönkulutusta suunnitellaan lisäävän vähintään 1,3-kertaiseksi ja hajautetun lämmönhuollon osuus kasvaa vuoden 2000 28,6 prosentista vuoteen 2000. jopa 33 % vuonna 2020

Vuonna tapahtunut hintojen nousu viime vuodet, orgaaniselle polttoaineelle (kaasu, polttoöljy, dieselpolttoaine) ja sen kuljetukseen Venäjän syrjäisille alueille ja vastaavasti sähkö- ja lämpöenergia muuttaa perusteellisesti asennetta uusiutuvan energian käyttöön: geoterminen, tuuli, aurinko.

Siten geotermisen energian kehittäminen maan tietyillä alueilla jo nykyään mahdollistaa sähkön ja lämmön toimitusongelman ratkaisemisen, erityisesti Kamtšatkassa, Kuriilisaarilla sekä Pohjois-Kaukasiassa, tietyillä Siperian alueilla. ja Venäjän eurooppalainen osa.

Lämmönjakelujärjestelmien parantamisen ja kehittämisen pääsuuntien joukossa tulisi olla paikallisten ei-perinteisten uusiutuvien energialähteiden ja ennen kaikkea maan geotermisen lämmön käytön laajentaminen. Jo seuraavan 7-10 vuoden aikana nykyaikaiset tekniikat lämpölämmön ansiosta voidaan säästää merkittäviä fossiilisten polttoaineiden resursseja.

Viime vuosikymmenen aikana ei-perinteisten uusiutuvien energialähteiden (NRES) käyttö on kokenut todellisen nousukauden maailmassa. Näiden lähteiden käyttöaste on kasvanut useita kertoja. Tämä suunta kehittyy voimakkaimmin muihin energia-alueisiin verrattuna. Tähän ilmiöön on useita syitä. Ensinnäkin on selvää, että halpojen perinteisten energiankantajien aikakausi on peruuttamattomasti päättynyt. Tällä alueella on vain yksi suuntaus - kaikkien niiden tyyppien hintojen nousu. Yhtä merkittävää ei ole monien polttoainepohjaltaan riistettyjen maiden toive energiariippumattomuuteen.Ympäristönäkökohdat, mukaan lukien haitallisten kaasujen päästöt, ovat tärkeässä roolissa. Kehittyneiden maiden väestö tarjoaa aktiivista moraalista tukea uusiutuvan energian käytölle.

Näistä syistä uusiutuvan energian kehittäminen on monissa valtioissa energia-alan teknisen politiikan ensisijainen tehtävä. Useissa maissa tätä politiikkaa pannaan täytäntöön hyväksytyllä lainsäädännöllä ja sääntelykehyksellä, joka luo oikeudellisen, taloudellisen ja organisatorisen perustan uusiutuvan energian käytölle. Taloudelliset perusteet muodostuvat erityisesti erilaisista toimenpiteistä, joilla tuetaan uusiutuvaa energiaa niiden energiamarkkinoiden kehitysvaiheessa (vero- ja luottoetuudet, suorat tuet jne.)

Venäjällä uusiutuvan energian käytännön soveltaminen on huomattavasti jäljessä johtavista maista. Ei ole olemassa lainsäädäntö- ja sääntelykehystä eikä valtion taloudellista tukea. Kaikki tämä tekee harjoittelusta tällä alueella erittäin vaikeaa. Pääsyynä estäviä tekijöitä ovat maan pitkittyneet taloudelliset vaikeudet ja sen seurauksena investointivaikeudet, alhainen vakavarainen kysyntä, varojen puute tarvittavaan kehittämiseen. Jotain työtä ja käytännön toimenpiteitä uusiutuvan energian hyödyntämiseksi maassamme kuitenkin tehdään (geoterminen energia). Höyryhydrotermiset esiintymät Venäjällä ovat saatavilla vain Kamtšatkassa ja Kurilsaarilla. Siksi geoterminen energia ei voi olla tulevaisuudessa merkittävää asemaa koko maan energiasektorilla. Se pystyy kuitenkin ratkaisemaan radikaalisti ja taloudellisimmalla pohjalla näiden alueiden energiahuoltoongelmat, jotka käyttävät kallista tuontipolttoainetta (polttoöljyä, hiiltä, ​​dieselpolttoainetta) ja ovat energiakriisin partaalla. Kamtšatkan höyry-hydrotermisten esiintymien potentiaali pystyy tuottamaan eri lähteistä 1000-2000 MW asennettua sähkötehoa, mikä ylittää merkittävästi tämän alueen tarpeet lähitulevaisuudessa. Siten täällä on todellisia näkymiä geotermisen energian kehitykselle.

Geotermisen energian kehityksen historia.

Valtavien fossiilisten polttoainevarojen ohella Venäjällä on merkittäviä maalämpövarantoja, jotka voidaan moninkertaistaa 300–2500 metrin syvyydessä, pääasiassa maankuoren vauriovyöhykkeillä, sijaitsevilla geotermisillä lähteillä.

Venäjän alue on hyvin tutkittu, ja nykyään tunnetaan maan lämmön tärkeimmät resurssit, joilla on merkittävää teollista potentiaalia, mukaan lukien energia. Lisäksi lähes kaikkialla on lämpövarastoja, joiden lämpötila on 30-200 °C.

Takaisin vuonna 1983 VSEGINGEOssa koottiin atlas Neuvostoliiton lämpövesien resursseista. Maassamme on tutkittu 47 geotermistä esiintymää, joissa on lämpövesivarantoja, joiden avulla voit saada yli 240 10³ m³ / vrk. Nykyään Venäjällä lähes 50 tieteellisen organisaation asiantuntijat käsittelevät maan lämmön käytön ongelmia.

Yli 3 000 kaivoa on porattu hyödyntämään geotermisiä resursseja. Tällä alueella jo tehtyjen geotermisen tutkimus- ja poraustöiden kustannukset, s nykyaikaiset hinnat on yli 4 miljardia. dollaria. Joten Kamtšatkassa on jo porattu 365 kaivoa geotermisille kentille, joiden syvyys on 225-2266 m ja käytetty (vielä Neuvostoliiton aika) noin 300 miljoonaa. dollaria (nykyhinnoin).

Ensimmäisen geotermisen voimalaitoksen toiminta aloitettiin Italiassa vuonna 1904. Ensimmäinen geoterminen voimalaitos Kamtšatkassa ja ensimmäinen Neuvostoliitossa, Pauzhetskaya geoterminen voimalaitos, otettiin käyttöön vuonna 1967. ja sen teho oli 5 mW, minkä jälkeen se nostettiin 11 mW:iin. Uusi sysäys geotermisen energian kehitykselle Kamtšatkassa annettiin 90-luvulla organisaatioiden ja yritysten (JSC Geoterm, JSC Intergeotherm, JSC Nauka), jotka kehittivät yhteistyössä teollisuuden (ensisijaisesti Kalugan turbiinitehtaan) kanssa. uudet edistykselliset järjestelmät, tekniikat ja laitetyypit geotermisen energian muuntamiseksi sähköenergiaksi sekä Euroopan jälleenrakennus- ja kehityspankin lainat. Tämän seurauksena vuonna 1999 Verkhne-Mutnovskaya GeoTPP (kolme 4 MW:n moduulia) otettiin käyttöön Kamtšatkassa. Ensimmäinen 25 mW:n lohko esitellään. Mutnovskaya GeoTPP:n ensimmäinen vaihe, jonka kokonaiskapasiteetti on 50 MW.

Toinen vaihe, jonka teho on 100 MW, voidaan ottaa käyttöön vuonna 2004

Niinpä Kamtšatkan geotermisen välittömät ja varsin todelliset näkymät on selvitetty, mikä on positiivinen kiistaton esimerkki uusiutuvan energian käytöstä Venäjällä huolimatta maan vakavista taloudellisista vaikeuksista. Kamtšatkan höyry-hydrotermisten kenttien potentiaali pystyy tuottamaan 1000 MW asennettua sähkötehoa, mikä kattaa merkittävästi tämän alueen tarpeet lähitulevaisuudessa.

Venäjän tiedeakatemian Kaukoidän osaston vulkanologian instituutin mukaan jo tunnistetut geotermiset resurssit mahdollistavat Kamtšatkan sähkön ja lämmön täydellisen toimituksen yli 100 vuoden ajan. Kamtšatkan eteläosassa sijaitsevan korkean lämpötilan Mutnovskoje-kentän, jonka teho on 300 MW(e), lisäksi tunnetaan merkittäviä geotermisiä resursseja Koshelevskojessa, Bolshe Bannoyssa ja pohjoisessa Kireunskoje-esiintymissä. Kamtšatkan geotermisten vesien lämpövarat ovat arviolta 5000 MW (t).

Tšukotkalla on myös merkittäviä geotermisen lämmön varantoja (Kamchatkan alueen rajalla), joista osa on jo löydetty ja niitä voidaan käyttää aktiivisesti lähikaupunkeihin.

Kurilsaaret ovat myös runsaasti maapallon lämpövaroja, ne riittävät toimittamaan lämpöä ja sähköä tälle alueelle 100 200 vuoden ajan. Iturupin saarelta on löydetty kaksivaiheisen geotermisen jäähdytysnesteen varantoja, joiden kapasiteetti (30 MW(e)) riittää kattamaan koko saaren energiatarpeen seuraavan 100 vuoden aikana. Täällä Ocean geotermiseen kenttään on jo porattu kaivoja ja rakennetaan GeoPP:tä. Eteläisellä Kunashirin saarella on maalämpövarastoja, joita käytetään jo sähkön ja lämmön tuottamiseen Yuzhno Kurilskin kaupunkiin. Pohjoisen Paramushir-saaren suolistoa on tutkittu vähemmän, mutta tiedetään, että tällä saarella on myös merkittäviä geotermisen veden varantoja, joiden lämpötila on 70-95 ° C, ja GeoTS, jonka kapasiteetti on 20 MW (t). tänne rakennetaan.

Lämpövesien, jonka lämpötila on 100-200 °C, esiintymät ovat paljon yleisempiä. Tässä lämpötilassa on suositeltavaa käyttää matalalla kiehuvia työnesteitä höyryturbiinikierrossa. Kaksipiiristen geotermisten voimalaitosten käyttö lämpövedessä on mahdollista useilla Venäjän alueilla, pääasiassa Pohjois-Kaukasiassa. Täällä on hyvin tutkittu 70 - 180°C säiliölämpötilan geotermistä esiintymää, jotka sijaitsevat syvyydessä 300 - 5000 m. Geotermistä vettä on käytetty täällä jo pitkään lämmön ja kuuman veden toimittamiseen. Dagestanissa tuotetaan yli 6 miljoonaa kuutiometriä geotermistä vettä vuosittain. Noin 500 tuhatta ihmistä Pohjois-Kaukasiassa käyttää geotermistä vettä.

Primoryessa, Baikalin alueella ja Länsi-Siperian alueella on myös geotermisen lämmön varantoja, jotka soveltuvat laajamittaiseen teollisuuden ja maatalouden käyttöön.

Geotermisen energian muuntaminen sähkö- ja lämpöenergiaksi.

Yksi lupaavista alueista erittäin mineralisoituneiden maanalaisten lämpövesien lämmön hyödyntämiselle on sen muuntaminen sähköenergiaksi. Tätä tarkoitusta varten kehitettiin geotermisen voimalaitoksen rakentamiseen teknologinen kaavio, joka koostuu geotermisestä kiertojärjestelmästä (GCS) ja höyryturbiinilaitoksesta (STP), jonka kaavio on esitetty kuvassa 1. Tällaisen teknisen järjestelmän erottuva piirre tunnetuista on, että siinä höyrystimen ja tulistimen roolia suorittaa injektiokaivon yläosassa sijaitseva pystysuora vastavirtalämmönvaihdin, jossa tuotetaan korkean lämpötilan lämpövettä. syötetään pintaputkiston kautta, joka siirrettyään lämpöä toissijaiseen jäähdytysnesteeseen pumpataan takaisin säiliöön. Höyryturbiinilaitoksen lauhduttimesta tuleva toissijainen jäähdytysneste tulee lämmitysvyöhykkeelle painovoiman vaikutuksesta lämmönvaihtimen sisällä alas lasketun putken kautta.

Rankinen sykli on ammatillisten oppilaitosten työn ytimessä; t,s on kaavio tästä syklistä ja höyrystimen lämmönvaihtimessa olevien lämmönsiirtoaineiden lämpötilojen muutoksen luonteesta.

Suurin osa tärkeä pointti GeoTPP:n rakentamisen aikana valitaan toisiopiirin käyttöneste. Geotermiseen asennukseen valitulla käyttönesteellä tulee olla suotuisat kemialliset, fysikaaliset ja toiminnalliset ominaisuudet tietyissä käyttöolosuhteissa, ts. oltava vakaa, syttymätön, räjähdyssuojattu, myrkytön, inertti rakennemateriaalit ja halpa. On toivottavaa valita käyttöneste, jolla on pienempi dynaamisen viskositeetin kerroin (vähemmän hydrauliset häviöt) ja korkeampi lämmönjohtavuuskerroin (parempi lämmönsiirto).

Kaikkia näitä vaatimuksia on käytännössä mahdotonta täyttää samanaikaisesti, joten on aina tarpeen optimoida yhden tai toisen käyttönesteen valinta.

Geotermisten voimalaitosten työkappaleiden alhaiset alkuparametrit johtavat sellaisten matalalla kiehuvien työkappaleiden etsimiseen, joiden oikean rajakäyrän kaarevuus on negatiivinen t, s -kaaviossa, koska veden ja höyryn käyttö johtaa tässä tapauksessa termodynaamisten parametrien heikkeneminen ja höyryturbiinilaitosten mittojen voimakas kasvu, mikä lisää merkittävästi niiden arvoa.

Ylikriittisessä tilassa olevaa isobutaanin + isopentaanin seosta ehdotetaan käytettäväksi ylikriittisenä aineena binäärienergiasyklien toisiopiirissä. Ylikriittisten seosten käyttö on kätevää, koska kriittiset ominaisuudet, ts. kriittinen lämpötila tc(x), kriittinen paine pc(x) ja kriittinen tiheys qc(x) riippuvat seoksen x koostumuksesta. Tämä mahdollistaa seoksen koostumuksen valinnan avulla valita ylikriittisen aineen, jolla on edullisimmat kriittiset parametrit tietyn geotermisen kentän lämpöveden vastaavalle lämpötilalle.

Toissijaisena jäähdytysaineena käytetään matalalla kiehuvaa hiilivety-isobutaania, jonka termodynaamiset parametrit vastaavat vaadittuja olosuhteita. Isobutaanin kriittiset parametrit: tc = 134,69 °C; pk = 3,629 MPa; qk = 225,5 kg/m³. Lisäksi isobutaanin valinta toissijaiseksi jäähdytysnesteeksi johtuu sen suhteellisen alhaisista kustannuksista ja ympäristöystävällisyydestä (toisin kuin freonit). Isobutaani käyttönesteenä on löytänyt laajan levinneen ulkomailla, ja sitä ehdotetaan myös käytettäväksi ylikriittisessä tilassa binaarisissa geotermisissä energiakierroissa.

Laitoksen energiaominaisuudet lasketaan tuotetun veden laajalle lämpötila-alueelle ja sen eri toimintatapoille. Kaikissa tapauksissa oletettiin, että isobutaanin kondensaatiolämpötila tcon =30°C.

Herää kysymys pienimmän lämpötilaeron valinnastaêtfig.2. Toisaalta êt:n lasku johtaa höyrystimen lämmönvaihtimen pinnan kasvuun, mikä ei ehkä ole taloudellisesti perusteltua. Toisaalta êt:n nousu tietyssä lämpöveden lämpötilassa ts johtaa tarpeeseen alentaa haihtumislämpötilaa ts (ja siten myös painetta), mikä vaikuttaa haitallisesti syklin tehokkuuteen. Useimmissa käytännön tapauksissa on suositeltavaa ottaa êt = 10÷25ºС.

Saadut tulokset osoittavat, että höyryvoimalaitoksen toiminnalle on olemassa optimaaliset parametrit, jotka riippuvat lämmönvaihtimen höyrygeneraattorin primääripiiriin tulevan veden lämpötilasta. Isobutaanin tz haihtumislämpötilan noustessa turbiinin tuottama teho N kasvaa 1 kg/s toisiojäähdytysaineen kulutuksesta. Samaan aikaan tg:n kasvaessa haihdutetun isobutaanin määrä vähenee 1 kg/s lämpöveden kulutusta kohden.

Lämpöveden lämpötilan noustessa se nousee optimaalinen lämpötila haihtuminen.

Kuvassa 3 on kaavioita turbiinin tuottaman tehon N riippuvuudesta toisiojäähdytteen haihtumislämpötilasta ts lämpöveden eri lämpötiloissa.

Korkean lämpötilan vedessä (tt = 180ºС) otetaan huomioon ylikriittiset jaksot, kun alkuperäinen höyrynpaine pн= 3,8; 4,0; 4,2; ja 5,0 MPa. Näistä tehokkain maksimitehon saavuttamisen kannalta on ylikriittinen sykli, joka on lähellä ns. "kolmiosykliä" alkupaineella pn = 5,0 MPa. Tämän syklin aikana lämmönsiirtoaineen ja käyttönesteen välisen vähimmäislämpötilaeron vuoksi lämpöveden lämpötilapotentiaali hyödynnetään täysimääräisesti. Tämän syklin vertailu alikriittiseen sykliin (pn=3,4MPa) osoittaa, että turbiinin tuottama teho ylikriittisen syklin aikana kasvaa 11 %, turbiiniin tulevan aineen virtaustiheys on 1,7 kertaa suurempi kuin pn:n syklissä. =3 ,4 MPa, mikä johtaa jäähdytysnesteen kuljetusominaisuuksien paranemiseen ja höyryturbiinilaitoksen laitteiden (syöttöputkien ja turbiinin) koon pienenemiseen. Lisäksi kierrossa, jonka pH = 5,0 MPa, lämpöjäteveden t lämpötila, joka ruiskutetaan takaisin säiliöön, on 42ºС, kun taas alikriittisessä syklissä pH = 3,4 MPa lämpötila tн = 55ºС.

Samalla alkupaineen nousu 5,0 MPa:iin ylikriittisessä syklissä vaikuttaa laitteiston hintaan, erityisesti turbiinin hintaan. Vaikka turbiinin virtausosan mitat pienenevät paineen kasvaessa, turbiinivaiheiden lukumäärä kasvaa samanaikaisesti, tarvitaan kehittyneempi päätytiiviste ja mikä tärkeintä, kotelon seinämien paksuus kasvaa.

Ylikriittisen syklin luomiseksi GeoTPP:n teknologisessa järjestelmässä on tarpeen asentaa pumppu putkilinjaan, joka yhdistää lauhduttimen lämmönvaihtimeen.

Ylikriittisen kierron puolesta puhuvat kuitenkin sellaiset tekijät kuin tehon kasvu, syöttöputkien ja turbiinin koon pienentäminen sekä lämpöveden lämpöpotentiaalin täydellisempi aktivoituminen.

Tulevaisuudessa tulisi etsiä alhaisemman kriittisen lämpötilan lämmönsiirtoaineita, jotka mahdollistavat ylikriittisten syklien luomisen käyttämällä alhaisemman lämpötilan lämpövesiä, koska suurimman osan Venäjällä tutkituista esiintymistä lämpöpotentiaali ei ylitä 100÷ 120ºС. Tässä suhteessa lupaavin on R13B1 (trifluoribromimetaani), jolla on seuraavat kriittiset parametrit: tc = 66,9ºС; pk = 3,946 MPa; qk = 770 kg/m³.

Arviointilaskelmien tulokset osoittavat, että myös lämpöveden, jonka lämpötila on tc = 120ºС, käyttö GeoTPP:n primääripiirissä ja ylikriittisen syklin luominen alkupaineella pn = 5,0 MPa toisiopiirissä freonilla R13B1 mahdollistaa turbiinin tehon nostamisen jopa 14 %:iin verrattuna alikriittiseen kiertoon alkupaineella pn = 3,5 MPa.

GeoTPP:n onnistuneen toiminnan kannalta on tarpeen ratkaista korroosion ja suolakertymien esiintymiseen liittyvät ongelmat, jotka yleensä pahentavat lämpöveden mineralisoitumisen lisääntymistä. Voimakkaimmat suolakertymät muodostuvat lämpöveden kaasunpoiston ja sen seurauksena hiilidioksiditasapainon häiriintymisen seurauksena.

Ehdotetussa teknologisessa järjestelmässä primäärinen jäähdytysneste kiertää suljetussa piirissä: säiliö - tuotantokaivo - pintaputkisto - pumppu - ruiskutuskaivo - säiliö, jossa veden kaasunpoistoolosuhteet ovat minimoituja. Samanaikaisesti on välttämätöntä noudattaa sellaisia ​​termobaarisia olosuhteita primääripiirin pintaosassa, jotka estävät kaasunpoiston ja karbonaattikerrostumien saostumisen (lämpötilasta ja suolapitoisuudesta riippuen paine on pidettävä 1,5 MPa:ssa tai korkeammassa).

Lämpöveden lämpötilan lasku johtaa myös ei-karbonaattisuolojen saostumiseen, mikä vahvistettiin Kayasulinskyn geotermiselle alueelle tehdyissä tutkimuksissa. Osa saostuneista suoloista kerrostuu sisäpinta ruiskutuskaivo, ja bulkki viedään pohjareiän alueelle. Suolojen kerrostuminen injektiokaivon pohjalle vähentää injektiokykyä ja asteittaista pyöreän virtausnopeuden laskua GCS:n täydelliseen pysähtymiseen asti.

Korroosion ja hilseilyn estämiseksi GCS-piirissä voidaan käyttää tehokasta HEDPK (hydroksietylideenidifosfonihappo) -reagenssia, jolla on pitkäaikainen korroosionesto ja pinnan passivoitumisen estovaikutus. OEDFK:n passivoivan kerroksen entisöinti suoritetaan injektoimalla ajoittain pulssireagenssiliuosta lämpöveteen tuotantokaivon suulla.

Pohjareiän vyöhykkeelle kerääntyvän suolalietteen liuottamiseksi ja siten ruiskutuskaivon injektiokyvyn palauttamiseksi erittäin tehokas reagenssi on NMA (pienmolekyylipainoisten happojen konsentraatti), jota voidaan myös lisätä ajoittain kiertävään lämpöveteen. alueella ennen ruiskutuspumppua.

Siksi edellä esitetystä voidaan päätellä, että yksi lupaavista suunnasta maan sisäosan lämpöenergian kehitykselle on sen muuntaminen sähköenergiaksi rakentamalla kaksipiiriisiä GeoTPP:itä matalalla kiehuville työaineille. Tällaisen muuntamisen tehokkuus riippuu monista tekijöistä, erityisesti käyttönesteen valinnasta ja GeoTPP:n toisiopiirin termodynaamisen syklin parametreista.

Toisiopiirin erilaisia ​​lämmönsiirtoaineita käyttävien syklien laskennallisen analyysin tulokset osoittavat, että optimaaliset ovat ylikriittiset syklit, jotka mahdollistavat turbiinin tehon ja syklin hyötysuhteen lisäämisen, jäähdytysnesteen kuljetusominaisuuksien parantamisen ja jäähdytysnesteen lämpötilan säätämisen täydellisemmin. alkuperäinen lämpövesi kiertää GeoTPP:n primääripiirissä.

On myös todettu, että korkean lämpötilan lämpövedelle (180 ºС ja enemmän) lupaavin on ylikriittisten syklien luominen GeoTPP:n toisiopiiriin isobutaanilla, kun taas vesille, joiden lämpötila on alhaisempi (100÷120 ºС ja enemmän). ), kun luodaan samoja syklejä, sopivin lämmönkantaja on freoni R13B1.

Otetun lämpöveden lämpötilasta riippuen on olemassa optimaalinen lämpötila toissijaisen lämmönsiirtoaineen haihtumiselle, joka vastaa turbiinin tuottamaa maksimitehoa.

Tulevaisuudessa on tarpeen tutkia ylikriittisiä seoksia, joiden käyttö geotermisen energiakierron työaineena on kätevintä, koska seoksen koostumusta valittamalla voidaan helposti muuttaa niiden kriittisiä ominaisuuksia ulkoisista olosuhteista riippuen.

Toinen geotermisen energian käyttöalue on maalämpö, ​​jota on pitkään käytetty Kamtšatkassa ja Pohjois-Kaukasiassa kasvihuoneiden lämmitykseen, lämmitykseen ja kuuman veden toimittamiseen asunto- ja kunnallissektorilla. Maailman ja kotimaisen kokemuksen analyysi osoittaa maalämpöhuollon mahdollisuudet. Tällä hetkellä maailmassa on toiminnassa maalämpöjärjestelmiä, joiden kokonaiskapasiteetti on 17175 MW, pelkästään USA:ssa on käytössä yli 200 tuhatta geotermistä laitosta. Euroopan unionin suunnitelmien mukaan maalämpöjärjestelmien kapasiteetin, lämpöpumput mukaan lukien, pitäisi nousta 1300 MW:sta vuonna 1995 5000 MW:iin vuonna 2010.

Neuvostoliitossa geotermisiä vesiä käytettiin Krasnodarin ja Stavropolin alueilla, Kabardino-Balkariassa, Pohjois-Ossetiassa, Tšetšenian-Ingushetiassa, Dagestanissa, Kamtšatkan alueella, Krimillä, Georgiassa, Azerbaidžanissa ja Kazakstanissa. Vuonna 1988 geotermistä vettä tuotettiin 60,8 miljoonaa kuutiometriä, nyt Venäjällä jopa 30 miljoonaa kuutiometriä. m³ vuodessa, mikä vastaa 150÷170 tuhatta tonnia vertailupolttoainetta. Samaan aikaan geotermisen energian tekninen potentiaali on Venäjän federaation energiaministeriön mukaan 2950 miljoonaa tonnia vertailupolttoainetta.

Viimeisten 10 vuoden aikana geotermisten resurssien etsintä-, kehitys- ja hyödyntämisjärjestelmä on romahtanut maassamme. Neuvostoliitossa tieteellinen tutkimustyö Tiedeakatemian laitokset, geologian ministeriöt ja kaasuteollisuus käsittelivät tätä ongelmaa. Esiintymävarantojen etsintä, arviointi ja hyväksyminen suoritettiin geologian ministeriön laitoksissa ja alueellisissa yksiköissä. Kaasuteollisuusministeriön alaosastot suorittivat tuotantokaivojen poraamisen, kentän kehittämisen, uudelleensuihkutustekniikoiden kehittämisen, geotermisen vesien käsittelyn, geotermisen lämmönjakelujärjestelmien käytön. Siihen kuului viisi alueellista toimintaosastoa, tiede- ja tuotantoyhdistys Sojuzgeotherm (Makhachkala), joka kehitti suunnitelman Neuvostoliiton geotermisten vesien tulevaa käyttöä varten. Geotermisen lämmönjakelun järjestelmien ja laitteiden suunnittelusta vastasi Teknisen laitteiston keskustutkimus- ja suunnittelu- ja koelaitos.

Tällä hetkellä kattava geotermian alan tutkimustyö on pysähtynyt: geologisista ja hydrogeologisista tutkimuksista geotermisten vesien puhdistusongelmiin. Koeporausta ei tehdä, aiemmin tutkittujen esiintymien kehittämistä ei tehdä, olemassa olevien maalämpöjärjestelmien laitteita ei modernisoida. Rooli hallituksen hallinnassa geotermian kehityksessä on mitätön. Geotermisen asiantuntijat ovat hajallaan, heidän kokemuksellaan ei ole kysyntää. Analyysi nykytilanteesta ja kehitysnäkymistä Venäjän uusissa talousolosuhteissa tehdään Krasnodarin alueen esimerkin avulla.

varten tällä alueella Kaikista uusiutuvista energialähteistä lupaavin on geotermisten vesien käyttö. Kuvassa 4 on esitetty uusiutuvan energian käytön tärkeysjärjestys Krasnodarin alueen kohteiden lämmöntoimituksessa.

Krasnodarin alueella tuotetaan vuosittain jopa 10 miljoonaa m³/vuosi geotermistä vettä, jonka lämpötila on 70÷100ºC, mikä korvaa 40÷50 tuhatta tonnia orgaanista polttoainetta (tavanomaisen polttoaineen osalta). Käytössä on 10 kenttää 37 kaivolla, 6 kenttää 23 kaivolla on kehitteillä. Geotermisten kaivojen kokonaismäärä77. 32 hehtaaria lämmitetään maalämpövedellä. kasvihuoneita, 11 tuhatta asuntoa kahdeksassa siirtokunnat, kuumaa vettä tarjotaan 2 tuhannelle ihmiselle. Alueen geotermisten vesien tutkittujen operatiivisten varojen määräksi arvioidaan 77,7 tuhatta kuutiometriä. m³ / vrk, tai käytön aikana lämmityskauden aikana - 11,7 miljoonaa. m³ per kausi, ennustetut varat vastaavasti 165 tuhatta. m³/vrk ja 24,7 milj. m³ per kausi.

Yksi kehittyneimmistä Mostovskoje geotermisistä kentistä, 240 km Krasnodarista Kaukasuksen juurella, jossa porattiin 14 kaivoa syvyydellä 1650÷1850m virtausnopeudella 1500÷3300 m³/vrk, suulla 67 astetta. ÷78º C, kokonaissuolapitoisuus 0,9÷1, 9g/l. Kemiallisen koostumuksen mukaan geoterminen vesi täyttää lähes juomaveden vaatimukset. Pääasiallinen geotermisen veden kuluttaja tältä pellolta on kasvihuonekompleksi, jonka kasvihuonepinta-ala on enintään 30 hehtaaria, jossa on aiemmin toiminut 8 kaivoa. Tällä hetkellä 40 % kasvihuoneista lämmitetään täällä.

Kylän asuin- ja hallintorakennusten lämmönhuoltoon. Silta rakennettiin 80-luvulla maalämpökeskus (CHP), jonka lämpöteho on arvioitu 5 MW, jonka kaavio on esitetty kuvassa 5. Keskuslämpökeskuksen geoterminen vesi tulee kahdesta kaivosta, joiden virtausnopeus on 45÷70 m³/h ja joiden lämpötila on 70÷74 ºС, kahteen 300 m³:n varastosäiliöön. Maalämpöveden jätelämmön hyödyntämiseksi asennettiin kaksi höyrykompressorilämpöpumppua, joiden lämpöteho on arvioitu 500 kW. Lämmitysjärjestelmissä käytettävä geoterminen vesi, jonka lämpötila on 30÷35 ºС ennen lämpöpumppuyksikköä (HPU) jaetaan kahteen virtaan, joista toinen jäähdytetään 10 ºС ja valutetaan säiliöön ja toinen lämmitetään 50 ºС ja palautetaan varastosäiliöihin. Lämpöpumppuyksiköt valmistettiin Moskovan Kompressorin tehtaalla jäähdytyskoneet A-220-2-0.

Geotermisen lämmityksen lämpötehon säätö huippulämmityksen puuttuessa tapahtuu kahdella tavalla: jäähdytysnesteen kautta ja syklisesti. Jälkimmäisellä menetelmällä järjestelmät täytetään ajoittain geotermisellä jäähdytysnesteellä samalla, kun jäähdytetty tyhjennetään. Päivittäisellä lämmitysjaksolla Z lämmitysaika Zn määritetään kaavalla

Zn = 48j/(1 + j), missä on lämmöntuottokerroin; suunnittelu ilman lämpötila huoneessa, °С; ja todellinen ja laskettu ulkoilman lämpötila, °С.

Geotermisten järjestelmien varastosäiliöiden kapasiteetti määräytyy edellytyksestä, jolla varmistetaan ilman lämpötilan vaihteluiden normalisoitu amplitudi lämmitetyissä asuintiloissa (± 3 ° C) kaavan mukaan.

jossa kF on lämmitysjärjestelmän lämpöteho lämpötila-eron 1 °C:ta kohden, W/°C; Z \u003d Zn + Zpp geotermisen lämmityksen käyttöaika; Zp tauon kesto, h; Qp ja Qp on rakennuksen lämmitysjärjestelmän laskennallinen ja kausittainen keskimääräinen lämpöteho W; c geotermisen veden tilavuuslämpökapasiteetti, J/(m³ ºС); n maalämpökäynnistysten määrä päivässä; k1 on lämpöhäviökerroin maalämpöjärjestelmässä; A1 lämpötilan vaihteluiden amplitudi lämmitetyssä rakennuksessa, ºС; Rnom kokonaisindikaattori lämmitettyjen tilojen lämmön imeytymisestä; Lämmitysjärjestelmien ja lämpöverkkojen Vc ja Vts kapasiteetti, m³.

Lämpöpumppujen käytön aikana höyrystimen Gi ja lauhduttimen Gk läpi kulkevien geotermisen veden virtausnopeuksien suhde määräytyy kaavalla:

Missä tk, to, t on geotermisen veden lämpötila lauhduttimen, rakennuksen lämmitysjärjestelmän ja HPI-haihduttimien jälkeen, ºС.

On huomattava käytettyjen lämpöpumppumallien alhainen luotettavuus, koska niiden käyttöolosuhteet erosivat merkittävästi kylmäkoneiden käyttöolosuhteista. Kompressoreiden poisto- ja imupaineiden suhde lämpöpumppukäytössä on 1,5÷2 kertaa suurempi kuin sama suhde kylmäkoneissa. Viat kiertokangessa ja mäntäryhmässä, öljytiloissa ja automaatiossa johtivat näiden koneiden ennenaikaiseen vikaan.

Hydrologisen järjestelmän hallinnan puutteen seurauksena Mostovskoje geotermisen kentän toiminnan 10 vuoden jälkeen paine kaivonpäässä laski 2 kertaa. Kentän säiliöpaineen palauttamiseksi vuonna 1985. porattiin kolme injektiokaivoa, rakennettiin pumppuasema, mutta niiden työ ei tuottanut positiivista tulosta altaiden alhaisen injektiokyvyn vuoksi.

Geotermisen resurssien lupaavimpaan käyttöön Ust-Labinskin kaupungissa, jonka asukasluku on 50 tuhatta ihmistä, joka sijaitsee 60 km:n päässä Krasnodarista, on kehitetty geotermisen lämmön syöttöjärjestelmä, jonka arvioitu lämpöteho on 65 MW. Kolmesta vettä pumppaavasta horisontista valittiin eoseeni-paleoseeniesiintymiä, joiden syvyys on 2200÷2600m, muodostumislämpötila 97÷100ºС, suolapitoisuus 17÷24g/l.

Kaupungin lämmönhuollon kehittämissuunnitelman mukaisen olemassa olevien ja tulevien lämpökuormien analyysin tuloksena määritettiin maalämpöjärjestelmän optimaalinen laskennallinen lämpöteho. Toteutettavuuden vertailu neljä vaihtoehtoa(kolme niistä ilman huippukattilahuoneita, joissa on eri määrä kaivoja ja yksi kattilarakennuksen jälkilämmitys) osoitti, että kattilahuipukattilahuoneella (kuva 6) on pienin takaisinmaksuaika.

Maalämpöjärjestelmä mahdollistaa läntisen ja keskeisen lämpöveden oton rakentamisen seitsemällä injektiokaivolla. Lämpöveden ottoaukkojen toimintatila, jossa jäähdytetty jäähdytysneste ruiskutetaan uudelleen. Kaksipiirinen lämmönsyöttöjärjestelmä kattilahuoneen huippulämmityksellä ja riippuvaisella liitännällä olemassa oleviin järjestelmiin rakennuksen lämmitys. Investoinnit geotermisen järjestelmän rakentamiseen olivat 5,14 miljoonaa euroa. hieroa. (vuoden 1984 hinnoilla), takaisinmaksuaika 4,5 vuotta, korvauspolttoaineen arvioitu säästö 18,4 tuhatta tonnia vertailupolttoainetta vuodessa.

Geotermisten voimaloiden tuottaman sähkön hinta.

Geotermisten kenttien tutkimus- ja kehityskustannukset (poraukset) ovat jopa 50 % GeoTPP:n kokonaiskustannuksista, ja siksi GeoPP:ssä tuotetun sähkön hinta on varsin merkittävä. Siten koko pilotti-teollisen (OP) Verkhne-Mutnovskaya GeoPP:n [kapasiteetti 12 (3 × 4) MW] kustannukset olivat noin 300 miljoonaa ruplaa. Polttoaineen kuljetuskustannusten puuttuminen, geotermisen energian uusiutuvuus sekä sähkön- ja lämmöntuotannon ympäristöystävällisyys mahdollistavat sen, että geoterminen energia voi kilpailla menestyksekkäästi energiamarkkinoilla ja joissain tapauksissa tuottaa halvempaa sähköä ja lämpöä kuin perinteinen IES ja CHP. . Syrjäisillä alueilla (Kamchatka, Kuriilisaaret) GeoPP:illä on ehdoton etu verrattuna tuontipolttoaineella toimiviin lämpövoimaloihin ja dieselasemiin.

Jos tarkastellaan esimerkkinä Kamtšatkaa, jossa yli 80 % sähköstä tuotetaan tuontipolttoöljyllä toimivilla CHPP-1:llä ja CHPP-2:lla, niin geotermisen energian käyttö on kannattavampaa. Vielä nykyäänkin, kun uusien GeoPP-laitosten rakentaminen ja kehittäminen Mutnovsky-geotermiselle kentällä on vielä kesken, Verkhne-Mutnovskaya GeoPP:n sähkökustannukset ovat yli kaksi kertaa alhaisemmat kuin Petropavlovsk Kamchatskyn CHPP:ssä. Vanhan Pauzhetskaya GeoPP:n 1 kWh(e) hinta on 2¸3 kertaa pienempi kuin CHPP-1:ssä ja CHPP-2:ssa.

1 kWh sähkön hinta Kamtšatkassa heinäkuussa 1988 oli 10-25 senttiä ja keskimääräiseksi sähkön tariffiksi asetettiin 14 senttiä. Kesäkuussa 2001 samalla alueella sähkötariffi 1 kWh:lta vaihteli 7-15 sentin välillä. Vuoden 2002 alussa OAO Kamchatskenergon keskimääräinen tariffi oli 3,6 ruplaa. (12 senttiä). On täysin selvää, että Kamchatkan talous ei voi kehittyä menestyksekkäästi ilman kulutetun sähkön kustannuksia alentamatta, ja tämä voidaan saavuttaa vain käyttämällä geotermisiä resursseja.

Nyt energiasektoria rakennettaessa on erittäin tärkeää edetä polttoaineiden ja laitteiden todellisista hinnoista sekä eri kuluttajien energian hinnoista. Muuten voit tehdä virheellisiä johtopäätöksiä ja ennusteita. Niinpä Kamtšatkan alueen talouden kehittämisstrategiassa, joka kehitettiin vuonna 2001 Dalsetproektissa, ilman riittävää perustetta 1000 m³:n kaasun hinnaksi asetettiin 50 dollaria, vaikka on selvää, että kaasun todelliset kustannukset eivät olla alle 100 dollaria, ja kaasukenttien kehittämisen kesto on 5 ÷10 vuotta. Samanaikaisesti ehdotetun strategian mukaan kaasuvarat lasketaan enintään 12 vuoden käyttöikään. Siksi Kamtšatkan alueen energiasektorin kehitysnäkymät tulisi liittää ensisijaisesti geotermisten voimalaitosten sarjan rakentamiseen Mutnovsky-kentälle [300 MW (e) asti], Pauzhetskajan uudelleen varusteluun. GeoPP, jonka kapasiteettia pitäisi nostaa 20 MW:iin, ja uusien GeoPP:iden rakentaminen. Jälkimmäinen takaa Kamtšatkan energiariippumattomuuden moniksi vuosiksi (vähintään 100 vuodeksi) ja alentaa myydyn sähkön kustannuksia.

Maailman energianeuvoston arvion mukaan kaikista uusiutuvista energialähteistä GeoPP:llä on alhaisin hinta per 1 kWh (katso taulukko).

Filippiineillä, Uudessa-Seelannissa, Meksikossa ja USA:ssa saadun kokemuksen perusteella 1 kWh:n sähkön hinta ei usein ylitä 1 senttiä, mutta on syytä pitää mielessä, että GeoPP:n tehonkäyttökerroin saavuttaa 0,95.

Maalämpö on hyödyllisintä käyttämällä maalämpöä kuumaa vettä suoraan, samoin kuin ottamalla käyttöön lämpöpumppuja, jotka voivat käyttää tehokkaasti maan lämpöä lämpötilassa 10÷30ºС, ts. heikkolaatuista geotermistä lämpöä. Venäjän nykyisessä taloustilanteessa geotermisen lämmönhuollon kehittäminen on erittäin vaikeaa. Kiinteä omaisuus on investoitava kaivoihin. Krasnodarin alueella, 1 metrin kaivon porauskustannukset 8 tuhatta ruplaa, sen syvyys on 1800 m, kustannukset ovat 14,4 miljoonaa ruplaa. Arvioidulla kaivon virtausnopeudella 70 m³ / h, laukaisulla 30 ºC lämpötilaero, ympärivuorokautinen toiminta 150 päivää. vuodessa arvioidun virtausnopeuden käyttöaste lämmityskauden aikana on 0,5, toimitetun lämmön määrä on 4385 MWh eli arvoltaan 1,3 miljoonaa ruplaa. tariffilla 300 ruplaa/(MWh). Tällä nopeudella kaivon poraus maksaa itsensä takaisin 11 vuodessa. Kuitenkin tulevaisuudessa tarvetta kehittää tähän suuntaan energia on kiistatonta.

Johtopäätökset.

1. Melkein kaikkialla Venäjällä on ainutlaatuisia geotermisen lämpövarastoja, joiden jäähdytysnesteen lämpötila (vesi, kaksivaiheinen virtaus ja höyry) on 30-200 ºC.

2. Viime vuosina Venäjälle on luotu suuren perustutkimuksen pohjalta geotermistä teknologiaa, jolla voidaan nopeasti varmistaa maalämmön tehokas käyttö GeoPP:ssä ja GeoTS:ssä sähkön ja lämmön tuotantoon.

3. Geotermisen energian tulisi olla tärkeässä asemassa energiankäytön kokonaistaseessa. Erityisesti Kamtšatkan alueen ja Kuriilisaarten sekä osittain Primorjen, Siperian ja Pohjois-Kaukasia sinun tulee käyttää omia geotermiä voimavarojasi.

4. Laajamittainen uusien lämmönjakelujärjestelmien käyttöönotto matalalaatuisia lämmönlähteitä käyttävillä lämpöpumpuilla vähentää fossiilisten polttoaineiden kulutusta 20÷25 %.

5. Investointien ja lainojen houkuttelemiseksi energia-alalle on tarpeen toteuttaa tehokkaita hankkeita ja taata lainattujen varojen oikea-aikainen takaisinmaksu, mikä on mahdollista vain maksamalla täysimääräisesti ja oikea-aikaisesti kuluttajille toimitettu sähkö ja lämpö.

Bibliografia.

1. Geotermisen energian muuntaminen sähköenergiaksi käyttämällä ylikriittistä kiertoa toisiopiirissä. Abdulagatov I.M., Alkhasov A.B. "Lämpövoimatekniikka.-1988 nro 4-s. 53-56".

2. Salamov A.A. "Maailman energia-alan geotermiset voimalaitokset" Lämpövoimatekniikka 2000 nro 1-s. 79-80"

3. Maan lämpö: Raportista "Geotermisten teknologioiden kehitysnäkymät" Ecology and Life-2001-nro 6-str 49-52.

4. Tarnizhevsky B.V. "Uusiutuvien energialähteiden tila ja tulevaisuudennäkymät Venäjällä" Teollisuusenergia-2002-nro 1-s. 52-56.

5. Kuznetsov V.A. "Mutnovskajan geoterminen voimalaitos" Voimalaitokset-2002-№1-s. 31-35.

6. Butuzov V.A. "Geotermiset lämmönjakelujärjestelmät Krasnodarin alueella" Energy Manager-2002-nro 1-s.14-16.

7. Butuzov V.A. "Venäjän geotermisten lämmönjakelujärjestelmien analyysi" Industrial Energy-2002-nro 6-s. 53-57.

8. Dobrokhotov V.I. "Geotermisten resurssien käyttö Venäjän energiasektorilla" Lämpövoimatekniikka-2003-№1-s.2-11.

9. Alkhasov A.B. "Maatermisen lämmön käytön tehostaminen" Lämpövoimatekniikka-2003-nro 3-s.52-54.

Venäjän geotermisillä energiavaroilla on merkittävää teollista potentiaalia, mukaan lukien energia. Maan lämpövarat, joiden lämpötila on 30-40 °С (kuva 17.20, katso väriliite), ovat saatavilla lähes kaikkialla Venäjällä, ja joillakin alueilla on geotermisiä resursseja, joiden lämpötila on jopa 300 °С. Geotermisiä resursseja käytetään lämpötilasta riippuen kansantalouden eri sektoreilla: sähkövoimassa, lämmityksessä, teollisuudessa, maataloudessa, balneologiassa.

Geotermisten resurssien yli 130 °C lämpötiloissa on mahdollista saada sähköä yksipiiristä geotermiset voimalaitokset(GeoES). Useilla Venäjän alueilla on kuitenkin merkittäviä geotermisen vesivarantoja, joiden lämpötila on noin 85 °C tai enemmän (kuva 17.20, katso väriliite). Tässä tapauksessa on mahdollista saada sähköä GeoPP:stä binäärisyklillä. Binäärivoimalaitokset ovat kaksipiirisiä asemia, jotka käyttävät omaa työnestettä jokaisessa piirissä. Binääriasemia kutsutaan joskus myös yksisilmukaisiksi asemiksi, jotka toimivat kahden työnesteen - ammoniakin ja veden - seoksella (kuva 17.21, katso väriliite).

Venäjän ensimmäiset geotermiset voimalaitokset rakennettiin Kamtšatkaan vuosina 1965-1967: Pauzhetskaya GeoPP, joka toimii ja tuottaa tällä hetkellä edullisinta sähköä Kamtšatkassa, ja Paratunskaya GeoPP binäärisyklillä. Tulevaisuudessa maailmassa rakennettiin noin 400 GeoPP:tä binäärisyklillä.

Vuonna 2002 Mutnovskaya GeoPP otettiin käyttöön Kamtšatkassa kahdella voimayksiköllä, joiden kokonaiskapasiteetti on 50 MW.

Voimalaitoksen teknologinen kaavio mahdollistaa höyryn käytön, joka on saatu geotermisistä kaivoista otetun höyry-vesi-seoksen kaksivaiheisella erotuksella.

Erottamisen jälkeen höyryä, jonka paine on 0,62 MPa ja kuivausaste 0,9998, tulee kaksinkertaiseen kahdeksanvaiheiseen höyryturbiiniin. Höyryturbiiniin yhdistettynä toimii generaattori, jonka nimellisteho on 25 MW ja jännite 10,5 kV.

Ympäristön puhtauden varmistamiseksi voimalaitoksen teknologisessa suunnitelmassa on järjestelmä lauhteen pumppaamiseksi ja erottamiseksi takaisin maan kerroksiin sekä rikkivetypäästöjen estämiseksi ilmakehään.

Geotermisiä resursseja käytetään laajalti lämmöntuotantoon, erityisesti käytettäessä kuumaa geotermistä vettä suoraan.

Lämpöpumppujen kanssa tulee käyttää matalapotentiaalisia maalämpölähteitä, joiden lämpötila on 10-30 °C. Lämpöpumppu on kone, joka on suunniteltu siirtämään sisäistä energiaa matalalämpötilaisesta jäähdytysnesteestä korkealämpötilaiseen jäähdytysnesteeseen ulkoisen vaikutuksen avulla työn suorittamiseksi. Lämpöpumpun toimintaperiaate perustuu käänteiseen Carnot-kiertoon.

Lämpöpumppu, joka kuluttaa) kW sähkötehoa, tuottaa 3-7 kW lämpötehoa lämmönsyöttöjärjestelmään. Muunnossuhde vaihtelee huonolaatuisen geotermisen lähteen lämpötilan mukaan.

Lämpöpumppuja käytetään laajasti monissa maissa ympäri maailmaa. Ruotsissa toimii tehokkain lämpöpumppulaitos, jonka lämpöteho on 320 MW ja se käyttää Itämeren lämpöä.

Lämpöpumpun käytön tehokkuuden määrää pääasiassa sähkö- ja lämpöenergian hintojen suhde sekä muunnossuhde, joka kertoo kuinka monta kertaa enemmän lämpöenergiaa tuotetaan kulutettuun sähkö- (tai mekaaniseen) energiaan verrattuna.

Lämpöpumppujen taloudellisin käyttö on sähköjärjestelmän minimikuormituksen aikana, ja niiden toiminta voi auttaa tasaamaan sähköjärjestelmän sähkökuormituskäyriä.

Kirjallisuutta varten Itsenäinen opiskelu

17.1.Käyttö vesienergia: oppikirja yliopistoille / toim. Yu.S. Vasiljev. -
4. painos, tarkistettu. ja ylimääräistä Moskova: Energoatomizdat, 1995.

17.2.Vasiliev Yu.S., Vissarionov V.I., Kubyshkin L.I. Vesivoimaratkaisu
tehtäviä tietokoneella. Moskova: Energoatomizdat, 1987.

17.3.Neporozhny P.S., Obrezkov V.I. Johdatus erikoisuuteen. vesivoima
tika: oppikirja yliopistoille. - 2. painos, tarkistettu. ja ylimääräistä M: Energoatomizdat,
1990.

17.4 Vesienergia- ja vesihuollon laskelmat: oppikirja yliopistoille /
toim. IN JA. Vissarionov. Moskova: MPEI Publishing House, 2001.

17.5.Laskeminen aurinkoenergiaresurssit: oppikirja yliopistoille / toim.
IN JA. Vissarionov. Moskova: MPEI Publishing House, 1997.

17.6 Resurssit ja uusiutuvan energian tehokkuus
Venäjällä / tekijöiden ryhmä. Pietari: Nauka, 2002.

17.7.Dyakov A.F., Perminov E.M., Shakaryan Yu.G. Tuulivoimateollisuus Venäjällä. Osavaltio
ja kehitysnäkymiä. Moskova: MPEI Publishing House, 1996.

17.8.Laskeminen tuulivoimavarat: oppikirja yliopistoille / toim. IN JA. wissa
rionova. Moskova: MPEI Publishing House, 1997.

17.9 Mutnovski geoterminen sähkökompleksi Kamtšatkassa / O.V. Britvin,