Теплоэнергетика, 2023, № 2, стр. 37-46

РАЗВИТИЕ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

С 2015 по 2020 г. суммарная установленная мощность геотермальных электростанций в мире увеличилась на 3649 МВт (т.е. на 27%) [2]. Впервые было начато производство электроэнергии на ГеоЭС в Бельгии (0.8 МВт), Чили (48.0 МВт), Хорватии (16.5 МВт), Гондурасе (35.0 МВт) и Венгрии (3.0 МВт). В этот период в мире было пробурено 1159 геотермальных скважин и вложено более 10 млрд дол. в новые проекты по сооружению ГеоЭС. Тенденция постоянного роста мощности геотермальных электростанций обусловлена относительно низкой стоимостью электроэнергии, самыми высокими среди возобновляемых источников энергии показателями использования установленной мощности и экологической чистотой.

На рис. 2 показаны тенденция роста суммарной установленной мощности геотермальных электростанций в мире с 2010 по 2020 г., а также прогноз на 2025 г. Прогнозная оценка мощности ГеоЭС в мире на 2025 г. равна 19 361 МВт, что соответствует увеличению на 19%. Некоторое относительное замедление прироста мощности ГеоЭС в данном случае по сравнению с предыдущей пятилеткой объясняется растущей конкуренцией со стороны энерготехнологий на основе использования энергии солнца, ветра и природного газа.

Рис. 2.

Суммарная установленная мощность геотермальных электростанций Р в мире с 2010 г.

В табл. 1 представлены статистические данные по странам на 2015 и 2020 гг. по суммарной установленной мощности ГеоЭС Р, годовой выработке геотермальной электроэнергии Е, а также ожидаемой на 2025 г. установленной мощности и приросту (или снижению) мощности ΔР за период с 2015 по 2020 г.

Расположение геотермальных электростанций на карте мира в 2020 г. показано на рис. 3. Значительное число ГеоЭС находится в зоне так называемого “огненного кольца” на восточном и западном побережьях Тихого океана в районах молодого вулканизма. В работах по освоению Арктики рассматриваются возможности использования геотермальных ресурсов для электроснабжения в этом регионе. Сегодня только три из восьми арктических стран имеют геотермальные электростанции: Россия, Исландия и США. В Арктической зоне расположены пять ГеоЭС в России, восемь ГеоЭС в Исландии и одна ГеоЭС расположена в субарктическом районе США [3].

Рис. 3.

Расположение геотермальных электростанций в мире в 2020 г.

Реализация проектов сооружения геотермальных электростанций на новых месторождениях сопряжена с определенными рисками, особенно на первых стадиях их развития. Ряд презентаций посвящены анализу рисков в различные периоды сооружения геотермальных электростанций. Так, в работах [4, 5] отмечается, что так называемые ресурсные риски, обусловленные неопределенностями в части дебита, температуры и качества теплоносителя геотермального резервуара, остаются весьма высокими до тех пор, пока не будет пробурено достаточное количество скважин. На рис. 4 схематично показаны степень риска и размер затрат на различных этапах проекта создания геотермальной электростанции на новом месторождении по оценкам Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) [4].

Рис. 4.

Затраты (1) и степень риска (2) на различных этапах реализации проекта создания геотермальной электростанции мощностью более 10 МВт на новом месторождении по оценкам ESMAP

Самый высокий уровень рисков соответствует первым этапам по сбору исходных данных и предварительным буровым работам (до 50%), который предполагает затраты около 20% общей стоимости проекта. Бурение скважин после выпуска технико-экономического обоснования – самый затратный этап (до 35–40% общей стоимости), а стоимость строительства ГеоЭС составляет примерно 30%. Геолого-разведочные работы часто поддерживаются правительствами или международными финансовыми организациями в той или иной степени до тех пор, пока риск не будет снижен до приемлемого уровня для частных инвестиций. Таким образом, наличие уже пробуренных и изученных скважин геотермального месторождения существенно снижает риски по выполнению геотермальных проектов. Поэтому в ряде регионов России (Камчатка, Курильские острова, Северный Кавказ и др.), где уже имеются геотермальные скважины, условия для реализации проектов по сооружению геотермальных электростанций более благоприятные, поскольку отсутствуют значительные риски, присущие первым этапам.

РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПРЯМОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГЕОТЕРМАЛЬНОГО ТЕПЛА

К 2020 г. прямое использование геотермальной энергии было отмечено в 88 странах [6]. На рис. 5 представлены сведения о суммарной установленной мощности Р ГеоЭС и годовой выработке тепловой энергии G с помощью технологий прямого использования геотермальной энергии в мире с 1995 по 2020 г. Суммарная установленная тепловая мощность технологий прямого использования геотермальной энергии в 2020 г. в мире составляла 107 727 МВт, что на 52.0% больше, чем в 2015 г., т.е. среднегодовой прирост равнялся 8.73%. При этом количество используемой геотермальной тепловой энергии в 2020 г. составило 1 020  887 ТДж, что на 72.3% больше, чем в 2015 г. Средний коэффициент использования мощности технологий прямого использования геотермальной энергии по миру в период 2015–2020 гг. равнялся 0.3.

Рис. 5.

Суммарная установленная мощность ГеоЭС и годовая выработка тепла с помощью технологий прямого использования геотермальной энергии

На рис. 6 представлены данные прямого использования геотермальной энергии по различным технологиям в мире с 1995 по 2020 г., а суммарная мощность этих технологий – в табл. 2. Геотермальные тепловые насосы потребляют наибольшее количество геотермальной энергии (599 981 ТДж/год) из всех рассматриваемых технологий при среднем коэффициенте использования мощности 0.245 в режиме обогрева. При этом их суммарная тепловая мощность в мире в 2020 г. составила 77 547 МВт, что равно 71.6% всей установленной мощности технологий прямого использования геотермальной энергии. Лидерами, на долю которых приходится 77.4% установленной мощности тепловых насосов в мире, являются Китай, США, Швеция, Германия и Финляндия.

Рис. 6.

Геотермальная энергия, получаемая по различным технологиям, в мире. Год: 1 – 2020; 2 – 2015; 3 – 2010; 4 – 2005; 5 – 2000; 6 – 1995

Второе место по использованию геотермального тепла занимают технологии для бальнеологии, бассейнов и спа-курортов. Сегодня их суммарная установленная мощность составляет 12 253 МВт, а потребление энергии – 184  070 ТДж/год, что на 35.1 и 53.9% соответственно больше, чем в 2015 г. Наибольшее зарегистрированное годовое потребление энергии для рекреационных геотермальных систем приходится на Китай, Японию, Турцию, Бразилию и Мексику, доля которых составляет 79.5% годового мирового потребления в данной области.

Суммарная установленная мощность геотермальных систем теплоснабжения, включая индивидуальное отопление помещений и централизованное теплоснабжение, увеличилась с 2015 по 2020 г. на 68.0% и достигла 12 768 МВт, а годовое потребление геотермальной энергии составило 162 979 ТДж/год. На централизованные системы приходится 91% установленной мощности систем геотермального теплоснабжения, которое наиболее развито в Китае, Исландии, Турции, Франции и Германии, а в индивидуальном секторе теплоснабжения – в Турции, России, Японии, США и Венгрии.

В годовом потреблении геотермальной энергии для теплоснабжения из 29 стран лидерами являются Турция, Япония, Россия, США и Швейцария – 90% всего мирового потребления в централизованном отоплении и около 75% в индивидуальном отоплении.

Суммарная установленная мощность систем обогрева теплиц в 32 странах мира с использованием геотермальной энергии с 2015 по 2020 г. увеличилась на 24% и достигла 2459 МВт. Ведущими странами по годовому потреблению геотермальной энергии в данной отрасли являются Турция, Китай, Нидерланды, Россия и Венгрия, на долю которых приходится около 83% мирового потребления. Геотермальное тепло используется также в сельском хозяйстве, сушильной технике, для таяния снега и других целей.

НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ В ОБЛАСТИ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

Анализ материалов, представленных на Всемирном геотермальном конгрессе WGC-2020 + 1, показывает, что по-прежнему сохраняется значительный интерес к использованию бинарных энергоустановок для утилизации геотермального тепла. Об этом, в частности, свидетельствует рост суммарной установленной мощности геотермальных бинарных энергоустановок, построенных ведущей в этой области компанией ORMAT за последние годы (рис. 7) [6]. Так, с 2015 по 2019 г. компания ORMAT запустила в эксплуатацию геотермальные бинарные энергоустановки общей установленной мощностью 1133 МВт, что почти в 2 раза превышает этот показатель за период с 2010 по 2014 г. В настоящее время единичная мощность геотермальных бинарных установок ORMAT достигает 25 МВт, а в эксплуатации находится более 140 установок общей мощностью 3100 МВт.

Рис. 7.

Установленная мощность геотермальных бинарных энергоустановок, построенных компанией ORMAT

В целях повышения эффективности, надежности и экологических показателей геотермальных бинарных энергоустановок постоянно ведутся исследования по их совершенствованию [7–10]. Одним из таких направлений является поиск оптимального выбора рабочего тела бинарного контура. Так, на конгрессе WGC-2020 + 1 были представлены презентации работ [10–12], в которых рассматриваются результаты исследований влияния выбора органических рабочих тел на конструкцию и технические характеристики геотермальных бинарных установок.

В [11] приведены некоторые результаты расчетных исследований влияния выбора рабочего тела на эффективность бинарной энергоустановки в составе ГеоЭС комбинированного цикла с перегревом пара вторичного вскипания. Установлено, что наибольший КПД (нетто) бинарной энергоустановки, составляющий почти 12%, может быть достигнут при использовании рабочих тел R-236fa, R-227ea, R1318, RC-318, R-134a, R‑227ea и R31-10. Низкие КПД (нетто) бинарной установки, равные 6.0 и 7.8%, соответствуют применению органических веществ R-218 и R-143a. Полученные результаты позволяют оптимизировать выбор рабочего тела для бинарных энергоустановок с учетом их влияния на различные технико-экономические характеристики.

Термодинамическая эффективность органического цикла зависит от свойств рабочего тела. В работе [12] приводится перечень органических веществ, которые следует использовать, чтобы обеспечить наибольшую термодинамическую эффективность бинарного цикла в зависимости от температуры источника. Далее приводится перечень органических веществ, которые следует использовать, чтобы обеспечить наибольшую термодинамическую эффективность бинарного цикла в зависимости от температуры t источника тепла [12]:

При этом отмечается, что электрический КПД бинарного энергоблока будет, в целом, зависеть от характеристик оборудования, параметров термодинамического цикла и свойств рабочего тела.

В настоящее время в мире используются в основном рабочие тела с высоким потенциалом глобального потепления: изопентан, R-134a, R-245fa. Работа [13] посвящена поиску возможной замены их другими, более экологичными рабочими телами, такими как пропан и гидроолефины. Расчетные термодинамические исследования были направлены на определение влияния их использования на эффективность и конструкцию бинарной энергоустановки и затраты на ее эксплуатацию.

На рис. 8 приведены данные сравнительных расчетов удельной мощности бинарной энергоустановки при использовании различных рабочих тел. Установлено, что применение более экологичного гидрофторолефина HFO-123yf вместо R-134a вполне приемлемо. При этом следует учитывать более высокую стоимость и горючесть HFO-123yf. Использование пропана также лучше с точки зрения экологии, но приводит к снижению производительности бинарной энергоустановки на 3%.

Рис. 8.

Расчетные значения удельной мощности бинарного энергоблока при использовании различных органических рабочих тел

Одним из перспективных направлений считается создание в будущем сверхгорячих геотермальных систем на основе глубокого бурения. Так, в Исландии реализуется проект, целью которого является получение геотермального теплоносителя температурой 400–600°С из скважин глубиной до 5000 м. В работе [14] рассмотрены некоторые проблемы, которые могут возникнуть при создании сверхгорячих геотермальных систем. Показано, что высокотемпературный геотермальный теплоноситель практически не отличается по химическому составу от низкотемпературного. В то же время отмечается, что при использовании геотермального перегретого пара в технологической схеме ГеоЭС могут возникнуть следующие проблемы:

выпадение в осадок кремнезема при падении давления в рабочем контуре ГеоЭС;

повышенная коррозионная агрессивность жидкой фазы в виде конденсата в проточной части турбины;

появление высокотемпературного охрупчивания металла.

Для очистки сверхвысокотемпературного теплоносителя предложен метод мокрой очистки с дозированием в контур раствора NaOH (рис. 9).

Рис. 9.

Схема геотермальной электростанции с системой очистки сверхвысокотемпературного теплоносителя. 1 – мокрый скруббер; 2 – сепаратор; 3 – турбина; 4 – генератор; 5 – градирня; 6 – насос; 7 – конденсатор; 8, 9 – реинжекционная и эксплуатационная скважина; 10 – подогреватель; 11 – эжектор

В качестве одного из новых направлений использования геотермальных ресурсов предлагается получение “зеленого” водорода, в том числе на основе экологически чистой геотермальной электрогенерации. В работе [15] изучается возможность производства водорода с помощью электролизеров, в которых используется избыток электроэнергии на ГеоЭС в периоды суточных разгрузок. По оценке авторов при производстве водорода на органическом топливе выбросы СО₂ на 7000% больше, а при получении водорода из легких углеводородов путем парового реформинга на 2000% (в соответствии с [15]) больше, чем на основе электроэнергии ГеоЭС Hellisheidi (Исландия). В [15] рассмотрены новейшие типы электролизеров, используемых для производства водорода на геотермальных электростанциях.

В работе [11] предложена оригинальная технология повышения надежности ГеоЭС комбинированного бинарного цикла на основе применения для подогрева геотермального пара водородно-кислородного парогенератора, работающего с использованием водорода, производимого благодаря утилизации излишков электроэнергии в периоды суточных разгрузок ГеоЭС (рис. 10). Расчетные исследования показали, что использование перегрева пара перед частью низкого давления турбины с помощью водородно-кислородного парогенератора позволяет увеличить КПД проточной части турбоагрегата и более чем в 2 раза снизить степень влажности пара на выходе из турбины, что фактически исключает эрозионные повреждения рабочих лопаток последних турбинных ступеней.

Рис. 10.

Принципиальная технологическая схема ГеоЭС комбинированного цикла с двумя давлениями сепарации и перегревом пара вторичного вскипания благодаря использованию водородно-кислородного парогенератора. 1, 12 – продуктивная и реинжекционная скважина; 2 – сепаратор; 3, 4 – часть высокого и низкого давления паровой турбины; 5 – электрогенератор; 6 – электролизер; 7 – водородно-кислородный парогенератор; 8 – бинарная турбина; 9 – конденсатор; 10 – расширитель-сепаратор; 11 – испаритель; 13 – насос

ВЫВОДЫ

1. Обзор современного состояния и направлений исследования в области развития геотермальной энергетики показывает, что интерес к использованию бинарных энергоустановок для утилизации геотермального тепла неуклонно растет.

2. Анализ материалов Всемирного геотермального конгресса WGC- 2020+1 свидетельствует о том, что основными направлениями развития современной геотермальной энергетики являются:

расширение географии использования геотермальных ресурсов, в том числе в Арктической зоне;

выполнение исследований по совершенствованию геотермальных технологий электрогенерации в целях повышения их эффективности, надежности и экологических показателей;

изучение и детальный анализ рисков в различные периоды реализации геотермальных проектов по сооружению геотермальных электростанций;

определение возможностей использования сверхгорячих геотермальных систем в технологиях производства электроэнергии;

разработка и создание экологически чистых геотермальных комплексов по производству водорода.