2.4 Варианты ГеоЭс

Сейчас известны 3 варианта ГеоЭС.

2.4.1 Скважина выдает перегретый пар

Такие источники используюутся только в пяти странах. В этом случае пар направляется прямо в турбину (рис. 2.3). По такой схеме работает самая крупная ГеоЭС в Лардерелло-3 (Италия). На станции установлено 4 турбогенератора мощностью 26 МВт каждый и 2 турбогенератора мощностью по 9 МВт. Последние предназначены для покрытия собственных нужд.

Схема ГеоЭС предельно проста, если на ней установлена турбина с противодавлением (рис. 2.3 б), а отработавший пар используется для нужд отопления или горячего водоснабжения. В местах, где нет соответствующего теплового потребителя, для повышения КПД цикла за турбиной устанавливают конденсатор, обеспечивающий расширение пара в ней до более низкого давления (рис. 2.3 а). Получается схема обычной конденсационной электростанции (КЭС).

Но, в отличие от КЭС на органическом топливе, здесь нет необходимости дорожить конденсатом, т. к. он все равно выводится из цикла. Поэтому можно использовать смешивающий конденсатор — более компактный и дешевый, чем рекуперативный. Значительная часть конденсата испаряется в градирне, излишки сбрасываются в канализацию.

Рис. 2.3. Схема ГеоЭС, работающей на водяном паре, непосредственно выходящем из подземных источников: а — конденсационной, б — с противодавлением. 1 — пар из скважины; 2 — турбина; 3 — электрический генератор; 4 — эжектор для отсоса газов;5 — смешивающий конденсатор; 6 — градирня; 7 — подземный бак; 8 — циркуляционный насос; 9 — сброс излишней воды в дренаж; 10 — пар из турбины

2.4.2 Скважина выдает пароводяную смесь

Это наиболее распространенный случай. На выходе из скважины ставят сепаратор, отделяющий пар от воды. В остальном схема остается практически той же самой. На рис. 2.4 изображена схема ГеоЭС на Паужетском месторождении на Камчатке. Она пущена в 1966 г. и с тех пор успешно работает в полностью автоматизированном режиме с наблюдением за работой диспетчером из дома.

Пароводяная смесь, выходящая из скважины с избыточным давлением 0,2—0,4 МПа, поступает в сепаратор объемом 10 м³, в котором поддерживается избыточное давление 0,15 МПа. Насыщенный пар из него в количестве 600—800 м³/ч поступает в 2 противодавленческие турбины Калужского турбомоторного завода мощностью 2,5 МВт каждая. Теплота выхлопного пара используется для отопления жилого поселка. Обратная вода из системы отопления служит охлаждающей средой в смешивающем конденсаторе, где она нагревается за счет теплоты конденсации пара до 100—110°С и с такой температурой поступает в систему отопления. Таким образом, станция работает по схеме теплоэлектроцентрали.

Рис. 2.4. Схема Паужетской ГеоЭС на пароводяной смеси:

1 -пароводяная смесь из скважины; 2-сепаратор; 3-турбина, работающая на насыщенном паре; 4-электрогенератор; 5-смешивающий конденсатор; 6-прямая вода для отопления поселка; 7-обратная вода; 8-удаление неконденсирующих газов; 9-сброс воды

Вода, поступающая из скважины вместе с паром, содержит 250 мг/л кремнекислоты, 150 мг/л борной кислоты и ряд солей. Большое солесодержание является, кстати, особенностью вод, поступающих из большинства подземных источников, причем часто в них растворены достаточно «экзотические» соединения (вроде борной кислоты).

Пар содержит С0₂ (300 мг/кг), H₂S (25 мг/кг), аммиак и другие газы. Они проходят через турбину вместе с водяным паром, отсасываются из конденсатора, а далее выбрасываются в атмосферу (на ряде ГеоЭС — после выделения из них ценных компонентов).

Себестоимость производства электроэнергии на Паужетской ГеоЭС в 3—4 раза меньше, чем на дизельной электростанции и в 2—3 раза меньше, чем на паротурбинной ТЭЦ, работающей на мазуте [7]. В 1982 г. ее мощность была увеличена до 12 МВт [5].

Вариант, когда скважина выдает горячую пароводяную смесь, является наиболее распространенным. Дело в том, что вода, находящаяся под высоким давлением, остается в жидком виде даже при температуре 200—300°С. При выходе ее на поверхность давление существенно уменьшается, она вскипает. В результате на поверхность выходит пароводяная смесь. И лишь только в тех случаях, когда эта смесь фильтруется через слой раскаленной породы, где вода испаряется, на поверхность выходит перегретый пар.

В 70 км к юго-западу от Петропавловска-на-Камчатке находится Мутновское геотермальное поле. В этом регионе расположены известные вулканы Мутновский, Авачинский, имеется много выходов геотермального теплоносителя на поверхность. В самом месторождении (под Землей) давление не очень велико, поэтому теплоноситель представляет собой пар с температурой 240°С и достаточно большой степенью сухости. В 1999 г. на этом поле была построена опытно-промышленная Верхне-Мутновская ГеоЭС мощностью 12 МВт [5], сделанная принципиально по той же схеме, что и Паужетская, но с учетом современных экологических требований (рис. 2.5), и с установкой конденсатора вместо сетевого подогревателя.

Из продуктовых скважин (их на Верхне-Мутновском месторождении три) после двухступенчатой сепарации пар с давлением 0,8 МПа, температурой 170°С и степенью сухости поступает в 3 турбины, работающие на насыщенном паре. Расход пара составляет около 75 т/ч. Горячий сепарат из сепаратора 2, тоже имеющий температуру 170°С, транспортируется к расширителю, в котором поддерживается давление около 0,4 МПа. Производимый в расширителе пар (около 10 т/ч) используется в эжекторах, отсасывающих из конденсатора неконденсирующиеся газы: С0₂ а главное — очень агрессивный H₂S. Выше отмечалось, что в воде и паре, выходящих из скважин, обычно содержится много солей и газов, в том числе — экологически вредных. Выбрасывать ядовитые газы (например H₂S) в атмосферу или сбрасывать воду с вредными примесями (например, борной кислотой) в водоемы экологи не разрешают. Поэтому вода из расширителя с температурой 140°С закачивается обратно в пласт через специальную скважину.

Пар из турбины поступает в воздушный конденсатор, выполненный из стальных оцинкованных труб с алюминиевыми ребрами снаружи высотой 15 мм. Пар конденсируется в трубках, снаружи они омываются воздухом, оребрение в 10—15 раз интенсифицирует теплоотдачу от трубок к воздуху.

Образующийся конденсат, как и сепарат из сепаратора 12, тоже закачивается обратно в пласт, но прежде он насосом подается в абсорбер 9. Туда же эжектором отсасываются из конденсатора неконденсирующиеся газы. Поскольку давление в абсорбере больше, чем в конденсаторе, а растворимость газов (особенно H₂S и С0₂) в воде с увеличением давления растет, они растворяются в конденсате, имеющем температуру 30°С, и вместе с ним закачиваются в пласт.

Предполагается расширение Верхне-Мутновской ГеоЭС четвертым блоком мощностью 6,5 МВт.

Надо отметить, что расходы на исследование и разработку (бурение) геотермальных полей составляют до 50% всей стоимости ГеоЭС. Поскольку Мутновские пласты теплоносителя расположены относительно неглубоко (150—200 м), себестоимость электроэнергии, получаемой на Верхне-Мутновской ГеоЭС, оказывается в 2 раза ниже, чем на ТЭЦ, работающей на мазуте [7].

В 2001 г. по такой же схеме была построена Мутновская ГеоЭС, состоящая из двух блоков мощностью 25 МВт каждый. Район строительства расположен на расстоянии 130 км от Петропавловска-Камчатского, недалеко (12 км) от вулкана Мутновский. При ее сооружении учтен опыт работы Верхне- Мутновской ГеоЭС. Как и на ней, в качестве рабочего тела используется пар с давлением 0,8 МПа и температурой 170°С, получаемый с помощью семи продуктовых скважин из подземных горизонтов, расположенных на глубине 150—200 м [8]. Пароводяная смесь из скважин поступает в 2 сепаратора. Их суммарная производительность по пару составляет 44,4 кг/с, возврат сепарата равен 200 кг/с. На этой станции степень сухости пара после сепараторов должна составлять по контракту 99,9%, но она еще не достигнута. Тем не менее, станция несет номинальную нагрузку.