К областям распространения месторождений термальных вод относятся: вулканическое кольцо бассейна Тихого океана, Альпийский складчатый пояс, рифтовые долины континентов, срединно-океанические хребты, платформенные погружения и предгорные краевые прогибы (см. рис. 10.4).
По своему происхождению месторождения термальных вод можно подразделить на два типа, различающиеся способом переноса тепловой энергии.
Первый тип образуют геотермальные системы конвекционного происхождения, отличающиеся высокой температурой вод, разгружающихся на дневную поверхность. Это районы расположения современных или недавно потухших вулканов, где на поверхность выходят не только горячие воды, но и пароводяная смесь с температурой до 200°С и более. На сегодняшний день все геотермальные электростанции работают в районах современного вулканизма.
К месторождениям конвекционного типа относятся также гидротермальные проявления так называемых рифтовых зон, характеризующихся активным тектоническим режимом и умеренно повышенными геотермическими градиентами – 45…70°С/км. Рифтовые зоны и связанные с ними термоаномалии, как правило, простираются на огромные расстояния. Например, Северо-Мексиканский бассейн термальных вод протянулся на 1,5 тыс. км, от северо-восточной части Мексики до Флориды. Одна из скважин здесь с глубины 5859 м дает пароводяную смесь с температурой 273°С, причем этот флюид выходит при высоком давлении.
Рисунок 10.4. Области производства геотермальной энергии в системе третичных орогенических поясов (заштриховано):
1 – Калифорния; 2 – Серро Прието; 3 – Мексика, Идальго; 4 – Сан-Сальвадор; 5 – Чили, Атакама; 6 – Исландия; 7 – Арак-Лак; 8 – Лардерелло, Монте-Амиата; 9 – Венгерский бассейн; 10 – Айдин-Денизли; 11 – Кавказ; 12 – Суматра; 13 – Ява; 14 – Новая Гвинея; 15 – Новая Британия; 16 – Фиджи, Новые Гебриды; 17 – Вайракей, Вайотапу; 18 – Филиппины; 19 – Япония; 20 – Камчатка
Второй тип геотермальных месторождений образуется при преобладающем кондуктивном прогреве подземных вод, сосредоточенных в глубоких платформенных впадинах и предгорных прогибах. Они располагаются в невулканических районах и характеризуются нормальным геотермическим градиентом – 30…33°С/км.
Бурением на нефть и газ, а частично и на воду обнаружены сотни подземных артезианских бассейнов термальных вод, занимающих площади в несколько миллионов квадратных километров. Как правило, артезианские бассейны, расположенные в равнинных областях и предгорных прогибах, содержат воду с температурой 100…150°С на глубине 3…4 км.
Можно без преувеличения сказать, что любой отмеченный на карте предгорный прогиб, который был сформирован в эпоху альпийского горообразования, содержит бассейн термальных вод. Таковы артезианские бассейны предгорных прогибов Пиренеев, Альп, Карпат, Крыма, Кавказа, Копет-Дага, Тянь-Шаня, Памира, Гималаев. Термальные воды этих бассейнов демонстрируют уникальное многообразие химических типов от пресных (питьевых) до рассольных, употребляющихся как минеральное сырье для извлечения ценных элементов. Больше половины всех известных минеральных (лечебных) вод выходят в виде источников или выводятся скважинами в пределах альпийских предгорных и межгорных прогибов. Опыт показывает, что термальные воды подобных малых бассейнов являются наиболее перспективными для комплексного использования в практических целях.
Подсчеты запасов термальных вод основываются на имеющихся данных об объемах гравитационных вод, заключенных в пластах, объемах водоносных горизонтов и коллекторских свойствах, из которых слагаются горные породы. Запасы термальных вод представляют собой общее количество выявленных термальных вод, находящихся в порах и трещинах водоносных горизонтов, имеющих температуру 40…200°С, минерализацию до 35 г/л и глубину залегания до 3,5 тыс. м от дневной поверхности.
С развитием глубокого бурения на 10…15 км открываются многообещающие перспективы вскрытия высокотемпературных источников тепла. На таких глубинах в некоторых районах страны (исключая вулканические) температура вод может достигнуть 350°С и выше.
Районы выхода на поверхность кристаллического фундамента (Балтийский, Украинский, Анабарский щиты) и приподнятые горные сооружения (Урал, Кавказ, Карпаты и т. д.) совершенно не имеют запасов термальных вод. На участках погружения фундамента, т.е. при увеличении толщины осадочного чехла, в недрах наблюдается некоторое «потепление» до 35…40°С на платформах и до 100…120°С в глубоких предгорных впадинах.
К числу районов, имеющих максимально «теплые» земные недра, несомненно относится Курило-Камчатская вулканическая зона. Здесь нагретость пород и содержащихся в них вод зависит не только от глубины их залегания, но в большей степени от близости к вулканическим центрам и разломам в земной коре. Таким образом, температура пород, а следовательно, и вод находится в зависимости от глубины залегания и от района, который характеризуется большей или меньшей геотермической активностью.
10.3. Методи и способы использования
геотермального тепла
Геотермальную энергию получают от источников тепла с высокими температурами, она обладает некоторыми особенностями. Одна из них заключается в том, что температура теплоносителя существенно ниже температуры при сжигании топлива. Несмотря на то, что суммарные запасы геотермальной энергии велики, ее термодинамическое качество низко.
С геотермальными источниками всегда связывают попытки выработки электроэнергии как наиболее ценного продукта, в то время как наилучший способ утилизации тепловой энергии – использование комбинированного режима (и выработка электроэнергии и обогрев). Электроэнергия может быть подана в энергосистему и через нее передана потребителям наряду с электроэнергией, вырабатываемой другими источниками. Однако, использование геотермальной энергии в виде тепла не менее важно.
Выработка электроэнергии будет представлять интерес, если теплоноситель имеет температуру более 300°С, и не будет, если последняя ниже 150°С.
Тепло затруднительно передавать на расстояние более 30 км, поэтому необходимо его использовать вблизи места добычи. В зонах холодного климата обогрев жилищ и промышленных зданий создает ощутимую потребность в тепле, если плотность населения составляет более 300 человек на км2. Таким образом, тепловая станция мощностью 100 МВт может обслуживать жилой район площадью примерно 20×20 км. Подобная геотермальная система давно используется в Исландии и в Новой Зеландии. Другие крупные потребители тепла – теплицы, фермы для разведения рыб, установки для сушки пищевых продуктов и для реализации других технологий.
Масштаб использования геотермальной энергии определяют некоторые факторы. Доминантой стоимости оказываются капитальные затраты на сооружение скважин, стоимость которых экспоненциально увеличивается с ростом их глубины. Так как температура увеличивается с глубиной, а выработка энергии увеличивается с ростом температуры, в большинстве случаев ограничиваются оптимальной глубиной скважины примерно 5 км.
Общее количество тепла, извлекаемого из геотермальной скважины, можно увеличить за счет повторной закачки отработанной и частично охлажденной воды. Это удобный способ избавиться от сбросовых вод, которые могут быть сильно минерализованными и являются опасными загрязнителями среды.
10.4. Использование геотермального тепла
для выработки электроэнергии
Тепло в виде горячих источников и гейзеров может быть использовано для производства электроэнергии по различным схемам на геотермальных электростанциях (ГеоЭС). Наиболее легко выполнимой схемой является схема с применением пара жидкостей, имеющих низкую температуру кипения. Горячая вода из природных источников, обогревая такую жидкость в испарителе, обращает ее в пар, используемый в турбине и служащей приводом генератора тока.
Выбор теплообменников и турбин для обычных геотермальных источников – достаточно сложная задача, требующая специальных знаний и опыта. Несколько вариантов возможных принципиальных схем ГеоЭС приведено на рис. 10.5.
Рисунок 10.5 – Примеры организации цикла для производства электроэнергии:
I – геотермальный источник; II – турбинный цикл; III – охлаждающая вода
На рис. 10.5 изображен цикл с одним рабочим телом, например с водой или фреоном (см. рис. 10.5, а); цикл с двумя рабочими телами – водой и фреоном (см. рис. 10.5, б); прямой паровой цикл (см. рис. 10.5, в) и двухконтурный цикл (см. рис. 10.5, г).
Технологии производства электрической энергии в значительной степени зависят от теплового потенциала термальных вод.
Высокопотенциальные месторождения позволяют использовать практически традиционные конструкции тепловых электростанций с паровыми турбинами. Наличие в подземном паре кислот разрушает оборудование. Поэтому в крупных установках природный пар не подводится прямо к турбине, а служит для испарения воды. Полученный в испарителе водяной пар не содержит кислот, и его можно безопасно использовать в турбине. Естественный же подземный пар конденсируется в испарителе, и из конденсата извлекают борную кислоту.
Основные характеристики ГеоЭС приведены в табл. 10.1.
Таблица 10.1 – Технические характеристики геотермальных электростанций
Преобразование низко- и среднепотенциального тепла термальных вод в электрическую энергию связано с необходимостью применения специальных конструкций ГеоЭС, где вместо воды применяются другие рабочие жидкости (фреон, толуол и др.).
На рис. 8.13 представлена наиболее простая схема небольшой электростанции (ГеоЭС) использующей тепло горячего подземного источника.
Рисунок 10.6 – Схема небольшой ГеоЭС:
1 – приемник горячей воды; 2 – насос горячей воды; 3 – газоудалитель; 4 – испаритель; 5 – паровая турбина с генератором тока; 6 – конденсатор; 7 – циркуляционный насос; 8 – приемник охлаждающей воды
Вода из горячего источника с температурой около 95°С насосом 2 подается в газоудалитель 3, где происходит отделение растворенных в ней газов. Далее вода поступает в испаритель 4, в котором происходит ее превращение в насыщенный пар и небольшой перегрев за счет тепла пара (от вспомогательного котла), предварительно отработавшего в эжекторе конденсатора. Слегка перегретый пар совершает работу в турбине 5, на валу которой находится генератор тока. Отработавший пар конденсируется в конденсаторе 6, охлаждаемом водой с обычной температурой. Такие простейшие установки функционировали в Африке уже в 50-х годах.
Очевидным вариантом конструкции современной энергоустановки является геотермальная электростанция с низкокипящим рабочим веществом, представленная на рис. 10.7.
Рисунок 10.7 – Схема геотермальной электростанции с низкокипящим рабочим веществом:
1 – скважина, 2 – бак-аккумулятор, 3 – испаритель, 4 – турбина, 5 – генератор, 6 – конденсатор, 7 – циркуляционный насос, 8 – поверхностный воздушныйохладитель, 9 – питательный насос, 10 – подогреватель рабочего вещества
Горячая вода из бака-аккумулятора поступает в испаритель 3, где отдает свое тепло какому-либо веществу с низкой температурой кипения. Такими веществами могут быть углекислота, различные фреоны, шестифтористая сера, бутан и др. Конденсатор 6 – смешивающего типа, который охлаждается холодным жидким бутаном, поступающим из поверхностного воздушного охладителя. Часть бутана из конденсатора питательным наносом 9 подается в подогреватель 10, а затем в испаритель 3.
Важной особенностью этой схемы является возможность работы в зимнее время с низкими температурами конденсации. Эта температура может быть близкой к нулю или даже отрицательной, т.к. все перечисленные вещества имеют очень низкие температуры замерзания. Это позволяет значительно расширить пределы температур, используемых в цикле.
Ввиду больших давлений и малых объемов пара в испарителе и конденсаторе турбина получается очень компактной. Для всех низкокипящих веществ и для очень больших мощностей она будет состоять из одного рабочего колеса. Данная электростанция также может быть полностью автоматизирована, и вся установка будет работать без обслуживающего персонала.
Россия располагает большими потенциальными запасами геотермальной энергии в виде парогидротерм вулканических районов и энергетических термальных вод с температурой 60…200°C в платформенных и предгорных районах. До последнего времени из-за дешевизны органического топлива использование этих запасов было незначительным (Паужетская ГеоТЭС мощностью 11 МВт на Камчатке, системы геотермального теплоснабжения на Северном Кавказе и Камчатке с годовой экономией топлива около 1 млн т усл. топл). По мере приближения цен на топливо к мировым рентабельность геотермальной энергетики повышается и для указанных районов появляется возможность строительства коммерческих ГеоТЭС.