|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 11/2002
W Rosji 0,5% dla geotermii? Elektrownia na Kamczatce
|
|
|
Rosja dysponuje dużymi zasobami energii geotermalnej w postaci źródeł parowo-wodnych na terenach wulkanicznych oraz wód termalnych o temperaturze 60-200 st. C na terenach wyżynnych i górskich. Do niedawna wykorzystanie tych źródeł – z powodu niskich cen podstawowych paliw w b. ZSRR - było znikome (elektrownia Paużetska o mocy 11 MW na Kamczatce, układy ogrzewania mieszkań na Północnym Kaukazie i Kamczatce). W miarę zbliżania kosztów paliw w Rosji do poziomu światowego, opłacalność tego podsektora energetyki wzrasta, a we wspomnianych regionach planuje się budowę źródeł mocy na skalę przemysłową. Ministerstwo energetyki Rosji - przy udziale ministerstwa nauki - realizuje szereg przedsięwzięć badawczych w celu przygotowania bazy technologicznej dla budowy przyszłych elektrowni geotermalnych.
|
Źródła parowo-wodne w Rosji występują jedynie na Kamczatce i obwodzie sachalińskim (Kuryle Środkowe). Ich ekonomicznie opłacalny potencjał energetyczny ocenia się na 1000 MW. Nawet całkowite wykorzystanie tych zasobów zwiększy moc krajowego systemu co najwyżej o 0,5% i z tego punktu widzenia, rola elektrowni geotermalnych w ogólnym bilansie energetycznym Rosji jest nieznaczna. Znacznie ważniejszy jest inny aspekt: źródła te mogą w 100% zaspokoić potrzeby energetyczne Kamczatki i części obwodu sachalińskiego, które jako całkowicie odizolowane od krajowego systemu elektroenergetycznego, bazują na paliwie dowożonym drogą morską podczas krótkiego okresu nawigacji. Obecnie w Rosji trwa budowa dwóch elektrowni geotermalnych: Mutnowskiej na Kamczatce o mocy 200 MW i Okieanskiej (30 MW) w obwodzie sachalińskim. Ich uruchomienie pozwoli na rezygnację z dowozu ponad 500 tys. ton paliwa umownego rocznie.
Nowoczesne elektrownie tego typu składają się zwykle z bloków kondensacyjnych o mocach 20-100 MW z ciśnieniem pary wlotowej do turbiny 5-8 bar. Głównymi producentami urządzeń dla elektrowni geotermalnych są firmy Mitsubishi, Fuji (Japonia), Ansaldo(Włochy) i Elliott (USA).
Ostatnio pojawiła się tendencja do wyposażania tych siłowni w zmontowane fabrycznie, modułowe bloki energetyczne, dzięki czemu zakres prac do wykonania na placu budowy ulega znacznemu ograniczeniu. Moduły takie o mocach 4-20 MW wykonuje się także w Rosji (fabryka turbin w Kałudze).
Zarówno w Rosji jak i za granicą działają instalacje geotermalne o jednym i dwóch obiegach (czynnikach). W elektrowniach o jednym obiegu zawartość rozpuszczonych w wodach termalnych zanieczyszczeń takich jak sole i gazy uniemożliwia podanie uzyskanej z nich pary do turbiny. Do eliminacji tych szkodliwych substancji w większości zagranicznych elektrowni stosuje się separatory odśrodkowe zapewniające wilgotność pary poniżej 0,5%. W rosyjskich instalacjach geotermalnych wdraża się grawitacyjne separatory pary własnej konstrukcji o 10-krotnie wyższej skuteczności eliminacji wilgoci. W rezultacie również w takim stosunku zmniejsza się zawartość zanieczyszczeń w parze. Zastosowanie przemywania pary mokrej kondensatem pozwala na osiągnięcie czystości praktycznie suchej pary na poziomie występującym w elektrowniach parowych.
Radykalne rozwiązanie problemów ekologii, odkładania osadów, korozji i erozji urządzeń elektrowni geotermalnej zapewnia dwuczynnikowy układ technologiczny. W porównaniu z prostszym obiegiem o jednym czynniku, którym jest woda ze złoża geotermalnego, w układzie tym występuje wymiennik ciepła. Po jego „gorącej” (pierwotnej) stronie skrapla się para geotermalna, zaś po stronie wtórnej wytwarzana jest para z oddzielnej wody zasilającej, przygotowanej tradycyjnymi metodami. W obiegu tym pracuje turbina dostosowana do pary mokrej. W układzie wtórnym, z uwagi na brak jakichkolwiek gazów, można uzyskać bardzo wysoką próżnię, co w pełni kompensuje utratę entalpii pary geotermalnej w wymienniku ciepła. Wydzielone w nim gazy, w tym siarkowodór, wtłacza się do barbotażowego absorbera, skąd po rozpuszczeniu w wodzie geotermalnej powstały roztwór zostaje wpompowany z powrotem do złoża.
Ta oryginalna technologia została przetestowana na terenach przyszłej elektrowni Okieanskiej potwierdzając możliwości realizacji dwuczynnikowej instalacji o wysokiej sprawności, pewności działania i bezpieczeństwie dla środowiska.
Instalacje o dwóch obiegach posiadają korzystne perspektywy przy utylizacji ciepła wód termalnych o temperaturze 100-200 st. C, które w obfitości występują na Północnym Kaukazie na głębokościach 2,5-5 km. Ich potencjał wytwórczy ocenia się na kilka tysięcy megawatów. Już obecnie wskaźniki ekonomiczne tych instalacji z użyciem cieczy o niskiej temperaturze wrzenia w obiegu wtórnym zbliżają się do parametrów uzyskiwanych przez konwencjonalne elektrownie cieplne (30-50 USD/MWh). Dodatkowe efekty w postaci wzrostu produkcji energii elektrycznej o około 20% uzyska się dzięki planowanemu wykorzystaniu ciepła wody oddzielonej z mieszaniny parowo-wodnej ze źródła geotermalnego.
Rosja była pionierem w praktycznej realizacji instalacji dwuczynnikowych z użyciem cieczy o niskiej temperaturze wrzenia. Pierwsza doświadczalna elektrownia geotermalna tego typu na świecie (o mocy 600 kW) była uruchomiona już w 1967 r. na Kamczatce, lecz z powodu bardzo niskich cen dostępnych paliw zaniechano dalszych prób. Kolejne testowanie instalacji dwuczynnikowej przeprowadzono w latach 90. w elektrowni geotermalnej Stawropolska na Północnym Kaukazie. Na bazie zgromadzonych doświadczeń przygotowano dokumentację dla wykonania modułu instalacji dwuczynnikowej o mocy 1,5 MW z użyciem freonu. Koszt budowy i prób prototypowego bloku wyniesie 2 mln USD, jednak przy uruchomieniu produkcji seryjnej obniży się do 800 USD/kW. Naukowcy rosyjscy prowadzą także prace przygotowawcze do prób modułowej instalacji dwuczynnikowej, w której w obiegu wtórnym zostanie użyta mieszanina wody i amoniaku. Podstawową zaletą tego rozwiązania jest możliwość efektywnej pracy w całym zakresie zmian temperatur wód termalnych i mieszaniny parowo-wodnej tj. 90-220 st. C. Bloki geotermalne z jednym czynnikiem jako medium roboczym są projektowane bowiem dla określonej temperatury wody ze złoża, wskutek czego przy zmianie tego parametru o więcej niż 10-20 st. C, następuje znaczny spadek sprawności. Zmieniając skład mieszaniny medium roboczego można uzyskać optymalne wskaźniki pracy instalacji niezależnie od zmian wspomnianej temperatury. Korzystniejsze własności cieplne mieszaniny wody i amoniaku pozwalają także m.in. na kilkukrotne obniżenie gabarytów i masy urządzeń bloku w porównaniu z instalacjami o pojedynczych mediach roboczych w obiegu wtórnym. Projekt takiej instalacji o mocy 5 MW opracowano w Rosji jeszcze w 1996 r. Przewiduje się wykonanie prototypu bloku z zastosowaniem tego najkorzystniejszego z dostępnych czynników roboczych w ramach współpracy międzynarodowej. Takie modułowe bloki stałyby się uniwersalnym wyposażeniem dla wszystkich elektrowni geotermalnych na świecie, bazujących zarówno na złożach parowo-wodnych jak i wodach termalnych. Brak podobnego uniwersalnego modułu stanowi obecnie – przy szerokim zróżnicowaniu temperatur źródeł geotermalnych – poważną przeszkodę dla wykorzystania tych ogromnych, odnawialnych zasobów energii.
Na podstawie: W. Wasiliew, A. Krajnow, I. Gieworkow: „Geotermalnyje elektrostancii”. Energetika i Promyszlennost’ Rossii 9/2002 opracował Piotr Olszowiec
|
|
|
|
