CC BY
14ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
GEOTHERMAL ENERGY
УДК 621.383; 621.472
ЭКОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭНЕРГИИ В СТРАНАХ СОДРУЖЕСТВА НЕЗАВИСИМЫ1Х ГОСУДАРСТВ
А.М. Пенджиев
Туркменский государственный архитектурно-строительный институт Туркменистан, 744032, Ашхабат-32, м. Бекрова, Солнечный 4/1 Тел.: +(99312)37-09-50, e-mail: ampenjiev@rambler.ru
В статье рассмотрена классификация гидротермальных ресурсов, которые представляют собой подземные воды в различном фазовом состоянии как экоэнергетический потенциал возобновляемых источников энергии (валовый, технический, экономический потенциал). Приводится коэффициент извлечения из недр воды (теплоносителя) и теплотехнические показатели тепловой энергии, методы оценки запасов геотермальной энергии. Рассчитаны прогнозные ресурсы по теплу как экологический потенциал стран Содружества Независимых Государств. Сделан ана-
з
3 'О
0
3
лиз изученности термальных вод в СНГ с точки зрения теплоэнергетической производительности и возможности сокращения выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду при сжигании органического топлива.
1
теплопроизводительность, Содружества Независимых Государств..
Ключевые слова: экоэнергетика, экология, валовый, технический, экономический, экологический, потенциал, геотермальная энергетика,
EKOENERGETICHESKY RESOURCES OF GEOTHERMAL
ENERGY IN THE COUNTRIES OF COMMONWEALTH NEZAVISEMYH OF THE STATES
A.M. Penjiyev
с ъ
m 3 >3
3
I
ID1"
Turkmen state architecturally-building institute Solar 4/1, m. Bekrova, Ashabad-32, 744032, Turkmenistan ю
Ph.: + (99312 37-09-50, e-mail: ampenjiev@rambler.ru CX
О f
In article classification of hydrothermal resources which represent underground waters in a various phase condition as ecology-energetic potential of renewed energy sources (gross, technical, economic potential) is considered. The factor of extraction from bowels of water (heat-carrier) and tech indicators of thermal energy, methods of an estimation of stocks of geothermal energy are resulted, prognostic resources are calculated on heat as ecological potential of the countries of the Commonwealth of Independent States. The analysis on a level of scrutiny of thermal waters in the CIS with heat power i | productivity and on structure of possibility of reduction of emissions of polluting substances in environment is made at burning of organic fuel.
Keywords: enegretics, ecology, gross, technical, economic, ecological, potential, geothermal power, heat effect, the Commonwealths of Independent States.
ВВЕДЕНИЕ ренции ООН, по устойчивому развитию «Рио+20», состо-
явшейся в июне 2012 года в Рио-де-Жанейро, а также на
Будучи активным участником международного диа- заседании Совета глав государств СНГ, проведенном в лога на таком исключительно актуальном направлении Ашхабаде в декабре 2012 года.
как экологическая проблематика Туркменистан высту- На этих форумах Президентом Туркменистана Г. Бер-пает за углубление и расширение позитивного сотруд- дымухамедовым был озвучен ряд важных междуна-ничества в формате ООН, развитие эффективного парт- родных инициатив и конструктивных предложений, нерства с другими крупными организациями и структу- нацеленных на создание благоприятных условий для рами. Свидетельство тому - опубликованные в журнале всеобщего устойчивого развития. Инициативы тур-выдержки из выступлений Президента Гурбангулы кменского лидера касались в том числе разработки Бердымухамедова на 65-й и 66-й сессиях Генеральной Специальной программы ООН по спасению Арала, со-Ассамблеи Организации Объединенных Наций, конфе- здания Межрегионального центра ООН по решению
- с :
8 о
£
8 ■Q .о с
ÜJ
а о
-С
с
OJ
О
3
0
1 Ol .с -с
3
а.
"3 с .2 ■С
о
ЕЕ
а
с
проблем, связанных с изменением климата, придания Каспийскому экологическому форуму статуса постоянно действующего международного органа, призванного стать платформой для рассмотрения вопросов охраны окружающей среды в Каспийском бассейне и выработки соответствующих предложений и рекомендаций, а также - водно-энергетической проблематики.
Вопросам экологии в Туркменистане также уделяется внимание. Это и охрана окружающей среды, и защита биологического разнообразия, и бережное использование природных ресурсов, и внедрение инновационных «зеленых» технологий, и обеспечение в целом экологического благополучия. Эти цели возведены в нашей стране в ранг приоритетов государственной политики. [ Газета «Нейтральный Туркменистан» 28 март 2013].
Геотермальные ресурсы занимают одно из первых мест по своему суммарному теплоэнергетическому потенциалу и концентрации в пределах перспективных регионов. Вместе с тем, достоверная оценка объёмов вовлечения геотермальных ресурсов в топливно - энергетический баланс представляет собой достаточно сложную научно - техническую проблему. Ее решение сопряжено с необходимостью учета комплекса природных (геологических, гидрогеологических, геотермических и др.), технических, технологических, экологических и, наконец, экономических условий, параметров и показателей. Тем не менее, к настоящему времени в стране, Содружестве Независимых Государств (СНГ) и зарубежном накоплен определенный опыт, позволяющий достаточно обоснованно подойти к оценке экоэнергетических ресурсов геотермальной энергии, возможных и экономически целесообразных объёмов их использования в различных отраслях в ряде регионов СНГ.
I. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГИЯ - ПРИОРИТЕТЫ
и перспективы в снг
Виды ресурсов и запасов геотермальной энергии.
В настоящее время принято выделять два основных класса геотермальных ресурсов: гидрогеотермальные и петрогеотермальные. Гидрогеотермальные ресурсы представляют собой ту часть ресурсов геотермальной энергии, которая заключена в естественных коллекторах и представлена природными теплоносителями: подземными водами, паром или пароводяными смесями. Петрогеотермальные ресурсы представляют собой часть тепловой энергии, которая связана непосредственно со скелетом водовмещающих пород и с практически непроницаемыми горными породами.
По имеющимся в научной литературе оценкам, из всех пригодных для использования геотермальных ресурсов на природные теплоносители - термальные воды - приходиться чуть более 1% и соответственно около 99% - на петрогеотермальные ресурсы. Однако практическое использование колоссальных петроге-отермальных ресурсов сопряжено с необходимостью решения комплекса весьма сложных научно - технических проблем проектирования и создания эффективных
в гидравлическом, теплофизическом и экономическом отношениях искусственных проницаемых подземных систем извлечения тепла (геоциркуляционных систем, тепловых котлов). И хотя в научном плане здесь получены значимые результаты, которые апробируются на многочисленных опытных полигонах в США, Англии, Германии, России и других странах, все практические достижения в геотермальной теплоэнергетике в настоящее время, связаны с использованием природных теплоносителей (термальных вод) [1, 8, 9, 17, 19].
Поэтому на современном этапе развития техники и технологии масштабы практического, технически и экономически целесообразного использования геотермальных ресурсов определяются, в основном, размерами запасов и ресурсов природных теплоносителей, т.е. величиной гидрогеотермальных ресурсов. Общая классификационная схема этих ресурсов представлена на рис.1, на схеме, кроме того, отражена последовательность (стадийность) изучения, а также категоризация эксплуатационных ресурсов и запасов гидрогеотермальной энергии по степени изученности [1].
Обозначения: I- источники формирования эксплуатационных запасов (ЭЗ) и прогнозных ресурсов (ПР) гидротермальной энергии: 1.1- естественные запасы термальных вод (ТВ) и тепловой энергии недр (ТЭН); 1.2 - искусственные запасы ТВ и тепла; 1.3 - естественные ресурсы ТВ и ТЭН; 1.4 - привлекаемые ресурсы ТВ и ТЭН; 1.5 - искусственные ресурсы ТВ и тепла; II-классы ЭЗ и ПР:
2.1 - прогнозные эксплуатационные запасы ресурсы;
2.2 - ЭЗ отдельных месторождений и эксплуатационных участков; III- категории изученности ПР и ЭЗ: 3.1 - Р2; 3.2 -Р1; 3.3 - С2; 3.4 - С1; 3.5 - В; 3.6 - А; IV- последовательность (стадийность) изучения ЭЗ и ПР: 4.1 - региональные исследования и оценка на основе; 4.1.1 - анализ и обобщение геолого - гидрогеотермических материалов; 4.1.2 - общих поисков; 4.2 - специальные поисково-разведочные работы (4.2.1 - общие и детальные поиски; 4.2.2 - предварительная и детальная разведка); V- целевая задача оценок ЭЗ и ПР: 5.1 - перспективное планирование и составление генеральных схем промышленного освоения гидрогеотермальной энергии; 5.2 - составление районных технико-экономических обоснований (ТЭО) промышленного освоения и использования гидрогеотермальой энергии, планирования геологоразведочных работ; 5.3 - проектирование разработки и обустройства месторождений, а также объектов тепло- и энергопотребления.
Классификация гидрогеотермальных ресурсов, которые представляют собой подземные воды в различном фазовом состоянии (горячая вода, пар и вода, пар), четко увязывается со сложившимися в гидрогеологии классификациями ресурсов и запасов подземных вод (рис.1) [1, 8, 9, 17, 20].
При этом следует подчеркнуть, что используемые в настоящее время термины эксплуатационные запасы и прогнозные (эксплуатационные) ресурсы гидрогеотермальной энергии по существу синонимы и, что принципиально важно, геолого-экономические понятия. Однако термин эксплуатационные запасы употребляется обычно при оценке возможности применения термальных вод
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/2 (124) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
1.1 1.2 1.3 1.4 1.5
Общие геотермальные ресурсы (потенциальные)
II 2.1
1 I
III 3.1 3.2
I
IV 4.1
1 1
V 5.1 —
2.2
1 1 1 1
3.3 3.4 3.5 3.6
<Jr v ^
4.2
ï_Ï
5.2
5.3
Рис.1. Классификационная схема эксплуатационных запасов и прогнозных ресурсов гидротермальной энергии по Э.И.Богуславскому.
Fig. 1. The classification scheme of operational stocks and fore-cast resources of hydrothermal energy on E.I. Boguslavskii.
для удовлетворения теплоэнергетических потребностей конкретных объектов, как правило, с утверждением запасов в установленном порядке. В тех же случаях, когда оцениваются потенциальные возможности эксплуатации термальных вод в том или ином регионе (как правило, на основе региональных оценок), предпочтителен термин прогнозные (эксплуатационные) ресурсы.
На рис.2. приведена классификация ресурсов и запасов геотермальной энергии, предложенная Э.И. Богуславским [1]. Она является полной и достаточно хорошо корреспондируется с классификацией потенциала возобновляемых источников энергии (валовой, технический и экономический потенциал).
Приоритетное направленность использования геотермальных ресурсов должна соответствовать потенциалу потребителя, его экономико-географическому, климатическому положению и другим факторам.
Основные направления использования геотермальных ресурсов могут быть классифицированы в соответствии с их тепловым потенциалом:
1. низкотермальные с температурой 40-70оС (эти воды целесообразнее использовать: оттайки мерзлых пород зимой, снабжение водой животноводческих комплексов; мойка шерсти; тепловое снабжение; спортивно-оздоровительные плавательные бассейны, ванные, душевые; интенсификация рыборазведения;
2. среднетермальные воды с температурой 70-100оС (эти воды найдут применение для отопления и горячего водоснабжения жилых зданий, тепличных хозяйств; интенсификации нефти отдачи плотов на месторождениях высокопарафиновых нефтей; извлечения редких и рассеянных элементов: йод, бром, бор, стронций, цезий и т.д; холодоснабжения холодильных установок промышленного, сельско - коммунального значения; в технологических целях -сушка фруктов, дерева и т.д.
3. высокотермальные воды с температурой 100-150оС. Наиболее эффективно могут быть использованы для комплексной утилизации тепла в соответствии с вышеупомянутыми типами применения по пунктам 1 и 2. Получение электрической энергии на геотермальных станциях небольшой мощности, работающих на низкокипящих рабочих жидкостях (изобутан, фреон и т.д.). Интенсификация нефти отдачи пластов на место-
Технически доступные ресурсы (прогнозные) Технически перспективные ресурсы
I I
Экономически эффективные ресурсы Временно нецелесообразные к использованию ресурсы
I-1
Балансовые запасы Забалансовые запасы
I I
Промышленные запасы Проектные потери
I I
Извлекаемые запасы Эксплуатационные потери
Рис.2. Квалификация ресурсов и запасов геотермальной энергии.
Fig. 2. Qualification of resources and stocks of geothermal energy
рождениях высокопарафиновых нефтей для технологических целей деревообрабатывающей, целлюлозно-бумажной и других отраслей промышленности; 4. парогидротермы и флюиды с температурой выше 150оС могут применяться для получения электрической энергии, а отработанные воды пригодны для обеспечения теплом промышленных, сельскохозяйственных, коммунальных и других потребителей, расположенных вблизи геотермальных электростанций. Геотермальные ресурсы, таким образом, находят практическое применение для горячего водоснабжения жилых и производственных зданий, в технологических целях, для отопления теплиц и парников в сельском хозяйстве и для получения электрической энергии [ 1, 2, 8, 9, 17, 20].
Перспективы использование геотермальных ресурсов в различных хозяйственных целях - проблема многоотраслевая и требует еще многих научных и технологических разработок (табл. 1).
Прогнозные ресурсы гидрогеотермальной энергии - это максимальное количество природного теплоносителя и тепловой энергии, которые могут быть получены из системы условных водозаборов, размещенных относительно равномерно по всей оцениваемой площади при технико-экономических показателях добычи, обеспечивающих их эффективное теплоэнергетическое использование в течение расчётного срока.
Эксплуатационные запасы гидрогеотермальной энергии (термальных вод и тепла) — это часть прогнозных ресурсов, которые могут быть получены из оцениваемого водоносного горизонта (комплекса) рациональными в технико-экономическом и экологическом отношениях водозаборными сооружениями при заданном режиме их эксплуатации и соответствующем качестве теплоносителя (температура, химический и газовый состав), удовлетворяющем требованиям его целевого использования в течение всего расчетного срока эксплуатации [1, 8, 9, 17, 19].
Как было отмечено выше, эксплуатационные запасы оцениваются по результатам комплекса геологоразведочных работ на конкретных месторождениях для
о >3
ÜJ
б
3 ÎÎ 3
ъ о
3 &
с
>3
0
1
à I
0
>3 3
s
-о
s
Е с ъ
m 3 >3
3
1
ъ
0 &
1
ÜJ
о'', с
'■У
Таблица 1. Показатели технической возможности использования термальных вод при эксплуатации не менее 25 лет [5]. Table 1. Indicators oftechnical possibility ofuse ofthermal waters at operation not less than 25 years [5].
Вид использования Температура 0С (не менее) Дебит м3/сут (не менее) Глубина залегание водоносного горизонта, (не более) Минерализация г/л (не более)
1 2 3 4 5
Выработка электроэнергии Гео ТЭС (10 МВт) с прямым пароводяным циклом 180 10000 3000 15
Выпаривание высококонцентрированных растворов 170 500 2500 -
Получение тяжелой воды 170 500 2500 -
Сушка лесоматериалов, диатомита, рыбной муки 160 1000 2500 2 (50)
Консервирование продуктов 140 500 1500 2
Дисциляция воды 120 500 2500 -
Выработка электроэнергии Гео ТЭС (10 МВт) с применением промежуточных низкокипящих веществ 80 20000 2500 -
Сушка органических материалов, водорослей, травы, овощей. 100 500 1500 2 (50)
Мойка и сушка шерсти 100 500 1500 2 (50)
Теплоснабжение населенных пунктов 65 1000 2500 2 (50)
1 2 3 4 5
Хладоснабжение 70 500 1500 50
Животноводство 45 500 1500 2
Теплично-парниковое хозяйство 60 500 1500 10 (50)
Горячее водоснабжение 50 1000 1500 1 (50)
Выращивание грибов 50 - - 2
Подогрев почвы 40 500 1500 2 (50)
Бассейны для плавания 30 250 1000 50
Брожение и производство ферментов 30 - - 2
Оттаивание мерзлых пород 30 250 2000 -
Разведение рыбы 20 500 1000 -
vu
- с : '/ДС 'to1
8 Q
£
8 ■Q
.O С
ÜJ
a о
-G
с
ÜJ
С
3
0
1 Ol .c -c
3
a.
"3 с .о
•G О
EE
a
с
Примечание: в скобках указана допустимая минерализация вод для геотермальных установок с теплообменником.
удовлетворения потребностей в теплоносителе конкретных хозяйственных объектов. Степень изученности этих запасов высокая и они классифицируются в подавляющем большинстве случаев как подготовленные для промышленного освоения.
Величина прогнозных ресурсов и эксплуатационных запасов гидрогеотермальной энергии в значительной степени зависит от применяемой технологии извлечения их из недр.
В настоящее время в научно-технической литературе известны и применяются следующие технологии:
- традиционная, базирующаяся на преимущественном использовании пластовой энергии недр;
- геоциркуляционная (ГЦС - технология), базирующаяся на обратной закачке «отработанного» теплоносителя в продуктивные водоносные горизонты, чем достигается восполнение ресурсов теплоносителя в недрах, поддержание пластовых давлений и соответственно интенсификация процесса извлечения тепловой энергии недр, а также решение проблемы экологически безопасного сброса использованных вод.
Традиционная технология реализуется при фонтанном или насосном способах эксплуатации скважин. При этом фонтанная эксплуатация скважин рассматривается как сугубо экстенсивный способ извлечения из недр теплоносителя, ограниченный избыточным напором вод над поверхностью земли (устьем скважины). Как правило, эти напоры незначительны и, соответственно, не всегда могут обеспечить получение экономически выгодной производительности скважин.
Создание дополнительного понижения уровня воды в скважинах с помощью погружных насосов позволяет существенно увеличить производительность скважин. Однако здесь ограничивающим обстоятельством являются технические проблемы создания высокопроизводительных и высоконапорных насосов, способных надежно работать в условиях высоких температур, а в ряде случаев — и коррозионно агрессивных жидкостей.
Отмеченные особенности технологий могут быть подтверждены следующими показателями коэффициентов извлечения из недр воды (теплоносителя) и тепловой энергии.
При эксплуатации термальных вод по традиционной технологии из недр извлекается: при фонтанной эксплуатации — (2—10) х10-2 %, при насосной - (7—56)х10-2 % запасов термальных вод. При геоциркуляционной технологии этот показатель достигает 20-30%, т. е. на много порядков выше. Коэффициенты извлечения тепла из недр составляют (3—17)х10-3 % при фонтанной эксплуатации, (1-8)х10-2 % - при насосной, увеличиваясь до 5-13 % при применении геоциркуляционной технологии. Соответственно, во много раз возрастают и прогнозные ресурсы термальных вод.
Следует также иметь в виду, что при применении традиционной технологии, в отличие от геоциркуляционной, задача экологически безопасного сброса «отработанного» теплоносителя должна решаться специально.
Геоциркуляционная технология в свою очередь отличается достаточно высокой капиталоемкостью (необходимость бурения нагнетательных скважин, сооружения
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/2 (124) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
насосных установок, установок по водоподготовке и т. д.) и энергоемкостью (затраты энергии на закачку теплоносителя). Внедрение ГЦС - технологии является сложной проблемой, требующей решения широкого круга гидрогеологических, технических, технологических и экономических задач.
В целом, анализ опубликованных в странах СНГ и зарубежной литературе классификаций геотермальных ресурсов позволяет осуществить их сопоставление с принятыми в развитие возобновляемой энергетики в странах СНГ [7-10] и другими, обладающими энергетическим потенциалом.
Методика оценки гидрогеотермальных ресурсов. Оценка гидрогеотермальных ресурсов заключается в определении возможной производительности водозаборного сооружения при заданном понижении уровня воды в скважинах или в прогнозе понижения уровня воды при заданной производительности водозаборного сооружения. Одновременно должно быть показано, что при расчетном отборе воды качество термальных вод будет удовлетворять необходимым кондициям в течение всего периода эксплуатации.
Ресурсы термальных вод подсчитываются как по месторождениям или эксплуатационным участкам с целью обоснования проектирования водозаборных сооружений, необходимых для обеспечения конкретных объектов теплоносителем, так и в пределах крупных гидрогеологических регионов для обеспечения генеральных схем использования этих вод в народном хозяйстве, а также направлений и объемов поисково-разведочных работ.
На месторождениях (участках) оценка выполняется по результатам специальных разведочных работ или по данным эксплуатации действующих водозаборных сооружений [1, 8, 9, 17, 19].
Прогнозные ресурсы. Расчет прогнозных ресурсов термальных вод выполняется на основе региональных оценок, которые целесообразно осуществлять в пределах отдельных гидрогеологических структур по основным перспективным водоносным комплексам (горизонтам) с последующим их разделением (в случае необходимости) на экономические или административные единицы.
Оценка выполняется на основе специализированного гидрогеотермического районирования изучаемых территорий, направленного на выявление гидрогеотермических зон, каждая из которых характеризуется сочетанием усредненных значений основных гидрогеологических и гидротермических параметров, определяющих в комплексе размеры ресурсов и теплоэнергетический потенциал термальных вод, а также геолого-экономические показатели их промышленного освоения. Все дальнейшие комплексные расчеты по оценке ресурсов выполняются применительно к этим зонам. По их результатам производится геолого-экономическое районирование перспективных территорий по комплексу показателей, определяются возможные масштабы и экономический эффект, последовательность изучения промышленного освоения гидрогеотермальных ресурсов. Региональная оценка прогноз-
ных ресурсов должна не только выявить, сколько термальной воды может быть получено в данном перспективном районе и каков ее общий теплоэнергетический потенциал, но и в первом приближении ответить на вопросы о рациональных способах промышленного освоения ресурсов (возможные схемы водозаборных сооружений, их размещение в пределах перспективных районов, методы разработки водоносных горизонтов и способы эксплуатации скважин), обеспечивающих получение максимального эффекта от их практического использования [1, 8, 9, 17, 19].
Эксплуатационные запасы. Оценка эксплуатационных запасов термальных вод и их теплоэнергетического потенциала проводится на основании утвержденных кондиций. Кондиции представляют собой совокупность экономически и технологически обоснованных требований к качеству и количеству воды, техническим условиям эксплуатации месторождения при рациональном использовании недр и соблюдении правил охраны окружающей среды. При этом сами кондиции рассматриваются в качестве оценочных параметров и являются формой экономической оценки разведываемых или разведанных запасов.
Разработка и утверждение кондиций регламентируются Инструкцией о содержании и порядке представления на утверждение государственными органами технико-экономических обоснований для подсчета запасов полезных ископав (1985). Кондиции должны учитываться при составлении проектов разработки обустройства месторождений термальных вод.
Обоснование требований конденсаций является необходимой составляющей частью комплекса геологоразведочных работ по определению промышленной ценности разведаемых месторождений термальных вод. Для разработки технико-экономических обоснований (ТЭО) кондиций должны привлекаться специализированные проектные или проектно- исследовательские организации.
Основные показатели кондиций, обосновываемые в ТЭО:
а) минимальная температура воды (или энтальпия пароводяной смеси) на устье скважины;
б) максимально допустимая минерализация и предельное содержание отдельных компонентов или их групп, включая содержание неконденсирующихся газов в парогидротермах (двуокиси углерода, сероводорода, метана, аммиака, азота, водорода, этана);
в) предельные положения динамических уровней в эксплуатационных скважинах (минимальное избыточное давление воды или пара па устье) и максимальное давление на устьях нагнетательных скважин;
г) предельные глубины и дебиты эксплуатационных скважин.
Кроме того, в проекте кондиций должны быть обоснованы способы и средства водоподъема, система транспортировки воды до водопотребителя, согласованный с заказчиком расчетный срок эксплуатации водозабора и режим водоотбора в пределах этого срока, способы удаления использованных вод.
В каждом конкретном случае эксплуатационные запасы
о >3
ÜJ б 3 3
ъ о
3 &
с
>3
0
1
I £
I
0
>3 3
5
-о §
£ с ъ
m 3 >3
3
1
ъ
0
6
1
ÜJ
.и,
о''.
с
'■У
- с :
8 о
£
8 ■Q .о с
ÜJ
а о
-С
с
üj
О
3
0
1 Ol .с -с
3
а.
"3 с .2 ■С
о
ЕЕ
а
с
оцениваются с учетом заявленной потребности в теплоносителе и наличия действующих водозаборных сооружений с целью установления возможного взаимного влияния проектируемого и действующих водозаборных сооружений и обоснования ожидаемого прироста запасов.
Расчет водозабора включает обоснование рациональной схемы размещения эксплуатационных и нагнетательных (в случае применения ГЦС - технологии) скважин, режима их эксплуатации.
В случаях предусматриваемого заявкой неравномерного водопотребления в течение года оценка эксплуатационных запасов теплоносителя проводится в двух вариантах: при непрерывном равномерном и заданном неравномерном режимах водопотребления. Ограничивающими показателями являются величины допустимых понижений уровня в эксплуатационных скважинах (или величина минимального избыточного напора-давления над устьем скважин — при фонтанном способе эксплуатации), а также допустимые с технико-экономических позиций величины давления нагнетания — в случае применения ГЦС - технологии. Количество скважин в расчетной схеме водозабора и их производительность должны обеспечить максимальную величину заданного водоотбора [1, 8, 9, 17, 20].
При оценке эксплуатационных запасов весьма важно определить срок разработки месторождения, в течение которого количество и качество подземных вод должно соответствовать техническим условиям, а ожидаемые величины снижения давления или уровня не превысят допустимых.
При оценке эксплуатационных запасов месторождений теплоэнергетических вод используются в основном гидродинамический и гидравлический методы. Возможно совместное использование этих методов (комбинированный метод). При оценке эксплуатационных запасов месторождений парогидротерм как дополнительный используется балансовый метод.
Гидродинамический метод базируется на достаточно строгих гидродинамических и теплофизических решениях и применяется, в основном, для пластовых систем и приуроченных к ним месторождений.
Расчетная гидродинамическая схема должна максимально точно аппроксимировать природные условия в части значений и закономерностей изменения основных расчетных параметров, формы границ и начальных условий, т.е. расчетные схемы должны учитывать условия питания, создания напора и разгрузки водоносных пластов, их геологическое строение и гидравлическое взаимодействие между собой как в плане, так и в разрезе.
Гидродинамический метод позволяет учесть ряд факторов в их развитии и изменении во времени. Он позволяет прогнозировать уровни и дебиты с очень большой степенью экстраполяции по отношению к достигнутым при разведке, учитывать взаимовлияние водозаборов, влияние удаленных границ пласта, различные схемы проектных эксплуатационных скважин [2-5].
Основной расчетной формулой для подсчета эксплуатационных запасов является:
Q _ k _ km
Qeod r >кт~кфтэф -
(1)
где Q вод — эксплуатационный дебит водозабора (эксплуатационные запасы, м 3 сут.); S — допустимая расчетная величина снижения уровня подземных вод в пласте, м; кт — коэффициент водопроводимости, м2/сут.; R — гидравлическое (фильтрационное) сопротивление (безразмерная величина); Кф — коэффициент фильтрации, м/сут.; тэф — эффективная мощность комплекса (горизонта), м.
Гидравлическое сопротивление формируется в призабойных зонах скважин и учитывает внешние граничные условия (плановые, вертикальные), взаимное расположение скважин в водозаборном сооружении и расстояния между ними, коэффициент пьезопро-водности, время эксплуатации, радиус водозаборной части скважины, а также ее гидродинамическое несовершенство.
Из формулы (1) следует, что для определения запасов в различных условиях необходимо и достаточно найти соответствующую для этих условий величину К с учетом принятой расчетной схемы [1, 8, 9, 17, 19].
Наиболее часто встречаются следующие расчетные схемы: неограниченный пласт, полуограниченный пласт, пласт-квадрант, пласт-полоса, пласт-полуполоса.
Водозаборные сооружения задаются либо как группа взаимодействующих скважин, произвольно размещенных на местности, либо в виде упорядоченных систем (линейной, площадной, кольцевой и др.).
Расчетный срок эксплуатации скважин в соответствии с установившейся практикой оценки запасов подземных вод рекомендуется считать равным 10000 суток (около 27 лет).
Для глубоких скважин, вскрывающих водоносные горизонты (комплексы) с относительно высокими температурами в пласте, понижение S не равно понижению уровня на устье скважины Sy Это обусловлено проявлением эффектов термолифта и газлифта, а также гидравлических потерь напора в эксплуатационной колонне или водоподъемных трубах. Вместе с тем, понижение уровня на устье скважины Sy является важнейшим технологическим показателем промышленного освоения эксплуатационных запасов термальных вод. Этот показатель определяет техническую возможность и экономическую целесообразность применения тех или иных способов эксплуатации скважин, а также уровень энергетических затрат па подъем воды (при разработке без поддержания пластового давления (ППД)) или на ее закачку (при разработке горизонта с ППД). Зависимость между Sи Sy имеет следующий вид
S S - + + ,
y Tp T T7
(2)
С учетом положения статического и динамического уровней воды относительно устья скважины справедлива следующая формула
S = ±h± hЙ - h + S + S,
c д тр m г7
(3)
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/2 (124) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
В формулах 3.4 и 3.5: Ьс - статистический уровень воды относительно устья скважины («+» - уровень воды выше устья, «-» - ниже устья), м; hд - динамический уровень воды относительно устья скважины («+» - уровень воды выше устья, «-» - ниже устья ), м; h - гидравлические потери напора на трение, м; Sm, Sг - поправки к уровню, учитывающие термолифт и газлифт, м.
Коэффициенты водопроводимости и пьезопровод-ности определяются гидродинамическими методами. В отличие от других, эти методы позволяют получить усредненные по площади параметры, и основаны на обработке результатов наблюдений за падением уровня (давления) при откачке из разведочных гидрогеологических скважин и последующего восстановления уровня в них. В зависимости от гидрогеологических и технических условий проведения откачки применяются те или иные методы обработки их результатов и расчетные формулы [1, 8, 9, 17, 20].
Оценка эксплуатационных запасов термальных вод и парогидротерм с применением ГЦС -технологии эксплуатации месторождений так же, как и при традиционных способах эксплуатации (фонтанном и насосном), выполняется гидродинамическим методом. При этом должны быть решены следующие основные задачи:
• гидродинамический прогноз изменения давления в пластовых условиях избыточного давления на устье эксплуатационных скважин (в некоторых случаях — глубины динамических уровней), а также давления нагнетания на устье нагнетательных скважин;
• прогноз изменения температуры теплоносителя в пластовых условиях и эксплуатационных скважинах на конец расчетного срока эксплуатации;
• прогноз приемистости и удельной приемистости (или ее изменения) нагнетательных скважин;
• определение теплофизических параметров (теплоемкости и теплопроводности) теплоносителя, водов-мещающих пород и ограничивающих водоупоров, а также активной пористости;
• прогноз возможных изменений фильтрационных параметров в призабойных зонах нагнетательных скважин и продуктивном пласте за счет процессов физико-химического взаимодействия закачиваемых «отработанных» вод с пластовыми водами и водовме-щающими породами [2-5].
Решение рассматриваемых задач осуществляется в следующей последовательности. В результате вариантных гидродинамических расчетов должны быть получены как показатели эксплуатационных запасов, так и поле скоростей фильтрации термальных вод в пределах водозабора — это основа для решения тепловой задачи. В результате решения последней должен быть выбран вариант, удовлетворяющий либо условию сохранения в конце расчетного срока первоначальной температуры в призабойных зонах эксплуатационных скважин, либо условию понижения указанной температуры на заранее заданную величину. Рассматриваемая сопряженная задача относится к классу оптимизационных, и для ее решения, как правило, используются методы математического моделирования. При этом наибо-
лее приемлемыми являются модели месторождения с интегральными (сосредоточенными) параметрами. Аналитические методы применяются в наиболее простых случаях (простые гидрогеологические условия, небольшие водозаборы и т. д.).
Эксплуатационные запасы месторождений парогидротерм в условиях реинжекции отработанного теплоносителя в продуктивные зоны определяются в общем случае суммой естественных и формирующихся за счет реинжекции искусственных ресурсов. Оценка обеспеченных теплом искусственных ресурсов заключается в определении допустимого расхода реинжекции, при которой снижение температуры в резервуаре не превышает максимально допустимого значения, определяемого кондиционными требованиями и условиями стабильной работы эксплуатационных скважин в режиме парлифта [2-5].
Гидродинамический метод оценки эксплуатационных запасов термальных вод и пароводяных смесей (ПВС) заключаются в определении дебита водозаборного сооружения или прогнозных понижений уровней в скважинах по эмпирическим данным, полученным непосредственно в процессе проведения опыта и комплексно учитывающий влияние различных, факторов (естественных и искусственных), обусловливающих режим водоотбора. Этот метод применяется при существенной неоднородности водовмещающих пород, сложном геолого-структурном строении место порождении, а также при сложных геотермических условиях, определяющих закономерности формирования и распределения теплоэнергетических вод [1, 8, 9, 17, 20].
Гидравлический метод рекомендуется использовать преимущественно для месторождений термальных вод трещинно-жильного типа, когда схематизация породной установки, обоснование граничных условий и опре- ^ деление расчетных гидрогеологических параметров (в т.ч. и гидрогеотермических) опытным путем сопряжены с большими трудностями, либо практически невозможны. При аналогичных обстоятельствах этот метод используется и для месторождений пластового типа.
В последнем случае оценка эксплуатационных запасов термальных вод гидравлическим методом сводится ^ | ч; к установлению эмпирической зависимости понижений уровня в скважинах во времени при заданном дебите скважин. Выявленная с помощью данных длительных эксплуатационных выпусков (откачек), эта зависимость сохранится в течение всего срока эксплуатации, и понижение на конец расчетного периода не превысит допустимую величину при качестве термальных вод, удовлетворяющем кондициям [2-5].
Опытно-эксплуатационные выпуски (откачки) обычно проводятся при дебитах, близких к проектным, для выявления характера изменения понижения уровня во времени в целях прогноза понижений по выявленным зависимостям на определенный срок работы водозаборных сооружений. Для установления вида зависимости строится серия графиков типа:
S=f(lgt),
- с :
8 о
£
8 ■Q
.О С
ÜJ О -С
с
OJ
О
3
0
1 Ol .с -с
3
а.
"3 с .2 ■С
о
ЕЕ
а
с
S = f (J) S=f(t),
(4)
и т.д.,
В качестве расчетной выбирается такая зависимость, которая наиболее соответствует прямолинейной. Можно получить следующие виды эмпирических зависимостей:
S=A+B lgt,
S=A+B(V t), S = A + B -1,
(5)
S — понижение уровня воды в скважине, м; t — промежуток времени с на откачки до момента замера уровня воды в скважине, сут; А — отрезок на оси ординат; В — угол наклона прямой к оси абсцисс.
Численные значения А и В получают непосредственно с графиков. Установим путем исследований зависимость дебитов от понижения уровня во времени в качестве расчетной. По этой зависимости производится прогноз уровня термальных вод на конечный срок разработки месторождения в случае большого количества скважин, при котором регулирование дебита сопряжено с большими техническими трудностями, возможно проведение опытно - эксплуатационного выпуска с постоянным динамическим уровнем S = const, указанном в суммарном дебите Q <> const.
Подсчет запасов осуществляется путем экстраполяции водоотбора во времени, для чего строится серия графиков типа:
Q = f (lg t),
Q = f (V t), Q = f(t).
(6)
ние уровня при проектном дебите скважин (с учетом их взаимодействия) на период времени, соответствующий продолжительности опытных работ. Дополнительное понижение уровня на конец расчетного периода при этом же дебите скважин определяется гидродинамическим методом.
Балансовый метод оценки эксплуатационных запасов, заключающийся в количественной оценке приходных и расходных статей баланса подземных вод, применяется как дополнительный для месторождений паро-гидротерм. Необходимость использования балансового метода обусловлена следующими обстоятельствами: исключительно сложными геологическими и гидрогеотермическими условиями месторождений, возможностью нахождения теплоносителя в продуктивных зонах (резервуарах) в различных фазовых состояниях (жидкость, жидкость-пар, нар), отличными по своей природе и энергетическим характеристикам, источниками формирования водной и тепловой составляющей эксплуатационных запасов месторождений [1, 8, 9, 17, 20].
Теплоэнергетический потенциал. Теплоэнергетический потенциал ресурсов термальных вод, возможные масштабы и технико-экономические показатели их практического использования, а также их возможный вклад в топливно-энергетический баланс отдельных экономических районов и страны в целом в значительной мере определяются обоснованностью принимаемого в расчетах полезно используемого перепада температуры ? :
1 ' 1 исп
t = t -1
исп с к
(7)
Расчетные эмпирические зависимости также могут быть представлены в виде (3.7). В левой части формул вместо S подставляется Q.
Для трещинных водонапорных систем в изверженных, метаморфических и вулканогенно-осадочных породах при установившемся режиме движения термальных вод и парогидротерм (Q = const; S = const), если фактический суммарный дебит скважин соответствует проектному, никакие расчеты не требуются. В этом случае в процессе опытно-эксплуатационного выпуска необходимо доказать стабильность теплового режима и качества термальных вод на разведываемой площади [1, 8, 9, 17, 20].
Эксплуатационные запасы считаются обоснованными, если их количество и качество соответствуют кондициям, а прогнозная величина снижения уровня термальных вод в скважинах не превышает допустимую.
Комбинированный метод. В ряде случаев эффективным может быть совместное использование гидродинамического и гидравлического методов. В таких случаях гидравлическим методом определяется пониже-
где 1с — усредненная за расчетный период разработки температура термальных вод, °С; — конечная температура воды после использования, °С.
Последний показатель (К зависит от начальной температуры воды, вида ее практического использования, применяемых схем теплоснабжения или выработки электроэнергии, а также конструкций теплоэнергетического оборудования.
Определение показателя вызывает в большинстве случаев значительные трудности. В связи с этим при расчетах условного теплоэнергетического потенциала ресурсов термальных вод рекомендуется применять единое значение = 30-35 оС, рассчитанное на максимальное использование главного полезного свойства оцениваемого ресурса тепла. Следует также иметь в виду, что размеры эксплуатационных ресурсов и теплоэнергетический потенциал термальных под при их оценке применительно к разработке водоносных горизонтов с поддержанием пластового давления в значительной степени будут зависеть от заданного уровня охлаждения пласта на конец расчетного периода. Этот показатель должен определяться из условия сохранения первоначальной пластовой температуры вблизи забоев эксплуатационных скважин в течение всего расчетного срока, т. е. сохранения неизменной температуры воды на устьях эксплуатационных скважин при температуре нагнетаемой воды 30—35 °С [11-18].
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/2 (124) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
Производительность скважин по теплу в связана с ее производительностью по воде О следующим соотношением:
G = Q С Y« t
в 1 в исп
(8)
где G — производительность скважин по теплу, Гкал/ год; Q — производительность скважин по воде, м3/год; с —удельная теплоемкость воды, Гкал/т °С; уе — плотность воды, т/м3.
Категоризация эксплуатационных запасов.
Оценка эксплуатационных запасов термальных вод осуществляется на всех стадиях изысканий. При этом достоверность оценок всецело определяется объемом и достоверностью имеющейся информации. Достоверность запасов отражается в их категоризации. Согласно новой «Классификации эксплуатационных запасов и прогнозных ресурсов подземных вод» (1997 г.), эксплуатационные запасы подразделяются на освоенные (категория А), разведанные (категория В), предварительно оцененные (категория С;), выявленные (категория С2) и прогнозные ресурсы (категория Р) [17-20].
Запасы категории А оцениваются на основе анализа данных эксплуатации на разрабатываемых месторождениях и являются основой для проектирования реконструкции (расширения) водозабора.
Запасы категории В подсчитываются на разведанных месторождениях и являются основанием для проектирования водозабора и эксплуатации подземных вод.
Запасы категории С1 подсчитываются на предварительно оцененных месторождениях по результатам поисково-оценочных работ и предназначены для обоснования целесообразности разведки месторождения и использования подземных вод, а также составления проекта разведочных работ.
Запасы категории С подсчитываются на выявленных месторождениях по результатам специальных поисковых работ и предназначены для оценки и учета потенциальных возможностей месторождений, а также для обоснования целесообразности постановки на них поисково-оценочных работ.
Прогнозные ресурсы категории Роцениваются по результатам региональных гидрогеологических исследований и являются основой для постановки поисковых или поисково-оценочных работ на площадях, перспективных для выявления новых месторождений подземных вод.
Запасы категории В подсчитываются применительно к согласованным проектным схемам и конструкциям водозабора, заданной потребности и графику отбора теплоносителя с учетом заданного допустимого влияния на окружающую природную среду; запасы категории С1 - применительно к условно принятой схеме водозабора и заявленной потребности теплоносителей; запасы категории С2 - применительно к условным обобщенным схемам эксплуатации. При оценке прогнозных ресурсов геолого-экономические аспекты обоснования системы размещения и схемы водозаборных сооружений, как правило, специально не рассматриваются и устанавливаются на основании принципиальных оценок возможностей пра-
ктического использования теплоносителей [1, 8, 9, 17, 19].
Аналогичны требования и к оценке теплоэнергетического потенциала запасов. Так, оценка потенциала запасов категории В выполняется применительно к проектным вариантам видов и технологий использования теплоносителей. Оценка потенциала запасов более низких категорий (С1 С2) выполняется применительно к предварительно проработанным или намеченным видам и технологиям их теплоэнергетического использования. Оценка прогнозных ресурсов сопровождается, как правило, определением общего теплоэнергетического потенциала термальных вод [2-5, 11-18].
Промышленная (геолого-экономическая) оценка месторождений термальных вод . Геолого-экономическая оценка месторождений теплоэнергетических вод является важной составной частью работ по их изучению и в зависимости от сложности и масштабов месторождения может проводиться в один или несколько этапов. Она обязательна при представлении запасов на государственную экспертизу. Согласно Закону «О недрах», экспертиза может проводиться на любой стадии при наличии запасов промышленных категорий и частично С2. Результаты геолого-экономической оценки оформляются по итогам разведочных работ в виде технико-экономического обоснования (ТЭО) промышленного освоения месторождения.
Обоснование целесообразности использования гидрогеотермальных ресурсов, а также показателей кондиций в ТЭО производится, как правило, на основе комплексных вариантных расчетов, включающих решение гидрогеологических и геотермических задач оценки эксплуатационных запасов и разработки месторождения, а также последующую технико-экономическую оценку этих вариантов.
При обосновании и расчетах параметров технико-экономической оценки следует руководствоваться конъюнктурой рынка, потребностью и ценами на тепловую и электрическую энергию и на воду, попутно извлекаемые полезные компоненты, а также учитывать бальнеологические свойства воды [1, 8, 9, 17, 20].
Ii. источники геотермального тепла в мире и методы определение количества выбросов от тепловых станции в атмосферу
Геотермальная энергетика в мире. Установленная мощность геотермальных электростанций (ГеоЭС) возросла с 678 МВт в 1970 г. до 8000 МВт в 2000 г. Страны-лидеры: США - 2228 МВт, Филиппины - 1909 МВт, Италия - 785 МВт, Мексика - 755 МВт, Индонезия - 589 МВт, Россия - 23 МВт. Среднегодовой рост мощности ГеоЭС за последние 30 лет составил 8,6%. Установленная мощность геотермальных тепловых установок за последние 20 лет возросла с 1950 до 17175 Мвт.
Источники геотермальных вод подразделяются на три вида:
• термальные воды, пароводяные смеси, сухой пар,
содержащийся в подземных трещинно-жильных кол-
о >3
ÜJ б 3 3
ъ о
3 &
с
>3
0
1
I £
I
0
>3 3
5
-о §
£ с ъ
m 3 >3
3
1
ъ
0
6
1
ÜJ
.и,
о''.
с
- с :
8 о
£
8 ■Q
.О С
ÜJ О -С
с
OJ
О
3
0
1 Ol .с -с
3
а.
"3 с .2 ■С
о
ЕЕ
а
с
лекторах и пористых пластовых системах (пароги-дротермы);
• тепло, аккумулированное в горных породах;
• тепло магматических очагов вулканов и лакколитов ( внедренных в осадочные породы магмы). Источники ГТЭ используются, в основном, в качестве геотермального теплоносителя (Гео ТТ) и на геотермальных электростанциях (Гео-ТЭС). Объемы использования этих источников энергоресурсов в мире показаны в таблице 2.
Французские специалисты оценивают геотермальную воду температурой более 30о С как источник тепловой энергии. Большая часть ГеоТТ в мире используется в бальнеологии (60%) и отоплении(16%) . Первое место в мире занимает Япония (44% утилизированного в мире тепла). СНГ находился на четвертом месте (9%).
Интересен опыт районной отопительной геотермальной системы в г. Рейкьявике (Исландия) с производительностью - 30 Гкал/ч для обслуживания более 100 тыс. жителей. На станции работает всего 60 человек.
Ведущее место в мире по Гео ТЭС занимают США, на их долю приходится 46% действующих мощностей до 7000.. .8000 МВт. В США все станции используют высокотемпературные термальные воды или сухой пар, добываемые на геотермальных месторождениях, связанных с районами молодого вулканизма или термоаномалиями. На начало 2000 г. Гео ТЭС работали в 21 стране. За последние 5 лет было пробурено 1150 скважин глубиной 1000 м.
Наиболее экономичными считаются сейчас Гео ТЭС, работающие на сухом паре [11-18].
По оценкам экспертов, весьма перспективной технологией будущего станет создание подземных циркулярной систем (ПЦС) для строительства Гео ТЭС, при которых используется теплота „сухих,, горных пород. Сейчас созданы две такие экспериментальные системы в США и Великобритании. В США Лос-Аламосская лаборатория начала в 1974 г. работы по созданию ПЦС на глубине 2.75 км. В 1979г. при участии Японии и Германии создана ПЦС
мощностью 3 МВт, в 1983 г. мощность доведена до 9 МВт (скважины глубиной 3,6 км, температура пласта 240 оС). Затраты составили 150 млн. дол. В Великобритании Кем-борнской горной школой создана экспериментальная ПЦС на полуострове Корнуолл. Первоначальный циркуляционный контур создан на глубине 300м, затем второй - на глубине 2100м (температура - 80 оС), в 1985 г. произошло расширение системы до мощности 5 МВт за счет увеличение глубин скважин до 6 км (температура- 220 оС); общие затраты - 40 млн. дол. Аналогичные работы начаты Францией, Германией (Эльзас), Японией (префектуры Гифу, Ямагама). Во всех этих проектах ре-ализовывалась технология создания в горных породах систем трещин между скважинами с помощью гидравлического разрыва пласта (ГРП). Другая технология разрабатывается американской национальной лабораторией, «Сандия», которая предполагает использовать высокотемпературную часть петрогеотермальных ресурсов в породных расплавах промежуточных очагов вулканизма.
Учитывая выше изложенное, запасы геотермальных экоэнергетических запасов огромны. В помощь производственникам предлагаются возможности определения количество выбросов при использовании различных видов органического топлива для получения тепла, а также возможности сокращения использования геотермальных ресурсов стран СНГ для выполнения Киот-ского протокола и выполнения экобизнеса по механизму чистого развития (МЧР) [1, 8, 9, 17-20,].
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВЫБРОСОВ В ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
Расчет выбросов твердых частиц летучей золы и недогоревшего топлива (т/год, г/с), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегатом в единицу времени при сжигании твердого топлива и мазута, выполняют по формуле
Таблица 2. Объемы использования ГеоТТ в мире, МВт Table 2. Volumes of use ГеоТТ in world МВт
Страна Отопление кондинцио-нированное, горячее водоснабжение Сельское хозяйство Промышленная технология Бальнеология Комбинированное использование Итого
МВт %
Япония 50 31 9 4394 4484 44
Венгрия 75 565 30 581 280 1531 15
Исландия 780 77 75 200 164 1296 13
Италия 107 50 27 376 560 6
Новая Зеландия 150 10 165 106 431 2
США 87 10 12 4 113 2
КНР 70 60 14 17 161 2
Франция 105 15 120 0,2
Австрия 2 3 5 0,06
Другие страны 33 56 17 296 1 403 3,5
Всего МВт % 1665 16 1288 13 369 3,7 6179 69 551 7,3 10 052 100
ШШ\
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/2 (124) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
41
Таблица 3. Характеристика твердых топлив [19]. Table 3. The characteristic firm топлив [19].
Бассейн, месторождение, топливо Марка угля Wr % А r, %% S r % Q r, ккал/кг Vo r м3/кг
Кизеловский бассейн ГР, ГМСШ 6,0 31,0 6,1 4 680 5,61
Челябинский БЗ 17,0 29,9 1,0 3 380 4,07
Буланашское месторождение ГЗР 9,0 22,8 0,8 4 970 5,83
Дальне-Буланашское ГР 8,5 18,3 1,7 5 370 6,31
Веселовское- Богословское БЗР 22,0 28,9 0,2 2 630 3,31
Волчанское БЗР 22,0 31,2 0,2 2 540 3,12
Егоршинское TP 8,0 28,1 1,9 4 910 5,83
Южно-Уральский бассейн Б1Р 56,0 6,6 0,7 2 170 2,93
КР, К2Р 8,0 27,6 0,8 4 820 5,63
Карагандинский» 8,0 29,4 0,8 4 820 5,63
КСШ, К2СШ К, К2 10,0 20,7 0,8 5 470 6,44
Куучекинское месторождение К2Р 7,0 40,9 0,7 3 960 4,83
Экибастузский бассейн ССР 7,0 32,6 0,7 4 510 5,25
Ленгерское месторождение БЗР, БЭСШ 29,0 14,2 1,8 3 650 4,49
Тургайский бассейн
Кушмурунское месторождение Б2 37,0 11,3 1,6 3 140 3,93
Приозерное Б2 36,0 11,5 0,5 3 150 3,90
Абанское Б2 33,5 8,0 0,3 3 520 4,35
Болыиесырское БЗ 24,0 6,1 0,2 4 550 5,50
Минусинский бассейн ДР, ДМСШ 14,0 17,2 0,5 4 800 5,68
Черногорский разрез ДР 14,0 14,6 0,5 4910 5,81
Изыхское месторождение ДР 14,0 17,2 0,5 4 800 5,78
Аскизское » д 9,0 17,9 0,6 5 500 6,53
Бейское » д 14,0 12,9 0,5 5 360 6,35
Иркутский бассейн
Черемховское месторождение ДР, дмсш 13,0 27,0 1,0 4 270 5,07
Забитуйское ДР 8,0 23,0 4,1 4980 5,98
Азейский разрез БЗР 25,0 14,2 0,4 4 040 4,82
Тулунский БЗР 26,0 12,6 0,4 3 900 4,77
Мугунское месторождение БЗ 22,0 14,8 0,9 4 180 5,14
Каохемское ГР 5,0 12,4 0,4 6 300 7,40
Элегестинское Ж 7,0 8,4 0,6 7 080 8,22
Гусиноозерское БЗР 23,0 16,9 0,7 4 020 4,87
Холбольждинский разрез БЗР 26,0 11,8 0,3 3 830 4,64
Баян голье кое месторождение БЗ 23,0 15,4 0,5 4310 5,16
Никольское Д-Дг 6,0 18,2 0,4 5 490 6,47
Месторождения Северовосточных районов:
Сан rape кое ДР 10,0 13,5 0,3 5 790 6,80
Джебарики-Хая ДР 11,0 11,1 0,3 5 500 6,50
Таблица 4. Значения коэффициентов f и К в зависимости от типа топки и вида топлива [19]. Table 4. Values of factors f and К depending on type of a fire chamber and a fuel kind [19].
Тип топки Вид топлива f ксо , кг/ГДж
С неподвижной решеткой и ручным забросом топлива Бурые и каменные угли 0,0023 1,9
Антрациты:
АС и АМ 0,0030 0,9
АРШ 0,0078 0,8
С пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой Бурые и каменные угли 0,0026 0,7
Антрацит АРШ 0,0088 0,6
С цепной решеткой прямого хода Антрацит АС и АМ 0,0020 0,4
С забрасывателями и цепной решеткой Бурые и каменные угли 0,0035 0,7
Шахтная Твердое топливо 0,0019 2,0
Шахтно-цепная Торф кусковой 0,0019 1,0
Наклонно-переталкивающая Эстонские сланцы 0,0025 2,9
Слоевые тонки бытовых теплогенераторов Дрова 0,0050 14,0
Бурые угли 0,0011 16,0
Каменные угли 0,0011 7,0t
Антрацит, тощие угли 0,0011 3,0
Камерные топки Мазут 0,010 0,32
Паровые и водогрейные котлы Газ природный, попутный и коксовый 0,25
Бытовые теплогенераторы Газ природный - 0,08
Легкое жидкое (печное) топливо 0,010 0,16
- с : 'to1
8 Q
£
8 ■Q
.O С
ÜJ
a о
-G
с
ÜJ
С
3
0
1 Ol .C
-c
3
a.
"3 с .о
•G О
EE
a
с
МТВ = BA f(1-nз),
(9)
где В — расход топлива, т/год, г/с; Аг — зольность топлива на рабочую массу, %; Ц 3 — доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях; f = а / (100 — Г ); аун — доля золы топлива в уносе, %; Гун — содержание горючих в уносе, % [19].
Значения А г, Гун, аун, Ц3 принимаются по фактическим средним показателям; при отсутствии этих данных Аг определяется по характеристикам сжигаемого топлива (табл. 3); П 3 — по техническим данным применяемых золоуловителей; f — коэффициент определяется по таблице 4.
Расчет выбросов оксидов серы в пересчете на Б02 (т/ год, т/ч, г/с), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегатов в единицу времени, выполняют по формуле
— 0,1; мазута — 0,02; газа — 0,0; п" 502 — доля оксидов серы, улавливаемых в золоуловителе, принимается равной нулю для сухих золоуловителей, для мокрых — в зависимости от щелочности орошающей воды [19].
При наличии в топливе сероводорода расчет выбросов дополнительного количества оксидов серы в пересчете на Б02 ведется по формуле
Mso2 = 18810-2 \Н£\,
(11)
где |И2Б| — содержание сероводорода в топливе, %. Расчет выбросов оксидов углерода в единицу времени (т/год, г/с) выполняют по формуле
Ит = 0.001 Co B (1-q./100)
(12)
MS22 =0,022B Sr(1- фо2 )(1- n11 so),
(10)
где В — расход, т/год, т/ч, г/с (твердого и жидкого топлива); тыс. м'/год, тыс. м3/ч, л/с (газообразного топлива); 5У— содержание серы в топливе на рабочую массу, % (для газообразного топлива в кг/100 м3); п1 502 — доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива, принимается при сжигании сланцев ленинградских, равной 0,8; остальных сланцев — 0,5; для углей Канско-Ачинского бассейна — 0,2 (для березовских — 0,5); для торфа — 0,15; экибастузских углей — 0,02; прочих углей
где В — расход топлива, т/год, тыс. м3/год, г/с, л/с; Ссо — выход оксидов углерода при сжигании топлива, кг на тонну или на тыс. м3 топлива; рассчитывается по формуле
Сс^ Qг 1, (13)
где qз — потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, %; К — коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксидов углерода, принимается для твердого топлива — 1,0; газа — 0,5; мазута — 0,65; Q.г — низшая теплота сгорания натурального
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/2 (124) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
Таблица 5. Характеристика топок котлов малой мощности [19]. Table 5. The characteristic of fire chambers of coppers of low power[l9].
Вид топок и котлов Топливо a г q3, % q4, % Примечание
Гопки с цепной решеткой Донецкий антрацит 1,5...1,6 0,5 13,5/10
Шахтно-цепные топки Торф кусковой 1,3 1,0 2,0 а г — коэффициент избытка воздуха;
Топки с пневмомеханическим сбрасывателем и цепной решеткой прямого хода Угли типа кузнецких 1,3...1,4 0,5...1 5,5/3 Меньшие значения — для парогенераторов Б> Ют/ч
Угли типа донецкого 1,3...1,4 0,5...1 6/3,5
Бурые угли 1,3...1,4 0,5...1 5,5/4
Топки с пневмомеханическими сбрасывателями и цепной решеткой обратного хода Каменные угли 1,3...1,4 0,5...1 5,5/3 q 4 — большие значения — при отсутствии средств уменьшения уноса
Бурые угли 1,3...1,4 0,5...1 6,5/4,5
Топки с пневмомеханическими забрасы вателя м и и неподвижной решеткой Донецкий антрацит 1,6...1,7 0,5...1 13,5/10 Меньшие — при остром дутье и наличии возврата уноса, а также для котлов производительностью 25, 35 т/ч
Бурые угли типа подмосковных 1,4...1,5 0,5...1 9/7,5
бородинских 1,4...1,5 0,5...1 6/3
Угли типа кузнецких 1,4...1,5 0,5...1 5/3
Шахтные топки с наклонной решеткой Дрова, дробленые отходы, опилки, торф кусковой 1,4 2 2
Топки скоростного горения Дрова, щепа, опилки 1,3 1 4/2
Слоевые топки котлов паро-произво-дительностью более 2 т/ч Эстонские сланцы 1,4 3 3
Камерные топки с твердым шлакоудалением Каменные угли 1,2 0,5 5/3
Камерные топки с твердым шлакоудалением Бурые угли 1,2 0,5 3/1,5
Фрезерный торф 1,2 0,5 3/1,5
Камерные топки Мазут 1,1 0,5 0,5
Газ (природный, попутный) 1,1 0,5 0,5
Доменный газ 1,1 1,5 0,5
о üj б 3 3
ъ о
3 &
с
>3
0
1
I £
I
0
>3 3
5
-о §
Е с ъ
m 3 >3
3
1
ъ
0
6
1
ÜJ
.и,
о''.
с
топлива, МДж/кг, МДж/м3; q4 — потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, % [19].
При отсутствии эксплуатационных данных значения q3, q4 принимаются по таблице 5.
Ориентировочная оценка выброса оксидов углерода
МСО (т/год, г/с) может проводиться по формуле
M = 0.001 BQr Ж (1-q./100),
(14)
где КСО — количество оксидов углерода, образующееся на единицу тепла, выделяющегося при горении топлива, кг/ГДж; принимается по таблице 4.
Расчет выбросов оксидов азота. Количество оксидов азота (в перечете на Ы02), выбрасываемых в единицу времени (т/год, г/с), рассчитывают по формуле
Кмо. — параметр, характеризующий количество оксидов азота, образующихся на 1 ГДж тепла, кг/ГДж; в— коэффициент, учитывающий степень снижения выбросов оксидов азота в результате применения технических решений [19].
Значение КМ02 определяют по графикам рис. 3 и 4 для различных видов топлива в зависимости от номинальной нагрузки котлоагрегатов. При нагрузке котла, отличающейся от номинальной, Кт2 следует умножить на Шф/0И) 025 или на ) й25, где Qф, — соответ-
ственно номинальная и фактическая теплопроизводи-тельность, кВт, Гкал; DD — соответственно номинальная
' ' ' ф, И
и фактическая паропроизводительность, т/ч [19].
Если имеются данные по содержанию оксидов азота в дымовых газах (%), то выброс (кг/год) вычисляют по формуле
МЖ)2 = 0.001 B Qr.Km(1-ß)
(15)
Mo=20,4C
(16)
где В — расход натурального топлива за рассматриваемый период времени, т/год, тыс. м3/год, г/с, л/с; г — теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг, МДж/м3;
где — известное содержание оксидов азота в дымовых газах, об. %. Значения Смх (мг/м3) для маломощных котлов приведены в таблице 6; V— объем продук-
тов сгорания топлива при a^ м3/кг; V= V°ax значения К
УХ'
vu
- с :
8 о
£
8 ■Q
.О С
ÜJ О -С
с
ÜJ
О
3
0
1 Ol .с i;
5
3
а.
"3 с .о
c¡
ЕЕ
а
с
Уг° для некоторых топлив даны в таблице 3. Для газообразного топлива определяется по данным таблицы 7; В — расход топлива, т/год, тыс. м3/год [19].
Cm2 = 20,4 \NOx \'(г/м3),
(18)
^ NOx ' КГ/ГДЖ
0,25
кы02 = 20,41 \М0х \' V/(кг/ГДж), (19)
где V— объем продуктов сгорания единицы топлива при имеющихся условиях а, м3/кг.
Рассмотрим пример расчета концентрации оксидов азота в дымовых газах котла ДКВР-10-13, работающего на природном газе.
Исходные данные: топливо — природный газ. Расход топлива на горелку Вг = 0,17 м3/с. Объем продуктов сгорания при аг = 1, V - 10,73 м3/м3.
Диаметр горелки dг — 0,42 м. Коэффициент избытка воздуха в горелке аг = 1,05. Подогрева воздуха нет. Ход определения концентрации оксидов азота в продуктах сгорания газа показан на рис. 5 именно для этого случая. |Л0| = 0,0085 об. %. По рисунку 6 определяем соответствующий аг = 1,05 коэффициент Ка = 1,07.
Соответствующая концентрация оксидов азота будет равна
С10(22 = 0,0085 - 1,07 - 20,4 = 0,185 г/м3 ,
Учитывая, что на котле установлены 2 горелки, получаем количество дымовых газов
10,73 - 2 0,173600 = 13700м3/ч,
Общий выброс оксидов азота составит 13 700 • 0,185 = 2,54 кг/ч,
0,20-
0,150,10-
0,05
-МММ
0,25 0,5 0,7 1
Н—I—I-1—МММ-1—
2 3 4 5678910 15
2025 D, т/ч
Рис.4. Зависимость K NQx от паропроизводительности котлоагрегата для различных топлив:
1 — природный газ, мазут; 2 — антрацит;
3 — бурый уголь; 4 — каменный уголь [19].
Fig. 4. Dependence K NQx from boiler steam capacity for various fuels: I - natural gas, black oil;
2 - anthracite; 3 - brown coal; 4 - coal [19].
Значения \NO\ могут быть пересчитаны в единицы г/м3 продуктов сгорания топлива и в кг/ГДж по формулам
предварительные расчеты экологического потенциала геотермальных ресурсов в странах снг
Все традиционные источники энергии обязательно закончатся, особенно при постоянно возрастающих потребностях людей. Поэтому в XXI веке, человек стал задумываться о том, что станет основой его существования в новой эре. Есть и другие причины, в связи с которыми человечество обратилось к альтернативным источникам энергии.
К NOx , Кг/ГДж 0,15
0,10 -0,05 -0
1 I I I I I I I—Г
2 4 6 8 10 20 40 60 100
0,05
Mill-II III-гт
о о о о о о о о о о
>— N <í «IO
0 0 0 2
0 0 0 0
8 Q, кВТ 0 0 2
б
а
Рис. 3. Зависимость K NQx от тепловой мощности котлоагрегата для различных топлив: а — при Q от 0 до 100 кВт; б — при Q от 100 кВт и более; 1 — природный газ, мазут, 2 — антрацит; 3 — бурый уголь; 4 — каменный уголь [19].
Fig. 3. Dependence K NQx from thermal capacity boiler for various fuels: a - at Qfrom 0 to 100 kw; б - at Q from 100 kw and more; 1 - natural gas, black oil, 2 - anthracite; 3 - brown coal; 4 - coal [19].
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/2 (124) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
Таблица 7. Образование токсичных веществ в процессе выгорания топлив в отопительных котлах мощностью до 85 кВт [19].
Table 7. Formation of toxic substances during fuels burning out in heating coppers capacity up to 85 kw [19].
Тип котла Топливо Режим горения Количество образующегося вещества
С20Н12, N02, NO, СО,
мкг/100 м3 мг/м3 мг/м3 %
Количество образую Каменный уголь Начало выгорания 8,97 5 205 —
К.С-2 Основной период горения 33,55 25 180 —
Розжиг дров 111,2 6...8 110 —
Догорание дров 346,1 30...40 70...80 —
КЧМ-3 (7 секций) Антрацит Начало погрузки угля 13,6 10 120 0,11
Конец погрузки 53,6 20 110 0,28
Основной период горения 17,2+13,4 30 100 0,08
КС-2 Дрова Разгорание дров 97,4 8...10 90...110 —
Догорание дров 214,6 25...45 60...80 —
а =1,20 8+2 25 140 0,008
КЧМ-3 (7 секций) а = 1,40 0 35 150 « 0
Природный газ а = 1,80 0 50 150 0
а = 2,20 0 60 160 0
а = 2,8 0 80 180 0,065
ТПБ 60 25 250 0,07
кс-з Легкое жидкое топливо, 5=5 кг/ч 350 80 140 0,02
о üj б 3 3
ъ о
3 &
с
>3
0
1
I £
I
0
>3 3
5
-о §
Е с ъ
m 3 >3
3
1
ъ
0
6
1
ÜJ
о и
- е
у К- , : У)
Во-первых, непрерывный рост промышленности как основного потребителя всех видов энергии.
Во-вторых, необходимость значительных финансовых затрат на разведку новых месторождений, так как часто эти работы связаны с организацией глубокого бурения (в частности, в морских условиях) и другими сложными и наукоемкими технологиями.
И в-третьих, экологические проблемы, связанные с добычей энергетических ресурсов. Не менее важной причи-
ной необходимости освоения альтернативных источников энергии является проблема глобального потепления. Суть ее заключается в том, что двуокись углерода (С02), высвобождаемая при сжигании угля, нефти и бензина в процессе получения тепла, электроэнергии и обеспечения работы транспортных средств, поглощает тепловое излучение поверхности нашей планеты, нагретой Солнцем, и создает так называемый парниковый эффект.
Таким образом, важнейшим аспектом энергетиче-
Рис. 5. Динамика определения концентрации оксидов азота в продуктах сгорания жизненного и газообразного топлива [19]. Fig. 5. Dynamics of definition of concentration oxides of nitrogen in products of combustion ofvital and gaseous fuel [19].
- с :
8 о
£
8 ■Q
.О С
ÜJ О -С
с
Oj
О
3
0
1 Ol .с i;
3 О.
"3
с
.g
■С
а
ЕЕ &
с
К
а
1,2 1,0 0,8 0,6 0,4
0,2 - I-1-1-Г _
0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 г
Рис. 6. Поправочный коэффициент Ка [19].
Fig. 6. Correction factor Ка[19]
ской политики стало создание экологически чистых энергетических установок на традиционных видах топлива, а также разработка и проведение мер по энерго и ресурсосбережению.
Одним из перспективных путей решения возникших в традиционной энергетике проблем является использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ), применение которых дает возможность комплексно решать задачи:
• снижения (существенного) отрицательного воздействия традиционной теплоэнергетики на окружающую среду;
• осуществления потребностей определенной части населения, в первую очередь проживающих в сельской местности и в районах, расположенных вдали от централизованных источников энергоснабжения;
• снижения в известном масштабе использования органического топлива в низкопотенциальных процес-
сах и сохранение его как сырья для химическои промышленности.
Потенциальные возможности НВИЭ практически неограниченны. Однако несовершенство техники и технологии, отсутствие необходимых конструкционных и других материалов пока не позволяют широко вовлекать ВИЭ в энергетический баланс.
За последние годы в мире особенно заметен научно-технический прогресс в сооружении установок по использованию ВИЭ и в первую очередь фотоэлектрических преобразований солнечной энергии, ветроэнергетических агрегатов и биомассы, а аспект использования геотермальных источников энергии отошел на второй план.
Масштабы исследований и реализации проектов по использования потенциала геотермальных экоэнерго-ресурсов можно характеризовать следующими примерами [12-15].
В таблицах 9 и 10 приведены данные по классификации и распределению ресурсов геотермальной энергии по регионам России. Общие геотермальные экоэнерге-тические ресурсы составляют: валовый потенциал:
2287,4 трил. т у.т. для теплоснабжения в температурном режиме 70/20 оС;
1263 трил. т у.т. для отопления в температурном режиме 90/40 оС;
технический потенциал:
11868,7 млн. т у.т./год прогнозные ресурсы при ГЦС -технологии их извлечения; экономический потенциал:
114,9 млн. т у.т./год прогнозные ресурсы первоочередного освоения, ресурсы для теплоснабжения в температурном режиме 70/20 оС,
Таблица 8. Состав природных газов по объему в некоторых газопроводов, % [19]. Table 8. Structure of natural gases on volume in some gas pipelines, % [19].
Газопровод н а т е s и н та CP, □Н, и" н а п о CL С со и" н та & О и s а !§ * Р S нж Ф 2 пт г, Ф хё , О ^ О т о m го zf сГ и о" i/! О и пН Непредельные углеводороды а, з É 1 ск о S
При родный газ
Кумертау—Ишим-бай — Магнитогорск 81,7 5,3 2,9 0,9 0,3 8,8 0,1 8790 0,858
Бахара — Урал 94,9 3,2 0,4 0,1 0,1 0,9 0,4 8770 0,758
И грим — Пунга — Серов — Ниж. Тагил 95,7 1,9 0,5 0,3 0,1 1,3 0,2 8710 0,741
Оренбург — Совхозное 91,4 4,1 1,9 0,6 — 0,2 0,7 — — — — 1,1 9080 0,883
Попутные газы
Каменный Лог — Пермь 38,7 22,6 10,7 2,7 0,7 23,8 — 0,8 — — — — 10120 1,196
Ярино — Пермь 38,0 25,1 12,5 3,3 1,3 18,7 1,1 1,1 — — — — 11200 1,196
Тюменское месторождение 88... 92 0,8... 2,5 2,5... 3,5 1,5... 3,5 0,2... 0,6 2,5... 5,8 0,1... 0,5 — — 0,2... 0,6 — — 8400... 9200 —
Промышленные газы
Газ доменных печей, работающих на коксе с добавкой природного газа 0,3 55,0 12,5 0,2 27,0 5,0 903 1,194
Газ коксовых печей 25,5 — — — — 3,0 2,4 — 0,5 6,5 59,8 2,3 4050 0,424
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/2 (124) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
Таблица 9. Классификация ресурсов геотермальной энергии в России. Table 9. Classification of resources of geothermal energy in Russia.
Виды потенциала В терминологии, установившейся в гидрогеологии и прикладной геотермии Единица измерения Оценка
Валовый потенциал Общие геотермальные ресурсы (рис.2) Всего: В том числе Петрогеотермальные гидрогеотермальные трлн. т у.т. трлн. т у.т. трлн. т у.т. * 2287,4/1263 2264,5/1250,4 22,9/12,6
Технический потенциал Прогнозные ресурсы гидрогеотермальной энергии при геоциркуляционной технологии их извлечения: - теплонаситель - теплоэнергетический потенциал тыс. м3/сут млн. т у.т. 70,8 105 11868,7
Экономический потенциал Прогнозные ресурсы гидрогеотермальной энергии: - теплоноситель - теплоэнергетический потенциал тыс. м3/сут млн. т у.т. ** 61 103/25,9 103 117,9/50,1
Подготовленные для промышленного освоения Эксплуатацинные запасы геотермальной энергии: - теплоноситель - теплоэнергетический потенциал тыс. м3/сут млн. т у.т. 272,85 0,85
о üj б 3 3
ъ о
3 &
с
>3
0
1
I £
I
0
>3 3
5
-о §
Е с ъ
m
з >з 3
1
ъ
0
6
1
ÜJ
о и
- е
у К- , : У)
50,1 млн. т у.т./год ресурсы для отопления в температурном режиме 90/40 оС;
Экономический потенциал в 114,9 млн. т у.т./год соответствует превоочередным запасам гидротермальной энергии с температурой воды более 50 оС и ми-нирализацией менее 35 г/дм при ГЦС - технологии их извлечения;
Экономический потенциал 50,1млн. т у.т./год соответствует общим запасам гидротермальной энергии при традиционной технологии их извлечения.
Эксплуатационные запасы гидро - геотермальной энергии, подготовленные к практическому использованию, равны 0,85 млн. т у.т./год.
Учитывая эти данные на рисунке 7 приведены предварительные расчеты экономического потенциала [6-10, 14].
* В числителе - ресурсы для теплоснабжения в температурном режиме 70/20 оС, в знаменателе - ресурсы для отопления в температурном режиме 90/40 оС.
** В числителе - первоочередные запасы гидротер-
мальной энергии с температурой воды более 50 оС и минерализацией менее 35 г/дм 3 при ГЦС - технологии их извлечения; в знаменателе - общие запасы гидротермальной энергии при традиционной технологии их извлечения.
* В числителе - ресурсы для теплоснабжения в температурном режиме 70/20 оС, в знаменателе - ресурсы для отопления в температурном режиме 90/40 оС.
** В числителе - первоочередные запасы гидротермальной энергии с температурой воды более 50 оС и минерализацией менее 35 г/дм 3 при ГЦС - технологии их извлечения; в знаменателе - общие запасы гидротермальной энергии при традиционной технологии их извлечения.
Страны Независимых Государств обладают большим экоэнергетическим потенциалом геотермальных вод (ГТВ). Перспективным направлением является расширение использования ГТВ для обогрева помещений, тепличных хозяйств, а также лечебных и санаторных
Таблица 10. Распределение ресурсов геотермальной энергии по регионам России Table 10. Distribution of resources of geothermal energy on regions of Russia
Экономический район * Общие геотермальные ресурсы (валовый потенциал) трил. т у.т. Прогнозные ресурсы при ГЦС - технологии их извлечения (технический потенциал) млн. т у.т./год **Прогнозные ресурсы первоочередного освоения (экономический потенциал), млн. т у.т./год Эксплуатационные запасы гидро- геотермальной энергии, подготовленных к практическому использованию, млн. т у.т./год
Северный 44,3/16,2 - - -
Северо-Западный 0,7/0,2 - - -
Волго-Вятский 0,7 - - -
Центральный 2,6/0,1 - - -
ЦентральноЧерноземный 0,4/0,1 - - -
Поволжский 9,5/5,52 - - -
Северо-Кавказский 6,0/3,6 1747 25,1/9,8 0,6
Уральский 6,6/2,08 - - -
Заподно-Сибирский 286,7/178 10110 89,6/39,7 -
Восточно-Сибирский 443,2/206,4 - - -
Дальневосточный 1486,7/206,4 11,7 0,2/0,6 0,25
Всего 2287,4/1263 11868,7 114,9/50,1 0,85
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology №04/2 (124) 2013 [~|([c? [~| [Y\ P1d
© Scientific Technical Centre «TATA», 2013 . . ~ J J. r \
- с : 'и1
8 о
£
8 ■Q
.О С
ÜJ О -С
с
OJ
О
3
0
1 Ol .с i;
3
а.
"3 с .о
а ЕЕ Si
с
Эквивалент
топлива квинтиллион т у.т.
SO2 млн. т/год
Nox млн. т/год
CO млн. т/год
CH4 млн. т/год
CO2 млрд. Тонн/год
Твердые вещества млн.т/год
Рис.7. Ожидаемые экоэнергетические ресурсы геотермальной энергии в России. Fig.7. Expected ecoenergetic resources of geothermal energy in Russia.
учреждений стран и др. Например, доля теплопотерь теплицы можно покрыть за счет совместного использования солнечной энергии и энергии геотермальных вод, что даст снижения себестоимости тепличного продукта на 60 - 70 %.
Основные перспективы использования тепла земли в настоящее время связаны с месторождениями геотермальных вод. Специальная проработка вопроса рентабельности использования геотермальных вод в СНГ не проводилась, наша оценка перспективности использования глубинного тепла основывается на общих кондиционных требованиях. В связи с этим представляет интерес рассмотрение распределения температуры на глубине 3000 м, характеризующего максимальную тепловую потенцию геотермальных вод.
По предварительным экоэнергетическим расчетам, сокращение вредных веществ в атмосферу при использовании геотермальных вод Российской Федерации может составить следующие показатели: сокращение твердых веществ - 5,1; Б02- 47.4; СО-3.4; Ы02 - 25.7; СН4 - 7,1 млн. т/год; С02 - 3.6 млрд. т/год при температурном режиме 70/20 градусов; твердых веществ - 2,8; Б02 - 26.2; СО-1.9; Ы02 - 14.2; СН4 - 3,9 млн. т/год; С02 -2.0; млрд. т/год при температурном режиме 90/40 градусов [12-15].
В таблице 11 аналогично представлены предварительные расчеты экологического потенциала от использования тепла геотермальных вод в странах Средней Азии.
выводы
Определенные перспективы использования глубинного тепла Земли могут быть связаны с созданием «тепловых» котлов в монолитных породах (известняки, мергели, аргиллиты) путем бурения спаренных скважин, создания искусственных зон трещиноватости, последующего нагнетания пресных, холодных вод в одну скважину и получения другой термальной воды заданных параметров.
Обоснование сооружения «тепловых котлов» является весьма сложной проблемой, требующей геолого-экономического расчёта эффективности использование «тепловых котлов» как в региональном плане, так и в каждом конкретном случае. Специфика геотермальных вод заключается в следующем:
- одноразовость использования в системе теплоснабжения;
- постоянная температура в течение отопительного сезона;
- агрессивность, в связи с чем необходимо предусматривать защиту от коррозии и образования осадков в металлических трубопроводах и нагревательных приборах;
- необходимость сброса.
Технические требования, предъявляемые к геотермальным ресурсам, могут быть различными в зависимости от сферы их использования - выработки электроэнергии, теплоснабжения (отопления и горячего водоснабжения), технического водоснабжения, извлечения
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/2 (124) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
Таблица 11. Предварительный экологический потенциал от геотермальных вод в странах Средней Азии. Table 11. Preliminary ecological potential from geothermal waters in the countries of Central Asia.
Страны ЦА Потенциал геотермальных вод SO2 NO x СО СН4 СО2 Твердые частицы
Узбекистан (млн. т у.т./год) 50,3 1,042 0,565 0,075 0,155 80,36 0,111
Кыргызстан (млн. т у.т./год) 20,9 0,433 0,234 0,031 0,064 33,39 0,046
Тажжикстан (тыс. т у.т./год) 45 0,933 0,505 0,067 0,139 71,89 0,099
Туркменистан (млн. т у.т./год) 2,5 0,0518 0,028 0,003 0,007 3,99 0,005
химических элементов и т.д. В свою очередь, области применения и энергоэффективность использования геотермальных вод того или иного месторождения зависят от его энергетического потенциала, общего запаса и дебита скважин, химического состава, минерализации и агрессивности вод, наличия потребителя и его удаленности, температурного и гидравлического режима скважины, глубины залегания водоносных горизонтов и их характеристик, а также некоторых других факторов.
В настоящее время термальные воды сравнительно с традиционными видами топлива по технико-экономическим показателям в целом не конкурентоспособны. Но в будущем по мере разработки технологии извлечения тепла из более высокоминерализованных вод и рассолов, рентабельность использования таких термальных вод будет возрастать. Комплексное использование термальных вод в бальнеологических и промышленных целях, а также привлечение фонда пробуренных скважин на нефть, газ и другие полезных ископаемые также будет способствовать повышению рентабельности термальных вод. В связи с этим целесообразно предусмотреть проведение следующих видов работ по оценке перспектив использования глубинного тепла Земли:
• Ревизионно-тематических исследований с технико-экономической обоснованной рентабельностью использования термальных вод и «тепловых котлов» с учётом потребностей народного хозяйства Туркменистана.
• На выделенных перспективных участках бурение поисковых и опытно-эксплуатационных скважин будет определяться потребностями народного хозяйства и экономической целесообразностью.
Как показывает опыт, в большинстве случаев наиболее энергоэффективной областью применения геотермальных вод является отопление, горячее и техническое водоснабжение промышленных, гражданских, коммунальных и сельскохозяйственных объектов.
Анализ вышеизложенных факторов помогает уже на начальной стадии проектирования принимать решение о целесообразности геотермального теплоснабжения, а также классифицировать геотермальные месторождения по температуре, степени водоотдачи водоносных горизонтов, химическому составу, газовой насыщенности, степени минерализации и характеру применения теплоносителя.
По степени водоотдачи геотермальные скважины разделяются на высокодебитные (1700 м3/сут и более), среднедебитные (400-1700) и малодебитные (менее 400).
По степени минерализации подразделяются на пресные (до 1 г/дм3), слабосолоноватые (1-3), солоноватые
(3-5), сильносолоноватые (5-10), слабосоленые (10-20), соленые (20-35), сильносоленые (35-50), слабые рассолы (50-75), рассолы (75-100), крепкие рассолы (более 100). По химическому составу преобладающих компонентов: гидрокарбонатные натриевые, хлоридные натриевые.
По газовому составу подразделяются на агрессивные (углекислые и сероводородные) или нейтральные (азотные и метановые).
По тепловому потенциалу - на перегретые (более 100 °С), высокотермальные (60-100), термальные (40-60), слаботермальные (до 40 °С).
Все вышеперечисленные показатели должны учитываться при выборе схемы системы теплоснабжения. На начальной стадии проектирования желательно решить:
- можно ли термальные воды данного химического и газового состава и минерализации непосредственно подавать в системы отопления, горячего и технического водоснабжения;
- можно ли данные геотермальные воды подвергать догреву;
- какие устройства могут быть использованы для преобразования энергетического потенциала геотермальных вод;
- какова необходимость методов водоподготовки. ^
Улучшение технико-экономических показателей теплоэнергетического использования геотермальных вод требует применения различных технических приспособлений и агрегатов, использующих органическое топливо, электроэнергию, химические вещества как в сфере получения этих вод, так и в сфере использования и утилизации. К таким агрегатам относятся, например, пико- ^ | ч; вые котельные, теплообменники, артезианские, сетевые насосы, тепловые насосы и т. д. Поэтому, чтобы оценить получаемую и используемую энергию геотермальных
вод, целесообразно воспользоваться общим термодинамическим методом анализа - электрическим методом, позволяющим оценить работоспособность энергии в соответствии со вторым началом термодинамики.
Экономичность применения геотермальных вод в решающей степени зависит от степени использования их теплового потенциала и равномерности расходования расчетного дебита скважин. В традиционных системах теплоснабжения неиспользованная вода возвращается в котельную (ТЭЦ) для восстановления первоначальных параметров. При этом требуется меньше топлива. В геотермальных системах теплоснабжения тепловой потенциал, не использованный потребителем, теряется безвозвратно. При одном и том же дебите (при одинаковых
- с :
8 о
£
8 ■5 .о с
4J
а о
-С
с
Oj
О
3
0 !
01 .С
iE
25 з Ol
"3
с
.g
■С
о
ЕЕ &
с
затратах на бурение и эксплуатацию скважин) можно обеспечить теплом различное количество потребителей в зависимости от конечной температуры, направляемой на сброс термальной воды.
Максимальный энергетический эффект (экономия топлива) достигается созданием специальных систем отопления с повышенным перепадом температур, использованием пикового догрева (вспомогательной - пиковой котельной) или тепловых насосов, разработкой комплексных схем геотермального теплоснабжения с набором последовательных потребителей (в том числе сезонных).
В зависимости от минерализации и химического состава возможны три способа использования термальных вод в системах теплоснабжения:
- с предварительной подготовкой воды;
- с применением промежуточных теплообменников;
- с непосредственной подачей термальной воды в систему теплоснабжения.
Наиболее прост и экономичен последний способ. Однако он далеко не всегда осуществим, но, тем не менее, используется на большинстве месторождений.
При разработке геотермальных систем теплоснабжения необходимо обеспечивать максимальное значение коэффициентов эффективности использования термоводозабора геотер при одновременном минимальном удельном расходе термальной воды на единицу расчетной тепловой энергии. Его значение колеблется в следующих пределах: отопление 0,05-0,34; вентиляция 0,15-0,45; горячее водоснабжение 0,70-0,92. Из этого следует, что наиболее эффективно использование термальных вод для горячего водоснабжения [1].
Список литературы
[5] Богусловский Э.И. Технико-экономическая оценка освоения тепловых ресурсов недр. Л.: ЛГУ, 1984.
[6] Геотермические исследования в Средней Азии и Казахстане. М: Наука, 1985.
[7] Борзасеков В.Ф. Геотермическое районирование Копетдагской водонапорной системы // Вопросы методики гидрогеологических и инженерно-геологических исследований на территории Туркменистана. Ашгабад, 1975.
[8] Кудельский А.В. Термальные воды Копетдага // Изучение и использование глубинного тепла Земли. М.: Наука, 1973.
[9] Макаренко Ф.А., Кононов В.И. Гидротермальные районы СССР и перспективы их освоения // Изучение и использование глубинного тепла Земли. М.: Наука, 1973.
[10]Пенджиев А.М. Возможности использования геотермальных вод в Туркменистане // Проблемы освоения пустынь. Ашхабад, 2004, № 4.
[11] Пенджиев А.М. Геотермальные воды Туркменистана // Альтернативная энергетика и экология - ISJAEE. 2007. № 7. С. 67-71.
[12]Пенджиев А.М., Пенджиева Д.А. Технико-экономическая оценка геотермального теплоснабжения теплиц в Туркменистане. // В кн. Материалы 10 международной конференции Энергосберегающие технологии в сельском хозяйстве 2012 Москва ВИЭСХ. С.15-20.
[13]Пенджиев А.М., Пенджиева Д.А. Возможности использования геотермальных вод для теплоснабжения теплиц Туркменистана. // В кн. Материалы 10 международной конференции Энергосберегающие технологии в сельском хозяйстве 2012 Москва ВИЭСХ. С.35-40.
[14]Пенджиев А.М., Борзасеков В.Ф.,. Пенжиева Д.А Технико-экономическая оценка геотермального теплоснабжения в Туркменистане// альтернативная энергетика и экология - ISJAEE. 2012. № 5-6. С.162-167.
[15] Пенджиев А.М., Пенжиев А.А. Международное сотрудничество в области охраны окружающей среды и устойчивого развития на основе возобновляемой энергетики в Центральной Азии. // Альтернативная энергетика и экология - ISJAEE. 2012. № 1. С.139-156.
[16]Пенджиев А.М. Последствия изменения климата в Центральной Азии и возможности их смягчения на основе виэ // Альтернативная энергетика и экология -ISJAEE. 2012. № 5-6. С.197-207.
[17]Пенджиев А.М. Концепция развития возобновляемой энергетики в Центрально-Азиатском регионе // Альтернативная энергетика и экология - ISJAEE. 2012. № 8. С.118-130
[18]Пенжиев А.М. Изменение климата и возможности уменьшения антропогенных нагрузок // Монография. LAMBERT Academic Publishing, 2012, 166 с.
[19] Пенджиев А.М., Пенжиев А.А. Законодательное обеспечение развития возобновляемой энергетики в Центрально-азиатском регионе.// Альтернативная энергетика и экология - ISJAEE. 2011. № 12. С.76-85
[20] Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России. М.: Наука, 2003
[21] Рыбакова Л.Е., Пенжиев А.М. Энергия барада сохбет. А.: Магарыф, 1993.
[22]Стребков Д.С., Пенджиев А.М., Мамедсахатов Б.Д. Развитие солнечной энергетики в Туркменистане. //Монография. М.: ГНУ ВИЭСХ, 2012, 496 с.
[23]Сибикин Ю.Д. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии. -М.: КНО-РУС, 2010. -232 с.
[24] Barzasekow W.F., Penjiyew A.M., J.Penjiyewa.Yylylyk energiyasynyn alternatiw çe^mesi hökmünde Türkmenistanyn geotermal serijdelerine baha bermek.// Türmenistanyn gaz pudagynyn geljekki ösü§inin ylmy esaslary. Makalalar yygyndysy. 2 tomdan ybarat. A.: Türkmen döwlet nejiryat gullugy, 2011.2 tom 223-236 sah. (NGI-nin i§leri. 3-nji goyberili§) .
ШШЖ
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/2 (124) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
51
