ГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ КАК АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ ИСТОЧНИК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Статья поступила в редакцию 10.03.2013. Ред. рег. № 1583

The article has entered in publishing office 10.03.2013. Ed.

reg. No. 1583

УДК 621.383; 621.472(575.4)

ГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ КАК АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ

ИСТОЧНИК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

В статье рассматривается классификация гидротермальных ресурсов, методы оценки ресурсов (валовый, технический, экономический потенциал) и запасов геотермальной энергии. Приводится опыт освоения и использование гидротермальных ресурсов в мире, а также изучаются возможности проведения инвентаризация выбросов в атмосферу загрязняющих веществ тепловых электростанций, котельных, и организации контроля выбросов в атмосферу на тепловых электростанциях и котельных. Рассчитан экологический потенциал гидротермальных вод в странах Центральной Азии.

Ключевые слова: возобновляемая энергетика, гидротермальные ресурсы, инвентаризация, выбросов в атмосферу, валовый, технический , экономический, экологический потенциал, Центральная Азия.

GEOTHERMAL RESOURCES OF THE CENTRAL ASIA AS THE ALTERNATIVE

SOURCE OF THERMAL ENERGY

In article there is a classification of hydrothermal resources, methods of an estimation of resources (gross, technical, economic potential) and stocks of geothermal energy is considered. Development and use of hydrothermal resources in the world, and also possibilities carrying out inventory of emissions in atmosphere by polluting substances of thermal power stations, boiler-houses and the organisation of the control of emissions in atmosphere on thermal power stations and boiler-houses is resulted. The ecological potential hydrothermal waters in the countries of the Central Asia is calculated.

Keywords: renewed power, hydrothermal resources, temperature, валовый, technical, economic, ecological potential.

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

A.M.Penjiyev

Turkmen state architecturally-building institute Solar 4/1, m. Bekrova, Ashabad-32, 744032, Turkmenistan Tel.:+ (99312) 37-09-50, e-mail: ampenjiev@rambler.ru

^ISJJIEl

73

ВВЕДЕНИЕ

Выступая на 66-й сессии Генеральной Ассамблеи ООН в сентябре 2011 г, Президент Туркменистана Гурбангулы Бердымухамедов подчеркнул: «Приоритетным направлением международного сотрудничества Туркменистана является экологическая сфера». Анализ современного состояния природоохранной политики, осуществляемой странами Центральной Азии, показывает, что созданы все условия для дальнейшей консолидации политической и институциональной основы субрегионального сотрудничества. В этом плане сделан целый ряд политических заявлений руководителями Центрально-азиатских государств, зафиксированы и приняты обязательства по полному сотрудничеству в экологической области на региональном уровне [12,15].

Под субъектом Центральной Азии (ЦА) понимается территория, площадью около 4 млн. кв. км, расположенная на стыке Европы и Азии, между 35-55 о северной широты и 48-87 о восточной долготы. В административно-политическом отношении здесь с 1991 года, расположены новые суверенные государства - Казахстан, Кыргызстан, Таджикистан, Туркменистан, Узбекистан с населением более 59 млн. человек. По строению поверхности 4/5 территории характеризуется равнинами, 1/5 часть занимают горы. Пустыни и полупустыни занимают 80% территории Туркменистана, 70% - Узбекистана и 60%-Казахстана.

Климат характеризуется высокими летние температуры воздуха, достигающими в абсолютных значениях +50 оС, среднеиюльские температуры колеблются в пределах +28 оС на севере и 32 оС на юге, абсолютный минимум температуры достигает -40 оС на севере и -26 оС на юге. Количество атмосферных осадков составляет 100-200 мм. От общей площади Центральной Азии около 159 млн. га (2004 г.) составляет угодья, из которых пастбища занимает 82-97% и более 9 млн. га - орошаемые земли.

Схожесть природных, экологических и социально-экономических условий стран Центральной Азии является объективно существующим стимулом для объединения усилий стран Центральной Азии (ЦА) в области осуществления природоохранной политики и обеспечения устойчивого развития субрегиона. В ЦА странах большая доля населения живет в сельской местности в сравнительно мелких поселениях, далеко отстоящих друг от друга. В этих условиях создание энергетических систем по типу, сложившемуся в промышленно развитых странах, когда электроэнергия вырабатывается на крупных электростанциях и доставляется в районы с высокой плотностью населения по линиям электропередачи (ЛЭП), оказывается рентабельным, а низкой плотностью населения - нерентабельным. Создание автономных энергоустановок малой мощности, базирующихся на ВИЭ, снабжающих местных потребителей тепловой энергией имеет очевидное преимущество для развития

тепличных хозяйств и обеспечения круглый год свежими овощами. Это последнее обстоятельство характерно и для некоторых отдаленных районов зоны ЦА 159 млн. га составляют сельхозугодия, из которых более 82 - 97% - пастбища. Там так же проживают животноводы, работники нефтяных и газовых месторождений, железнодорожники и др. Для них обеспечение теплоснабжения на базе геотермальной энергии может стать решением продовольственных программ, социальных проблем и условием устойчивого развития страны в регионе [1-10, 14, 19]. В статье предлагаем комплексное решение экономических и социальных программ в сочетании с бережным отношением к природе, чтобы наглядно показать возможности использования возобновляемой энергии для снижения антропогенных нагрузок в окружающую среду, что способствует международному сотрудничеству Центрально-азиатского региона на основе геотермальных ресурсов.

I. ГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ

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 накоплен определенный отечественный и зарубежный опыт, позволяющий комплексно подойти к оценке ресурсов геотермальной энергии, возможных и экономически целесообразных объёмов ее использования в газовой отрасли в ряде регионов Центральной Азии [7-11,14].

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 водовмещаю-щих пород и практически непроницаемыми горными породами.

По имеющимся в научной литературе оценкам, из всех пригодных для использования геотермальных ресурсов на природные теплоносители - термальные воды - приходится чуть более 1% и, соответственно,

Геотермальная энергетика

около 99% - на петрогеотермальные ресурсы. Однако практическое использование колоссальных петрогео-термальных ресурсов сопряжено с необходимостью решения комплекса весьма сложных научно - технических проблем, касающихся проектирования и создания эффективных в гидравлическом, теплофизиче-ском 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).

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 в статьях [ 9,11,17,21] на схеме, кроме того, отражена последовательность (стадийность) изучения, а также категоризация эксплуатационных ресурсов и запасов гидрогеотермальной энергии по степени изученности [1,14,17].

Методы оценки ресурсов и запасов геотермальной энергии

Основные положения излагаемой ниже методики, разработанной Э.И. Богуславским [1], базируются на принципах взаимозаменяемости топливных ресурсов и сопоставления ценности конечной продукции с затратами на ее получение. Методика позволяет делать прогнозные количественные оценки геотермальных ресурсов по фактору технической доступности.

Валовые потенциалы геотермальных ресурсов оцениваются на основе допущения, что массив при добыче тепловой энергии может быть охлажден до температуры окружающей среды [1]. Теоретически это возможно, но практически мало вероятно. Расчетная формула имеет следующий вид:

Оо = к су 8 (Нпр - Ьн.сл) ■ Оиз - Ъ.с.), (1);

где к - коэффициент перехода от тепловой энергии к условному; су - объемная теплоемкость породы, усредненная по разрезу, ккал/(м3 оС); 8 - площадь участка, района, региона, м2; Нпр - прогнозируемая глубина бурения, м; Инсл - глубина нейтрального слоя, м; 1из - средняя температура массива в границах намеченной глубины бурения (средняя изотерма), оС; -температура окружающей среды, оС. Технические потенциалы оцениваются как доступные геотермальные ресурсы исходя из следующих условий: массив в границах освоенной глубины бу-

рения может быть охлажден до температуры, определяемой результатами оптимизации совместной работы ГЦС и дозревающей котельной или директивными требованиями потребителя по поступающей к нему и сбрасываемой воде. Если средняя температура массива меньше температуры воды, направляемой к потребителю или на догребающую установку, расчеты следует вести по формуле:

Одоп = к С су 8 (Нд - Нн) ■ (и - 1о.с ), (2);

где £ - коэффициент температурного извлечения, определяемый исходя из заданных или оптимизированных температур теплоносителя на входе в ГЦС и выходе из нее, а также принятой безразмерной температуры, ограничивающей срок эксплуатации ГЦС; Нд -технически доступная глубина бурения, м; Нн - глубина залегания изотермы, м [1,7,14,21]. На данном этапе разработки методики не учитывалась возможность дополнительного извлечения теплоты недр при утилизации теплоносителя за пределами расчетного срока службы ГЦС. Эта часть ресурсов принималась в запас надежности полученных оценок.

Экономический потенциал геотермальных ресурсов (Оэ) складываются из двух эффективных составляющих: О] — теплосодержания рабочего горизонта со средней температурой пород, близкой к потребностям заказчика при условии равных или меньших приведенных затрат на добычу теплоты недр по сравнению с затратами на другие сопоставимые источники энергии; — теплосодержания нижележащих пород до ограниченной глубины, определяемой из условия равенства затрат на добычу геотермальной энергии и затрат на другие сопоставимые источники энергии.

В составе геотермальных ресурсов, оцененных по методике, приведенной выше, доля гидрогеотермальных ресурсов в районах (в разрезе которых присутствуют проницаемые комплексы пород) изменяется от 3 до 43 % при увеличении пористости пород коллектора от 2 до 30 %. При наиболее распространенных ее значениях (до 10—15 %) эта доля не превышает 15—20 % [1,7,11.17,21].

Освоение гидротермальных ресурсов в мире и их использование

Гидротермальные ресурсы, т.е. тепло, аккумулированное в подземных водах, — один из нетрадиционных и притом возобновляемых источников энергии, освоение которого представляет собой неотложную задачу мировой экономики. Гидротермальные ресурсы могут быть использованы для многих целей: для выработки электроэнергии, для теплофикации или хладоснабжения жилых и промышленных зданий, а также горячего водоснабжения; в земледелии, животноводстве и рыборазведении; в обрабатывающей, химической и нефтедобывающей промышленности;

в бальнеологических и рекреационных целях. Вот почему проблема выявления и эксплуатации гидротермальных ресурсов привлекает внимание и постоянно обсуждается на всемирных и региональных научных форумах (Конференции ООН по новым источникам энергии — солнечной, ветра и геотермальной, Италия (Рим, 19б1 г.) и Кения (Найроби, 1981 г.); 1-й и 2-й Симпозиумы ООН по изучению и использованию геотермальных ресурсов, Италия (Пиза, 1970 г.) и США (Сан-Франциско, 1975 г.); Конгресс по термальным водам, геотермальной энергии и вулканизму Средиземноморского региона, Греция (Афины. 197б г.); Конференция, посвященная геотермальным ресурсам Тихоокеанского региона, Новая Зеландия (Окленд, 1982 г.) и др [1-5, 17]. Труды этих симпозиумов, а также специальные монографии под названием "Геотермальная энергия" дали новый обширный материал по рассматриваемому вопросу и послужили основой для составления настоящего обзора. В нем содержатся также данные, опубликованные в специальных ежеквартальных бюллетенях по освоению глубинного тепла в США и Японии, а также в обобщающих работах о "неэлектрическом" использовании геотермальной энергии в мире [Barbier, Fanel-li, 1977; Fanelli, Taffi, 1980; Gudmundsson, Palmason, 1981; Грю, 1984; Кениг, 1975; Кононов, 1983; Ellis, Mahon, 1977; Fang Jingen, Xia Dian-quan, 1980; Di Pippo, 1979; Truesdell, 1975; Vasques, 1981]. Кроме того, приводятся и личные наблюдения автора, которому довелось побывать на ряде геотермальных объектов Исландии, Италии, США и Мексики.

Использование термальных вод и парогидротерм в практических целях определяется их тепловым потенциалом, ресурсами, глубиной залегания, давлением, химическим составом, влиянием на окружающую среду, а также экономическими особенностями района.

По условиям теплового питания гидротермальные ресурсы можно разделить на две основные группы:

1) формирующиеся в региональном тепловом поле и

2) формирующиеся в аномальных геотермических условиях под воздействием вулканических и магматических процессов. К первым относятся пластовые подземные воды обширных артезианских бассейнов, ко вторым — гидротермальные системы, приуроченные как к пористым осадочным образованиям, так и к трещинным зонам. Тепловой потенциал подземных вод зависит от степени напряженности геотермического режима в данном регионе.

Значения регионального теплового потока в общем изменяются от 30—38 в палеозойских горноскладчатых сооружениях и древних щитах до 75—95 мВт/м2 в горных сооружениях кайнозойских миогео-синклиналей и областях кайнозойской тектоно-магматической активизации. Анализ геотермических и гидрогеологических условий показывает, что термальные воды с высоким тепловым потенциалом и большим дебитом могут быть вскрыты практически

только в областях современного вулканизма, а также кайнозойской складчатости и активизации, и местами — в недрах палеозойских плит. Проявления современного вулканизма и магматической деятельности и связанные с ними высокотемпературные гидротермальные системы сосредоточены в тектонических мобильных поясах земной коры — на островных дугах (Индонезийской, Филиппинской, Японской, Курило-Камчатской, Алеутской и др.), на активных окраинах континентов (Кордильеры, Анды), в альпийских горных сооружениях, обрамляющих внутренние моря (Средиземноморская провинция и др.), в областях эпиплатформенного орогенеза (Аравийско-Африканский ороген, Африканские риф-товые зоны), в пределах срединно-океанических хребтов (Исландия и др.). В этих регионах более 100 гидротермальных систем разбурено скважинами глубиной 1—2 км. В шести из них встречены температуры более 300°С, в 20 — свыше 240°С, а в остальных — около или более 180°С. Среди наиболее высокотемпературных — гидротермальные системы Кампи Флегрей в Италии (465°С), Крабла Нау-мафьядль в Срединной неовулканической рифтовой зоне Исландии, Солтон Си и Серро-Прието, находящиеся на наземном продолжении рифтовой зоны Калифорнийского залива (в них максимальные температуры около 350° С).

Фазовое состояние флюида в резервуаре обусловливается соотношением интенсивности теплового и водного питания системы. В высоконагретых породах с низкой проницаемостью и недостаточным для восполнения расхода терм поступления подземных вод преобладает сухой пар. Примерами парогидро-термальных систем с преобладанием пара в резервуаре могут служить Лардерелло, Монте-Амиата, Тревале (Италия), Стимбот Спрингс, Валес Кальде-ро, Гейзеры Со-нома (США), Кавах Камоджанг (Индонезия), Мацукава (Япония). Их температура обычно свыше 240° С.

В системах, заключенных в более проницаемых коллекторах, преобладает вода. Поступая в скважины, эти парогидротермы вскипают. При этом только от 13 до 25% жидкости переходит в насыщенный влажный пар. Наиболее известными парогидротермаль-ными системами такого типа являются новозеландские месторождения Вайракей, Бродлендс, Каверау, исландские — Наумафьядль—Крабла, Хверагерди, Рейкьянес, японские — Оникобе, Отаке и др. Их температура на глубине колеблется от 180 до 376° С. Тепловая мощность естественной разгрузки отдельных гидротермальных систем лежит в интервале 105—108 кал/с, оставаясь практически неизменной в течение многих сотен лет. Общий расход пара, выводимого скважинами на гидротермальных системах, в недрах которых образуется сухой пар, колеблется от 250 (Кавах Камоджанг, Мацукава) до более 8000 т/ч (Гейзеры Сонома). Средняя производительность скважин на месторождениях этого типа около 50 т/ч пара, а максимальная — до 270 т/ч пара (Монте-

Геотермальная энергетика

Амиата). При этом давление на устьях скважин обычно от 2 до 8 атм, лишь в отдельных случаях 31—33 атм. Энтальпия флюида составляет 2300— 2780 кДж/ кг. В гидротермальных системах с преобладанием воды расход пароводяной смеси, выводимой скважинами, от 500 (Отаке, Онума) до более 10000 т/ч (Вайракей, Бродлендс, Тиви). Средняя производительность скважин от 75—100 (Эль Татио, Отаке) до 460 т/ч (Наумафьядль). Самый же большой расход скважины был отмечен в Серро-Прието — 700 т/ч воды и пара. Энтальпия пароводяной смеси изменялась от 935 (Аухачапан) до 1670 кДж/кг (Бродлендс). Давление на устьях скважин обычно 2—10 атм, а иногда (Наумафьядль) достигает 20 атм. На некоторых месторождениях оно на 20— 40% выше гидростатического.

Большие запасы тепла могут быть аккумулированы в гидротермальных системах, формирующихся в региональном тепловом поле. В Паннонском бассейне, например, свыше 10" кал. Здесь на глубине 1800— 2000 м встречены воды с температурой 85—110° С. Более 6000 м3/ч такой воды выводят 80 скважин со средней производительностью 80 - 90 м3/ч. Значительные запасы термальных вод заключены в Севе-ро-Мексиканском бассейне, протягивающемся на 1500 км от Мексики до Флориды. Температуры воды на глубине 2500 м составляют здесь 120°С. Подземные воды находятся под высоким геостатическим давлением.

По химическому составу термальные воды и паро-гидротермы делятся на самые разнообразные типы и виды. Они отличаются как по составу и количеству содержащихся в них газов, так и по ионно-солевому облику и минерализации.

Необычный для парогидротермальных систем серо-водородно-углекислый состав газа имеют термы месторождения Мацукава, где скважины выводят сухой пар с концентрацией Н28, равной 14% об., и температурой 260—280° С, а также парогидротермы (с преобладанием воды), разгружающиеся в районе Матсао Татун на о. Тайвань. Температура последних достигает 293° С, а минерализация составляет 15 г/кг при хлоридно-сульфатном натриевом составе и рН = 2 [1,2].

Гидротермальные системы, в газовом составе которых в значительных, а иногда господствующих количествах содержится водород, приурочены к Срединной неовулканической рифтовой зоне Исландии. Они отличаются низкой минерализацией (< 1 г/л). Содержание неконденсирующихся газов в таких па-рогидротермах составляет до 6% вес. В их конденсатах среди анионов ведущую роль играют 804, НСОз и Н38Ю4, тогда как в глубинной жидкой фазе преобладают Н8 и НСОз. Среди катионов доминирует №. Лишь вблизи береговой линии некоторые термы этого типа имеют хлоридный натриевый состав и более высокую минерализацию. "Водородные" термы встречены сейчас и в подводных частях океанических рифтов — они обнаружены американскими исследователями на оси Восточно-Тихоокеанского

поднятия между 13 и 21° с.ш. и в Калифорнийском заливе [Кононов, 1983; Welhan,Craig, 1979]. В районах современного и раннечетвертичного вулканизма, а также магматической деятельности широко развиты углекислые термы и парогидротермы. Величина минерализации углекислых парогидро-терм варьирует в очень широких пределах: от менее 1 до более 300 г/кг. В системах с преобладанием пара она обычно ниже 1 г/ кг и конденсат пара имеет гидрокарбонатный или сульфатный натриевый состав при почти полном отсутствии хлоридов. Доля газа в парогазовой смеси колеблется от 1 до 9%. В системах с преобладанием воды парогидротермы имеют, как правило, хлоридный натриевый состав и более высокую минерализацию. У новозеландских гидротермальных месторождений она составляет около 5 г/кг, в широко распространенной группе береговых парогидротерм (Японии, Гваделупы, Италии и др.) — 25 г/ кг, а в высокотермальных рассолах калифорнийского грабена достигает 305 г/ кг. Расположенные здесь известные парогидротермы Солтон Си с температурой около 340°С представляют собой крепкие хлоридные натриево-кальциевые рассолы с очень высоким содержанием калия, лития и тяжелых металлов. Среди углекислых терм наиболее широко распространены гидрокарбонатные натриевые с минерализацией ниже 5 г/кг. В областях современного вулканизма широко распространены также азотно-углекислые парогидро-термы и термальные воды. Азотно-углекислые па-рогидротермы отличаются невысокой мине-рализацией(< 5 г/ кг), щелочной реакцией (рН =8„9) и температурой на глубине 1—2 км 180—200°С. По химическому составу они делятся на гидрокарбонатные (например", исландский Большой Гейзер), сульфатные (Аурхвер в Исландии) и хлоридные (японские Оникобе и Отаке, расположенный в Восточно-Африканской рифтовой зоне гейзер Аллалло-беда и др.)- Такой же пестрый состав имеют и азот-но-углекислые гидротермы, но среди них встречается группа береговых терм с высокой минерализацией от 5 до 35 г/ кг (например, Вакура в Японии, Урун-Дака в Индонезии и др.).

Метановые и азотно-метановые воды широко распространены в артезианских бассейнах, приуроченных к межгорным впадинам и предгорным прогибам, а также некоторым грабенам рифтовых зон. Метановые парогидротермы вскрыты скважинами в грабенах Восточно-Африканской рифтовой зоны (районы озер Катве, Найваша, Хеннингтон), где на глубине менее 1000 м были обнаружены парогидротер-мы с температурой до 202° С, а также в Мексиканском бассейне. Метановые и азотно-метановые гидротермы встречаются во многих районах Тихоокеанской, Средиземноморской и Восточно-Африканской провинции. Они имеют обычно хлоридныйнатриевый состав с минерализацией, возрастающей с глубиной от нескольких до 30 г/кг, их температура не превышает обычно 50° С. Это гидротермы впадин Акито и Канте (Япония), Восточно-

Яванской впадины (Индонезия), Морера, Ханмер (Новая Зеландия), и др. Особый тип термальных рассолов с таким газовым составом распространен на побережье Красного моря, где на глубине 900—1000 м встречены рассолы хлоридного натриево-кальциевого состава с температурой 65—70° С и минерализацией до 288 г/кг [1,2,17]. Азотные термы по своему анионному составу и минерализации весьма разнообразны (в их катионном составе всегда преобладает натрий). Наиболее широко развиты гидрокарбонатные и сульфатные термы (источники миоцен-плиоценовых платобазальтов Исландии, Восточной Африки и др.). Менее распространены азотные хлоридные натриевые щелочные термы. Обычно они имеют небольшую минерализацию (< 5 г/кг), но на побережье Азиатского и Севе-ро-Американского материков встречаются так называемые береговые термы с минерализацией 10—20 г/ кг. Их примерами могут служить источники Атами, Дзебан (Япония), Читоток, Кракал (Индонезия), некоторые источники на о. Фиджи и др. Таким образом, различные типы термальных вод и парогидротерм существенно отличаются по своему тепловому потенциалу, химическому составу, минерализации, кислотности—щелочности и содержанию газов. Все показатели и определяют выбор той или иной технической схемы для их практического использования. Как показывает опыт эксплуатации гидротермальных ресурсов за рубежом, возможно использование любого из перечисленных выше гидрогеохимических типов терм.

Остановимся на вопросах использования глубинного тепла Земли в практических целях. В настоящее время геотермальные проекты разрабатываются более чем в 60 странах мира, а в некоторых из них, в частности, в США, Исландии, Италии, Мексике, на Филиппинах, в Новой Зеландии, Японии, Венгрии, Франции освоение гидротермальных ресурсов уже приняло промышленные масштабы. Производство электроэнергии осуществляется на месторождениях природного пара и пароводяной смеси с теплосодержанием более 840 кДж/кг. Дейст-

вующие и строящиеся ГеоТЭС имеются сейчас в 13 странах (табл. 1, рис.1).

В зависимости от температуры, давления и химического состава парогидротерм применяются различные типы энергоустановок.

Наиболее просты и надежны турбины с прямым пароводяным циклом без конденсатора. Они применяются в тех случаях, когда имеется много пара с высоким содержанием неконденсирующихся газов или на удаленных скважинах. Турбины этого типа потребляют вдвое больше пара на 1 кВт ч вырабатываемой энергии, чем более экономичные пароваку-умные турбины с конденсатором (до 20 и 10 кг пара соответственно).

В двухконтурных установках и теплообменниках в качестве вторичного теплоносителя используют низ-кокипящие жидкости (фреон, изобутан и др.). В этом случае можно превращать в электрическую энергию тепловые ресурсы рассола или воды с температурой ниже 100° С. Сейчас в мире действует несколько ГеоТЭС такого типа. Так, в Империал Валли (Калифорния) функционируют две установки мощностью по 10 МВт каждая, производящие электроэнергию с помощью турбин, работающих на паре изобутана. Еще одна бинарная геотермальная станция, но большей мощностью (65 МВт), использующая минерализованные воды (14 г/л) с температурой 180°С, будет введена здесь в строй в 1985 г. Четыре двухкон-турные геотермальные установки незначительной мощности — от 50 до 200 кВт работают на термальных водах с температурой от 67 до 91°С в КНР. Здесь в качестве вторичного теплоносителя применяют хлорэтан, бутан и изобутан.

Наибольших успехов в геотермальной энергетике достигли США, где к концу 1984 г. общая мощность всех энергоблоков составляла 1272 МВт [1-6]. На второе место в последние годы вышли Филиппины, где общая мощность трех действующих сейчас ГеоТЭС составляет 608 МВт. Предполагается увеличить эту мощность в 3 раза.

Таблица 1.Действующие ГеоТЭС в мире. Table 1.

Operating ГеоТЭС in the world.

Гидротермальная система Средняя (максимальная) глубина скважин, м Средняя (максимальная) температура, 0 С Тип флюида (фазовое состояние, преобладающие компоненты газового и солевого состава, минерализация, г/л) Мощность ГеоТЭС, МВт

2 3 4 5

США

Гейзеры Сонома 1500 (3120) 250 (285) Пар (СО2-Н2) 8О4-Na 1.33 1237

Империал Валли 1500 (2470) 300 (360) ПВС (СО2) Cl-Na 260.0 30

Гавайи 5

Филипины

Тиви 950 (2300) 250 ПВС (СО2) Cl-Na 3.7 330

Мак Бан ПВС (СО2) Cl-Na 220

Тонгонан 305 196 (224) ПВС (СО2) Cl-Na 3.2 58

Италия

Лардерелло 650 (1600) 170-220 (240) Пар (СО2) 8О4-Na 0.5 380.6

Монте Амиато 780 (1500) 140-170 (190) Пар (СО2) 8О4- Na, NH3 1.0 22

Тревале 690 (1370) 200 (264) Пар (СО2) 8О4-Na 1.0 35.9

Искья 175

Новая Зеландия

Вайракей 200-1200 (2300) 230 (260) ПВС (СО2) Cl-Na 4.6 192

Каверау 800-1120 (1250) 250 (285) ПВС (СО2) Cl-Na 3.0 10

Япония

Мацукава 1000 (1500) 220 (280) Пар (H2S-CO2) 8О4-Na, Fe 0.8 22

Отаке 500 (900) 230 (250) ПВС (СО2-Na) Cl-Na 3.1 13

Хочобару 500 (800) 250 (300) ПВС (СО2-Na) Cl-Na 3.0 55

Оникобе 1000 (1350) 230 (288) ПВС (СО2-Na) Cl-Na 1.5 25

Онума 800 (1700) 200 ПВС (СО2-Na) Cl-Na 3 10

Каконда 200 ПВС (СО2-Na) Cl-Na 2 50

Мори, Нигори-кава 50

Сугинои 3

Мексика

Серро-Прието 1300 (2630) 300 (388) ПВС (СО2) Cl-Na 27.6 180

Лос Аузефрес (2000) Пар (CO2)HCO3 SO4-Na 1.0 25

Сальвадор

Ахуачапан 1000 (1400) 230 (250) ПВС (СО2- H2) Cl-Na 19.3 95

Исландия

Наумафьядль 1000 (1400) 250 (289) ПВС (H2-СО2) HCO3 - SO4- Na 0.9 3

Крабла 1200 (2000) 250 (350) ПВС (H2-СО2) HCO3 - SO4- Na 0.9 30

Свартсенги 1000 (1730) 235-240 ПВС (H22-СО2) Cl-Na 22.5 8

Кения

Олькария (1300) 220 (286) ПВС (Ш4) Cl- HCO3-Na 30

Индонезия

Кава Камоджанг 650 (761) 220 (238) Пар (CO2) SO4-Na 0.7 30

Португалия

Сан-Мигель 800-1230 160-200 (220) ПВС Cl-Na 3

(Азорские острова)

Турция

Кизильдере 700 (1000) 190 (220) ПВС (СО2) HCO3 -Na 4.2 0.5 (5)

Китай

Юангбайцзян 26 (600) 150 (175) ПВС (СО2-N2) 1.0

Хутанг 92 ПВС (СО2-N2) 0.3

Фенгшунь, Вен-танг Юиньлгоу, Ху-айлай 67-91 Вода (N2) 0.7

На третьем месте идет Италия, где первая геотермальная установка начала работать в Лардерелло еще в 1904 г. Здесь в 1979 г. 13 электростанций, рабо-

тающих на природном паре, имели мощность 380,6 МВт, 4 электростанции в Монте-Амиата — 25 МВт, а электростанции Тревале — 18 МВт. Небольшая элек-

тростанция (0,5 МВт) работает на о. Искья, используя пароводяную смесь с температурой 175°С. К концу 1982 г. общая мощность всех ГеоТЭС Италии несколько повысилась и составила 439,6 МВт. Намечено построить еще две ГеоТЭС — на Флегрей-ских полях (20 МВт) и месторождении Альфина (15 МВт). Однако в гидротермальную систему Кампи

Флегрей, по-видимому, внедрился магматический расплав, вследствие чего температура на глубине 1 км повысилась до 465° С, а давление возросло до 300 атм. Строительство ГеоТЭС при таких параметрах пароводяной смеси оказалось невозможным [2].

Рис.1. Районы освоения гидротермальных ресурсов мира

1 — действующие ГеоТЭС; 2 — строящиеся и экспериментальные ГеоТЭС; 3 — теплоснабжение городов,

индустриальное или сельскохозяйственное использование.

Fig. 1. Areas of development of hydrothermal resources of the world

1 - operating ГеоТЭС; 2 - under construction and experimental ГеоТЭС; 3 - a heat supply of cities, industrial or agricultural use

В Японии первая крупная (22 МВт) геотермальная электростанция была закончена на месторождении природного пара Мацукава в 1966 г. В Оникобе на пароводяной смеси работает ГеоТЭС мощностью 25 МВт, в Онуме (северо-западная часть вулкана Хачи-мантай) — 10 МВт, в Отаке — 11 МВт, а в Сугинон — 3 МВт. В последние годы в близлежащих к Отаке районах Хочобару и Каконда построены две ГеоТЭС мощностью 55 и 50 МВт соответственно. ГеоТЭС мощностью 50 МВт пущена в Мори (Нигорикава) на о. Хоккайдо Общая мощность всех геотермальных электростанций Японии на конец 1982 г. составила 228 МВт. Ведутся активные поиски и разведка других перспективных геотермальных месторождений в районах Изо-Ошима, Ибусу ки (Киушу), Назу (Оши-рокава), Такиноками в северной части Хонсю и др. В ближайшие годы планируется увеличить мощность ГеоТЭС Японии до 500 МВт.

В Мексике высокопродуктивные пароводяные скважины месторождения Серро-Прието, расположенного в Солтонской впадине, могут, как полагают, обес-

печить ГеоТЭС мощностью 620 МВт. Сейчас здесь работает станция мощностью 180 МВт, но уже в 1984 г. ее мощность планировалось увеличить до 400 МВт. В вулканическом поясе Мексики работает ГеоТЭС (25 МВт) на месторождении Лос Азуфрес, мощность которой к 1985 г. будет удвоена. Имелась небольшая опытная ГеоТЭС в Пате (3 МВт), которая в настоящее время демонтирована [1-4]. На шестом месте по выработке геотермальной электроэнергии стоит Новая Зеландия. В Вайракее с 1958 г. работает электростанция, мощность которой сейчас достигает 192 МВт, небольшая ГеоТЭС (10 МВт) находится в Каверау. Высокую производительность пароводяной смеси имеют скважины в районе Брод-лендс, где к 1985 г. планируется строительство Гео-ТЭС мощностью 150 МВт. Весьма перспективным считается также месторождение Нафа на п-ве Окленд, где предполагается строительство ГеоТЭС еще большей мощности.

В Сальвадоре на геотермальном месторождении Ахуачапан действует ГеоТЭС мощностью 95 МВт.

Предполагается дальнейшее увеличение мощности этой станции.

В Исландии на геотермальном месторождении Нау-мафьядль—Крабла построено две станции. Одна небольшая ГеоТЭС с турбиной без конденсатора мощностью 3 МВт в течение ряда лет работала на Нау-мафьядле. Другую станцию мощностью 55 МВт закончили в 1977 г., однако происшедшее здесь извержение вулкана Лейрхнукур отрицательно сказалось на производительности пароводяных скважин. При этом непосредственно в гидротермальную систему внедрилось магматическое тело, и из скважины, продуцировавшей ранее пароводяную смесь, внезапно полетели тефра и вулканические бомбы. В результате внедрения в гидротермальную систему магмы часть скважины вышла из строя, и в 1978 г. мощность ГеоТЭС составила только 11,5 МВт, причем примерно половина ее шла на собственные нужды станции. В настоящее время пробурены новые скважины, вскрывшие пароводяную смесь. Они позволили увеличить мощность этой ГеоТЭС до 30 МВт. Еще одна ГеоТЭС (8 МВт) работает на месторождении Свартсенги, которое находится на п-ове Рейкья-нес. Таким образом, в 1983 г. общая мощность всех геотермальных электростанций Исландии составляла 41 МВт.

В Никарагуа на гидротермальном месторождении Момотомбо построена и начала работать ГеоТЭС мощностью 35 МВт.

В Кении на месторождении Олькария, расположенном рядом с озером Найваша, в 1981 г. вступила в строй ГеоТЭС в 15 МВт, мощность которой затем была удвоена. ГеоТЭС в 30 МВт пущена также в Индонезии. Небольшая установка (3,5 МВт) действует на Тайване.

В Турции, в Кизилдере, после нескольких лет успешной работы маленькой геотермальной установки (0,5 МВт) сейчас подготовлена к пуску ГеоТЭС мощностью 5 МВт.

В Чили ведется строительство ГеоТЭС мощностью до 30 МВт. Исследования и разведочное бурение с этой целью проводятся еще в нескольких странах мира: Эфиопии, Заире, Греции, Коста-Рике, Гватемале, КНР. Помимо четырех небольших геотермальных установок с бинарным циклом, в КНР имеются еще две маломощные ГеоТЭС, использующие воды с температурой от 92 до 175° С с помощью пароваку-

умных установок низкого давления. Самая крупная из этих станций построена на месторождении Юан-гбайцзянь в Хисангском автономном районе Тибета, мощность которой 1 МВт, но ее планируется увеличить до 3 МВт. Пока же все ГеоТЭС Китая вырабатывают около 2 МВт.

Кроме выработки электроэнергии, гидротермальные ресурсы могут быть использованы для многих других целей (табл.2).

Теплоснабжение населенных пунктов позволяет использовать подземные воды с более низкой температурой, чем необходимо для выработки электроэнергии.

Использование внутриземного тепла для теплофикации и горячего водоснабжения в наибольших масштабах (с учетом общего числа жителей) осуществляется в Исландии. Здесь около 70% населения или свыше 158000 жителей проживают в домах, обогреваемых геотермальным флюидом и снабжаемых природной горячей водой. В самом Рейкьявике и близлежащих гидротермальных месторождениях скважинами вскрыта маломинерализованная (< 1 г/л) вода с температурой 86—128° С. По бетонированному трубопроводу, включающему две стальные трубы диаметром 35 см, более 400 л/с горячей воды передается в город на расстояние свыше 20 км, остывая на этом пути не более чем на 5°С, и еще столько же горячей воды добывается из недр в черте города. Работа систем извлечения, сбора и распределения термальных вод автоматизирована. Около 110000 жителей Рейкья вика и окрестностей, проживающих в 15614 домах и квартирах, или 97,1% населения города, пользуются системой теплофикации и горячего водоснабжения, работающей на подземных водах. Общая протяженность всех трубопроводов — основных и второстепенных — составляет 326 км. 30 систем теплоснабжения на подземных водах действуют в настоящее время и в других городах и населенных пунктах Исландии — Олафсфьордуре, Сельфоссе, Хверагерди, Саударскрокуре и др. Водами "Северного гейзера" снабжается по 18-километровому трубопроводу г. Хусавик. Эти системы постоянно расширяются, появляются новые, и через 3—5 лет уже 81% населения Исландии будет охвачен теплоснабжением за счет термальных вод. Стоимость обогрева зданий термальной водой в Исландии в 2 раза меньше, чем при использовании жидкого топлива [1-3].

Таблица 2.

Показатели технической возможности использования термальных вод при эксплуатации не менее 25

лет (Макаренко, Кононов, Barbier E) [6].

Table 2.

Indicators of technical possibility of use of thermal waters at operation not less than 25 years (Макаренко,

Кононов, Barbier E) [6].

Вид использования Температура 0С не менее Дебит м3/сут не менее Глубина залегание водоносного горизонта, не более Минерали зация г/л не более

Выработка электроэнергии Гео ТЭС (10 МВт) с прямым пароводяным циклом 108 10000 3000 15

Выпаривания 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)

Хлодоснабжение 70 500 1500 50

Животноводство 45 500 1500 2

Теплично-поршневой 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 -

Примечание: в скобках указана допустимая минерализация вод для геотермальных установок с теплообменником.

В Венгрии около 9% извлекаемых геотермальных ресурсов используется для теплофикации и горячего водоснабжения. Здесь имеется 8 районных систем теплофикации жилых и общественных зданий на подземных горячих водах. Такие системы функционируют в городах Будапеште, Сегеде, Ходмезевасар-хеже и др. В Будапеште таким образом отапливается 5600 квартир, а в Сегеде — около 1200 зданий. Более широко термальные воды используются для горячего водоснабжения.

Такие же системы функционируют в Румынии, где в городах Орадя и Сынниколау-Маре для отопления около 3000 квартир используются воды с температу-

рой 65° С, и в Италии, где термальные воды (65—87° С) с расходом 340 л/с поступают в 74 отеля и частные здания в г. Абано.

Во Франции имеется в настоящее время шесть теплофикационных систем — две на термальных водах Аквитанского бассейна и четыре — Парижского. В Париже термальными водами снабжается, в частно -сти, здание радио и телевидения. Районная система теплоснабжения действует в г. Мелуне, где термальная вода, отдав свое тепло 300 зданиям, закачивается назад в водоносный горизонт. В г. Монт Марсан подобная система теплоснабжения обслуживает госпиталь и военные казармы. Всего во Франции таким

образом обогревается около 20000 квартир, и имеются планы строительства еще четырех районных систем теплоснабжения термальными водами. Главной особенностью большинства геотермальных теплофикационных систем, созданных во Франции, является использование высокоминерализованных вод (до 32 г/л) с помощью теплообменников. Существуют геотермальные теплофикационные системы и в Новой Зеландии в городах Роторуа и Каве-рау. Общая потребляемая ими тепловая мощность около 30 МВт. При этом норма потребления тепла в семи общественных зданиях г. Роторуа — 0,1 КВт/м2 площади теплофицированных помещений [1-6]. Девять районных систем теплоснабжения используют термальные воды с общим расходом 200 л/с и температурой 70—85° С в Японии. В районах Товада и Окава термальные воды подаются от источников по трубопроводам длиной соответственно 11,5 и 12 км и с расходом 14—22 л/с. В районе действующей ГеоТЭС Отаке на п-ове Кюсю термальными водами отапливается жилой комплекс из пяти поселков, четырех санаториев и двух гостиниц, а также теплицы ботанического сада.

В США термальные воды наиболее успешно используются в штатах Орегон, Калифорния и Айдахо. В г. Бойзе (Айдахо) геотермальная система теплоснабжения зданий функционирует с конца прошлого века. Сейчас она обеспечивает теплом 200 домов и 12 предприятий. В г. Кламат Фоле (Орегон) обогрев 468 помещений осуществляется с помощью теплообменников, в которых вторичной жидкостью является водопроводная вода. Ведется разведка гидротермальных месторождений также в штатах Невада, Юта, Нью-Мексико и Аризона.

Первые шаги по использованию термальных вод для теплоснабжения жилых домов и административных зданий сделаны в КНР в Городах Тяньцзинь и Пекин. Предполагается, что в Пекине с 8-миллион-Иым населением часть зданий (около 10%) будет отапливаться за счет термальных вод.

Для хладоснабжения использование геотермального флюида пока применяется в очень небольших масштабах. Геотермальные системы Кондиционирования воздуха действуют сейчас в Японии (Беппу) и Новой Зеландии (Роторуа). Для кондиционирования воздуха в отеле г. Роторуа используется термальная вода с температурой 143° С. Она нагревает в теплообменнике чистую воду до 117°С, которая приводит в действие абсорбционную холодильную машину на бромиде лития. Омывающая ее вода охлаждается до 6,2° С и поступает в систему кондиционирования воздуха. Изучаются варианты получения отрицательных температур для морозильных камер. В будущем этот вид использования глубинного тепла может получить широкое распространение, особенно в жарких странах Африки, Азии и Центральной Америки.

Индустриальное использование геотермальных ресурсов уже сейчас применяется во многих техноло-

гических процессах — в химической, лесообрабатывающей и целлюлозно-бумажной промышленности, для дистилляции воды, при мойке и сушке шерсти и т. д. Разные процессы требуют использования пара или термальных вод разных параметров (см. таблица 2) Так, для выпаривания высококонцентрированных растворов необходима пароводяная смесь с температурой не менее 170° С. Для сушки органических материалов, водорослей, травы, овощей, чая нужна термальная вода с температурой 100° С. Теплая вода с температурой 30° С может быть использована в текстильной промышленности, а также при брожении и производстве ферментов и оттайке мерзлых пород [1-6]. Таким образом, тепло глубинных флюидов могло бы найти широкое применение во многих производственных процессах. Однако пока такое использование не соответствует большим потенциальным возможностям этого экономически выгодного источника энергии. Геотермальные флюиды применяются сейчас в индустриальных процессах в Новой Зеландии, Исландии, Японии, КНР, на Филиппинах, в США и Румынии. В Румынии высокопроизводительная сушильная установка запущена на заводе керамики в г. Лугожа, термальные воды используются также и на мебельном комбинате рядом с г. Орадя. В Новой Зеландии геотермальный пар (215 т/ч) используется в Каверау для сушки древесины, привода машин, транспортирующих бревна на целлюлозно-бумажной фабрике. 100 т/ч геотермального пара используется здесь для генерации с помощью теплообменников чистого пара, необходимого для производства бумаги и картона; еще 15 т/ч пара — в различных вспомогательных процессах. В Исландии вблизи оз. Миватн исландско-американской фирмой построен диатомовый завод, на котором сушка диатомового ила производится паром (50 т/ч) с температурой 183°С. В год на нем вырабатывается 24000 т диатомита. В Рейкьявике в летний период подключается производство по переработке (сушке и вялению) рыбы. В г. Рейкхоларе на небольшом предприятии производят сушку морских водорослей (3600 т/год), для чего потребляется 80 л/с термальной поды с температурой 100° С.

В КНР воды с температурой 20—30°С используются на четырех текстильных фабриках в г. Тяньцзине. На Филиппинах в районе Тиви (Албай) с помощью природного пара сушат рис и выпаривают соль из морской воды.

В США (Империал Валли), Японии (Ибусуки) и Восточной Африке (г. Эбуру) на геотермальном тепле работают дистиляционные установки для получения пресной воды.

В Саппоро термальная вода с температурой 88°С и расходом 1,5 л/с пропускается через трубки под дорожным покрытием на расстояние около 600 м на крутом склоне для предотвращения его обледенения. Небольшое (15X130 м) дорожное покрытие с обогре-

вом термальной водой сделано в Кламат-Фолсе. Необычно применение горячей воды из скважин в Стимбот Спрингсе (Невада), где геотермальная энергия используется для получения пластической взрывчатки.

Возможность извлечения химических компонентов из геотермального пара или рассолов также привлекает внимание специалистов. Добыча борной кислоты из пара началась в районе Лардерелло еще в 1827 г. и продолжается по настоящее время. В небольших масштабах осуществлялось извлечение хлорида кальция из геотермального рассола Империал Валли. Там же производился сухой лед из углекислоты, содержащейся в парогазовых струях. Извлечение солей из геотермального рассола планируется в Исландии на месторождении Рейкьянес. и в Мексике на месторождении Серро-Прието.

В Северном Вайоминге (США) термальные воды с температурой 93 °С закачиваются в нефтяное месторождение Солт Крик для увеличения добычи нефти. В будущем, вероятно, будет осуществляться комплексное использование термальных флюидов — для производства электроэнергии или теплоснабжения и извлечения ценных химических компонентов. Сельскохозяйственное использование термальных вод находит все большее применение. Гидротермы широко используются для обогрева теплиц и открытого грунта, теплого орошения, а также в животноводстве и рыбном хозяйстве.

Наиболее успешно такое использование осуществляется в Венгрии, где площадь теплиц составляла в 1980 г. 1900000 м2, и в Исландии — 145000 м2. Меньшую площадь занимают теплицы на термальных водах в Японии (64900 м2), Румынии (30000 м2), Италии (26700 м2), США (2500 м 2), Новой Зеландии и Турции. В основном там выращиваются овощи. Однако в ряде стран значительная часть площади теплиц отводится также под цветы (Исландия) и декоративные растения (Италия).

В Японии в теплицах Атагавы выращивают 5400 сортов тропических растений и среди них 63 типа водяных лилий.

В Новой Зеландии на почвах, обогреваемых геотермальным флюидом, разводят грибы. В КНР в провинции Хунань осуществляется теплое орошение рисовых полей термальными водами, что позволяет получать здесь три урожая в год. Термальные воды в Венгрии, Новой Зеландии, Исландии и КНР используют также в животноводстве для обогрева и чистки коровников, Свинарников, а также в рыбоводстве. В Японии, Исландии и США они обогревают водоемы, где разводят мальков зеркального карпа, угря и лосося. Так, в Японии на экспериментальной станции в Шикабе (Хоккайдо) в водоеме с постоянной температурой 23 °С в год выращивают 25000 угрей (3800 кг). В Атагаве с использованием термальных вод в специальных бассейнах с температурой 20—28° С разводят свыше 450 особей различных видов крокодилов.

Использование термальных вод в курортном деле известно с давних времен. Во многих странах термальные источники используются в медицинских целях для ванн и лечения минеральными водами на курортах, а также в плавательных бассейнах. Районы их выхода являются объектами туризма и отдыха. Особенно широко используются в этих целях термальные воды Японии, на островах которой насчитываются тысячи курортов, а также (в меньших масштабах) термы ФРГ, Италии, Мексики, Венгрии, Румынии, Чехословакии, КНР. Множество открытых бассейнов с термальной водой построено в различных районах Исландии.

Экономическая оценка использования геотермальных ресурсов должна учитывать географическое положение источников термальных вод, наличие и состояние дорог, общее хозяйственное развитие района, обеспеченность его другими видами энергетических ресурсов и т. п. Проведенные разными исследователями такие экономические оценки показывают, что стоимость продукции различных действующих геотермальных установок, как правило, существенно ниже, чем она была при использовании топлива или атомной станции. По расчетам Т. Болдижара [1975], в Венгрии стоимость 1 -106 ккал геотермального тепла составляет 150 форинтов, а при сжигании угля этот выход энергии обходится в 550 форинтов. При этом происходит сокращение затрат питьевой воды на 90%. Наилучший экономический эффект дает комплексное использование термальных вод [1-6].

Влияние на окружающую среду, которое сопровождает использование геотермальной энергии, также меньше, чем воздействие на нее тепловых или атомных станций. Все же оно проявляется в ряде случаев. Так, при выбросе из скважин пароводяной смеси резко увеличивается уровень шума. Иногда на значительные расстояния протягиваются трубопроводы, меняя местный ландшафт.

При сбросе на дневную поверхность отработанных термальных вод может происходить загрязнение водоемов. Как уже отмечалось выше, гидротермы часто содержат большое количество солей и среди них Б, В, Лб и тяжелые металлы. Простые расчеты, выполненные Э. Берманом [1978], показывают, что в Гео-ТЭС мощностью 100 МВт в год поступает 100 млн. т воды, которая может вынести из недр 100000 т солей хлора, 100—1000 т аммиака, фтора, серной кислоты и 1000— 10000 т сероводорода. В Серро-Прието, например, количество попутно сбрасываемой на ГеоТЭС соленой (2%) воды достигает в сутки 570000 м3.

При ее выпаривании будет образовываться 12000 т/сут солей. В Новой Зеландии в р. Вайкато, куда сбрасывает термальные воды ГеоТЭС, в рыбе, выловленной ниже по течению от станции, оказалось в 4,5 раза больше ртути, чем в рыбе, пойманной выше по течению.

Вокруг действующих ГеоТЭС происходит также за-

грязнение воздуха. Выходящий на поверхность пар содержит 0,5—6% вес. неконденсирующегося газа (СО2, ^Б, СН4 и Ш4. Подсчитано, что для ГеоТЭС мощностью 1000 МВт требуется 195000 т/сут пара. С учетом содержания И2Б в паре (2,25-102 % вес.) это означает, что в атмосферу в сутки будет выделяться 44 т сероводорода [Берман, 1978]. Запах сероводорода ощущается в долине, где расположены Гейзеры Сонома и на месторождении Роторуа. Возможно также и тепловое загрязнение среды — в районах крупных ГеоТЭС, вероятно, происходит нагревание атмосферы. Кроме того, на градирнях испаряется существенное количество воды (около 60 млн. м3 воды в год на ГеоТЭС мощностью 1000 МВт), что может сказаться на климате в данной местности. Отмечаются случаи оседания земли при откачке из подземного резервуара больших объемов жидкости (Вайракей, Серро-Прието).

Опыты в Колорадо показали, что и закачка воды глубоко под землю может стимулировать сейсмическую активность, хотя опасность больших землетрясений невелика.

В настоящее время во многих странах ведутся интенсивные исследования по разработке мероприятий, уменьшающих вредное воздействие этого источника энергии на окружающую среду. Проведены удачные опыты по закачке использованной термальной воды в скважины в Витербо, Ахуачапане, Отаке, Гейзерах Сонома, Серро-Прието, Империал Валли и Валлес Кальдеро. Разрабатываются специальные акустические камеры и звукогасители для снижения уровня шума действующих скважин. Разрабатывается технология, не допускающая выброса газов в атмосферу [1,2].

В настоящее время из недр Земли ежегодно извлекается около 2 млрд. кал/ с глубинного тепла, которое превращается в 2750 МВт электрической энергии. Еще 0,7 млрд. кал/с добывается сегодня для теплоснабжения промышленных и населенных пунктов и других целей. Однако потребность в энергии, и в том числе потребление геотермальных ресурсов, постоянно увеличивается. Общее потребление внутризем-ного тепла растет во многих странах. В Исландии, например, оно возросло с 1960 по 1969 г. на 130%, а с 1969 по 1975 г. продолжало увеличиваться ежегодно на 17%. В США за последние 20 лет резко увеличилась мощность геотермальных электростанций — с 12,5 в 1960 г. до 932,2 МВт в 1982 г. Возможно также и некоторое увеличение выработки электроэнергии на ГеоТЭС Италии, Японии, Филиппин и Мексики. В Италии изучаются перспективы новых геотермальных районов, но в основном за счет перехода от менее экономичных неконденсационных турбин к конденсационным. В ближайшие годы мощность ГеоТЭС здесь планируется увеличить до 480 МВт.

В текущем десятилетии может быть удвоено потребление термальных вод в Венгрии. Предполагается сооружение систем теплоснабжения в Югославии и

Чехословакии. Помимо стран, где уже достигнуты определенные успехи в использовании геотермальных ресурсов, большой интерес к этому новому источнику энергии проявляется также в Турции, Эфиопии, Кении, Никарагуа, Чили, Индии. В этих странах при содействии ООН были выявлены перспективы использования глубинного тепла и разрабатывались геотермальные проекты.

Низкотемпературные геотермальные ресурсы обнаружены и в будущем будут использоваться в Алжире, Аргентине, Бразилии, Боли вии, Австралии, Канаде, Эквадоре, Фиджи, Перу, Швейцарии, Уганде, Танзании, Таиланде и в некоторых других странах. Интерес к разведке и использованию гидротермальных месторождений постоянно растет[2,4-6].

II. ПРИРОДООХРАННАЯ ПОЛИТИКА ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ, ИНВЕНТАРИЗАЦИЯ И ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ

Все страны Центральной Азии присоединились к природоохранным конвенциям ООН, являющимся в глобальном масштабе гарантом сохранения окружающей среды, предупреждения экологических катастроф. В их числе:

- Рамочная конвенция ООН об изменении климата. -Конвенция о биологическом разнообразии.

- Венская конвенция об охране озонового слоя и Монреальский протокол по веществам, разрушающим озоновый слой.

-Конвенция по борьбе с опустыниванием. -Базельская конвенция о контроле за трансграничной перевозкой опасных отходов и их удалением. -Конвенция по сохранению мигрирующих видов диких животных.

-Орхусская конвенция о доступе к информации, участию общественности в процессе принятия решений и доступе к правосудию по вопросам, касающимся окружающей среды и здоровья населения. Кроме того, каждой страной субрегиона разработан Национальный план действий по охране окружающей среды (НПДООС), а с целью региональной интеграции и координации деятельности в этой сфере был разработан Региональный план действий по охране окружающей среды (РПДООС), который одобрен и в настоящее время внедряется и координируется Межгосударственной комиссией по устойчивому развитию (МКУР).

Определяющими факторами эффективности природоохранной политики являются:

-управление и регулирование вопросов охраны окружающей среды;

-совершенство законодательства в области охраны окружающей среды;

-эффективность экономических методов и механизмов управления охраной окружающей среды. Общим и наиболее важным для стран Центральной Азии является то, что президенты и правительства

всех пяти стран поддерживают и реализуют политику, обеспечивающую экологическую безопасность. Кроме разработанных национальных планов действия по охране окружающей среды, приняты и успешно действуют законы, обеспечивающие реализацию природоохранной политики. При этом экономические механизмы управления охраной окружающей среды в основном сходны.

Большое количество выбросов в атмосферу осуществляется за счет использования тепловых электростанций и котельных и других установок сжиганием органического топлива, в этом разделе остановлюсь о возможности использование инвентаризации выбросов и экологический потенциал геотермальных вод Центральной Азии [7-16].

Инвентаризация выбросов в атмосферу загрязняющих веществ тепловых электростанций и котельных— систематизация сведений о распределении источников выделения загрязняющих веществ и источников загрязнения атмосферы на территории, а также о количестве и составе выбросов. В качестве примера по вопросам инвентаризации взяли опыт Российских учреждений, который можно и применять в регионах Центральной Азии [22].. Инвентаризацию проводят все тепловые электростанции (ТЭС) и котельные вне зависимости от организационно-правовой формы и формы собственности ТЭС, используемого топлива, мощности. Результаты инвентаризации используют для: -нормирования выбросов в атмосферу; -ведения производственного контроля за выбросами и соблюдением установленных нормативов; -ведения статистической отчетности о выбросах; -определения платежей за выбросы; -экологической паспортизации предприятия; -информирования органов государственного надзора в области охраны окружающей среды; -других специальных случаев, установленных законодательством и общеотраслевыми нормативно-техническими документами.

Инвентаризацию проводят сами ТЭС или по их поручению организации и фирмы, имеющие лицензию на вид деятельности «Нормирование предельно допустимых выбросов...» (код 006) или «Экологическая паспортизация оборудования, производств, предприятий...» (код 008). При проведении инвентаризации силами самого предприятия специальной лицензии не требуется (при том условии, что необходимое для инвентаризации инструментальное и лабораторное определение параметров выбросов осуществляется метрологически аттестованной лабораторией)

[17,22].

Инвентаризация должна проводиться периодически, но не реже, чем 1 раз в 5 лет. Досрочная инвентаризация выбросов всего предприятия или его отдельных производств должна быть проведена в случаях: -обнаружения неучтенных при предыдущей инвентаризации загрязняющих веществ, источников выделения и источников загрязнения атмосферы, режимов работы предприятия и оборудования; -выявления существенных расхождений между фактическими данными и данными последней инвентаризации, обуславливающих повышение загрязнения атмосферного воздуха;

-изменения технологии производства, вида и качества топлива и в случаях, приводящих к увеличению выбросов.

Досрочная инвентаризация может быть проведена по предписанию председателя регионального органа по охране окружающей среды с обязательным обоснованием необходимости досрочной инвентаризации. Ответственность за полноту и достоверность данных инвентаризации несет предприятие (в лице одного из руководителей).

Технический отчет по результатам отдельно проводимой инвентаризации утверждается руководителем предприятия.

Если инвентаризация является составной частью работ по нормированию выбросов, то технический отчет по инвентаризации в виде приложения включается в проект нормативов ПДВ и утверждается вместе с ним; отдельного документа по инвентаризации в этом случае не требуется.

Объекты инвентаризации на ТЭС инвентаризации подлежат: выбросы загрязняющих веществ в атмосферу; источники выделения загрязняющих веществ; источники загрязнения атмосферы; пылегазоочист-ные установки.

При инвентаризации определяется максимально разовое количество выбросов (г/с) не менее, чем за 20-минутный интервал и годовое (т/год) для каждого источника выделения, каждого источника загрязнения атмосферы и всего предприятия в целом. При инвентаризации, проводимой совместно с нормированием выбросов, а также для целей отчетности, паспортизации производства, ведения производственного контроля за выбросами, определения платежей за выбросы учету подлежат загрязняющие вещества, установленные «Инструкцией по нормированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для тепловых электростанций и котельных РД 13534.0-02.303—98», и источники выделения загрязняющих веществ, приведенные в таблице 3 [22].

Таблица 3.

Нормируемые загрязняющие вещества и источники их выделения

Table 3.

_Normalised polluting substances and ^ sources of their allocation

Загрязнитель Код Источник выделения

Диоксид азота Ш2 0301 Котлы, газовые турбины, дизельные установки

Оксид азота N0 0304 Тоже

Оксид углерода СО 0337 »

Оксиды серы в пересчете на диоксид (сернистый ангидрид) Б02 0330 Котлы, газовые турбины, дизельные установки, сжигающие серосодержащее топливо

Мазутная зола ТЭС (в пересчете на ванадий) 2904 Котлы, сжигающие мазут

Зола твердого топлива 2907,2908 или 2909 в зависимости от содержания Si02 Котлы, сжигающие твердое топливо. Золошлакоотвал при выемке золы

Сажа 0277 Котлы мощностью менее 30 т пара/ч, сжигающие твердое и жидкое топливо

Угольная пыль 2902 Угольный склад при перевалке топлива

Бенз (а) пирен 0703 Котлы мощностью менее 30 т пара/ч

При напряженной экологической ситуации в районе расположения ТЭС, обусловленной повышенным содержанием в атмосферном воздухе загрязняющих веществ, по согласованному с Госкомэкологией РФ заданию территориальных органов охраны природы для ТЭС выполняется инвентаризация выбросов этих веществ.

Для объектов ТЭС, расположенных вне промплощадки предприятия и санитарной защитной зоны (СЗЗ), инвентаризацию выбросов проводят в полном объеме.

Методы инвентаризации

Параметры и характеристики источников выделения, месторасположение и геометрические

характеристики источников выбросов берут из экологического паспорта ТЭС, проектной и иной официальной документации. Координаты источников выбросов определяют в городской системе или в системе координат. Определение максимально разовых и годовых выбросов загрязняющих веществ выполняют методами, указанными в таблице 4 [17,22].

Таблица 4.

Методы определения количества выбросов (Methods of definition of quantity of emissions)

Загрязнитель Выбросы

максимально разовые годовые

Ш2 и N0 в пересчете на Ш2 Измерение концентрации — по [1]; расчет выбросов — по [3] с использованием измеренной или рассчитанной по [2] величине расхода дымовых газов Расчет выбросов по [3] с использованием концентрации, соответствующей среднегодовой нагрузке каждого котла и рассчитанной по [2] величине расхода дымовых газов

СО Тоже Тоже

802 Расчет по [3] Расчет по [3]

Мазутная зола, сажа Тоже Тоже

Бенз(а)пирен Расчет по [7] Расчет по [7]

Зола из дымовых труб Измерение запыленности — по [4]; расчет выбросов — с использованием измеренной или рассчитанной по [2] величине расхода дымовых газов Расчет выбросов — по годовому расходу твердого топлива, его зольности и измеренному по [4] КПД золоуловителей

Пыль с угольного склада Расчет по [5] Расчет по [5]

Зола с золоотвала Тоже Тоже

Ненормируемые загрязнители Расчет по [6] Расчет по [6]

Примечание. В квадратных скобках обозначены следующие НТД:

[1] — МУ 34-70-041—83 (РД 34.02.307). Методические указания по определению содержания окислов азота в дымовых газах котлов (экспресс-методы). М.: СПО Союзтехэнерго, 1983 г., а также иные ИТД, допускающие применение стационарных и переносных газоанализаторов для измерения концентрации МОх в дымовых газах

[2] Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1972);

[3] РД 34.02.205—97. Методика определения валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок тепловых электростанций. М. :ВТИ, 1998;

[4] РД 34.02.308—97. Методика контрольных испытаний золоулавливающих установок тепловых электростанций и котельных. М., 1998;

РД 34.27.301—91. Методика испытаний золоулавливающих установок тепловых электростанций и котельных. М.: СПО ОРГРЭС, 1991;

РД 34.11.310—97. Методика выполнения измерений валового выброса твердых частиц с дымовыми газами ТЭС с применением дымомера АИД-210 «Энергия». М.: ВТИ, 1988;

[5]. Методическое пособие по расчету выбросов от неорганизованных источников в промышленности строительных материалов. Н ПО Союзстройэкология, Новороссийск, 1989; Отраслевая методика расчета количества отходящих, уловленных и выбрасываемых в атмосферу вредных веществ предприятиями по добыче и переработке угля. Пермь: ВНИИОСуголь, 1990;

6]. Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. /I. : Гидрометеоиздат, 1986, а также иные НТД, согласованные с Госкомэкологией;

7]. Методика расчета выбросов бенз(а)пирена в атмосферу паровыми котлами тепловых электростанций (ВТИ).

Условия определения максимально разовых выбросов нормируемых загрязняющих веществ: -для котла, газотурбинной или дизельной установ-

ки — при максимальной нагрузке агрегата и сжигании топлива с характеристиками, обуславливающими образование наибольшего количества

загрязняющих веществ;

-для дымовой трубы — по наибольшей за последние 3—4 года суммарной часовой нагрузке агрегатов, подключенных к этой трубе; при сжигании топлива с характеристиками, обуславливающими образование наибольшего количества загрязняющих веществ;

-для ТЭС в целом — по наибольшему за последние 3—4 года часовому расходу топлива с характеристиками, обуславливающими образование наибольшего количества загрязняющих веществ. Максимально разовые выбросы от сжигания топлива на ТЭС определяются на условия зимнего времени, от всех других источников — на условия летнего времени.

Годовые выбросы от источников выделения — из дымовой трубы и от ТЭС в целом — определяются с использованием наибольшего за последние 3—4 года расхода топлива, приходящегося на каждый из указанных объектов, сложившегося за этот период соотношения видов топлива и самых неблагоприятных для выбросов характеристик топлива, использовавшегося за этот период. Эффективность пылегазоочистных установок определяется по результатам их последних испытаний, которые согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей в РФ проводятся не реже 1 раза в год. Основные требования при использовании инструментально- аналитических методов следующие. При проведении измерений должны применяться методики, соответствующие требованиям ГОСТ 8.010—90 «Методики выполнения измерений, ГОСТ Р8.563—96 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений» и другие НТД, утвержденные для применения органами Госстандарта и Госкомэкологии.

Не допускается применять для измерения содержания загрязняющих веществ в выбросах методики, предназначенные для определения загрязнения воздуха рабочей зоны и атмосферного воздуха. Допускается использование экспресс-анализаторов при условии их метрологической аттестации и обеспеченности методиками выполнения измерений, отвечающих требованиям ГОСТ 8.010—90 «Методики выполнения измерений», ГОСТ Р8.563—96 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений».

Все аналитическое оборудование, применяемое при проведении инвентаризации, должно быть проверено и иметь свидетельство о метрологической аттестации. Не разрешается применять приборы, не прошедшие государственные испытания на соответствие типа и не имеющие сертификата на право их применения на территории РФ. Места выполнения измерений и пробоотбора выбираются в соответствии с ГОСТ 17.2.4.06—90,

ОНД — 90, «Методикой испытаний золоулавли-вающих установок ТЭС и котельных» РД 34.27.301—91, «Методикой контрольных испытаний золоулавливающих установок ТЭС и котельных» РД 34.02.308—98 и другими нормативно-техническими документами (НТД), регламентирующими теплотехнические измерения. Все значения концентраций и объемов отходящих газов должны быть приведены к нормальным условиям (О °С, 101,3 кПа), а для котлов — также к содержанию кислорода в дымовых газах, равному 6%, для газовых турбин — равному 15%. Если в выбросах ТЭС присутствует загрязняющее вещество, концентрация которого ниже предела определения, установленного в применяемой методике, и этот предел:

- равен или превышает 0,5 ПДК, то концентрация данного вещества считается равной нижнему пределу измерения методики;

- меньше 0,5 ПДК, то это классифицируется как отсутствие выброса (выделения) данного вещества в атмосферу.

Определение значений концентрации, полученных в результате измерений, производится согласно ГОСТ 8.207—76 «Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения» и действующей инструкции по инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу Госкомэкологии РФ.

Годовые выбросы определяются путем умножения значения часового выброса каждого источника выделения на коэффициент использования оборудования при средней нагрузке и числе часов работы в году; полученные значения суммируются по трубе и ТЭС в целом.

Отчет оформляется в соответствии с ГОСТ 7.32— 91 и требованиями действующей инструкции по инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

Формы таблиц, требования к их заполнению и другие приложения к техническому отчету по инвентаризации приведены в действующей инструкции по инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу [1,2,4-6,17,22].

Организация контроля выбросов в атмосферу на тепловых электростанциях и в котельных

Контроль выбросов должен обеспечивать:

• систематические данные о выбросах;

• исходные данные к отчетности ТЭС по форме № 2-тп (воздух);

• информацию к оценке соблюдения установленных норм выбросов и к анализу причин, вызывающих превышение норм. Контроль подразделяют на производственный и технологический (внутрипроизводственный).

Производственный контроль должен

обеспечивать:

• оценку соблюдения установленных норм валовых выбросов;

• систематические данные о валовых выбросах;

• исходные данные к отчетности ТЭС по форме № 2-тп (воздух).

Производственный контроль осуществляют в обязательном порядке для источников выбросов (дымовых труб, угольных штабелей при перевалке топлива, золоотвалов при выемке золы) и ТЭС в целом. Он включает определение валовых выбросов в граммах в секунду (г/с) и тоннах в год (т/год), их учет и отчетность по ним. Технологический контроль должен обеспечивать:

• систематические данные об удельных выбросах;

• информацию к оценке соблюдения норм удельных выбросов;

• информацию для воздействия на технологические процессы в котлах и пылегазоочистном оборудовании, влияющие на выбросы в атмосферу.

Технологический контроль осуществляется в объеме, устанавливаемом руководством ТЭС.

Контролю подлежат выбросы нормируемых загрязняющих веществ.

К нормируемым веществам, выбрасываемым с дымовыми газами, относят:

• пыль (зола твердого топлива);

• оксиды серы (в пересчете на диоксид серы);

• диоксид азота;

• оксид азота;

• оксид углерода;

• мазутную золу (в пересчете на ванадий);

• сажу и бенз (а) пирен (оба только для котлов производительностью менее 30 т/ч).

На угольных складах нормированию подлежат выбросы угольной пыли при перевалке топлива, на золоотвалах — выбросы золошлаковой пыли при выемке сухой золы.

При контроле определяют выбросы: максимальные (средние за 20 мин) в граммах в секунду (г/с) и суммарные (за длительный период — месяц, квартал, полугодие, год) в тоннах. Контроль максимальных выбросов осуществляют только для веществ, на которые установлен норматив выбросов в граммах в секунду (г/с). Категорирование источников по

инструментальному контролю выбросов устанавливают из зависимостей:

Разработка плана-графика контрам выбросов На ТЭС должен быть разработан план-график контроля за соблюдением установленных нормативов выбросов. План-график должен включать:

• перечень источников выбросов и выбрасываемых в атмосферу загрязняющих веществ, подлежащих контролю;

• величины валовых выбросов из источников выбросов;

• наименование методов, частоту и сроки осуществления контроля выбросов;

• перечень подразделений или (персонала), ответственных за ведение контроля. План-график должен быть утвержден главным инженером ТЭС.

Если разработанный на ТЭС проект норм выбросов включает раздел о контроле выбросов, содержащий указанные выше сведения, то разработка отдельного плана-графика не требуется [17,18,22]. Администрация ТЭС утверждает перечень подразделений и лиц, ответственных за проведение инструментальных измерений выбросов, проверку эффективности газоочистных установок, проведение расчетов выбросов, учет и отчетность по контролю за выбросами, информацию о соблюдении норм выбросов. К контролю выбросов могут на договорных условиях привлекаться сторонние организации, имеющие соответствующую лицензию. Ответственность за осуществление контроля несет ТЭС.

Ф = (М^ Н • ПДК) • (100/100-п), (1); 0 = q (100/100 - п), (2),

где М1 — максимальный выброс вещества из источника, г/с; Н— высота источника, м; ПДК — предельно допустимая концентрация, мг/м3; п — эффективность газоочистки, %, q — приземная концентрация вещества на границе СЗЗ или ближайшей жилой застройки, ед. ПДК. Контроль подразделяют на систематический, осуществляемый непрерывно или периодически, и разовый.

Непрерывный систематический (аналитический) контроль с определением максимальных и годовых выбросов их дымовых труб осуществляют с помощью

стационарных автоматических газоанализаторов, пылемеров, расходомеров дымовых газов. Установки сероулавливания и азотоочистки должны оснащаться автоматическими стационарными газоанализаторами в обязательном порядке. Допускается определение объема дымовых газов расчетным методом по расходу топлива и содержанию кислорода в дымовых газах при условиях их регистрации прямыми или косвенными методами.

В случае временного отсутствия стационарных газоанализаторов и пылемеров систематический контроль осуществляют периодически по плану-графику с применением переносных газоанализа-

торов и пылемеров или расчетными методами. Частоту контроля устанавливают в соответствии с таблицей 5 [22].

Таблица 5.

Периодичность контроля источников выбросов (для Н < 10 м)

Table 5.

Periodicity of the control of sources of emissions (for Н <10)

Одновременное условие Категория Частота кон-

параметров источника троля

Ф 0

Менее 0,01 Менее 0,5 I 1 раз в квартал

Менее 0,1 Менее 0,5 I 1 раз в квартал

Менее 0,001 Менее 0,5 II 2 раза в год

Менее 0,01 Менее 0,5 II 2 раза в год

Менее 0,001 Менее 0,5 III 1 раз в год

Менее 0,01 Менее 0,5 III 1 раз в год

Более 0,001 Более 0,5 IV 1 раз в 5 лет

Более 0,01 Более 0,5 IV 1 раз в 5 лет

При систематическом периодическом контроле:

- максимальные выбросы диоксида серы при наличии сероочистной установки, золы твердого топлива, оксидов азота, оксида углерода определяют расчетом с использованием результатов плановых инструментальных измерений содержания этих веществ в дымовых газах; при отсутствии сероочи-стных установок максимальные выбросы диоксида серы допускается определять расчетными методами без инструментальных измерений;

- максимальные выбросы мазутной золы (в пересчете на ванадий), сажи, бенз (а) пирена и годовые выбросы всех веществ определяют расчетными методами с использованием при наличии таковых зависимостей содержания вещества в дымовых газах от нагрузки котла.

Разовый контроль выбросов из дымовой трубы осуществляют:

-после выхода котла, его пылегазоочистного оборудования из капитального ремонта; -после реализации воздухоохранного мероприятия, включая мероприятия, предназначенные для реализации при неблагоприятных метеоусловиях, для оценки его эффективности;

-при переводе котла на длительное использование нового топлива;

-после реконструкции, замены, изменения режима работы пылегазоочистного оборудования; -по завершении пусконаладочных и режимонала-дочных работ.

Разовый контроль осуществляется путем инструментального измерения содержания в дымовых газах золы твердого топлива, оксида азота, оксида углерода, диоксида серы при реализации меро-

приятий, связанных с изменением его выброса, а также расчетными методами.

При инструментальном измерении используют стационарные и переносные приборы, прошедшие сертификацию и аттестацию, и методы из числа включенных в «Перечень методик измерения концентраций загрязняющих веществ в выбросах промышленных предприятий, допущенных к применению» (1996 г.) [1,2,4-6,17,18,22]..

Экологический потенциал гидротермальных вод Центральной Азии.

Энергия ВИЭ и геотермальных вод. Центрально-азиатские страны обладают большим потенциалом геотермальных вод (ГТВ). Перспективным направлением является расширение использования ГТВ в лечебных и санаторных учреждениях стран, а также для обогрева помещений, в тепличных хозяйствах и т. д. Например, доля теплопотерь теплицы покрывается за счет совместного использования солнечной энергии и энергии геотермальных вод.

Основные перспективы использования тепла земли в настоящее время связываются с месторождениями геотермальных вод. Специальная проработка вопроса рентабельности использования геотермальных вод в ЦА 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. Данные по выбросам вредных веществ в атмосферу, по Республики Узбекистан составляет: твердых веществ- 122,8; 802- 395.1; С0-108.0; N02 -72.2; С02 - 130.8; ЛОС - 16,7 тыс.тонн . Ресурсы геотермальных вод составляет: валовый потенциал - 67 108; экономический потенциал - 20,7 тыс. тонн нефтяного эквивалента в год, или (всего 50,3 104 млн. т у.т./год, 409 108 кВтч/год) [18,19].

Потенциал солнечной энергии: валовый - 50973,0 103; технический - 176,757 103; экономический -750 тыс.т. нэ в год или ( 95 103 млн. т у .т., 800 106 кВт ч/год).

Потенциал ветровой энергии: валовой- 2223,0; технический - 427,0; экономический - 322,6 тыс. т нэ в год (3,2 млн. т у.т., 25,8 103кВт ч/год). Гидроэнергии: валовый - 9 200,0; технический -1966,0; экономический - 1360,4; 14,5млн. т у.т., 114, 0 10 3 кВт ч/год малой экономический потенциал 303,8 тыс. т нэ в год. Энергии биомассы: валовый - 2286,0; технический -257,0; экономический - 64,3 тыс. т нэ в год , от стебля хлопчатника 3,3 млн. т у.т., 27,0 103 кВт ч/год [4].

Киргизской республики средне годовые ресурсы

ВИЭ составляют: солнце - 41,6; геотермальной -20,9; ветер - 4,3; Малых ГЭС 1,72; биогаз - 1,21 млн. т у.т [7-17, 20].

Таблица 6.

Ресурсы возобновляемых источников энергии Таджикистана

Table 6.

Resources of renewed energy sources of Tajikistan

Ресурсы Валовой потенци- Технический Экономический

ал потенциал потенциал

Гидроэнергия, общая 179.2 107.4 107.4

в т.ч. малая 62.7 20.3 20.3

Солнечная энергия 4790.6 3.92 1.49

Энергия биомассы 4.25 4.25 1.12

Энергия ветра 163 10.12 5.06

Геотермальная энергия 0.045 0.045 0.045

Всего (без крупных ГЭС) 5199.795 38.635 28.015

Таблица 7.

Предварительный экологический потенциал от геотермальных вод в странах Средней Азии.

Table 7.

Preliminary ecological potential from geothermal waters in the countries of Central Asia.

Страны ЦА Потенциал геотермальных вод SO2 Nox 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

Казахстан обладает значительными ресурсами возобновляемой энергии в виде гидро-, солнца, ветровой и термальной энергии. Технический потенциал гидроэнергии оценивается в 170 млрд. кВт*ч, а экономический - в 27 млрд. кВт*ч в год. Технический потенциал ветровой энергии - более 1 000 млрд. кВт*ч из имеющегося теоретического потенциала в 14 098 млрд. кВт*ч (теоретическая мощность составляет 7 466 600 МВт (7 466 ГВт при имеющихся в РК 18 ГВт генерирующих мощностей в настоящее время), а экономический - 336 млрд. кВт*ч в год (при собственном потреблении порядка 80 млрд. кВт*ч), но, помимо малой доли гидроэнергии (12 %) в энергетическом балансе республики, эти ресурсы до настоящего времени в полной мере не

используются [7-21].

Например: в Сырдарьинской системе артезианских бассейнов наиболее перспективным для освоения площадки Кызылкумского и частично Приташкент-ского бассейнов, где потенциальные запасы альб-сеноманского и сенон-туранского комплексов составляют: при фронтонной эксплуатации - 171 тыс. м3/сут воды, тепловой потенциал 2093 тыс. Гкал/год; при насосной эксплуатации - 4748 тыс. м3/сут, тепловой потенциал 41643 тыс. Гкал/год или эквивалент топлива 5949 тыс. т/год. На рисунке 2 приведен экологический потенциал от использования геотермальных вод в этом бассейне и ожидаемые сокращения вредных веществ в окружающую среду [2,1116].

Рис.2. Ожидаемый экологический потенциал сокращение вредных веществ Сырдарьинском бассейне

Казахстана [2].

Fig. 2. The expected ecological potential reduction of harmful substances Syr-Darya pool of Kazakhstan.

ВЫВОДЫ

Геотермальные воды являются специфическими, отличными от традиционных теплоносителей, что необходимо учитывать при разработке систем геотермального теплоснабжения. Попытки рассматривать термальную воду в качестве обычного теплоносителя, как свидетельствует практика, заканчивались либо неудачей, либо приводили к нежелательным решениям. Широкое использование геотермального теплоносителя невозможно без анализа и учета его специфических особенностей.

Специфика геотермальных вод заключается в следующем:

- одноразовость использования в системе теплоснабжения;

- постоянная температура в течение отопительного сезона;

- агрессивность, в связи с чем необходимо преду сматривать защиту от коррозии и образования осадков в металлических трубопроводах и нагревательных приборах;

- необходимость сброса.

Технические требования, предъявляемые к геотер-

мальным ресурсам, могут быть различными в зависимости от сферы их использования - выработки электроэнергии, теплоснабжения (отопления и горячего водоснабжения), технического водоснабжения, извлечения химических элементов и т.д. В свою очередь области применения и эффективность 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 и некоторых других факторов.

Как показывает опыт, в большинстве случаев наиболее эффективной 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 теплоснаб-

жения, 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, пиковые 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 восста-

новления 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 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 пгеотер при одновременном минимальном удельном расходе термальной воды на единицу расчетной тепловой энергии. Его значение колеблется в следующих пределах: отопление 0,050,34; 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

1.Богусловский Э.И. Технико-экономическая оценка освоения тепловых ресурсов недр. Л.: ЛГУ, 1984.

2.Геотермические исследования в Средней Азии и Казахстане. М: Наука, 1985.

3.Борзасеков В.Ф. Геотермическое районирование Копетдагской водонапорной системы // Вопросы методики гидрогеологических и инженерно-геологических исследований на территории Туркменистана. Ашгабад, 1975.

4.Р. А. Захидов, Н.К. Кивалов и др. Ресурсы возобновляемых источников энергии Узбекистана, перспективы их использования и международного сотрудничества в их освоении. // В кн. Бизнес и инвестиции в области возобновляемых источников эненргии в России : Труды Международного Конгресса, М.: НИЦ « Инженер» 1999 . 94-120 с.

5.Кудельский А.В. Термальные воды Копетдага // Изучение и использование глубинного тепла Зем-ли. М.: Наука, 1973.

6.Макаренко Ф.А., Кононов В.И. Гидротермальные районы СССР и перспективы их освоения // Изучение и использование глубинного тепла Земли. М.: Наука, 1973.

7.Пенджиев А.М. Возможности использования геотермальных вод в Туркменистане // Проблемы освоения пустынь. Ашхабад, 2004, № 4.

8.Пенджиев А.М. Геотермальные воды Туркменистана // Альтернативная энергетика и экология -ШЛББ. 2007. № 7. С. 67-71.

9.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.

10. Пенджиев А.М. Приоритеты и задачи развития возобновляемой энергетики в Туркменистане // Альтернативная энергетика и экология - 181ЛББ. 2010. № 5. С. 98-105.

11.Пенджиев А.М., Борзасеков В.Ф.,. Пенжиева Д.А Технико-экономическая оценка геотермального теплоснабжения в Туркменистане// альтернативная энергетика и экология - ШАБЕ. 2012. № 5-6. С. 162167.

12.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 - ШАБЕ. 2012. № 1. С. 139-156.

13.Пенджиев А.М. Последствия изменения климата в Центральной Азии и возможности их смягчения на основе виэ // Альтернативная энергетика и экология - ШАБЕ. 2012. № 5-6. С.197-207.

14.Пенджиев А.М. концепция развития возобновляемой энергетики в Центрально-Азиатском регионе // Альтернативная энергетика и экология - ISJAEE. 2012. № 8. С.118-130

15.Пенжиев А.М. Изменение климата и возможности уменьшения антропогенных нагрузок // Монография. LAMBERT Academic Publishing, 2012, 166 с.

16.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

17.Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России. М.: Наука, 2003

18.Рыбакова Л.Е., Пенжиев А.М. Энергия барада сохбет. А.: Магарыф, 1993.

19.Стребков Д.С., Пенджиев А.М., Мамедсахатов Б.Д. Развитие солнечной энергетики в Туркменистане. //Монография. М.: ГНУ ВИЭСХ, 2012, 496 с. 20Обозов А.Д., Бердыбаев М.Т. Современное состояние разработок и технологогии возобновляемых источников энергии в Кыргызстане. // В кн. Бизнес и инвестиции в области возобновляемых источников энергии в России : Труды Международного Конгресса, М.: НИЦ « Инженер» 1999 . 75-89 с.

21 .Barzasekow W.F., Penjiyew A.M.,

J.Penjiyewa.Yylylyk energiyasynyn alternatiw çeçmesi hökmünde Türkmenistanyn geotermal seriçdelerine baha bermek.// Türmenistanyn gaz pudagynyn geljekki ösüjinin ylmy esaslary. Makalalar yygyndysy. 2 tomdan ybarat. A.: Türkmen döwlet neçiiyat gullugy, 2011.2 tom 223-236 sah. (NGI-nin içleri. 3-nji goyberiliç) 22. Сибикин Ю.Д. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии: учебное пособие/Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин.- М.: КНОРУС, 2010.-232 с.