ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭНЕРГИИ В АЗЕРБАЙДЖАНЕ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА

GEOTHERMAL ENERGY

Статья поступила в редакцию 30.11.09. Ред. рег. № 649 The article has entered in publishing office 30.11.09. Ed. reg. No. 649

PACS: 88.10.H-, 88.10.hh, 88.10.ch

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭНЕРГИИ В АЗЕРБАЙДЖАНЕ

1 2 С.М. Байрамова , A.A. Байрамов

1Институт геологии Азербайджанской национальной академии наук Азербайджан, AZ1143 Баку, пр. Г.Джавида, 29; e-mail: sabuha.bayramova@yahoo.com 2 Институт физики Азербайджанской национальной академии наук Азербайджан, AZ1143 Баку, пр. Г.Джавида, 31; e-mail: azad.bayramov@yahoo.com

Заключение совета рецензентов: 10.12.09 Заключение совета экспертов: 15.12.09 Принято к публикации: 20.12.09

В статье обсуждаются перспективы использования геотермальных вод Азербайджана для получения энергии. Геотермальные источники Азербайджана являются низкотемпературными. Несмотря на это, использование энергии геотермальных источников в Азербайджане является очень перспективным. Оценки показывают, что, охлаждая термальные воды на 20-40° С, можно получить из всех известных в Азербайджане геотермальных источников суммарно 700 МВт энергии. Выполнен анализ эффективности (КПД) геотермальных электростанций. Освоение геотермальных источников, выявленных в стране, может позволить заместить до 630 тыс. т у.т. в год.

Ключевые слова: геотермальная энергия, термальные воды, электростанция, КПД геотермальных станций.

DEVELOPMENT OF GEOTHERMAL ENERGY IN AZERBAIJAN S.M. Bayramova1, A.A. Bayramov2

'Institute of Geology of Azerbaijan National Academy of Sciences 29 H.Javid av., AZ1143 Baku, Azerbaijan; e-mail: sabuha.bayramova@yahoo.com 2Institute of Physics of Azerbaijan National Academy of Sciences 31 H.Javid av., AZ1143 Baku, Azerbaijan; e-mail: azad.bayramov@yahoo.com

Referred: 10.12.09 Expertise: 15.12.09 Accepted: 20.12.09

In paper the prospects of geothermal energy development in Azerbaijan are discussed. Geothermal sources in Azerbaijan are low temperature. Despite this, the use of geothermal energy sources in Azerbaijan is very promising. Estimates show that cooling thermal water at 20-40° C can be obtained from all known in Azerbaijan geothermal sources in total 700 MW of energy. The analysis of the efficiency of geothermal power plants has been completed. Development of geothermal sources identified in the country, can afford to replace up to 630 thousand tons of equivalent fuel a year.

Введение

В последние годы интерес к возобновляемым источникам энергии резко возрос в связи со значительным увеличением выбросов парниковых газов и заметным изменением климата на Земле [1, 2]. Наряду с широко применяемыми ветряными генераторами [3] и солнечными панелями [4] энергия геотермальных источников (ГИ) все больше и больше находит применение в промышленности и быту [5, 6].

ГИ обладают огромным потенциалом и способны обеспечивать надежную энергию базисной нагрузки при стабильной стоимости. Геотермальная энергия (ГЭ) является надежным и непосредственным источником для обогрева и генерации энергии. Геотермальные системы служат для извлечения подземного тепла и переработки его в полезные формы энергии.

Отдельные геотермальные установки могут вырабатывать от 100 кВт до 100 МВт энергии в зависимости от температуры и мощности источника. В более чем 30 странах прямое использование ГЭ позволяет получить свыше 12000 МВт тепловой энергии и 8000 МВт электрической энергии. Это составляет значительную часть требуемой энергии для некоторых развивающихся стран.

Причиной распространения геотермального тепла от центра Земли является движение платформ в коре, когда зоны с большим потоком тепла могут локализоваться вблизи поверхности, где конвективная циркуляция играет значительную роль в выносе тепла на поверхность. Циркуляция грунтовых вод на глубине вдоль разлома зон выносит тепло на приповерхностные глубины, собирая поток тепла из широких площадей и концентрируя его в приповерхност-

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 12 (80) 2009 © Научно-технический центр «TATA», 2009

ных резервуарах или высвобождая в виде горячих источников. Эти резервуары могут содержать горячую воду и/или пар. При бурении в местах этих резервуаров горячая вода и/или пар выносится на поверхность, где используется по прямому назначению, или пар высокого давления раздельно передается на турбины генератора энергии. Отработанная вода с низкой температурой затем обычно загоняется обратно в скважину или используется в дальнейшем для отопления. Геотермальная энергия является надежным, экономичным, экологически чистым и возобновляемым источником энергии.

При извлечении ГЭ практически не загрязняется окружающая среда, однако возможны небольшие выбросы сероводорода, углекислого газа и других газов, которые, впрочем, незначительны по сравнению с выбросами, производимыми станциями аналогичной мощности, работающими на ископаемом топливе. Кроме того, новые технологии способны существенно сократить эти выбросы. По потреблению земельных и водных ресурсов геотермика имеет один из наиболее низких показателей из всех энергопроизводящих технологий.

Стоимость ГЭ очень зависит от характера источника и его мощности. В настоящее время стоимость единицы геотермальной энергии равна 2,5-10 и8 цент/кВт. Основными факторами, воздействующими на стоимость, являются мощность и температура источника, продуктивность скважины, инфраструктура проекта и такие экономические факторы, как масштаб разработки и стоимость финансирования проекта.

В общем, существуют две основные категории источников: с высокой и средней/низкой температурой. ГИ с высокой температурой (> 200° С) встречаются в вулканических районах и горных цепях. Источники со средней и низкой температурой обнаружены на всех континентах. Высокотемпературные источники почти всегда используются для получения энергии, в то время как низкотемпературные источники используются для непосредственного обогрева в сельском хозяйстве, для обогрева зданий.

Низко- и среднегорячие источники ГЭ могут найти свое применение непосредственно в отоплении помещений, промышленных процессах и в оранжереях. Во всех районах с почти постоянной температурой земли можно применять геотермальные тепловые насосы. Гидротермальная система, которая передает геотермальную энергию на электростанцию в виде пара, сегодня является основной используемой технологией, но разрабатываются также способы использования горячих скальных пород и магмы.

В геотермальных системах с двойным (парным) циклом, используя тепло передающей среды с более низкой, чем у воды, точкой кипения (например, органическая жидкость), возможно генерировать энергию от низкотемпературного источника. Разработана технология установки с возможностью получения более 8000 МВт энергии. Преимущества систем парного цикла в том, что рабочая жидкость кипит при

более низкой, чем вода, температуре, таким образом, электричество может быть получено из резервуаров с низкой температурой, и система парного цикла является замкнутой, поэтому практически не образует выбросов. По этим причинам системы парного цикла в будущем могут играть доминирующую роль.

Энергетические установки в 100 кВт и 1-5 МВт могут обеспечить энергией небольшие электрические сети. Геотермальная станция может функционировать 24 часа в сутки и 365 дней в году. Небольшие энергетические установки обычно устанавливают, используя модульное приближение, которое уменьшает стоимость конструкции сети и может быть размещено по соседству со скважинами, и поэтому станция оказывает наименьшее воздействие на окружающую среду.

В начале 2000 года в 20 странах вырабатывалось почти 8000 МВт геотермальной электрической энергии. Это составляет 0,25% от вырабатываемой всеми электрическими генераторами энергии в мире. К концу 2005 года в мире с помощью геотермики вырабатывалось около 57 миллионов кВт/ч электричества в год при общей мощности 8932 МВт в 24 странах мира. США занимают первое место в мире по электро- и тепловым действующим мощностям: более 2828 МВт в четырех штатах - Калифорнии, Гавайях, Неваде и Юте. Каждый год ГЭ в США заменяет собой эквивалент более 60 миллионов баррелей нефти, предотвращает выброс 22 миллионов тонн углекислого газа и производит электричества на сумму 1,5 млрд долларов, чего достаточно, чтобы обеспечить потребность в электричестве 4 миллионов человек. По данным Ассоциации ГЭ, к 2025 году геотермальные источники в США могут обеспечивать 30 тысяч МВт энергии, что составит 6% всего необходимого электричества.

Анализ эффективности геотермальных станций

Одним из наиболее важных понятий, регулирующих функционирование геотермальных электростанций (ГТЭ), является эффективность процесса (КПД), которая определяется по разности температур между котлом и конденсатором (охлаждающим устройством) [7, 8]. В обычной теплоэлектростанции, использующей ископаемое топливо, температура пара на выходе из котлов может достигать 500° С. Конденсатор может работать на 40° С. Теоретический КПД цикла может быть рассчитан по следующей формуле:

(T -T)-100

кпд = v п тг —

(1)

Здесь Тп - абсолютная температура пара на выходе из котла; Тс - абсолютная температура конденсатора. Например, если температура пара на выходе из котла составляет Тп = 800 К, температура конденсатора Тс = 300 К, тогда теоретический КПД по формуле (1) составляет 62,5%. Это означает, что теоретически 62,5% энергии будет преобразовано в механическую энер-

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 12 (80) 2009

© Scientific Technical Centre «TATA», 2009

гию в турбине. На реальной электростанции из-за потери эффективности в оборудовании и процессах теплообмена КПД достигает лишь от 1/2 до 2/3 этого теоретического КПД. Иными словами, реальная эффективность энергетического цикла может быть в лучшем случае около 0,666x62,5% = 41,7%. В результате только 41,7% тепловой энергии будет преобразовано в механическую энергию в турбине, а оставшиеся 58,3% будут выделены в атмосферу в виде избыточного тепла.

Помимо потерь в энергетическом цикле происходят потери в котле (в процессе сгорания) - 15% и в генераторе - 3%. Таким образом, для действующего энергетического цикла получаем КПД 0,417x0,85x0,97 = 0,344, или 34,4%. Это означает, что на каждый кВт-ч, произведенный на генераторе в этой электростанции, необходимые энергетические затраты (ввод топлива в котел) составили бы 1 кВт-ч / 0,344 = 2,91 кВт-ч.

В ГТЭ источник определяет максимальную температуру, при которой цикл может работать, и, тем самым, КПД цикла. Даже самые высокие температуры геотермальных источников гораздо меньше, чем те, при которых работают обычные электростанции. Например, многие ГТЭ используют источники с температурой менее чем 473 К. Поскольку они отводят тепло в атмосферу, так же, как и на обычных электростанциях, то температура конденсатора на ГТЭ такая же, как в приведенном выше примере. Тогда КПД = (473 - 300)/473 = 0,366x0,85x0,97 = = 0,302, или 30,2%.

Т.е. для выработки 1 кВт-ч электроэнергии понадобится употребить 1/0,302 = 3,31 кВт-ч энергии. Это примерно на 50% больше тепла, чтобы произвести тот же результат на обычных электростанциях. При этом следует учесть, что не произойдет выброса тепла в атмосферу в количестве 1/0,70 = 1,43 кВт-ч на каждый произведенный кВт-ч энергии. Т.е. тепловое загрязнение на ГТЭ в 2,4 раза меньше, чем на тепловых электростанциях.

Однако на ГТЭ существуют электрические нагрузки, например, насосы, вентиляторы, контрольное оборудование, которые необходимы для эксплуатации объекта. Часто эти нагрузки называют «паразитическими нагрузками», которые потребляют часть производимой продукции завода. Поэтому чистый (нетто) КПД электростанции всегда ниже, чем валовый (брутто) КПД. Например, предположим, что электростанция производит 1000 кВт (или 1 МВт) энергии, а общая нагрузка «паразитического» оборудования 100 кВт. Брутто эффективность составляет 25%. Это потребует тепловой мощности 1000 кВт / 0,25 = 4000 кВт. Учитывая паразитические нагрузки, чистый (нетто) КПД электростанции будет:

(1000 кВт - 100 кВт) / 4000 кВт = 0,225, или 22,5 %.

На рисунке представлен график зависимости КПД ГТЭ с парным циклом от температуры ГИ (по

данным Nichols, 1986, [9]). Очевидно, что при очень низких температурах ГИ эффективность оборудования составляет менее 10%, это означает, что более 90% тепла, поступившего в оборудование, отводится в атмосферу. Представленные значения являются нетто эффективностями (чистыми КПД), с исключением мощности насосов, закачивающих геотермальную жидкость.

¡¡г 12

cf

8 6

5-150 250 350 Температура источника, "F

График зависимости КПД ГТЭ с парным циклом от температуры ГИ (Nichols, 1986).

Dependence efficiency of geothermal plant with double cycle on temperature of geothermal water (Nichols, 1986)

Приведем еще один пример: оценим необходимое количество геотермальной жидкости в сутки при данном КПД (мощность ГИ) для обеспечения работы ГТЭ данной мощности. Рассмотрим ГТЭ с парным циклом с выходной мощностью 200 кВт, температурой источника 90° С, температурой отработанной воды 50° С (для большинства станций). Из графика определяем КПД = 6,9%. Определяем энергопотребление ГТЭ: 200 кВт / 0,069 = 2900 кВт. Необходимый поток геотермальной воды, поступающий на электростанцию, определяется следующим образом: 2900 / [cE(ti - t2)], где св - теплоемкость воды, t\ - температура воды в геотермальном источнике, t2 - температура отработанной воды. Подставляя в (1) вышеуказанные данные, получаем требуемую мощность (дебит) геотермального источника, равную 1476 м3/сут.

Геотермальные источники Азербайджана

Как известно, Азербайджан богат термальными водами, расположенными в основном в районах Большого и Малого Кавказа, Верхнего и Нижнего Карабаха, вблизи г.Шуши и г.Ханкенди, Абшерона и Талышской зоны [10]. Термальные источники Малого Кавказа сгруппированы в районе рек Тертер и Арпачай. Геотермическая ступень источников составляет 2-3 м/°С. В районе Багырсаг на глубине 100 м температура воды равна 80° С, в районе Исти-Су на глубине 60-70 м температура воды равна 62° С, на глубине 300-350 м температура вода равна 75° С. Полный дебит воды в районе Верхнего Истису равен 800-900 м3/сут., Нижнего Истису - 25 м3/сут. В Нахчыване в источниках Сираб-ской, Нагаджирской и Джульфинской минеральных вод глубоким бурением можно вывести на поверхность воды с высокой температурой.

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 12 (80) 2009 © Научно-технический центр «TATA», 2009

В районе Дарыдага пробурены скважины на глубину 137-665 м и получена вода с температурой 4152° С и дебитом 1080-2850 м3/сут. Термальные воды в Масаллинском, Лянкяранском и Астаринском районах связаны с региональным разломом, пересекающим горный Талыш. В районе Аркеванских источников (Масаллы) скважинами глубиной до 500 м вскрыты термальные воды с температурой на изливе 44-45° С. Температура воды в различных источниках изменяется от 50 до 64° С. Дебит скважин 860-1300 м3/сут. В Лянкяранском районе (район источников Мешасу, Ибадису, Гавзавуа и Гафтони) пробурен ряд скважин глубиной 465-1000 м, которые вскрыли воду с температурой до 50° С. Температура воды в источниках 3043° С, дебит 2260 м3/сут. Температура воды в скважинах на излив 23-39° С, дебит до 4000 м3/сут.

В районе источников Астаринского района скважинами глубиной 30-500 м вскрыты термальные воды с температурой 35-50° С. Общий дебит только 7 выделенных источников и скважин Талыша с температурой 45-64° С составляет 6272,8 м3/сут. Если использовать тепло этих вод, охлаждая их лишь на 20° С, тепловая мощность составит около 6 МВт. Геотермические условия южного и северо-восточного склонов Большого Кавказа свидетельствуют о широком развитии термальных вод.

В Прикаспийско-Губинской зоне (юго-восточный склон Большого Кавказа) пробуренными на термальные воды восемью скважинами вскрыты термальные воды общим дебитом 20470 м3/сут. с температурой 50-84° С [10]. Общая мощность (при условии снижения температуры воды только на 20° С) составляет около 20 МВт. В Хачмасском районе одной скважиной вскрыты термальные воды с дебитом 1228 м3/сут. и температурой 58° С. В Яламинском участке одной скважиной вскрыты термальные воды с дебитом 500 м3/сут. и температурой 95° С. Минимальная тепловая мощность этих скважин составляет, соответственно, 1,2 и 0,5 МВатт.

На Абшеронском полуострове термальные воды встречены скважинами на самых различных глубинах и в естественных выходах. В полуостровной части Абшерона, восточнее села Говсан, температура минерализованных вод из разбуренных глубин дос-

тигает 100-135° С. Переливающиеся термальные воды выведены в ряде мест Абшеронского полуострова. На Биби-Эйбате, непосредственно у Баку, фонтанируют хлоридно-гидрокарбонатно-натриевые воды с температурой 71° С и дебитом более 450 м3/сут. В Гюздеке скважинами получена вода с температурой более 50-65° С. Горячие воды переливаются также из скважин в Кара-Эйбате, на острове Чилов и в других местах. Следует отметить, что с глубиной температура термальных вод увеличивается.

Термальные воды в Куринской впадине залегают на глубинах от 200 до 4500 м, которые приурочены к отложениям абшеронского, акчагыльского ярусов, продуктивной толщи майкопской свиты и мела. В пределах Куринской впадины воды, приуроченные к абшеронским отложениям, напорные, самоизливающиеся, гидрокарбонатно-натриевого состава. Термальные воды вскрыты многими скважинами, пробуренными на нефть и газ на площадях Бабазанан, Нефтчала, Хиллы, Мишовдаг.

В 1969 г. на площади Джарлы (Кюрдамирский район) скважиной были вскрыты в верхнемеловых отложениях термальные воды с дебитом 20000 м3/сут. и температурой до 100° С. При охлаждении до 40° С тепловая мощность этой скважины составит 53,5 МВт. В Кюрдамирском районе одной скважиной вскрыты термальные воды с дебитом 10000 м3/сут. с температурой на устье 82° С. Тепловая мощность (при охлаждении до 40° С) составляет 20,4 МВт. На площади Ширванлы одной скважиной вскрыты термальные воды с дебитом 3000 м3/сут. и температурой 60° С. На основании проведенных поисковых работ установлено, что юго-западный борт Куринской впадины обладает достаточными запасами термальных вод, которые можно рентабельно и комплексно использовать в целях теплоснабжения населенных и промышленных объектов, теплично--парниковых хозяйств [10].

На площади Барда рядом скважин глубиной 15001600 м из сарматских отложений получены термальные воды с дебитом до 1500 м3/сут. и температурой 45° С. Термальные воды с аналогичными параметрами также вскрыты скважинами на площадях Сорсор, Караджаллы, Бейлаган, Советляр и т.д.

Прогнозные эксплуатационные запасы термальных вод в Азербайджане Anticipated production stores of thermal water in Azerbaijan

Гидрогеологические разделы Температура воды, °С Прогнозные запасы, м3/сут. Минимально получаемая энергия, МВт КПД, %

Горно-складчатые зоны Большого Кавказа 30-50 2000 5 4

Кусарские предгорные низменности 30-97 21 654 70 7

Абшеронский полуостров 20-90 20 000 65 7

Горно-складчатые зоны Малого Кавказа 30-74 4171 15 5,5

Нахчыванская Автономная Республика 40-53 3000 10 4

Талышская горно-складчатая зона 31-43 14 405 40 4

Лянкяранская низменность 42-64 7908 15 5

Куринская впадина 22-95 172 466 480 7

Итого по Азербайджану 245 604 700

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 12 (80) 2009

© Scientific Technical Centre «TATA», 2009

В приведенной таблице представлены прогнозные эксплуатационные запасы термальных вод по республике [11, 12], приведены оценки для ГТЭ с минимально возможными мощностями, а также КПД этих электростанций.

Заключение

В статье обсуждаются перспективы и целесообразность использования геотермальных вод Азербайджана для получения энергии. Геотермический режим в Азербайджане изменяется под суммарным воздействием многих факторов, влияющих на плотность теплового потока. Геотермальные источники Азербайджана являются низкотемпературными. Несмотря на это, использование энергии геотермальных источников в Азербайджане является очень перспективным. Оценки показывают, что охлаждая термальные воды на 20-40° С, можно получить из всех известных в Азербайджане геотермальных источников суммарно 700 МВт энергии. Выполнен анализ эффективности (КПД) геотермальных электростанций. Освоение геотермальных источников, выявленных в стране, может позволить заместить до 630 тыс. т у. т. в год.

Список литературы

1. Bayramov A.A., Hashimov A.M., Qurbanov K.B. Environmental risk of entropy growth and climate change. Proc. of 2nd International Scientific "Energy and Climate Change" Conference, 2009, Athens, Greece. P. 67.

2. Bayramov A.A. Wasterwater and aerosol attenuation of solar radiation above sea basins. Proc. of US/EU-Baltic 2008 Intern. Symposium, 2008, Tallin, Estoniya, No. 080121-001.

3. Ветряные электростанции. http://www.vestas.com

4. Bayramov A.A., Hashimov A.M., Safarov N.A., Safarova F.J. A solar power plant with a high performance solar cells and thin concentrators made of aluminum-backed epoxy coated polymerrs. Proc. TPE, 2006, Ankara, Turkey. P. 1037-1039.

5. Energy & Geoscience Institute at the University of Utah. Geothermal Energy Brochure. 2002, http://www.egi.utah.edu/geothermal/GeothermalBrochur e.pdf; accessed Sep 24.

6. Lumb J.T. Prospecting for geothermal resources. In: Rybach, L. and Muffler, L. J. P., eds. Geothermal Systems, Principles and Case Histories, J. Wiley & Sons, New York, 1981.

7. DiPippo R. Small geothermal power plants: design, performance and economics // Geo-Heat Center Quarterly Bulletin. 1999. Vol. 20, No. 2. Klamath Falls, OR.

8. Entingh D.J., Easwaran E., McLarty L. Small geothermal electric systems for remote power // Geothermal Resources Council Bulletin. 1994. Vol. 23, No. 10. November, Davis, CA.

9. Nichols K.E. Wellhead power plants and operating experience at wendel hot springs // Geothermal Resources Council Transactions. 1986. Vol. 10. Davis, CA.

10. Aliyev S.A., Gadjiyev T.G., Israfilov D.G. Hydrothermal map of Azerbaijan, Sc. 1:500 000. . Leningrad: GUGK USSR, VSEGEI, 1982.

11. Aliyev S.A., Gasanov A.G., Aliyeva Z.A. Red coal. Baku: Ganjlik, 1984.

12. Aliyev S.A., Muhtarov A.Sh., Aliyeva Z.A., Bagirli R.J. Thermal waters of Azerbaijan // Geology of Azerbaijan. 2002. Vol. 5. Earth Physics. Baku: Naft-Press. P. 182-186.

МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА НОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ ХУСУМ NEW ENERGY HUSUM 2010

new á

energy j

husun ^^

Время проведения: 18.03.2010 - 21.03.2010

Место проведения: Германия, Хусум

Темы: Высокие технологии, инновации, Оптика, лазерные технологии, фотоника, Электроника и электроэнергетика, Энергетика

Выставка в Хусуме проводится с 2002 г. ежегодно. В 2009 г. на площади свыше 4000 кв. м 150 участников выставки и свыше 16000 посетителей из 26 стран смогли представить и увидеть самую разную продукцию новой энергетики. Причем организаторы рассчитывали, что посетителей будет немногим более 12000, но в действительности интерес к выставке оказался настолько значительным, что дороги вокруг выставочного центра Хусума представляли собой единую пробку. Почти все участники выставки зарезервировали площадь на 2010 г., поэтому выставочные площади почти все проданы.

Профили выставки 2010 года: солнечные обогреватели, солнечные батареи, системы фотовольтаики, геотермальное оборудование, заводы биотоплива, камины и печи, брикеты и топливные элементы, установки комбинированного цикла, оборудование энергосбережения.

Выставка 2010 года будет сопровождаться Первым всемирным саммитом по малым ветровым турбинам и Вторым германским симпозиумом по малым ветровым турбинам.

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 12 (80) 2009 © Научно-технический центр «TATA», 2009