CC BY
48
- © Р.И. Пашкевич, К.А. Павлов, 2014
УДК 550.367+621.311.25+621.311.1.003
Р.И. Пашкевич, К.А. Павлов
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПЕРСПЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКИ ТЕПЛОВЫХ РЕСУРСОВ АВАЧИНСКОЙ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ С ЦЕЛЬЮ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
С учетом современного состояния геотермальных технологий, рассматривается возможность строительства ГеоЭС для извлечения тепловых ресурсов магматогенной геотермальной системы Авачинского вулкана. Предлагается создание геотермальной циркуляционной системы с помощью бурения глубоких скважин в массив нагретых пород. Показана возможность строительства ГеоЭС мощностью 12 МВт, а также приведена оценка основных технико-экономических показателей проекта.
Ключевые слова: Геотермальная электростанция (ГеоЭС), капитальные затраты, эксплуатационные затраты, себестоимость электроэнергии, энергоэффективность
По результатам численного моделирования выполненного в работе [1] на основе современных геолого-геофизических данных о глубинном строении Авачинского вулкана предполагается, что на глубине порядка 3 км существует область нагретых до 400 °С горных пород. Тепловая энергия данного массива пород может быть использована для промышленного производства электроэнергии. Освоение тепловых ресурсов возможно по скважинной циркуляционной технологии [2]. Данная технологическая схема подразумевает наличие или создание в области горячих пород зоны природной/ искусственной проницаемости — геотермальный коллектор. Вода закачивается в коллектор через нагнетательную скважину и после процесса теплообмена с породами извлекается на поверхность через добычную скважину. Отработанный теплоноситель возвращается в коллектор.
В работе [3] методом численного моделирования на базе программного комплекса ИУОНОТИЕНМ, был выполнен анализ тех-
252
нологических параметров геотермальной циркуляционной системы при начальных надкритических термодинамических условиях. Модель включала в себя область проницаемых пород, окруженную слабопроницаемыми породами, и систему из двух скважин — нагнетательной и добычной. Для установления рациональных параметров ГЦС варьировались расположение забоев скважин, глубина забоев, дебит и проницаемость самого резервуара. Результаты численных экспериментов показали возможность стабильной работы системы в течение 40 лет с падением температуры теплоносителя не более 15%. Оценка энергетического потенциала и энергоэффективности системы установили возможность получения до 12 МВт электроэнергии при заданных условиях.
С целью обоснования проекта ГеоЭС на базе ресурсов Авачин-ской магматогенной геотермальной системы необходимо выполнить оценку технико-экономической эффективности. Важным показателем рентабельности проекта является себестоимость вырабатываемой электрической энергии при вложенных капитальных затратах.
Для предварительных расчетов технико-экономических показателей проекта были приняты следующие система разработки и исходные параметры:
• система разработки — «дублет» (нагнетательная и добычная скважины);
• глубина нагнетательной скважины — 1600 м;
• глубина добычной скважины — 2600 м;
• расход теплоносителя — 35 кг/с;
• температура реинжекции — 100 °С;
• расчетный период эксплуатации ГеоЭС — 40 лет.
Основные технико-экономические показатели проекта ГеоЭС
мощностью 12 МВт представлены в табл. 1 с учетом реальных цен на бурение геотермальных скважин в Камчатском крае (по опыту ОАО «Геотерм»). В табл. 1 приведены расчетные технико-экономические показатели, установленные на базе принятых ориентировочными [2] и расчетных величин по формулам (1)-(8).
На рис. 1 представлена динамика мощности ГеоЭС в процессе эксплуатации, а также количество производимой электроэнергии.
Для расчета себестоимости производимой электрической энергии К) или нормированной стоимости электроэнергии использовалась формула:
253
Таблица 1
Расчетные технико-экономические показатели проекта ГеоЭС
Технические показатели
Параметры и показатели системы Значение
Количество скважин 2 (нагнетательная и добычная скважины)
Глубина нагнетательной скважины, м 1600
Глубина добычной скважины, м 2600
Тип теплоносителя пароводяная смесь
Расход теплоносителя, кг/с 35
Температура реинжекции, °С 100
Период эксплуатации ГеоЭС, лет 40
Длительность использования ГеоЭС, час/год 8000
Вырабатываемая тепловая мощность системы в 50-36
течение срока эксплуатации, МВт
Вырабатываемая электрическая мощность сис- 12-9
темы в течение срока эксплуатации, МВт
Годовая выработка электроэнергии, млн кВт ч 97-67
Необходимая мощность циркуляционных насо- 0,46-0,33
сов в течение срока эксплуатации, МВт
Экономические показатели
Наименование работ Стоимость, млн долл. США
Капитальные затраты
Разведочные работы 5 (3)
Бурение и устройство системы скважин 15 (7,5)
Стимуляция резервуара (гидроразрыв и т.д.) 5 (1,5)
ГеоЭС 21 (22)
Система транспорта теплоносителя, и т.д. 4,5 (1,8)
ЁЭП 4,5
Суммарные капитальные затраты 55 (40,3)
Ежегодные эксплуатационные расходы
Система скважин 0,3 (0,3)
ГеоЭС 1,5 (1)
Теплоноситель 0,6 (0,6)
ЁЭП 0,1
Суммарные ежегодные эксплуатационные рас- 2,5 (2)
ходы
Расчетная себестоимость производимой 8,9 центов США/кВт-ч
электрической энергии
Среднеотпускной тариф ОАО «Камчатскэнерго» в 2012 г. [8] 12,4 центов США/кВт-ч
Примечание. В скобках указаны значения рассчитанные в соответствие с формулами (3)-(8).
254
годы с начала эксплуатации Рис. 1. Динамика мощности ГеоЭС
К
^ л С + М1 ^ 1=1 (1 + г)1
Еп Е(
1=1
(1)
(1 + г)'
где, С1 — капитальные затраты в год 1; М1 — эксплуатационные затраты в год 1; Е1 — производство электроэнергии в год 1; г — ставка рефинансирования (принята 8,25%); п — жизненный цикл системы. Суммарные капитальные затраты рассчитываются по формуле:
+ Ст
+ Стльл + Сч
+ С
(2)
где, Сскв — затраты на бурение и устройство системы скважин; СГе_ оЭС — строительство и оборудование ГеоЭС; Сстим — стимуляция резервуара; Стрт/Н — система транспорта теплоносителя; Сразв — разведочные работы.
Бурение и устройство системы скважин может быть оценено по формуле [4]:
Сскв= 1,65х 10-5хНз1,607, (3)
где Сскв — представлено в млн долл. США; Н3 — глубина забоя скважины в метрах при условии 1600 м < Н3 > 9000 м. Данная формула представляет приближенное усредненное значение затрат
255
на бурение скважин при обычных геологических условиях. На практике, реальная стоимость скважин может существенно отличаться по сравнению с расчетной.
Для геотермального теплоносителя с температурой более 190 °С планируется использование ГеоЭС с прямой подачей теплоносителя на привод турбины, таким образом затраты на ГеоЭС, в соответствии с [5] рассчитываются по формуле:
СГеоЭС= 1,30х(750 + 1125е-0,006115(^-5)), (4)
где Сгеоэс представлено в долл. США/кВт; № — полная мощность ГеоЭС в МВт, коэффициент 1,30 используется для перевода цен из 2004 г. в 2012 г. [4]
Затраты на гидравлическую стимуляцию резервуара в соответствие с [6] вычисляются из расчета 0,75 млн долл. США на одну скважину. Стоимость поверхностного трубопровода от системы скважин до ГеоЭС приблизительно оценивается в размере 50 долл. США на 1 кВт тепловой мощности [4].
Затраты на разведочные работы могут быть оценены в соответствие с работой [7] по формуле:
Сразв=1,12х(Сп + 0,6Сскв). (5)
Данная оценка разведочных работ включает бурение одной параметрической скважины стоимостью 60% от затрат на бурение одной эксплуатационной скважины, Сп — затраты на организацию и проведение геофизических и прочих полевых исследований, приняты равными 1 млн долл. США [4].
Помимо капитальных затрат проекта ГеоЭС, требуются ежегодные эксплуатационные расходы на поддержание работоспособности системы. Общие эксплуатационные затраты складываются из затрат на обслуживание ГеоЭС (Сэкс геоэС), системы скважин (Сэкс скв) и транспорта теплоносителя (Сэкс т/н). В соответствие с работой [4] данные затраты могут быть оценены по формулам (6)-(8):
Сэкс ГеоЭС =0,75 Сраб. с + 0,015 СГеоЭС, (6)
СЭкс скв = 0,25 Срай с + 0,001 Сскв, (7)
Сэкс т/н = 660 долл. США/1 млн л, (8)
256
где Сраб. с — стоимость рабочей силы, которая равна в соответствие с [4] 876 тыс. долл. США/год, при мощности ГеоЭС в диапазоне 5-10 МВт.
Длительность работы ГеоЭС за годовой период принималась равной 8000 часов, что соответствует коэффициенту использования установленной мощности 0,9.
На рис. 2 показано изменение себестоимости электроэнергии в случае снижения или увеличения капитальных вложений на 25%.
Наряду с себестоимостью вырабатываемой электроэнергии важным экономическим показателем работы ГеоЭС, также является ее энергоэффективность. Под энергоэффективностью понимается отношение общего количества производимой электроэнергии к потребляемой. Внутренними потребителями системы является различное вспомогательное оборудование, главным образом, это циркуляционные (нагнетательные и добычные) насосы. Их мощность зависит от давления на забое и от величины необходимого расхода. Пренебрегая силами трения в стволе скважин и вязкостью теплоносителя количество затрачиваемой энергии нагнетательным насосом рассчитывается по формуле из работы [9]:
I 7
30 40 50 60 70 80
суммарные капзатраты млн долл. США
Рис. 2. Зависимость себестоимости электроэнергии от капитальных затрат
257
10 15 20 25 30 годы с начала эксплуатации
Рис. 3. Динамика энергоэффективности ГЦС
затраты энергии добычным насосом:
Ф^доб - Рдоб)
РПн
где пн — энергоэффективность насоса (принята 80%); р — плотность воды (принята постоянной — 700 кг/м3); д — расход теплоносителя, кг/с; Рнап Рдоб — давление на забое скважин; Инап Идоб — глубина забоев скважин; д — гравитационная постоянная, 9,8 м/с2.
На рис. 3 показана динамика энергоэффективности ГЦС относительно вырабатываемой мощности (рис. 1) в течение 40 лет эксплуатации.
Существенное снижение энергоэффективности происходит в течение первых 10-13 лет эксплуатации, что вызвано изменениями давления на забоях скважин, вследствие интенсивного отбора теплоносителя. В общем, показатель энергоэффективности имеет среднее значение равное 19-20, временами снижаясь до минимального значения равного 18, что в целом является весьма благоприятным технико-экономическим показателем.
Таким образом, на основе представленных расчетов можно сделать вывод, что установленные технико-экономические показатели проекта ГеоЭС, использующей тепловые ресурсы близповерхностно-го магматического очага Авачинской магмагеотермальной системы, показывают экономическую целесообразность получения электрической энергии по скважинной циркуляционной технологии.
258
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Пашкевич P.M., Павлов К.А. Термогидродинамическое моделирование Авачинской магматогенной геотермальной системы // ГИАБ. ОВ 2 «Камчатка» (специальный выпуск). — 2014. — C. 192-204.
2. Пашкевич P.M., Таскин В.В. Термогидродинамическое моделирование теплопереноса в породах Мутновской магмагеотермальной системы. — Владивосток: Дальнаука, 2009. — 209 с.
3. Павлов К.А. Численное моделирование работы надкритической геотермальной циркуляционной системы. // ГИАБ. ОВ 2 «Камчатка» (специальный выпуск). — 2014. — С. 205-213.
4. Beckers K.F. et al. Introducing Geophires v.1.0: Software package for estimating levelized cost of electricity and/or heat from enhanced geothermal systems. Proceedings, 38-th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. Stanford University, Stanford, California, February 11-13, 2013, SGP-TR-198.
5. Tester J. W. et al. The future of geothermal energy: Impact of enhanced geothermal systems (EGS) on the United States in the 21st century. Massachusetts Institute of Technology, DOE contract DE-AC07-05ID14517 final report.
6. Sanyal S.K., Morrow J.W., Butler S.J. and Robertson-Trait A. Cost of electricity from Enhanced Geothermal Systems. Proceedings, 32-d Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, Stanford, California, January 22-24, 2007. SGP-TR-183.
7. GETEM Manual. http://www1.eere.energy.gov/geothermal/pdfs/geother-mal_electricity_
technology_evaluation_model_may_2011.pdf
8. Годовой отчет ОАО «РАО Энергетические системы Востока» по результатам работы за 2012 год. http://www.rao-esv.ru/upload/medialibrary/701/ Годовой_отчет_за_ 2012_ rc^.pdf
9. Yu-Chao Zeng, Zheng Su, Neng-You Wu. Numerical simulation of heat production potential from hot dry rock by water circulating through two horizontal wells at Desert Peak geothermal field // Energy. — 2013. — Vol. 56. — P. 92-107.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
гПашкевич Роман Мгнатьевич — доктор технических наук, директор, e-mail: [email protected]
1Павлов Кирилл Алексеевич — научный сотрудник, e-mail: [email protected] Научно-исследовательский геотехнологический центр Дальневосточного отделения Российской Академии Наук
UDC 550.367+621.311.25+621.311.1.003
EVALUATION OF THE EFFECTIVENESS CREATION OF THERMAL RESOURCES OF AVACHINSKAYA GEOTHERMAL SYSTEM TO PRODUCE ELECTRIC POWER
1Pashkevich R.I., Doctor of Technical Sciences, Director, e-mail: pashkevich@ kscnet.ru
1Pavlov K.A., Research Scientist, e-mail: [email protected]
259
1Research Geotechnological Center, Far Eastern Branch of Russian Academy of Sciences
The possibility to built Geothermal Power Plant to extract thermal resources of magmatogene geothermal system of Avacha volcano is considered taking into account the current state of thermal technologies. It is proposed to create the geothermal circulating system by deep-hole drilling into the massive of heated rocks. The possibility of building of Geothermal Power Plant of 12 MW is shown; the evaluation of the main technical-and-economic indicators of the project is given. Key words: Geothermal Power Plant (GeoPP), capital costs, operating costs, electric energy net cost, energy efficiency.
- REFERENCES
1. Pashkevich R.I., Pavlov K.A. GIAB, OV 2, «Kamchatka» (special issue), 2014, pp. 192-204.
2. Pashkevich R.I., Taskin V.V. Thermo-hydrodynamic modeling of heat transfer in the rocks of Mutnovsky magma geothermal system (Термогидродинамическое моделирование теплопереноса в породах Мутновской магмагеотермальной системы), Vladivostok, Dalnauka, 2009, 209 p.
3. Pavlov K.A. GIAB, OV 2, «Kamchatka» (special issue), 2014, pp. 205-213.
4. Beckers K.F. et al. Introducing Geophires v.1.0: Software package for estimating levelized cost of electricity and/or heat from enhanced geothermal systems. Proceedings, 38-th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. Stanford University, Stanford, California, February 11-13, 2013, SGP-TR-198.
5. Tester J.W. et al. The future of geothermal energy: Impact of enhanced geothermal systems (EGS) on the United States in the 21st century. Massachusetts Institute of Technology, DOE contract DE-AC07-05ID14517 final report.
6. Sanyal S.K., Morrow J.W., Butler S.J. and Robertson-Trait A. Cost of electricity from Enhanced Geothermal Systems. Proceedings, 32-d Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, Stanford, California, January 22-24, 2007. SGP-TR-183.
7. GETEM Manual. http://www1.eere.energy.gov/geothermal/pdfs/geother-mal_electricity_technology_evaluation_model_may_2011.pdf
8. Godovoy otchet OAO «RAO Energeticheskie sistemy Vostoka» po rezultatam raboty za 2012 god. http://www.rao-esv.ru/upload/medialibrary/701/Годовой_ отчет_за_ 2012_ rc^a.pdf
9. Yu-Chao Zeng, Zheng Su, Neng-You Wu. Numerical simulation of heat production potential from hot dry rock by water circulating through two horizontal wells at Deseit Peak geothermal field, Energy, 2013, Vol. 56, pp. 92-107. li^
260
