Геотермия на Камчатке

Размещено на http://www.allbest.ru/

Геотермия на Камчатке

Использование геотермальной энергии в народном хозяйстве (Диаграмма Линдела)

Потенциальные геотермальные ресурсы в мире огромны, но как было показано Гудмундсоном (Gudmundsson, 1988), имеется ряд ограничений их возможного использования в народном хозяйстве. Эти ограничения могут быть технического, экономического характера или специфики места локализации (удалённости от потребителя). Месторождения геотермальных ресурсов играют важную роль с точки зрения их использования. В случаях геотермальных электростанций реальность их строительства совершенно очевидна; все такие электростанции строятся в местах нахождения геотермальных ресурсов. Однако в случаях непосредственного использования геотермального тепла этот аспект реализации менее ясен. Геотермальные ресурсы, находящиеся в городской среде, наиболее вероятно будут использоваться, в отличие от тех гидротерм, которые удалены на небольшие расстояния. Совместимость геотермальных месторождений и пользователя становится менее важным, когда стоимость энергии влияет на выполнимость проекта.

Прямое использование энергии имеет значительный потенциал в большинстве стран, где есть геотермальные ресурсы. Во-первых, хотя производство электричества технически выполнимо при низких и средних температурах геотермального теплоносителя, имеется экономический предел температуры гидротерм для рационального производства электроэнергии. Во-вторых, низко- и среднетемпературный нагрев за счёт высококалорийных ископаемых топлив, приводит к низким эксплуатационным характеристикам энергетического оборудования. Вовлечение геотермальных ресурсов в систему тепловых потребностей может привести к лучшему использованию энергоресурсов. В-третьих, большая доля необходимых ресурсов во многих странах связана с нагревом низко- и среднетемпературного теплоносителя.

Требуемые средние температуры гидротермального теплоносителя в промышленно развитых странах были оценены Reistad (1975). Верхний предел 250⁰С оценивался для потенциального применения геотермальной энергии. Все виды энерго потребностей в США, рассчитанные от 25⁰С до этого температурного предела, колебались в пределах 50-250⁰С. Было определено, что значительная доля общего количества энергии используется ниже 120⁰С. Расход энергии на нагрев помещений 50-75⁰С температурным теплоносителем составлял 50% от общего расхода тепла ниже 250⁰С. Результаты Рейстада схематически показаны на Рис.16, который иллюстрирует распределение используемого тепла.

геотермальный энергия экономический загрязнение

Рис.16 Распределение используемой энергии

Около трети общих энергозатрат во Франции приходится на теплоноситель с температурой ниже 100⁰С (Lejeune, Varet, 1981). В Исландии отопление помещений составляет около 45% общих энергетических расходов (Gudmundsson, 1983,а), из которых большая доля удовлетворяется за счёт геотермальной энергии. Предполагается, что в будущем прямое использование геотермальных ресурсов будет сосредоточиваться на местах, расположенных вблизи геотермальных месторождений.

Диаграмма Линдела. Многие виды потребления геотермальной энергии легко иллюстрируются диаграммой Линдела (Lindel, 1973; Gudmundsson et al.,1985; Рис.17.) Диаграмма показывает примеры настоящего и будущего употребления геотермальной энергии в значениях используемых температур. Широко известное использование включает: рыборазводное производство; плавательные бассейны и бальнеологию; нагрев зданий и теплиц; сушка, выпаривание и производство электрической энергии. Имеется много примеров этих и других видов прямого использования геотермальной энергии. Она охватывает температурный интервал гидротерм от 20⁰С до почти 200⁰С. В верхнем температурном пределе насыщенный пар используется в генераторах электростанций. Однако прямое употребление охватывает весь температурный интервал диаграммы Линдела.

Диаграмма Линдела подчёркивает два встречно направленных аспекта природы прямого употребления геотермальных ресурсов: а) каскадное и комбинированное употребление предполагает возможность усовершенствования выполняемых геотермальных проектов, б) температура эксплуатируемых гидротерм может ограничить набор возможного вида их потребления. Однако изменение цели существующих тепловых процессов может в некоторых случаях сделать данные гидротермы, пригодные к использованию.

Использование геотермальных ресурсов в России (Kononov et al., 2000)

В России энергетическая промышленность базируется, в основном, на использовании ископаемых видах топлива (уголь, нефть, газ) и эксплуатации ядерных и гидроэлектростанций. Вклад геотермальной энергии относительно небольшой, хотя в наличии имеются значительные геотермальные ресурсы.

В настоящее время экономическая ситуация не способствует развитию геотермальной энергетики. Наличие топливных и транспортных трудностей отягощает проблемы энергетического обеспечения в северных и восточных регионах страны. В особенности ситуация ухудшилась после августовского кризиса 1998 г. на Камчатке, где до настоящего времени геотермальные ресурсы использовались в очень ограниченном масштабе по сравнению с потенциальными возможностями.

Кроме Курило-Камчатского региона, который изобилует современными вулканическими проявлениями и высокотемпературными гидротермальными системами, другие гидрогеологические провинции России также содержат значительные геотермальные ресурсы. Среди них следующие: 1)Кавказский сегмент альпийского тектонического пояса, 2) современная Байкальская рифтовая зона, 3) эпигерцинская Скифская плита Предкавказья, 4)Западно-Сибирская плита эпигерцинского возраста (Рис.18) Последние два региона содержат термальные воды (Т=100-200⁰С) в осадочном покрове, тогда как в двух других районах геотермальные ресурсы размещены в водовмещающих комплексах трещиноватых пород. Кроме того, часть геотермальных ресурсов находится в дорифейских образованиях Восточно-Европейской и Сибирской платформ, в палеозойских складчатых поясах Урала, Алтая и Саян, а также в мезозойском вулканическом поясе Чукотка-Катазия. Эти регионы менее перспективны на геотермальные ресурсы; они содержат поровые и трещинные гидротермальные системы с температурами 50-70⁰С на глубине примерно 3 км. Геологическая структура, гидрологические условия и геотермаческие характеристики этих районов описаны более детально в работах Kononov (1992) и Kononov et al.(1995).

Рис.17. Диаграмма Линдела

Рис.18 Геотермальные районы России

Производство электрической энергии. Тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, недавно производили 69% всей электроэнергии в России. Гидроэлектростанции и атомные электростанции давали 20% и 11%, соответственно Геотермальные электростанции дают лишь 0.06%, несмотря на увеличение их количества и их мощности по сравнению с предыдущими периодами (табл.3)

Таблица 3. Планируемое производство электроэнергии

Разведка геотермальных ресурсов для электростанций началась в 1957 г., когда была пробурена первая скважина на Паужетском геотермальном поле, расположенном на юге Камчатки. В последующие годы значительные геотермальные ресурсы были открыты на полуострове в результате усилий многих исследователей. Однако скорость и масштаб промышленного освоения геотермальных ресурсов ниже как потенциала Камчатки, так и экономических потребностей в электрической и тепловой энергий.

Паужетская электростанция начала работать в 1967 г. В это время установленная мощность была 5 МВт. В последующем она была увеличена до 11 МВт. Семь скважин извлекали 250кг/с пароводяной смеси с энтальпией 760-800 кДЖ/кг. Всего на этом геотермальном поле было пробурено 79 продуктивных скважин, которые могли обеспечить увеличение мощности до 18 МВт.

Высокотемпературное Северо-Мутновское термальное поле длительное время рассматривалось в качестве важного объекта для строительства электростанции на Камчатке. Его поверхностные проявления, так называемые Дачные источники, были описаны в 1960 г. Эксплуатационное бурение началось в 1979г. Было пробурено 82 скважины, глубиной от 255 до 2266 м. Пародоминирующий резервуар, содержащий гидротермальный пар с энтальпией 2100-2700 кДж/кг, был вскрыт в интервале глубин 700-900 м. Он перекрывается резервуаром, преимущественно с жидкими гидротермами, энтальпии которых 1000-1500кДж/кг (Т=250-310⁰С).

В настоящее время могут эксплуатироваться 17 скважин с общим расходом 330кг/с гидротерм со средней энтальпией 1600кДЖ/кг. Строительство электростанции планировалось закончить в 70-х годах, но этот план начал реализовываться лишь в 1990 годах. Сейчас на верхнем секторе Северо-Мутновского геотермального поля, названного Верхне-Мутновским введены в строй три действующих 4-х МВт турбины, изготовленные на Калужском турбостроительном заводе. Два других турбогенераторных блока, один мощность 3 МВт и другой с бинарным циклом 6 МВт, строится в этом секторе. В 1999 г построена линия электропередачи от электростанции к потребителю.

Для сектора Дачного того же Северо_Мутновского поля был разработан проект строительства Мутновской электростанции, мощностью до 300 МВт. Проект поддерживается заёмом (99.9 млн. US $) Европейского банка Реконструкции и Развития. Кроме того, этот заём даётся для поддержания буровых скважин и дополнительных геофизических исследований по уточнению геотермальных ресурсов этого сектора.

Кроме Паужетского и Северо-Мутновского геотермальных полей на Камчатке имеется ряд высокотемпературных геотермальных систем (Рис.19) Частично разведанное Нижне-Кошелевское термальное поле является очень перспективным местом, содержащим в своих недрах гидротермы с энтальпией до 2800кДж/кг. Оно располагается недалеко от Паужетского поля. Эксплуатация обоих этих геотермальных объектов могла бы стать важной энергетической базой для камчатской экономики. Другим важным местом такого же типа является Больше-Банное поле, где естественная тепловая разгрузка оценивается в 79 МВт. Это поле уже разведано, общая разгрузка кипящих терм оценивается в 285 л/с.

Рис.19 Геотермальные ресурсы Камчатки.

Киреунское термальное поле, расположенное в северной части Центральной Камчатской депрессии, также разгружает кипящие термы, тепловая мощность которых оценивается 24 МВт. Кроме того, имеется Семячинское поле, расположенное в Кроноцком заповеднике, которое включает знаменитую Долину Гейзеров. Строго ограниченное использование Семячинского поля (для строительства небольшой электростанции, мощностью 5 МВт) могло бы помочь развитию туризма в заповеднике. С учётом геотермальных ресурсов Кроноцкого заповедника на Камчатке можно построить электростанции, общей мощностью 1130 МВт э. (Sugrobov, 1995).

Кроме высокотемпературных гидротерм с энтальпией более 700кДж/кг, низкотемпературные горячие воды с пластовыми температурами до 150⁰С могут использоваться для электростанции с бинарным циклом, в которых используются теплообменники с низкокипящими жидкостями.

Экспериментальная геотермальная электростанция с установленной мощностью 800 киловатт, была построена в 60-х годах на Паратунской низкотемпературной системе.

Курильские острова имеют благоприятные геотермальные условия для производства электроэнергии. На острове Итуруп Океанская геотермальная электростанция проектируется на 30МВт (Рис.18). Здесь готовы к эксплуатации 9 скважин. Две другие электростанции будут строиться на островах Парамушир и Кунашир.

Другим районом, где имеются данные для строительства геотермальных электростанций, является Северный Кавказ. В этом районе выделяется две геотермальные провинции. Первая включает ороген Большого Кавказа вместе с Предкавказским прогибом, вторая располагается в структуре эпигерцинской скифской плиты. Осадочный чехол плиты и прогибов вмещает значительные объёмы горячих вод. Поскольку эти гидротермы высокоминерализованы, то они могут использоваться лишь в бинарном цикле с закачкой отработанного теплоносителя обратно в водоносные горизонты. В настоящее время разрабатывается проект такой электростанции, мощностью 3 МВт. Однако высокая минерализация гидротерм (>100г/кг), относительно низкая температура (150-170⁰С), большая глубина (>4000 м) и необходимое высокое давление при закачке отработанного теплоносителя (7МПа) делает реализацию этого проблематичной.

Прямое использование геотермальных ресурсов. Гидротермы в России используются в подавляющем большинстве случаев для обогрева помещений. Они используются в сельскохозяйственных целях (теплицы, нагрев почвы, в рыборазведении, животноводстве, хлебопечении), в различных промышленных процессах (ткачество, промывание шерсти, бумажном производстве, сушке шерсти, извлечение нефти), а также в бальнеологии и для отдыха. Прямое использование земного тепла наиболее распространено в Курило-Камчатском и Северо-Кавказском регионах, а также в Западно-Сибирской и Кавказской провинциях. (Табл.4).

На Камчатке имеется около 150 групп термальных источников и 11 высокотемпературных гидротермальных систем (Рис.18). Они располагаются в вулканотектонических депрессиях, грабенах и кальдерах, служащих в качестве резервуаров для термальных вод поровой и трещинной циркуляции. За исключением Кроноцкого Заповедника, геотермальные ресурсы Камчатки могут дать 1345 МВт тепловой энергии в течение, по меньшей мере, 100 лет.

Таблица 4

На основании природных (геологоструктурных) условий на Камчатке выделяются следующие гидротермальные субпровинции: Северная, Срединная, Восточная, Южная провинции и провинции больших структурных депрессий (последние являются перспективными с точки зрения промышленного освоения геотермальных ресурсов).

Северная субпровинция включает 16 групп термальных источников. Среди них Тимлатские, Паланские и Русановские источники являются наиболее привлекательными для использования.

В Срединной субпровинции имеется 24 гидротермальных проявления. Среди них, Эссовские и Анавгайские источники уже используются и две высокотемпературные системы (Киреунская и Апапельская) предположительно обладают большим энергетическим потенциалом. Около одной трети всех источников расположено в Восточной супровинции. Источники, находящиеся в долине р. Налычева, наиболее перспективны для сельскохозяйственных и бальнеологических целей. Карымская, Семячинская, Узонская высокотемпературные системы и Долина Гейзеров входят в эту субпровинцию. Последние три системы находятся в границах Кроноцкого заповедника, где запрещена любая промышленная и сельскохозяйственная деятельность. И, наконец, 55 разнообразных гидротермальных проявлений, сопряжённых частично с Паужетской, Нижне-Кошелевской, Северо-Мутновской и Больше-Банной высокотемпературными системами размещаются в Южной субпровинции. Несмотря на такое обилие геотермальных ресурсов, экономика Камчатки испытывает острый недостаток энергетической и тепловой энергии.

В настоящее время хлоридно-натриевые термы с Т=80 - 100⁰С и минерализацией 1-5г/л используются для нагрева помещений в населённых пунктах (Паратунка, Паужетка, Эссо и Анавгай). Проблема теплоснабжения Петропавловска-Камчатского остаётся в фокусе постоянного внимания. Одним из возможных решений могло бы быть строительство трубопровода примерно 80 км длиной для передачи отработанных гидротерм Северо-Мутновских геотермальных электростанций. Сельскохозяйственное применение геотермальных ресурсов испытывалось на тепличном комбинате в посёлке Термальном на базе Паратунских гидротерм, площадью 60000 м². Теплицы меньшей площадью действуют в Эссо, Анавгае и Паужетке. Начинские и Нижне-Паратунские водолечебницы завершают полный список геотермальных объектов, используемых на Камчатке.

На Курильских островах прямое использование геотермального тепла развито на островах Кунашир и Парамушир для нагрева помещений (г.г. Южно-Курильск, Северо-Курильск, соответственно).

Платформенная геотермальная провинция Северного Кавказа включает несколько артезианских бассейнов. Гидротермы содержатся в многослойных водовмещающих системах, заключённых в мезо-кайназойском осадочном чехле. Термы содержат растворённые соли НСО₃,- Na или Сl - Na; их минерализация варьирует от 0.5 до 65 г/кг, температура колеблется до 80-110⁰С на глубинах 1-2 км (табл.5).

Таблица 5

Вода используется, в основном, для сельскохозяйственных и промышленных целей. В селении Мостовском Краснодарского края, термы с температурой 75⁰С используются в многоцелевой системе, включающей теплицы (180000м²), нагрев зданий (для 10000 жителей), животноводческие фермы и птицефабрику, а также изготовление бетонных блоков и сушку шерсти. И, наконец, отработанные термы 20-30⁰С используются в купальных бассейнах и рыборазводных прудах.

Альпийские краевые прогибы Северного Кавказа также содержат многослойные водовмещающие системы с аналогичными НСО₃ - Na и Сl - Na термами в мезо-кайназойских осадках. Минерализация гидротерм колеблется от 0.9-2.1 г/кг (район Ханкалы) и 3-8 г/кг (район Махачкалы) до 100-200 г/кг (район Кайзулы и Тарумовка). Температура колеблется от 70-85⁰С (район Махачкалы) до 150-170⁰С (район Кайзулы). В Дагестане термы обычно используются для нагрева помещений и других видов прямого употребления. Гидротермальными ресурсами этой республики пользуются 200000 жителей. Кроме того, на них работают теплицы в Махачкале (60000 м²) и Кизляре (20000 м²). Эти теплицы используются для выращивания огурцов и цветов. Термы применяются в животноводстве.

На конец 1999 года общее количество гидротермальных скважин для прямого использования достигло 306 на Северном Кавказе и Камчатке. Из них 200 скважин - продуктивные, 16 - реинжекционные, 90-наблюдательные. Половина извлекаемых терм используется для нагрева помещений и прямого использования, 33 % для теплиц, 12.8 % для различных промышленных процессов и 2.2% для животноводства и рыборазведения. Наконец, 2.0 % этих ресурсов используется в водообменниках и 40 заводов разлива термальной и минеральной воды.

Западно-Сибирская плита является перспективным районом для прямого использования геотермальных ресурсов. Осадочный чехол этой эпигерцинской плиты, площадь которого 3 х 10⁶ км², содержит артезианский бассейн термальных вод. По границам бассейна водоносные горизонты с высоким гидростатическим давлением, температурами 35-75⁰С и минерализацией 1-25 г/кг имеют мощность до 3 км и продуктивность 180м³/с. Однако до настоящего времени эти геотермальные ресурсы используются в очень недостаточном объёме. Гидротермами обогреваются лишь несколько небольших населённых пунктов и несколько зданий в городах Тюмень и Омск. Эти термы также используются для нагревания нефтесодержащих горизонтов с целью уменьшения вязкости нефти и увеличения добычи, и для извлечения иода и брома, содержащихся в термальных рассолах, а также для рыборазведения.

Этот регион очень богат природным газом и нефтью, которые препятствуют широкому использованию геотермальных ресурсов в настоящее время.

Имеется много термальных источников и несколько геотермальных скважин около озера Байкал и вдоль Байкало-Амурской магистрали. Эти термы используются локально для обогрева помещений, а также для бань и купален.

В системах обогрева гидротермами также могут быть использованы тепловые насосы. Успешный эксперимент этого рода был проведён в 1999 году в селе Филиппово Ярославской области. Грунт с температурой 5-6⁰С глубиной 40 м служил в качестве низкопотенциального теплового источника. Восемь тепловых насосов, изготовленных на Рыбинском инструментальном заводе нагрели до 60⁰С воду, обогревающую школу на 160 учеников. Кроме того, планируется использовать воду, нагретую тепловыми насосами, в аквапарке в Москве.

Экономические особенности использования геотермальной энергии

Экономическая целесообразность использования геотермальных ресурсов зависит от многих обстоятельств. Одними из главных особенностей этого аспекта развития геотермальной энергетики является цена на традиционные виды топлива в местах расположения гидротермальных ресурсов, развитость инфраструктуры, сильно влияющей на капитальные затраты, как геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения, так и на строительство самих геотермальных электростанций и обустройство промыслов. Все названные факторы изменяются во времени и, естественно, экономическая целесообразность должна рассчитываться весьма конкретно для каждого проекта. Невозможно сделать вывод об абсолютной выгодности того или иного геотермального проекта. Однако следует отметить наличие некоторых экономических особенностей в использовании геотермальных ресурсов.

Так, например, экономическая целесообразность строительства геотермальных электростанций характеризуется сравнительно высокими затратами на капитальное строительство. Подавляющую долю в расходной части сметы занимает финансирование строительства геотермальных скважин. Поскольку условия бурения часто зависят от плохо прогнозируемого процесса проходки ствола скважины и возможных притоков геотермального теплоносителя с почти неизвестными термодинамическими параметрами, то и стоимость конструкций скважин колеблется в широких пределах.

В литературе часто называются средняя стоимость оборудования геотермальных скважин в пределах 1-10 млн. долларов. При этом следует понимать, что средняя стоимость скважины зависит от конкретной гидротермальной системы. По-видимому, следует учитывать и развитость той или иной страны, что определяет уровень заработных плат конкретной страны, которые входят основной долей затрат.

Известно, что стоимость геотермальной скважины сопоставима со стоимостью газовых и нефтяных скважин.

Стоимость геотермального пара составляется из стоимости программы разведочного и эксплуатационного бурения и стоимости строительства паропроводов. Подавляющая часть стоимости пара определяется его эксплуатационными параметрами, которые зависят от гидрогеотермических характеристик термальных вод конкретной геотермальной системы, а также сроками амортизации, которые влияют на капитальные затраты по производству геотермального пара. В связи с этим продолжительность периодов амортизации является важной расчётной единицей, влияющей в итоге на полную стоимость электрической энергии вырабатываемой ГеоТЭС. Предполагается целесообразным включить в эти расчёты расходы на разведку в тот же период и таким образом будет оцениваться период амортизации продуктивных (эксплуатационных) скважин. При этом в расчётах должны учитываться изменения качества геотермального пара и геологические условия, которые влияют на закладываемую в расчёт продолжительность эксплуатации скважины, разные для различных геотермальных объектов, которые трудно порой сопоставить в разных странах. На первых этапах развития геотермальной энергии из-за недостаточного количества эмпирических данных, в связи с небольшой продолжительностью эксплуатации геотермальных скважин, принимались волевые решения в оценке их продуктивной активности. Кауфман (Kaufman, 1970) использовал в расчётах 20 летний период работы геотермальных скважин. Хайесида (Hayashida, 1970) считал, что они работают 10 лет, а для исландских скважин Рагнерс и другие (Ragnars et al., 1970) принимали в расчётах 7 летний период жизни геотермальных скважин. Выбор этой величины важный момент в составлении геотермальных проектов, так как продолжительность активного периода продуктивной скважины определяет экономическую целесообразность любого геотермального проекта. Опыт работы многих ГеоТЭС во всём мире на протяжении нескольких десятков лет показал, что продолжительность эксплуатации геотермальных скважин составляет десятки лет. Таким образом, срок амортизации оборудования значительно меньше, чем продолжительность жизни геотермальных скважин, в связи с чем, цена электроэнергии, вырабатываемая ГеоТЭС, падает до очень низкого уровня. Однако есть ещё значительный элемент недоверия к геотермальным скважинам, но это в большинстве случаев вызвано низким качеством конструкции геотермальных скважин. Этот факт большей частью компрометирует реализацию геотермальных проектов.

На раннем этапе развития геотермальной энергетики принимался слишком осторожный подход в оценке продолжительности жизни геотермальных скважин. Разведка геотермальных месторождений попадала в экономически невыгодные условия по сравнению с другими источниками энергии. В связи с чем, она могла никогда не начаться.

Следующая статья расходов, входящих в стоимость геотермального пара, это расходы на аренду или покупку земли, необходимой для площадок под скважины и системы паропроводов. Как показал Хаясида (Hayashida, 1970), эта часть стоимости геотермального пара зависит от минимального расстояния между скважинами, которая является функцией гидравлического взаимодействия между скважинами. Этот автор подготовил кривые, показывающие взаимосвязь между расходом скважины, расстоянием между скважинами, стоимостью земли и средней стоимостью киловатт-часа. Они показывают, что при стоимости земли 16200 долларов за гектар, при интервале между скважинами 150-200метров, для скважин средней мощностью 3 МВт, стоимость электроэнергии может увеличиться на 1.8 тысячную доллара за киловатт-час.

Колебания стоимости, обусловленные расходами на транспортирование геотермального пара, очень небольшие и состоят, в основном, из расходов на эксплуатацию скважин и паропроводов, которые в определённой степени, будут зависеть от коррозионных свойств гидротерм. Присутствие минерализации в некоторых высокотемпературных гидротермальных системах создаёт проблему отложения кальциевых минералов в скважинах, чем обусловлено уменьшение продуктивности скважин и, следовательно, продолжительности её жизни. Эти отложения можно удалять разбуриванием и частота таких ремонтных работ будет зависеть от химического состава гидротерм. Хайясида и Езима (Hayashida, Ezima, 1970) делают ссылку на эксперимент, выполненный на геотермальном поле Отаке в Японии, где производилась закачка 5000 кг соляной кислоты в скважину, заросшую кальцитом, в результате чего продуктивность её восстановилась до 100%.

Кроме того, стоимость пара может также увеличиваться в связи с необходимостью продолжать выполнение программы непрерывного бурения, нацеленную на поддержание качества и количества пара.

До начала детального проектирования электростанции необходимо рассмотреть экономически оптимальное давление пара, при котором проектируемая ГеоТЭС будет работать. Джемс (James, 1970) изучил различные факторы, входящие в эту тему. По - существу, с понижением проектируемых давлений, приходится сталкиваться с двумя противоречивыми эффектами: первый - это необходимость увеличить расход пара на турбинах, работающих при низких давлениях, а другой - заключается в том, что первый фактор побуждает извлекать большие количества пара из геотермальной системы, что приводит к снижению конечного давления в них. Используя различные базовые расходы в предполагаемых условиях геотермальных резервуаров, автор приходит к выводу, что конечное давление в скважинах с сухим паром не должно превышать 75 фунтов/кв. дюйм (~6 ати). Предполагается общий вывод, что для геотермальных полей с сухим паром, значения оптимального эксплуатационного давления не являются чувствительными к первоначальному давлению закрытого резервуара, ни к объёму вулканических пород, связанных с этим паром.

В результате изучения теоретической модели современной системы Вайракей Джеймс (James, 1970) пришёл к выводу, что оптимальное давление на турбине, преследующее максимальную продолжительность жизни геотермального поля, находится в пределах 40-60 фунтов/кв.дюйм. Оказалось, что реальный опыт Вайракея подтвердил этот теоретический вывод и был сделан расчёт стоимости для 150 МВт электростанций в Н. Зеландии.

Другим важным параметром, необходимым при проектировании геотермальных электростанций, является вакуум на конденсаторе. Увеличение давления на конденсаторе увеличивает плотность пара и допускает увеличение потока пара через турбину. Таким образом, увеличивается общий расход за счёт более высокого удельного расхода пара. Дополнительная энергия уменьшается из-за увеличения плотности неконденсируемых газов, а также из-за повышения температуры конденсации пара, который теряет охлаждающую способность. Однако возросший удельный расход пара влияет на общий расход пара. Извлекаемого из геотермального месторождения и вынуждает бурить дополнительные скважины и удлинять паропроводы, тем самым, увеличивая стоимость проекта.

Джеймс (James, 1970) рассчитал типичный проект геотермальной станции с предельными концентрациями неконденсируемых газов с точки зрения установления вакуума в конденсаторах, дающего самые низкие капитальные затраты и производство энергии. Из графика, данного в этой статье, видно, что минимальные капитальные расходы обеспечиваются колебаниями вакуума в пределах 5-10 дюймов ртутного столба. Оказалось, что на основании этих оценок, 5 дюймовый вакуум должен соответствовать полным минимальным расходам, где содержания неконденсируемых газов не превышает 25 %.

Некоторые авторы указывали на аналогичность стоимостной структуры между геотермальными и гидравлическими электростанциями. Увеличение стоимостей обоих видов энергетических систем практически нулевое. Однако не все гидроэлектростанции могут работать при высоких нагрузках, тогда как все геотермальные станции могут подвергаться перегрузкам, чтобы эксплуатировать их при очень низких ценах.

По-видимому, стоимость разведки и бурения, капитальные затраты геотермальных электростанций являются функцией как оптимальной производительности, так и периода амортизации. Поскольку значительная часть оборудования геотермальных электростанций аналогична конструкциям тепловых электростанций, то периоды амортизации того же порядка-25 лет.

Во многих работах указывается на значительные различия между геотермальными и тепловыми электростанциями, что касается их экономичности. В тепловых электростанциях имелась возможность получить впечатляющее уменьшение средней стоимости за счёт значительного увеличения мощности электростанции. Этот эффект достигался использованием очень высоких параметров пара и нескольких стадий его прогрева. Эти факторы позволили изготовлять сравнительно малые паровые турбины.

В геотермальном энергопроизводстве паровой теплоноситель обычно обладает низкими давлениями и температурами с малым перегревом или отсутствии такового. При данных условиях удельный расход пара относительно высокий, что требует увеличения размеров турбин и другого комплексного оборудования. Кауфман рассчитал, что для ГеоТЭС 80 МВт турбины будут наиболее экономичными с точки зрения их оптимальных размеров.

Геотермальные турбины не могут приблизиться по своему масштабу к турбинам тепловых электростанций, но Armstead (1970) показал, что в пределах размеров геотермального оборудования может достигаться определённый эффект его использования. Это подтверждено Мак Миланом (McMillan, 1970), который приводит полную стоимость капитальных затрат в пределах от 147 $ на киловатт для 13.5 МВт турбин до 105 $ на киловатт для 55 МВт конденсирующих машин. Не конденсационные турбины менее дорогие по капитальным затратам и Рагнерс и др. (Ragnars et al., 1970) рассчитали, что при турбинах в пределах 5-10 МВт капитальные затраты составляют порядка 90-130 $ на киловатт. Сравнение конденсирующих электростанций производилось в Италии Леардини (Leardini, 1970). Он привёл цены 190 и 80 долларов на киловатт соответственно для 15 МВт станций. Капитальные затраты 300 долларов на киловатт приводятся Хайясида и Езима (Hayashida, Ezima, 1970) для Отаке и 286 долларов на киловатт Накамура (Nakamura, 1970) для Матцукава. Эти высокие стоимости частично связаны со стоимостью прокладки дороги в гористой местности, а также со значительным разбросом скважин. Вообще стоимость сравнительно небольшой геотермальной электростанции мало отличается от стоимости тепловой электростанции мощностью 300-400 МВт.

Для некоторых геотермальных электростанций, по-видимому, необходимо исследовать проблему эксплуатации вакуумных конденсаторов, в связи с высокими концентрациями неконденсируемых газов. Если количество таких газов невысокое, то используются обычные паровые эжекторы, как показал Макмиллан (McMillan, 1970) для Гейзерной ГеоТЭС. Однако наличие высоких концентраций влияет на износ ротора, который значительно превышает расходы как на ремонт, так и на инвестиционные затраты. Поскольку фактически нет увеличения в стоимости эксплуатации геотермальных установок, то средняя стоимость энергии будет изменяться обратно пропорционально количеству выработанной энергии и, следовательно, фактору нагрузки. Таким образом, уменьшение коэффициента нагрузки геотермальной электростанции приведёт к пропорциональному росту средней цены. Armstead (1970) показал, что возможно использовать различие относительного смещения стоимости станции и фактора нагрузки, чтобы получить наиболее экономически выгодный рабочий режим геотермальной электростанции. В идеальном случае, увеличение средней цены, поднимающейся по мере уменьшения нагрузок, могло быть большим, чем компенсация за счёт экономии, полученной в результате использования турбин больших размеров. Этот аргумент заслуживает внимание в том, что увеличение оптимальных возможностей работающей геотермальной электростанции при коэффициентах нагрузки меньше, чем в условиях базовой нагрузки. Из анализа, данного Armstead (1970), получается, что должен быть экономический минимум коэффициента нагрузки, ниже которого, по-видимому, не может экономично работать тепловая конденсационная электростанция. Однако этот автор указывает на дополнительную возможность использования не конденсирующих турбин, работающих при низких коэффициентах нагрузки, с низким расходом капитальных затрат.

Случаи, при которых производство энергии турбинами без конденсаторов могут использоваться, являются не только вопросом стоимости станций, поскольку возросшая удельная стоимость пара должна превысить возможность сохранения геотермального источника тепла.

Как показал Кауфман (Kaufman, 1970), при экономическом сравнении гидро и геотермальных электростанций (где нет необходимости экономить топливо), последние могут иметь некоторые трудности в соревновании с гидроэлектростанциями.

Из информации, данной в нескольких статьях, очевидно, что имеющиеся в наличности геотермальные станции были способны эксплуатироваться при очень высоких нагрузочных коэффициентах. Накамура (Nakamura, 1970) приводит 90% нагрузочный коэффициент, тогда как Хаясида и Езима (Hayashida, Ezima, 1970) приводили коэффициенты более 97% в течение двухлетнего периода. Большой опыт обобщён Леардини (Leardini, 1970) для Лардерелло, где показано, что средние коэффициенты нагрузки превышают 98% для большинства установок.

Простота, которую можно достичь на работающих ГеоТЭС, в особенности при постоянной нагрузке, возможна при некотором внимании к проблеме автоматического контроля. Так, например, геотермальный турбогенератор в Намафьялле в Исландии, мощностью 3.5 МВт управлялся с гидроэлектростанции, расположенной в 12 км от неё. На Паужетской ГеоТЭС многие обычные функции были автоматизированы. Макмиллан (МсMillan, 1970) сообщает об автоматическом управлении до 16 часов каждый день 12 МВт установки в Гейзерах Калифорнии.

Для обычного обслуживания станций на ГеоТЭС в Лардерелло Леардини (Leardini, 1970) считает необходимым 1.2 человека на 1 МВт установленной мощности. Если учитывать весь штат, участвующий в производстве электроэнергии, то эта величина составит 1.8 человека на 1 МВт.

Помимо капитальных расходов, наиболее значительной долей стоимости электроэнергии, производимой ГеоТЭС, являются ремонтные работы. К этим работам относится чистка оборудования от отложений солей. Коррозия может вызываться высокими концентрациями неконденционируемых газов в гидротермах. Иногда приходится устанавливать химические насосы для контроля рН в охлаждающей системе для того, чтобы нейтрализовать серную кислоту.

Большинство ГеоТЭС, использующих пароводяную смесь, работают в режиме прохождения этой смеси через сепаратор, в котором высокопараметрический пар поступает на турбину, а отделившаяся вода обычно закачивается в реинжекционные скважины. Джеймс (James, 1970) в своей работе обсуждает трудности использования этих больших геотермальных ресурсов. Однако имеются примеры их применения для нагрева помещений и других целей, согласно диаграммы Линдела. Проекты более глубокого использования энергии этого теплоносителя базируются на применении теплообменников, в которых циркулируют легкокипящие теплоносители. Такие опыты производились впервые в мировой геотермии на Паратунской ГеоТЭС (800КВт).

Загрязнение окружающей среды в различных частях мира, связанное с освоением геотермальных ресурсов, вызывает большое беспокойство. Загрязнение воздушной среды повышается, если газы, такие как сероводород, попадают в воздушные слои и требуется дополнительное финансирование для решения этой проблемы. Кроме того, большинство гидротерм содержат соли и такие вещества, как мышьяк, фтор и бор, а также другие минеральные элементы. Поскольку геотермальная энергетика в настоящее время развивается вдали от больших промышленных центров, которые создают наибольшие экологические проблемы, загрязняющие выбросы её отходов не являются сейчас главной проблемой. Но, несомненно, это не служит причиной о снятии вопроса о ликвидации отработанных отходов.

Там, где геотермальные электростанции располагаются вблизи моря, обычно проблемы ликвидации отходов геотермального производства нет. Но там, где их попадание в речную сеть является реальным, то возникает проблема загрязнения пресных вод. Несмотря на малые концентрации большинства химических компонентов в гидротермах, некоторые из них могут наносить значительный ущерб окружающей среде. Так, например, бор в концентрации 2 части на миллион уничтожает растения.

Расчётами было показано на примере одной из ГеоТЭС в Южной Америке, что во влажный период наблюдается сильное разбавление отработанных гидротерм, но в сухой сезон концентрация бора могла подниматься до опасного уровня. В настоящее время в практике эксплуатации геотермальных ресурсов предусматривается всеми проектами закачка отработанных гидротерм и конденсатов с растворёнными неконденсируемыми газами обратно в водоносный комплекс. Это увеличивает стоимость электрической энергии, вырабатываемой геотермальными станциями.

Кауфман (Kaufman, 1970) рассчитал, что кроме затрат на бурение

скважин для закачки отработанных гидротерм, стоимость реинжекционной системы может составить 100 долларов на 1000 галлонов (~ 4 метрических тонны). В связи с этим стоимость киловатт-часа повышается на 3-4 тысячных долей доллара.

Итоги первого этапа реализации геотермальных программ на Камчатке. Негативное воздействие на окружающую среду

Как уже отмечалось в разделе 1, на начальном этапе освоения геотермальных ресурсов на Камчатке был разработан проект развития геотермальной энергетики на базе Паужетских горячих (кипящих) источников на южной оконечности Камчатского полуострова, в 30 км от Озерновского рыбокомбината. Целью проекта было строительство опытно-промышленной геотермальной электростанции с установленной мощностью 5 МВт. Проект был подтверждён специальным Постановлением Совета Министров СССР и предусматривал бурение двух 500 метровых скважин роторного бурения с оборудованием промысловых площадок и применением специального противовыбросного (превенторов) и пароотделительного (сепараторов) оборудования.

Разведочная модель Паужетского месторождения горячих вод базировалась на ортомагматической концепции их происхождения. Предполагалась, что кипящие термальные источники, расположенные у борта долины реки Паужетки, непосредственно связаны с магматическим очагом и являются конденсатами магматических флюидов.

Проходка первой скважины и опытные выпуски и термометрические измерения в ней показали ошибочность предложенной разведочной модели. Оказалось, что кипящие источники располагаются в конце подземного потока гидротерм, стекающего по водоносным горизонтам (комплексам) по северо-западному склону Камбального хребта, входящего в сложную структуру одноимённого долгоживущего вулканического центра.

Уточнение разведочной модели данного геотермального проекта, казалось бы, должно было сопровождаться изменением стратегии геолого-разведочных работ и необходимостью ведения бурения скважин в направлении вверх по северо-западному склону. Из-за недостаточного финансирования проекта было принято решение бурить геотермальные скважины станками колонкового бурения по сетке. Первые же скважины вынудили геолого-разведчиков заниматься поиском термовыводящих разломов. Методом проб и ошибок было принято считать термовыводящими дренами тектонические разломы северо-восточного простирания, которые якобы являлись естественным водозабором по отношению к потоку гидротерм, стекающим вдоль северо-западного склона Камбального хребта. Было пробурено 20 скважин глубиной до примерно 500 метров и 1 роторная скважина глубиной 800 м. Основываясь на данных одиночных и опытных кустовых выпусках продуктивных скважин, были оценены геотермальные ресурсы на фронтальной части верхнего водоносного горизонта со средневзвешенной энтальпией 170ккал/кг. Общий вынос тепла этим потоком оценивался примерно 80000 ккал/с, что считалось достаточным для строительства планируемой геотермальной электростанции. Было принято решение об окончании геолого-разведочной стадии работ и переходе к стадии бурения эксплуатационных скважин. Однако руководство предпочло форсировать строительство Паужетской ГеоТЭС и пришло к выводу о возможности использования большей части разведочных скважин в качестве эксплуатационных. Поскольку средний единичный расход скважин был небольшой, то протяжённость паропроводов и ручьёв, дренирующих гидротермы после сепараторов, занимали значительную площадь. Программой строительства ГеоТЭС не планировалось использование паровых турбин с эксплуатационными параметрами, приспособленными к низким параметрам извлекаемого теплоносителя, а были взяты турбины с более высокими эксплуатационными параметрами. Это привело к неполной выработке электрической энергии из добываемого теплоносителя. Установленная электрическая мощность ГеоТЭС составила лишь 3МВт. Задача доведения мощности Паужетской ГеоТЭС до проектного задания была выполнена уже другой организацией, которая входила в состав Министерства газовой промышленности. По инициативе Института Вулканологии ДВНЦ АН СССР и Камчатэнерго Министерство газовой промышленности приняло решение продолжить бурение с до разведкой Паужетского месторождения горячих вод. Работы были распространены на нижнюю часть северо-западного склона Камбального хребта, так как предыдущая разведочная модель оказалась состоятельной. В результате этих работ начали извлекать более высокопараметрический пар. Мощность Паужетской ГеоТЭС была доведена до 11 МВт. Однако следует отметить, что на полную мощность она никогда не работала из-за отсутствия потребителей в данном районе. Попытки стимулировать расширение геолого-разведочных работ как на Паужетском геотермальном поле с переходом на осевую часть Камбального хребта, где ожидается значительное приращение геотермальных запасов с более высокопараметрическим теплоносителем, так и на Нижне Кошелевском месторождении геотермального пара, натолкнулись на упорное неприятие этой идеи со стороны Камчатэнерго. Последние были нацелены на строительство атомной и тепловых электростанций на привозном мазуте. Главным аргументом против освоения геотермальных ресурсов южной Камчатки являлось не экономичность протяжённой линии электропередач от места производства электрической энергии к главным потребителям, располагающимся в г. Петропавловске-Камчатском.

Длительная эксплуатация Паужетской ГеоТЭС наглядно подтвердила рациональность использования геотермальных ресурсов для получения электрической энергии на Камчатке. Не вызывает сомнений, что в отсутствии развитой инфраструктуры, в которой главным недостатком является полное отсутствие дорожной сети на Камчатке, геотермальная энергетика реализуется с большими трудностями и неоправданными непроизводительными затратами, которые ложатся тяжёлой ношей на стоимость киловатт-часа производимой ГеоТЭС электрической энергии. Отсутствие в социально-экономических программах и программах развития производительных сил на Камчатке целенаправленного строительства дорожной сети предполагает и в дальнейшем нелёгкую реализацию энергетического обеспечения на Камчатке, в том числе и за счёт геотермальных ресурсов. Кроме того, эти работы сопровождаются сильным воздействием на окружающую среду, в значительной степени усиленное безхозяйственным, а порой варварским отношением к природным объектам и экосистемам.

Однако практика эксплуатации Паужетской ГеоТЭС показала, что нарушение экологической обстановки вокруг объекта могут быть сведены к минимуму, а промысловые участки могут быть рекультивированы с созданием рекреационных зон и зон сельскохозяйственного землепользования (строительство теплиц, использование терм в животноводстве и в отопительных системах, как жилищно-коммунальных, таки производственных предприятий).

Из ущерба, нанесённого геолого-разведочными, строительными и эксплуатационными работами, следует отметить, что было погублено несколько стволов Камчатской берёзы и ольховый кустарник. Они во время опытных выпусков в атмосферу пароводяной смеси покрылись золями кремнекислоты.

Далее, за счёт понижения гидростатического уровня верхнего водоносного комплекса исчезли поверхностные термопроявления (источники Парящий 1, Парящий 2, Пульсирующий и Пятиминутка). Произошло тепловое загрязнение ручьёв Быстрого, температура которого повысилась за счёт сброса термальных вод после сепарирования на скважинах, расположенных на его бортах каньонообразной долины. В ложе стоков гидротерм с температурой около100⁰С из сепараторов вплоть до ручья отложился гейзерит.

Кроме того, от конденсаторов ГеоТЭС к реке Паужетке тянется ручей с разбавленным конденсатом. Несомненно, от этого ручья и других сточных термальных вод происходят испарения растворённых газов СО₂ и H₂S.

Наиболее ощутимым нарушением воздушной среды является шум, издаваемый расположенным на подводящем паропроводе регулятором расхода пара, в особенности в ночное время, когда потребление электрической энергии, вырабатываемой ГеоТЭС, снижается.

Несомненно, нарушением окружающей среды является выемка грунта под автомобильную дорогу, вдоль которой в настоящее время наблюдаются эрозионные процессы в поверхностном элювиально-делювиальном чехле, сложенном рыхлой пирокластикой.

Геолого-разведочные работы на Паратунской геотермальной системе, расположенной в долине реки Паратунки и её притока Карымшине, а также Больше-Банной геотермальной системе происходили не планомерно, без какого-либо единого геотермального проекта. Они должны были обеспечить ближайшие населённые пункты пресной водой. Финансирование этих исследований проводилось спорадически по статьям. Поскольку оно было недостаточным и предназначено под иные задачи, то геолого-разведочные работы оценивались не по объёмам извлекаемого теплоносителя, а по погонным метрам проходки колонковых разведочных скважин. Порочность этого способа разработки геотермальных ресурсов очевидна, так как частота расположения скважин на разведуемой гидротермальной системе необоснованно завышена и здесь ни о какой экономической целесообразности буровых работ не приходится говорить. Соответственно такому подходу к освоению геотермальных ресурсов и нанесённый ущерб окружающей среде.

В настоящее время экологический ущерб минимизировался естественным путём. После прекращения геолого-разведочных и буровых работ восстановился гидростатический уровень гидротерм в недрах гидротермальных систем. На Паратунской гидротермальной системе извлечение термальных вод производится за счёт гидростатического напора самоизливом - это наиболее щадящий режим эксплуатации подземных гидротерм низкотемпературных гидротермальных систем. Карымшинская и Больше-Банная системы в настоящее время не эксплуатируются и их источники и скважины используются для бассейнов, которые посещаются, в основном неорганизованными туристами.

Все вышеизложенные негативные замечания по разработке геотермальных ресурсов некоторых гидротермальных систем Камчатки относятся в полной мере к реализации геотермального проекта на Северо-Мутновском геотермальном поле. Поскольку первые этапы этого проекта выполнялись геолого-разведочной организацией Министерства Геологии РСФСР, которые не имели возможности использовать буровое оборудование нефтяного ряда, реальных результатов не было достигнуто. На следующем этапе были привлечены организации Министерства нефтяной и газовой промышленности и буровые работы производились тяжёлыми станками, которые достигали необходимых проектных глубин. Однако как и на первом этапе геолого-разведочных работ, подход к освоению геотермальных ресурсов Северо-Мутновской системы не отличался высокой организацией работ, элементы системного подхода в реализации геотермального проекта отсутствовали. Основным недостатком этих работ приходится считать слабую научную и экологическую проработку проекта и главной бедой - реализация его, несколькими не связанными единой программой, организациями которые, к тому же имеют разные цели. Геологические работы преследовали цель пробурить как можно больше метров проходки скважин (оплата производилась по расценкам бурения на нефть) Энергетики преследовали цель построить электростанцию на извлекаемом геотермальном паре. Инфраструктура района работ развивалась стихийно и при участии различных организаций, не связанных единым проектом. Экологическая часть проекта в проработанном виде отсутствовала. Некоторые мероприятия, такие, например, как реинжекция, находятся в стадии становления и проводятся в рамках технологического процесса реализации геотермального проекта, который определяется требованиями организации, финансирующей строительство Верхне-Мутновской ГеоТЭС.