Социально-экономическая эффективность использования глубинного тепла Земли в России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Социально-экономическая эффективность использования глубинного тепла Земли в России

Н.А. Гнатусь,

А.С. Некрасов,

С.А. Воронина

Москва

Аннотация

Представлены предварительные оценки удельных капиталовложений и себестоимости производства электроэнергии и тепла новыми петротеплоэнергетическими установками, использующими тепло сухих горячих пород Земли на глубинах до 10 км, достигаемых за счет инновационной скоростной технологии бурения скважин. Показано, что их технико-экономические характеристики не уступают показателям современных электростанций и котельных и имеют ряд социально-экономических преимуществ.

Введение

Постоянно растущий спрос на энергию в России и во всем мире, сокращение прироста добычи и производства относительно дешевых традиционных видов топлива и энергии влекут за собой повышение их стоимости. В качестве альтернативы следует рассматривать вовлечение в энергетические балансы стран новых и возобновляемых видов энергии во все больших масштабах. Получение электроэнергии и тепла за счет геотермальных источников, энергии ветра и солнца уже стало массовым явлением.

В то же время, ряд технически возможных способов использования энергии приливов, морских волн, разности температур поверхности и глубин морей и океанов, тепла раскаленных горных пород Земли и др. пока не выходят за пределы экспериментальных и опытно-конструкторских разработок, главным образом, по экономическим причинам. Это связано с высокой капиталоемкостью сооружения энергоблоков и различной периодичностью их работы. Требуется одновременное создание дублирующих и/или аккумулирующих устройств и специальной техники с экономически приемлемыми показателями для совмещения с работой электроэнергетических систем. При этом энергия от новых и возобновляемых источников должна быть конкурентоспособной в широком диапазоне функционирования существующих энергетических технологий.

Одним из перспективных направлений является извлечение тепловой энергии из практически неисчерпаемых петрогеотермальных ресурсов, т.е. заключенных в твердых горячих породах земных недр. В России на глубине 4-6 км массивы с температурой 100-150 ОС распространены повсеместно, а с температурой 180-200 ОС на довольно

значительной части территории страны. Этих температур достаточно для отопления и горячего водоснабжения различных категорий потребителей. Производство электроэнергии на базе глубинного тепла Земли возможно при температуре массивов не менее 250 ОС. Такая температура достижима на глубине около 10 км, а в зонах аномально высоких температур - на меньшей глубине.

Техника и технологии

Технологии извлечения тепла из горячих сухих подземных коллекторов получили название "Hot Dry Rock (HDR) технологии". В настоящее время такие исследования проводятся в 65 странах мира, а в некоторых уже успешно используются для отопления и кондиционирования воздуха (Франция, США, Япония, Германия и др.) [1]. Для производства электроэнергии планируется использование аномально горячих сухих пород, залегающих на относительно небольшой глубине, как, например, в бассейне Купер (Южная Австралия), где на глубине 3,5-4,5 км обнаружены сухие породы с температурой 240-300 ОС. В этом месте намечается строительство электростанции мощностью более 1 ГВт [2, 3].

При извлечении тепла Земли с температурами недостаточными для прямого использования в паровой турбине предполагается применение бинарных схем с низкокипящими жидкостями. Но такое решение требует разработки и производства специального оборудования, что будет существенно удорожать строительство электростанций и производство электроэнергии, что может сделать его экономически неэффективным.

Сущность HDR-технологии заключается в следующем. Пробуривается две-три скважины до глубин с температурами, отвечающими требованиям теплоснабжения или производства электроэнергии. Одна из скважин является нагнетательной, подающей под давлением воду в зону нагрева, а другие - эксплуатационными, по которым образующийся пар с необходимой температурой поступает на поверхность. Если естественная проницаемость раскаленного массива пород недостаточна, то осуществляется его гидроразрыв для образования подземного "котла". Методы гидроразрыва пластов и наклонного бурения скважин хорошо освоены нефтегазовой промышленностью и успешно применены для создания петротермальных циркуляционных систем (ПЦС) [4]. Трещины, образовавшиеся в породах в результате гидроразрыва, поддерживаются в раскрытом состоянии гидростатическим давлением жидкости. При этом потери теплоносителя в окружающий массив на практике составляли около 1 % его общего расхода.

Накопленный отечественный и мировой опыт бурения глубоких и сверхглубоких скважин [5] показал, что сооружение ПЦС требуемых параметров вполне осуществимо, но для широкого экономичного применения HDR-технологии должны быть созданы другие бурильные и измерительные средства. При температуре массива в нижней части скважины - 200-250 ОС, обеспечивающей необходимые параметры пара для

производства электроэнергии, традиционные породоразрушающие инструменты механического действия для работы малопригодны. Предъявляются особые требования к выбору бурильных и обсадных труб, цементных растворов, технологии бурения, к креплению и заканчиванию скважин, к измерительной технике. Однако современная отечественная буровая техника и оборудование могут работать при температурах не выше 150-200 ОС. Кроме того, традиционное глубокое механическое бурение скважин затягивается на годы и стоит очень дорого. В этом основная причина экономической неэффективности сооружения глубинных ПЦС и создания на этой основе петроэлектростанций (ПетроЭС).

При сооружении петротеплоснабжающих станций (ПетроТС) для обеспечения коммунальных и промышленных нужд потребителей систем централизованного теплоснабжения необходимо иметь на поверхности теплоноситель с температурой до 150 ОС. Эта средняя температура пара достигается на глубине 3 км при очень высоком градиенте температур породы -5 ОС/100 м. Оценочные расчеты [6] показывают, что стоимость сооружения только одной такой скважины для HDR-технологии составит около 4 млн долл. США (в ценах 2003 г.). При градиенте температур в два раза меньшем потребуется скважина глубиной 6 км, а стоимость ее сооружения возрастет до 10 млн долл. США.

Для надежного обеспечения турбин ПетроЭС паром требуемых параметров необходима температура пород до 250 ОС. При градиенте температур породы 2,5 ОС/100 м для этого должны быть сооружены скважины глубиной до 10 км. Фактических стоимостных данных для скважин такой глубины пока нет. В [6] они лишь были оценены на основе специальной модели. Расчеты показали, что при механическом бурении стоимость скважины для HDR глубиной 10 км может быть около 20 млн долл. США (в ценах 2003 г.). Эти стоимостные значения в первом приближении могут быть перенесены и на отечественные условия. По данным [7] стоимость бурения эксплуатационных скважин в Восточной Сибири составляет чуть более 4 млн долл. США, а разведочных - 7,5-8 млн долл. США.

Это означает, что сооружение ПетроТС и, тем более, ПетроЭС на базе существующих способов бурения скважин будет неконкурентоспособным в сравнении с традиционным тепло- и электроснабжением. Поэтому на сегодняшний день основная задача заключается в создании новых способов глубинного бурения, существенно удешевляющих этот процесс.

Для преодоления указанных выше технических и экономических трудностей и создания на основе российских высоких технологий новых технических средств для глубокого проникновения в недра земной коры, группа российских ученых и специалистов под руководством одного из авторов настоящей статьи разработала несколько вариантов буровых снарядов (БС), являющихся отечественным "ноу-хау" [7]. Аналогов данному изобретению в мировой практике нет. Скорость бурения твердых пород (средняя плотность - 2500-3300 кг/м3) одного из первых вариантов буровых снарядов (БС-01) составляет до 30 м/ч, что на порядок выше, чем при традиционном механическом бурении. В результате резко сокращается время бурения и существенно уменьшается стоимость создания ПЦС. Другой вариант разрабатываемого бурового снаряда характеризуется еще более высокими значениями эксплуатационных показателей.

Буровой снаряд БС-01 прошел заводские испытания. Используя его, можно пробурить скважины диаметром 200-500 мм. Через нагнетательную скважину подается вода, которая под воздействием высокой температуры подземного "котла" превращается в пар и поступает по эксплуатационной скважине на поверхность земли в теплообменники для дальнейшего использования тепловой энергии на ПетроЭС или ПетроТС. Образовавшийся конденсат химически очищается и вновь закачивается в скважину.

Производительность одной ПЦС из двух скважин составит 83,3 Гкал/ч при средней температуре теплоносителя - 250 ОС. Такие температурные параметры пара дают возможность избежать двухступенчатой схемы с использованием низкокипящего теплоносителя, которая была бы необходима при ограниченной возможности глубокого бурения скважин (из-за недостаточной для работы турбин температуры пара в ПЦС). Суммарная рабочая мощность ПетроЭС составит 25 МВт. В ее составе могут использоваться турбины мятого пара отечественного производства. ПетроТС будет иметь единичную тепловую мощность 50 Гкал/ч при средней температуре теплоносителя - 150 ОС.

Экономические показатели

Выполненные предпроектные проработки позволили оценить инвестиционные затраты в ПетроЭС и ПетроТС и на этой базе приближенно определить удельные капиталовложения и себестоимость электроэнергии и тепла в ценах 2007 г. Данные экономические показатели складываются из затрат в буровой комплекс, сооружение ПЦС, электростанции, теплообменники, системы водоснабжения. Наземные сооружения после завершения строительства в контейнерном виде займут площадь около 0,5 га. Затраты по их эксплуатации в основном будут зависеть от величины амортизационных отчислений.

Капиталовложения в буровой комплекс, состоящий из буровой установки и бурового снаряда "БС-01", оцениваются в 940 млн руб. Ресурс работы бурового комплекса - 2000 км, срок службы - 10 лет. Часть капиталовложений в буровой комплекс, приходящаяся на одну ПЦС, может быть оценена пропорционально суммарной длине ее скважин. При средней глубине каждой из двух скважин 10 км эта часть составит 9,4 млн руб., при 5 км - 4,7 млн руб.

Капиталовложения в циркуляционную систему с гидроразрывом горячей породы (сооружение двух скважин и сопутствующих устройств) оценены в 300 млн руб. при средней глубине скважин 10 км. Уменьшение глубины бурения скважин до 5 км сокращает капитальные затраты в ПЦС до 230 млн руб. В том случае, если гидроразрыв не требуется, инвестиции в ПЦС сокращаются в обоих случаях до 280 и 210 млн руб. соответственно.

Сооружение электростанции мощностью 25 МВт в контейнерном исполнении оценивается в 400 млн руб. Уточнение ее стоимости будет зависеть от числа и типа установленных турбин. Срок службы ПЦС и электростанции принят 30 лет.

При скорости работы бурового снаряда "БС-01" равной 30 м/ч, время, необходимое для бурения двух скважин глубиной 10 км каждая (включает все технологические остановы и переналадки)составит около 1 мес.

На настоящем этапе разработки проекта капиталовложения в ПетроЭС и ПетроТС могут быть определены только приближенно, с учетом величины неопределенности около 25%. Поэтому в экономически наиболее сложном случае (при градиенте температур породы 2,5 ОС/100 м) для ПетроЭС (2 скважины по 10 км) и ПетроТС (2 скважины по 6 км) суммарные капиталовложения достигают около 885 и 232 млн руб. соответственно, а в удельном исчислении около 35,5 тыс. руб./кВт (1385 долл. США/кВт) и 4640 тыс. руб./(Гкал/ч) (182 тыс. долл. США/ (Гкал/ч)).

Это вполне приемлемые значения удельных капиталовложений в сравнении с современной стоимостью электрической и тепловой мощности. Они в большинстве случаев значительно ниже, при сопоставлении с капиталовложениями при сооружении электростанций на основе возобновляемых источников энергии [9]. Следует также иметь ввиду, что при уменьшении глубины скважин ПЦС, например, в 2 раза, что возможно в благоприятных петротермических условиях, капиталовложения снижаются примерно на 15-20%. Если не требуется проведение гидроразрыва горячей породы, то капиталовложения могут быть уменьшены на 5%.

В формировании себестоимости электроэнергии и тепла основными факторами являются расход электроэнергии на собственные нужды ПетроЭС или ПетроТС и амортизационные отчисления.

Потребление электроэнергии различным вспомогательным оборудованием электростанции может быть оценено в 2% от объема годовой выработки. Удельный расход электроэнергии на прокачку воды примерно оценивается в 17-29 кВт.ч/Гкал для скважин глубиной 5-10 км, используемых в ПетроЭС. В менее глубоких скважинах ПетроТС расход составляет от 10 кВт.ч/Гкал (при глубине 3 км) до 19 кВт.ч/Гкал (при глубине 6 км).

Для ПетроЭС с установленной мощностью 25 МВт и годовом числе часов использования -5000 ч/год, выработка электроэнергии составит 125 млн кВт.ч. При этом отпуск электроэнергии будет меняться в зависимости от глубины скважин ПЦС. Он составит 110,4 млн кВт.ч в год при средней глубине скважин 10 км (собственные нужды - 11,75%) и 115,4 млн кВт.ч при глубине скважин 5 км (собственные нужды -10,1%).

Расход электроэнергии в ПетроТС связан с годовым объемом отпуска тепла и глубиной его извлечения. Расход тепла на отопление и вентиляцию в разных климатических условиях регионов России имеет широкий диапазон значений [10]. В средней полосе страны годовое использование установленной мощности ПетроТС (50 Гкал/ч) может составить около 4800 ч. При прокачке воды на глубину 6 км расход электроэнергии составит 4,7 млн кВт.ч, при 3 км - 2,4 млн кВт.ч в год. Эту электроэнергию ПетроТС должна оплачивать или по тарифу за потребляемую электроэнергию и мощность, установленному для района ее размещения, или в случае совместного сооружения ПетроЭС и ПетроТС - по себестоимости ее производства, что существенно снизит затраты на отпускаемое тепло.

Основная часть затрат в производстве электроэнергии и тепла, получаемых от традиционных тепловых энергетических установок, связана со стоимостью сжигаемого топлива. В отличие от них, у ПетроЭС и ПетроТС основную часть затрат формируют амортизационные отчисления. Для ПетроЭС при глубине скважин 10 км суммарная амортизация всех составляющих капиталовложений равна 30,3 млн руб./год, а для ПетроТС при глубине скважин 6 км - 8,2 млн руб./год.

На данной стадии технико-экономических расчетов пока отсутствуют показатели ряда составляющих годовых эксплуатационных затрат. Поэтому для приближенной оценки их суммарной величины можно использовать примерную долю амортизации в годовых затратах. В расчетах условно принято, что доля амортизационной составляющей в затратах при производстве электроэнергии может быть 50-70%, а тепла 65-85%.

Себестоимость отпущенной электроэнергии ПетроЭС при получении тепла с глубины 10 км и гидроразрыве породы в случае доли амортизационной составляющей равной 50% будет равна 0,55 руб./кВт.ч, а при глубине скважин в два раза меньшей - 0,46 руб./кВт.ч. Если доля амортизации в себестоимости окажется на уровне 70%, что более вероятно, то себестоимость электроэнергии снизится, соответственно, до 0,39 и 0,33 руб./кВт.ч. Полученные оценки диапазона значений себестоимости электроэнергии от ПетроЭС вполне сопоставимы с величинами себестоимости российских тепловых электростанций, установленными Федеральной службой по тарифам [11]. Себестоимость электроэнергии ПетроЭС кратно ниже себестоимости электроэнергии, получаемой на основе ВИЭ [9]. капиталовложение электроэнергия петротеплоэнергетический

При этом значения себестоимости электроэнергии ПетроЭС характеризуются высокой стабильностью, в отличие от тепловых электростанций, экономичность которых существенно зависит от динамики стоимости используемого топлива.

Себестоимость тепла, получаемого от ПетроТС при доле амортизационной составляющей 65%, глубине скважин 6 км и гидроразрыве горячей породы (т.е. в экономически наиболее сложном случае) будет равна около 52,7 руб./Гкал, а в случае доли амортизационной составляющей 85% - 40,3 руб./Гкал. Это намного ниже себестоимости 1 Гкал, получаемой сегодня от ТЭЦ и крупных котельных, работающих на органическом топливе. При меньшей глубине скважин ПЦС и отсутствии гидроразрыва себестоимость тепла будет ниже приведенных значений.

Перспективы развития петротеплоэнергетики

Выполненные расчеты показали, что по экономическим характеристикам использование глубинного тепла Земли в российских условиях является вполне обоснованным новым направлением в теплоэнергетике. Опытно-промышленные работы по отечественному способу применения HDR-технологии предполагается начать в 2009 г.

Нельзя недооценивать значение развития петротеплоэнергетики для всех отраслей народного хозяйства нашей страны.

Во-первых, возможно применение бурового комплекса "БС-01" для широкого круга задач. И одного места с помощью наклонного бурения может быть пробурено 8 скважин для организации 4-х ПетроЭС, размещаемых крестообразно, суммарной мощностью 100 МВт. Здесь же, но на меньшей глубине, аналогично могут быть размещены 4 ПетроТС (8 скважин) суммарной мощностью 200 Гкал/ч. В результате могут быть созданы узлы электро- и теплоснабжения различной мощности и конфигурации для обеспечения дешевой энергией городов, промышленных узлов и других территориальных образований. Это также позволяет резко повысить эффективность сооружения петроэнергетических установок за счет сокращения времени на монтаж, демонтаж и перемещение бурового комплекса.

Во-вторых, развитие петротеплоэнергетики позволит кардинально решать экологические проблемы, т.к. в данной технологии отсутствует процесс сжигания топлива, а, следовательно, отсутствуют вредные выбросы в атмосферу, загрязнение почвы и водоемов. Значение этого фактора постоянно растет и уже сегодня оценивается многомиллиардными потерями из-за загрязнения окружающей среды и ухудшения здоровья людей. Учет экономического эффекта за счет этого фактора позволит значительно улучшить полученные значения показателей.

В-третьих, развитие петротеплоэнергетики позволяет высвободить топливные ресурсы, расходуемые на производство электроэнергии и тепла. Сегодня на эти цели направляется около 420 млн т у.т. или около 43% от всех потребляемых в стране энергоресурсов. Замещаемые глубинным теплом Земли топливные ресурсы (в первую очередь природный газ и энергетический уголь) могут более рационально использоваться в экономике страны, позволяют снизить остроту освоения топливных месторождений, расположенных в экстремальных условиях, а также дают возможность увеличить потенциал экспорта энергоресурсов.

В-четвертых, снижаются объемы топливных потоков по трубопроводам, высвобождаются пропускные способности железных дорог для других целей. В настоящее время топливные грузы занимают первое место на транспорте России по объемам отправления. Это может быть заметным вкладом петротеплоэнергетики в решении проблем транспорта.

В-пятых, развитие петротеплоэнергетики даст новый импульс к созданию и развитию техники "ноу-хау" и сопутствующего ей оборудования: новые буровые комплексы, турбины мятого пара, электрогенераторы, установки для химической очистки воды, насосное оборудование, в т.ч. сверхвысокого давления, измерительная техника для работы в диапазоне до 250 ОС и т.д.

В-шестых, стабильно низкая стоимость электроэнергии и тепла петроэнергетических объектов позволяет решать ряд социально значимых задач: повышение надежности и качества энергоснабжения населения и коммунально-бытовой сферы страны; снижение стоимости энергетической составляющей в себестоимости различных видов продукции, например, растениеводческой продукции закрытого грунта, особенно в климатически суровых и труднодоступных регионах страны и т.д., и т.п.

Пока еще трудно назвать все возможные направления в экономике России, которые будут развиваться и преобразовываться под влиянием освоения раскаленных пород на глубине до 10-12 км земной коры в пределах суши. По имеющимся оценкам полномасштабное извлечение этого тепла может обеспечить энергетические нужды страны на сотни лет.

В первую очередь создание и развитие петротеплоэнергетики должно быть направлено на обеспечение энергетического комфорта населения России, особенно проживающего в поселках городского типа, малых и средних городах с населением до 150 тыс. чел. Именно в таких населенных пунктах чаще всего существуют проблемы с обеспечением надежного электроснабжения и повышения эффективности теплоисточников. При этом доля энергетических затрат в бюджетах населения постоянно возрастает.

Сооружение одной ПЦС тепловой мощностью 83,3 Гкал/ч позволяет полностью удовлетворить в электрической и тепловой энергии потребности города с населением 35 тыс. жителей. Электрическая мощность ПетроЭС с учетом одной резервной турбины составит 18,4 МВт, а тепловая мощность теплоснабжающей части ПЦС около 40 Гкал/ч. В этих условиях удельные капиталовложения в электрическую часть ПетроЭС будут равны примерно 1240 долл. США/кВт, а в тепловую - около 180 тыс. долл. США/(Гкал.ч) в ценах 2007 г. Себестоимость электроэнергии можно ожидать в пределах 0,5-0,7 руб./кВт.ч, а тепла в пределах 54-68 руб./Гкал. Для городов с большей численностью жителей потребуется раздельное сооружение ПетроЭС и ПетроТС.

Заключение

Представленные выше исследования проведены при поддержке Российского гуманитарного научного фонда в рамках проекта № 0802-00431 а "Роль энергетических инноваций в социально-экономическом развитии России и сохранении климата планеты в 1 -ой половине XXI века".

Создание теплоэнергетики на базе использования тепла горячих пород Земли позволяет за счет принципиально новых решений устойчиво обеспечить страну дешевой электрической и тепловой энергией при устранении существующих вредных выбросов, негативно воздействующих на здоровье людей и окружающую среду. Возможность практически неограниченного размещения петроэнергетических станций позволяет их сооружать вблизи объектов потребления энергии и, тем самым, сократить затраты в дальний транспорт топлива и электроэнергии на эти цели. Практическое освоение петротермальных ресурсов Земли будет оказывать комплексное воздействие на развитие отечественной экономики. Развитие такого источника энергии в ближайшее время крайне необходимо.

Литература

1. Гнатусь Н.А. Тепловая энергия Земли - основа будущей теплоэнергетики//Новости теплоснабжения. 2006. № 12.

2. "Hot Dry Rock" company float to fund South Australian pilot plant//Energy News. Australia. Vol. 20. № 3.

3. Лукьянчиков А. Новая технология строительства геотермальных станций Hot-Dry-Rock // Газета. 2005. №223.

4. D. Duchane, D. Brown. Hot Dry Rock (HDR) Geothermal Energy Research and Development at Fenton Hill, New Mexico // GHC Bulletin. December 2002.

5. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России: Состояние и прогноз / Под ред. В.З. Гарипова, Е.А. Козловского. СПб.: ВСЕГЕИ, 2004. 547 с.

6. Ch. Augustine, J.W. Tester, B. Anderson, S. Petty, D. Livesay. A Comparison of Geothermal with Oil and Gas Well Drilling Costs// 7 Proceedings, Thirty-First Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University. Stanford, California, January 30 - February 1, 2006.

7. Савченко С.Освоение Восточной Сибири: если не мы, то кто?//Нефтегазовая вертикаль. 2008. № 12.

8. Гнатусь Н.А. Буровой снаряд, не имеющий аналогов в мировой энергетике //Электро-Info. 2007. № 6.

9. Копылов А.Е. Экономика развития возобновляемой энергетики в России//Энергия: экономика, техника, экология. 2008. № 7.

10. Гашо Е.Г. Особенности эволюции городов, промузлов, территориальных систем жизнеобеспечения. -М.: Техне-тика, 2006.

11. Информационный бюллетень Федеральной службы по тарифам, № 23 (301), 30 июня 2008.

Размещено на Allbest.ru