niskotemperaturowe źródła

Prąd z… ciepłych wód
Autor: Piotr Olszowiec
(„Energia Gigawat” – styczeń 2011)
W miarę narastania energetycznych problemów w wielu regionach świata coraz większe
zainteresowanie wywołuje możliwość wykorzystania zasobów ciepła zgromadzonego w
zbiornikach wód o relatywnie niewysokiej temperaturze. Właśnie z powodu niskich temperatur
produkcja energii elektrycznej z użyciem tego czynnika – w odróżnieniu od odzysku ciepła –
od dawna napotykała na istotne problemy techniczne i ekonomiczne. Do wspomnianych źródeł
zalicza się w przede wszystkim złoża geotermalne. Pierwsza elektrownia geotermalna powstała
we Włoszech już w 1904 r. Łączna moc zainstalowana w siłowniach tego typu na całym
świecie przekroczyła 10 GWe. W przemysłowym wykorzystaniu tego potencjału przodują
Stany Zjednoczone, gdzie wody geotermalne dają około 0,3 % krajowej produkcji energii
elektrycznej.
Zależnie od temperatury wypływającej wody, stosuje się dwa typy elektrowni geotermalnych.
Przy temperaturze ponad 175°C, powstająca z niej para płynie wprost do turbiny; jest to więc
elektrownia o jednym obiegu i jednym czynniku roboczym. Natomiast woda o temperaturze
100-175°C wymaga zastosowania dwuczynnikowego obiegu. W wymienniku ciepła gorąca
woda podgrzewa aż do odparowania czynnik roboczy - medium o niskiej temperaturze wrzenia
np. izobutan, amoniak. Pary tej cieczy napędzają turbinę, a następnie ich skropliny powracają
do wspomnianego wymiennika ciepła. W obu przypadkach woda ze złoża geotermalnego
(solanka) powraca do swego źródła. Zastosowanie obiegu dwuczynnikowego stwarza
możliwości przezwyciężenia istotnych trudności optymalnego wykorzystania energii wód
geotermalnych, jakie występują w instalacji jednoczynnikowej. Bloki geotermalne z jednym
czynnikiem jako medium roboczym są projektowane bowiem dla określonej temperatury wody
ze złoża, wskutek czego przy zmianie tego parametru o więcej niż 10-20°C następuje znaczny
spadek sprawności cyklu. Ustalono jednak, że skład mieszaniny roboczego medium znacząco
wpływa na ekonomię pracy instalacji dwuczynnikowej niezależnie od zmian wspomnianej
temperatury.
Jednym z rozwiązań opartych na tym spostrzeżeniu okazał się cykl Kaliny, wynaleziony w
połowie lat 80. jako alternatywa dla konwencjonalnego cyklu Rankine’a. Cykl Kaliny
wykorzystuje do napędu turbiny czynnik roboczy stanowiący mieszaninę amoniaku i wody.
Zmieniając skład cieczy, uzyskuje się żądane parametry wrzenia i kondensacji, co powoduje,
że energia cieplna jest odzyskiwana bardziej wydajnie. Cykl Kaliny mogą realizować
elektrownie cieplne różnego rodzaju, w tym oczywiście także geotermalne. Pierwsze
przemysłowe zastosowanie cyklu Kaliny zrealizowano w 1998 r. w spalarni śmieci w Kashima
(Japonia). Instalacja ta wytwarza 3.1 MW mocy elektrycznej netto, używając gorącej wody o
temperaturze około 100oC. Jedną z pierwszych przemysłowych instalacji geotermalnych
wykorzystujących cykl Kaliny uruchomiono w 2000 r. w Husavik (Islandia). Elektrownia
wytwarza moc 2 MW przy wypływie wód geotermalnych w ilości ok. 0.1t/s o temperaturze
123°C. Możliwość wykorzystania cyklu Kaliny stwarzają także inne obiekty przemysłowe,
gdzie występują strumienie odpadowego ciepła o niskiej temperaturze jak np. przepompownie
gazu ziemnego. W obiektach tych w Stanach Zjednoczonych można wykorzystać moc ponad 4
000 MW traconą bezpowrotnie w cieple gazów wylotowych z istniejących turbin.
Innym, sprawdzonym już w skali przemysłowej, rozwiązaniem zwiększającym możliwości
elektrowni geotermalnych stał się wynalazek amerykańskiej firmy UTC Power znany pod
nazwą PureCycle. Przed wprowadzeniem tej innowacyjnej technologii za najniższą
temperaturę wód geotermalnych przydatnych do produkcji energii elektrycznej uważano
powszechnie 140°C – amerykański wynalazek obniża tę granicę do poziomu 90°C (a nawet
znacznie niżej) usuwając w istocie najpoważniejszą przeszkodę dla rozwoju elektroenergetyki
geotermalnej. Wynalazcy tej firmy wykorzystali wytwarzane masowo podzespoły urządzeń
chłodniczych i w oparciu o wieloletnie doświadczenia i badania skonstruowali modułowe bloki
energetyczne małej mocy przeznaczone do generacji energii elektrycznej z
niskotemperaturowych nośników ciepła. Moduł taki przypomina wyglądem dużą chłodziarkę i
odznacza się wyjątkową prostotą budowy oraz montażu. Dostępny obecnie PureCycle Model
280 przystosowano do szerokiej gamy rodzajów nośników ciepła, w tym również oczywiście
wody geotermalnej. Układ realizuje organiczny cykl Rankine’a przez odparowanie i
rozprężanie cieczy roboczej w zamkniętym obiegu; jest to więc swego rodzaju znana już
elektrownia dwuczynnikowa. Podstawowe dane techniczne i parametry znamionowe modułu
PureCycle Model 280 zestawiono w tabeli:
Parametr
Moc brutto/netto
Napięcie generatora
Emisja zanieczyszczeń
Poziom hałasu
Czynnik roboczy
Źródło ciepła
Medium chłodzące
Wartość
280 kW/ 225-250 kW
480 V, 60 Hz
0 (!) (praca w cyklu zamkniętym)
78 dB (w odległości 10 m)
R245 fa (pięciofluorek propanu)
Gorąca woda (od 90 do 149°C)
Woda (4 do 13°C )
Urządzenie zostało zaprojektowane do ciągłej pracy bezobsługowej z możliwością zdalnego
sterowania. Montaż modułu wykonywany jest w całości u producenta; na miejscu zabudowy
konieczne jest jedynie doprowadzenie mediów (woda termalna i chłodząca) oraz przyłączenie
do sieci elektrycznej. Minimalne nakłady na instalację i eksploatację są wyróżnikiem tej
nowatorskiej technologii zunifikowanych, wielkoseryjnych, modułowych minielektrowni
geotermalnych. Właśnie standaryzacja urządzeń, znakomicie upraszczająca czasochłonny i
kosztowny proces projektowania, produkcji i uruchamiania stanowi o atrakcyjności tej nowej
generacji małych elektrowni geotermalnych. Pierwsze moduły PureCycle zostały
zainstalowane i uruchomione w ciągu miesiąca w miejscowości Chena na Alasce w 2006r.
Wszystkie 44 budynki tego odległego uzdrowiska od dawna ogrzewano wodą z miejscowego
złoża geotermalnego o temperaturze 95°C. Jednak dotychczas ta, jak i setki innych
miejscowości tego subarktycznego stanu USA były zasilane energią elektryczną z agregatów
prądotwórczych diesla, które stanowią uciążliwe źródła emisji zanieczyszczeń i zagrożeń
ekologicznych. Przejście na geotermię pozwoliło obniżyć koszt wytwarzania elektryczności z
ponad 30 centów/kWh (w oparciu o olej napędowy) do zaledwie 6 centów. Szczególną uwagę
zwraca zdolność elektrowni do pracy przy spadkach temperatury wody nawet do 70°C!
Następne moduły PureCycle Model 280 zostały uruchomione w kilku stanach do generacji
elektryczności ze źródeł geotermalnych o temperaturach 100-140 °C. W tych przypadkach
woda wylotowa z elektrowni posiada jeszcze dostatecznie wysoką temperaturę dla ogrzewania
szklarni i dopiero potem kierowana jest do złoża.
Stany Zjednoczone, dysponujące zainstalowaną mocą w elektrowniach geotermalnych 3,086
MW (2010 r.), posiadają rozpoznane zasoby podziemnych, niskotemperaturowych wód, zdolne
do generacji około 120 GW mocy elektrycznej. Ostatnio potencjał ten zwiększył się wydatnie o
możliwości generacyjne wód odpadowych z pól wydobywczych ropy naftowej i gazu
ziemnego. Również pozostałe kraje tego kontynentu czyli Kanada i Meksyk, intensywnie
rozwijają produkcję energii elektrycznej z niskotemperaturowych wód geotermalnych. Meksyk
(blisko 1000 MW w czterech czynnych elektrowniach geotermalnych) dysponuje ogromnymi
zasobami wód o temperaturze 60-180°C. W Kanadzie, gdzie dotychczas nie wytwarzano
„geotermalnej” elektryczności, planuje się uruchomienie kilku małych elektrowni (rzędu 1
MW) na ciepłą wodę. W większości tych zakładów będzie wykorzystany sprawdzony
organiczny cykl Rankine’a; w niektórych obiektach zostaną użyte wspomniane agregaty
PureCycle. Duże nadzieje wiąże się z wykorzystaniem nieczynnych odwiertów na
wyeksploatowanych polach naftowych i gazowych. Chociaż wypływ wody z tych otworów jest
wyraźnie słabszy niż z konwencjonalnych szybów geotermalnych, a temperatura nośnika ulega
dodatkowo znacznemu obniżeniu, nie mniej jednak z istniejących szybów można w samych
tylko Stanach Zjednoczonych uzyskiwać rocznie 25 miliardów baryłek ciepłej wody
podziemnej. Zachętą dla górnictwa naftowego w tym kraju ma być wprowadzenie systemu
finansowych udogodnień w razie utylizacji produktu ubocznego tj. wód geotermalnych do
lokalnej produkcji energii elektrycznej, przynajmniej na własne potrzeby. Przykładem udanej
aplikacji tej koncepcji jest uruchomiona w 2008 r. instalacja prądotwórcza o mocy 217 kW na
bazie podziemnej wody o temperaturze 93°C w ośrodku badań górnictwa naftowego w Górach
Skalistych. W Brazoria (Teksas) od 5 lat uzyskuje się 500 kWe ze źródła geotermalnego ok.
150°C na polu gazonośnym. Badania i pilotażowe instalacje wspomaga finansowo i naukowo
amerykański Departament Energetyki. Dzięki wykorzystaniu dostępnych odwiertów naftowogazowych czas zwrotu ponoszonych nakładów na budowę minielektrowni skraca się – w
porównaniu z tradycyjnymi elektrowniami geotermalnymi – z około 5 lat do 6 miesięcy.
Jeszcze inną koncepcją wykorzystania wód o niskiej temperaturze do produkcji elektryczności
są tzw. słoneczne stawy (ang. solar ponds). Idea ta została, jak na razie, urzeczywistniona w
niewielu miejscach na świecie. Jednym z nich jest minielektrownia En Boqeq usytuowana na
południowym brzegu Morza Martwego, w której sięgnięto po ciepło promieniowania
słonecznego, akumulowane w głębszych warstwach słonych akwenów. W siłowni tej sztuczny
zbiornik o powierzchni 0.7 ha i głębokości 2-3 m wypełniono słoną wodą z pobliskiego
„morza”; gumowa powłoka na dnie zapobiega utracie wody. Zasolenie tego stawu wzrasta
wraz z głębokością z uwagi na rosnącą gęstość roztworu. Intensywne promieniowanie Słońca
nagrzewa solankę, przy czym cięższa warstwa na dnie nie unosi się ku górze (brak naturalnej
konwekcji) i efektywnie gromadzi ciepło. W rezultacie warstwa przy dnie posiada temperaturę
ponad 90°C, podczas gdy na powierzchni temperatura wody mniej zasolonej sięga tylko 30°C.
Dla wykorzystania ciepła zgromadzonego w tym “słonecznym stawie” zastosowano
trójstopniową przemianę energetyczną obejmującą odparowanie, rozprężanie i skraplanie.
Ciepła woda z dna zbiornika jest pompowana i przetłaczana przez wymiennik, w którym
nagrzewa substancję podobną do freonu. Jego pary napędzają turbinę specjalnej konstrukcji
sprzęgniętą z generatorem o mocy 150 kW. Opary po opuszczeniu turbiny ulegają skropleniu
wskutek schłodzeniu przez zimniejszą wodę pobieraną z powierzchni stawu. Wszystkie media
tego cyklu pracują w obiegu zamkniętym, a uzupełniania wymaga jedynie odparowująca
warstwa powierzchniowa akwenu.
Udana aplikacja w En Boqeq sprawiła, że przystąpiono już do budowy większej elektrowni
tego rodzaju, tym razem o mocy 5 MW. Podobna elektrownia, również o mocy 5 MW,
pracowała zresztą już w tym kraju do 1988 r. w oparciu o słony zbiornik Ben HaRava o
powierzchni 21 ha. W Izraelu szacuje się, że jego wielki „słoneczny, słony staw” czyli Morze
Martwe byłby w stanie zaspokoić w powyższy sposób zapotrzebowanie na energię elektryczną
całego kraju! Warto zaznaczyć, że chociaż sprawność tej instalacji wynosi tylko kilkanaście
procent, koszt budowy 1 kW w elektrowni tego typu jest konkurencyjny dla innych technologii
i wynosi około 2 000 USD.