Технологія: Геотермальне тепло

Геотермальне тепло для централізованого теплопостачання

Тепло з глибин землі є важливим джерелом централізованого опалення в багатьох країнах, включаючи Ісландію та Францію, де геотермальна енергія забезпечує теплопостачання значної частини опалення Парижу. Зараз у багатьох європейських країнах існує високий інтерес до геотермальної енергії, і багато нових схем знаходяться в стадії розробки або плануються.

Використання геотермального тепла повністю залежить від геологічних утворень і, зокрема, підземних температур. Зазвичай використання геотермальної енергії вимагає глибокого буріння для отримання води з глибини 500-3000 м під землею та повернення охолодженої води. Геологічні шари нижче 3000 м зазвичай занадто щільні, щоб вода могла протікати через них для забезпечення геотермальної свердловини безперервною поставкою гарячої води. Залежно від підземних температур геотермальна енергія може використовуватися наступними способами:

При високих підземних температурах, вище 100°C, вода знаходиться у вигляді пари або перегрітої води. Пару можна використовувати безпосередньо для виробництва електроенергії в паровій турбіні, а перегріту воду можна використовувати для виробництва пари для парової турбіни. Після парової турбіни тепло, що залишилося у сконденсованій воді, можна використовувати для централізованого теплопостачання. Таким чином, геотермальна станція є геотермальною ТЕЦ.
З середньою підземною температурою, 75-100°C, геотермальну воду можна використовувати безпосередньо для централізованого опалення через теплообмінник.
З нижчою підземною температурою 40-75°C геотермальну воду можна використовувати для централізованого опалення за допомогою теплового насоса. Для нижчих температур, ніж 40°C, зазвичай вартість буріння занадто висока, щоб виправдати встановлення, оскільки простий тепловий насос має кращу економію, але якщо буріння вже виконано з інших причин, може бути виправданим використання нижчих температур.
Геотермальна вода також використовується для громадських лазень і курортів, що є популярним використанням у країнах Центральної Європи, таких як Словаччина та Угорщина.

Геотермальна система з принаймні однією видобувною та однією нагнітальною свердловиною має теплову потужність 5-15 МВт. Свердловини повинні бути на відстані кілька кілометрів одна від одної, але при направленому бурінні видобувна свердловина та нагнітальні свердловини можуть знаходитись поруч одна з одною на поверхні, водночас перебуваючи далеко від геотермального шару. Для великих міст можна зробити ряди з кількох свердловин, щоб збільшити відбір тепла.

Після того, як геотермальна вода охолоне, її слід повернути в той самий шар, де вона була видобута, але в іншому місці, за кілька кілометрів від видобувної свердловини. Це гарантує, що підземний шар не виснажується водою, а також гарантує, що мінерали в геотермальній воді не забруднюють поверхню. Часто геотермальна вода має високу концентрацію солі (NaCl) та інших мінералів, які можуть забруднювати річку, якщо її скинути в неї. Часто геотермальна вода також розчиняє високу концентрацію CO2, який вивільняється, якщо тиск у воді знижується. Щоб уникнути цього викиду CO2, геотермальну воду слід підтримувати під тиском.

Існують певні ризики розвитку геотермального теплопостачання. Основні ризики:

Під землею може бути не так тепло, як очікувалося, що, зокрема, є проблемою, якщо проект передбачає використання геотермального тепла безпосередньо для централізованого опалення, а не планування додаткових витрат на тепловий насос.
Підземна поверхня недостатньо пориста, щоб гаряча геотермальна вода надходила до свердловини в такому великому обсязі, як очікувалося.
Геотермальна вода містить дуже високі концентрації солі та інших мінералів, які відкладаються в теплообміннику, коли вода охолоджується в нагнітальній свердловині. Це порушило роботу двох датських геотермальних теплостанцій, де нагнітальні свердловини постраждали від засмічення мінералами в геотермальній воді.

Навіть після того, як наземні геологічні дослідження дійшли висновку, що місце добре підходить для вилучення геотермального тепла, все ще існує ризик того, що одна з цих проблем зробить геотермальний проект менш успішним, ніж очікувалося. Щоб пом’якшити цей ризик, можна використовувати такі стратегії:

Схема страхування може гарантувати вартість першого буріння, на підставі якої можна оцінити, чи є якась із проблем шкідливою для використання геотермального тепла на конкретному місці. Тоді компанія теплопостачання сплачуватиме страховий внесок у розмірі, наприклад, 10% від вартості першої свердловини. У Данії в 2015 році держава створила таку схему страхування, як револьверний фонд.
Партнерство з компанією, яка має досвід буріння з ризиками. Нафтові компанії мають саме такий досвід. У 2022 році компанія централізованого теплопостачання в Орхусі, Данія, уклала таку угоду з дочірньою компанією (Innargi) датського нафтогазового розробника Maersk, який має довгу історію розвідки нафти і газу в данській частині Північного моря.

Фото 2 — Рисунок: Перспективні території для використання геотермальних ресурсів в Україні.

Приклади

Париж

Район Парижа у Франції, що живиться двома глибоководними водоносними горизонтами, використовує геотермальну енергію для опалення з 1969 року, постачаючи сьогодні геотермальне тепло до 250 000 домогосподарств через 50 тепломереж. Геотермальна вода має температуру 60-80°C із шару 1500-2000 м під землею, і геотермальна вода охолоджується до 40°C перед повторним закачуванням. Наразі видобуток тепла знизив температуру лише в одній із понад 50 геотермальних свердловин, але щоб уникнути ризику виснаження ресурсу, оператори зараз доповнюють існуючу геотермальну свердловину бурінням у більш глибокий шар, 2100 м під поверхнею.

Тістед

Місто Тістед, Данія з 13 400 жителями, використовує геотермальне тепло з 1984 року, де буріння показало хороше джерело теплої води на глибині 1250 м під землею з гарячою водою 43 °C. Буріння проходило на глибині 3000 м, але глибші шари занадто щільні, щоб добувати гарячу воду. Вода фільтрується до і після теплообмінника, де геотермальна вода охолоджується на 10-12°C. Нагнітальна свердловина знаходиться на відстані 1500 м від видобувної свердловини, і після 25 років експлуатації температура геотермальної води впала на 0,2°C. Щоб забезпечити майбутнє постійне постачання, компанія централізованого теплопостачання інвестує в нові свердловини. До теперішнього часу компанія інвестувала у другу нагнітальну свердловину. Геотермальне тепло поєднується з абсорбційним тепловим насосом, який приводиться в дію теплом від котла, що спалює солому. Геотермальне джерело забезпечує 7 МВт тепла, тоді як котел на соломі забезпечує 10 МВт тепла для теплового насоса. Оскільки все тепло можна використовувати для централізованого опалення, тепловий насос не використовує чисту енергію в порівнянні з прямим використанням тепла від котла, що спалює солому, для централізованого опалення.

Технічні параметри

Розміри: 5 МВт і більше
Ефективність: залежить від температури води. Для систем з електричними тепловими насосами чистий COP становить 4,5 або вище, включаючи перекачування геотермальної води, включаючи закачування. Для систем без теплових насосів енергія перекачування для переміщення геотермальної води коливається від 2% до 10% видобутого тепла.
Термін служби: технічний термін служби 25 років, може бути довшим залежно від геології.
Час будівництва: 4-5 років, але зазвичай більше для великих систем.
Попит на розмір: 1000 м²/МВт.
Викиди: в добре керованих системах немає викидів, але можливий скид геотермальної води під час запуску та технічного обслуговування.

Фінансові параметри

Номінальні інвестиції: Вартість буріння 1800-2000 €/м.
Для геотермальної системи потужністю 12 МВт теплових з 6 буріннями глибиною 1200 м кожне та з тепловим насосом орієнтовні витрати становлять 2,7 млн євро/МВт теплової потужності, включаючи витрати на встановлення 0,5 млн євро/МВт.
Як і вище, при бурінні 2000 м орієнтовні витрати складають 2,88 млн. €/МВт.
Для геотермальної системи потужністю 121 МВт теплової потужності з 12 буріннями глибиною 2000 м кожна та з тепловим насосом оцінені витрати становлять 1,34 млн євро/МВт теплової потужності.
Приклад геотермальної системи потужністю 12 МВт із бурінням глибиною 1200 м має орієнтовну вартість 35 мільйонів євро, включаючи електричний тепловий насос вартістю 10 мільйонів євро. Із загальної суми інвестицій 4 мільйони євро припадають на підготовку та перше буріння, які втрачаються, якщо не буде знайдено геотермальної води достатньої якості та кількості.
Фіксовані витрати на експлуатацію та технічне обслуговування: 22 000 євро/МВт теплової потужності для системи 12 МВт, 18 500 євро/МВт теплової потужності для системи 121 МВт.
Змінні витрати на експлуатацію та технічне обслуговування (без урахування витрат на електроенергію): 5,7 євро/МВт-год для системи 12 МВт, 2,02 євро/МВт-год для системи 121 МВт.

Джерела інформації

Карта Перспективних території для використання геотермальних ресурсів в Україні

Атлас енергетичного потенціалу відновлюваних джерел енергії України / за заг. ред. С.О. Кудрі. – Київ: Інститут відновлюваної енергетики НАН України, 2020 - ive.org.ua

Розрахунок енергії та економіки

Каталог технологій для постачання електроенергії та тепла Датського енергетичного агентства, онлайн