elektroenergetyka_nr_05_05_8.pdf

Akademia

Sesja 3

Wytwarzanie energii elektrycznej

z wykorzystaniem odnawialnych zasobów energii – część druga

Wykładowcy:

Prof. nzw. dr hab. inż. Józef Paska,

mgr inż. Mariusz Sałek, mgr inż. Tomasz Surma

Politechnika Warszawska, Instytut Elektroenergetyki,

Zakład Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej

W numerze 3/2005 Energetyki ukazały się trzy pierwsze wykłady Sesji 3.

W bieżącym numerze zamieszczamy wykład czwarty i piąty.

Wykład czwarty

Elektrownie geotermiczne, maremotoryczne i maretermiczne

oraz elektrownie wykorzystujące biomasę

Elektrownie geotermiczne

Wykorzystanie ciepła gorącej magmy wydaje się

jeszcze dość odległe, przede wszystkim ze względu na

brak materiałów odpornych na wysokie temperatury

płynnej magmy.

Źródła geotermiczne z przewagą pary, wykorzy-

stywane w systemie hydrotermicznym wysokotem-

peraturowym, umożliwiają czasami uzyskiwanie

pary przegrzanej, która może być kierowana bez-

pośrednio do turbiny parowej. Zwykle jednak para

z otworu geotermicznego jest kierowana do oddzie-

lacza wody, a następnie do separatora związków

chemicznych (rys. 14a), gdzie jest pozbawiana

zanieczyszczeń gazowych i chemicznych. Źródła

geotermiczne z przewagą pary występują rzadko.

Znajdują się one w rejonie Północnej Kalifornii

W budowie elektrowni geotermicznych mogą być

stosowane następujące systemy:

– hydrotermiczny wysokotemperaturowy, w którym

wykorzystuje się źródła geotermiczne z przewagą

wody lub pary;

– hydrotermiczny niskotemperaturowy, w którym

występują dwa obiegi czynnika roboczego;

– wykorzystujący ciepło suchych gorących skał

(dry hot rocks);

– magmowy.

Znaczenie praktyczne mają obecnie trzy pierwsze

systemy. Schematy ideowe różnych układów elektrow-

ni geotermicznych przedstawiono na rysunku 14.

Rys. 14. Schematy elektrowni geotermicznych

a) elektrownia zasilana parą wodną, b) elektrownia zasilana mieszaniną wodno-parową,

c) elektrownia z obiegiem wtórnym, d) elektrownia wykorzystująca ciepło suchych gorących skał

1 – otwory geotermiczne, 2 – pompa, 3 – turbina, 4 – generator, 5 – skraplacz, 6 – oddzielacz wody,

7 – wymiennik ciepła (wytwornica pary), 8 – separator związków chemicznych, 9 – odgazowywacz, 10 – parownik,

11 – skały osadowe i wulkaniczne o grubości ok. 600 m, 12 – granit, 13 – kawerna na głębokości ponad 3000 m

strona 312

(46)

www.e-energetyka.pl

maj 2005

(Dolina Gejzerów), we Włoszech (Lardello) i w Japonii

(Matsukawa). Przegrzana para geotermalna nie

wymaga dodatkowej obróbki, poza oddzieleniem czą-

stek stałych, mogących powodować erozję łopatek

turbiny. W efekcie niższego (niż w zwykłych elek-

trowniach parowych) ciśnienia turbiny, pracujące

na parze geotermalnej, mają jedynie część nisko-

prężną. Przy jednakowych mocach turbiny elek-

trowni geotermicznych są większych rozmiarów

i wymagają większego przepływu pary. Poza tym

praca elektrowni geotermicznych zasilanych parą

wodną nie różni się od pracy klasycznych elektrowni

parowych.

Największa elektrownia geotermiczna świata

Gejzery (Geysers), której moc w 1983 roku osiągnę-

ła 908 MW, jest zasadniczo wyposażona w turbiny

o mocy 110 MW, współpracujące z dwoma generato-

rami po 55 MW. Każdą z turbin obsługuje 15 otwo-

rów geotermicznych (14 do poboru pary geotermalnej

i l do zwrotu skroplin) o głębokości od 120 do 2100 m.

Średnia wydajność otworu wynosi 19 kg/s pary o ci-

śnieniu 0,73 MPa i temperaturze 180°C. Jednostkowe

zużycie pary wynosi ok. 9 kg na kWh produkowanej

energii elektrycznej, a zużycie energii na potrzeby

własne (włącznie z wpompowywaniem kondensatu)

sięga 30%. Jednostkowy koszt budowy bloku o mocy

110 MW wyniósł w cenach 1979 r. 520 USD/kW.

Obszar geotermiczny Lardello jest eksploatowany

od 1913 r. (pierwsza na świecie elektrownia geoter-

miczna o mocy 250 kW). Obecnie 16 eksploatowanych

w tym rejonie elektrowni ma łączną moc ok. 420 MW.

Głębokość większości otworów geotermicznych nie

przekracza 1000 m (średnio – 700 m). Temperatura

czynnika roboczego na wyjściu z otworu zawiera

się w granicach od 150 do 260°C, ciśnienie od 0,5 do

0,6 MPa, a wydatek od 15 do 30 kg/s. Jednostkowe

zużycie pary przez turbozespół wynosi ok. 10 kg/

/kWh. Jednostkowe koszty wytwarzania energii

elektrycznej są 1,5–2 razy niższe niż w klasycznych

elektrowniach cieplnych.

Początkowo w japońskiej elektrowni geotermicz-

nej Matsukawa zainstalowano turbinę o mocy 22

MW, zasilaną parą geotermalną z sześciu otworów

geotermicznych o średnicy 210 mm i głębokości 940

do 2000 m. Para po wyjściu z turbiny była kierowa-

na do wymiennika ciepła, gdzie podgrzewała do 70°C

wodę na potrzeby odległego o 6 km osiedla. Obecnie

łączna moc tej elektrowni osiągnęła 90 MW.

Źródła geotermiczne z przewagą wody są spoty-

kane znacznie częściej niż źródła parowe. Uzyski-

wana z nich mieszanina wodnoparowa jest kiero-

wana w pierwszej kolejności do odgazowywacza,

a następnie do parownika, gdzie ulega zmianie w

parę wilgotną. Kolejny etap stanowi oddzielenie wody

(rys. 14b). Największe eksploatowane elektrownie

geotermiczne tego typu to: Wairakei w Nowej Zelandii

(293 MW), Tiwi na Filipinach (220 MW), Sierra

Prieto w Meksyku (150 MW), Kakkonda w Japonii

(50 MW).

W 1973 r. na obszarze geotermicznym Sierra Prieto

w Meksyku oddano do eksploatacji elektrownię

geotermiczną z dwoma turbozespołami po 37,5 MW

(firmy Toshiba, Japonia). Do ich zasilania wykonano

56 otworów geotermicznych o głębokości od 700 do

2200 m, z których produktywnymi okazały się 42.

Uzyskiwano mieszaninę wodnoparową, zawierają-

cą 20–40% pary, w ilości średnio 55 kg/s z otworu.

Jeden turbozespół jest zasilany przez 7 otworów.

Obliczeniowy czas eksploatacji otworu wynosi 10 lat

i co roku są wykonywane nowe otwory dla pokry-

cia deficytu pary, wynikającego ze spadku ciśnie-

nia i temperatury wraz z wyeksploatowaniem dzia-

łających otworów. Zainstalowane w elektrowni tur-

biny kondensacyjne (ciśnienie pary na wlocie do

turbiny 0,51 MPa, temperatura 160°C) zużywają ok.

8 kg pary na wyprodukowanie 1 kWh energii elek-

trycznej. W 1979 r. oddano do eksploatacji kolejne

dwa bloki – moc elektrowni osiągnęła 150 MW.

System hydrotermiczny niskotemperaturowy

umożliwia wykorzystanie nośnika składającego się

z wody lub pary o niższych temperaturach (nawet

poniżej 100°C), dzięki temu, że czynnik ten zasila

obieg pierwotny elektrowni geotermicznej (rys. 14 c),

zaś w obiegu wtórnym stosuje się czynnik niskow-

rzący (freon, izobutan).

Największa część zasobów energii geotermicznej

jest zlokalizowana w suchych gorących skałach (dry

hot rocks), które występują w zasadzie we wszyst-

kich rejonach świata, chociaż na różnej głębokości

(zwykle 4000–5000 m). Do wykorzystania ciepła

suchych gorących skał konieczne jest istnienie odpo-

wiednio wysokiej temperatury na ekonomicznie do-

stępnej głębokości oraz właściwa porowatość gorącej

warstwy skał, aby możliwe było ogrzanie odpowied-

niej ilości wody. Odbieranie ciepła geotermicznego

odbywa się dzięki tłoczeniu wody przez pionowy

głębszy otwór (rys. 14 d) do kawerny naturalnej lub

wykonanej w sposób sztuczny (wybuchy konwen-

cjonalne lub jądrowe, metoda hydrauliczna polega-

jąca na wpompowaniu pod ciśnieniem zimnej wody

w gorące warstwy skalne). Ogrzana woda wydobywa

się przez drugi otwór o mniejszej głębokości, oddaje

ciepło w wymienniku ciepła elektrowni geotermicz-

nej i wraca głębszym otworem do kawerny.

Instalację doświadczalną do zbadania możliwoś-

ci praktycznych wykorzystania ciepła suchych

gorących skał zrealizowano w Los Alamos (Kalifor-

nia, USA). Dzięki wpompowaniu pod ciśnieniem

12,3 MPa zimnej wody do szczeliny na głębokości

2789 m otrzymano kawernę o promieniu ok. 140 m.

Drugi otwór o głębokości ok. 2670 m doprowadzono

do części centralnej kawerny. Uzyskiwano z niego

wodę o temperaturze ok. 160°C, a moc cieplna układu

osiągała 5 MW. W Niemczech podobne prace prowadzi

się w Urach (Szwabia), w Wielkiej Brytanii badania

są prowadzone w Kornwalii, we Francji w Soultz na

północ od Strasburga, w Japonii na północ od Tokio,

w Rosji w Stawropolu.

maj 2005

www.e-energetyka.pl

strona 313

(47)

Wykorzystanie ciepła suchych gorących skał

stanowi perspektywę dla rozwoju elektrowni geo-

termicznych.

W roku 2001 r. na świecie eksploatowano ze-

społy elektrowni geotermicznych o łącznej mocy za-

instalowanej 5443 MW.

Sprawność elektrowni geotermicznych jest nie-

wielka i wynosi 20–25% brutto (15–20% netto). Na

przykład w elektrowni Geysers przy parametrach

pary 0,73 MPa i 200°C osiąga się sprawność 23%.

O ekonomicznej konkurencyjności elektrowni geo-

termicznych świadczą dane z tabeli 11.

Drugi zakład geotermalny został zbudowany w

latach 1992–1995 w Pyrzycach (byłe woj. szczeciń-

skie). Ciepłownia zaopatruje w ciepło 14-tysięczne

miasto i jest pierwszą instalacją geotermalną na

Niżu Polskim. Moc cieplna instalacji wynosi ok.

15 MW (wydatek wody geotermalnej 340 m 3 /h,

temperatura 61–63°C, temperatura po schłodzeniu

26°C). W ciepłowni zastosowano 2 absorpcyjne pom-

py ciepła oraz 4 kotły wodne o mocy 40 MW. Koszt

budowy ciepłowni wyniósł ok. 59 mln zł (w cenach

1997 r.) a jednostkowy koszt wytwarzanego ciepła

wynosi ok. 25 zł/GJ.

Łącznie w latach 1993–2003 zbudowano i uru-

chomiono w Polsce 6 instalacji ciepłowniczych wy-

korzystujących ciepło wód geotermalnych (tab. 12)

a budowa kolejnych obiektów jest planowana w naj-

bliższej przyszłości.

Tabela 11

Nakłady inwestycyjne i koszty wytwarzania energii elektrycznej

w amerykańskich elektrowniach różnych typów

(w cenach 1980 r.) [24]

Koszt

wytwarzania

energii

elektrycznej,

USc/kWh

Jednostkowe

nakłady

inwestycyjne,

USD/kW

Typ elektrowni

Wykorzystanie energii mórz i oceanów

Elektrownia jądrowa

1200

4,1

Elektrownia cieplna

(ropa)

600–800

3,4

Oceany i morza, stanowiąc znaczną część po-

wierzchni kuli ziemskiej, otrzymują od Słońca (nie

tylko) dużą ilość energii. Są one zatem potencjalnym

źródłem energii odnawialnej, którą można spo-

żytkować do produkcji energii elektrycznej. Jest to

możliwe dzięki wykorzystaniu:

 energii pływów morskich (elektr. pływowe) i fal

(elektr. maremotoryczne),

 energii cieplnej wód (elektr. maretermiczne),

 różnic zasolenia wód (gradientu zawartości soli),

 energii prądów oceanicznych (elektrownie ma-

remotoryczne).

W elektrowniach pływowych energia mórz i oce-

anów, przejawiająca się w postaci pływów wód mor-

skich, jest przetwarzana na energię elektryczną w

cyklu przemian energetycznych, analogicznym jak

w elektrowniach wodnych. Wykorzystanie energii

wody poruszanej pływami polega na odgrodzeniu od

otwartego morza zatoki lub jej części i umieszczeniu

w utworzonej przegrodzie turbin wodnych. W czasie

przypływu woda wpływając do odgrodzonej części

zatoki napędza turbiny, aż do czasu zrównania się

poziomów wody. Podczas odpływu woda zgromadzo-

na uprzednio w zatoce wypływa z niej, ponownie

dostarczając energii turbinom.

Elektrownia cieplna

(węgiel)

600–1000 2,9–3,8

Elektrownia

geotermiczna

na parze suchej

300

2,1

Elektrownia

geotermiczna na

źródłach gorącej wody 500–950

3,1–5,3

Elektrownia

geotermiczna na cieple

suchych gorących skał 550–950

3,4–6,8

W Polsce występują dość duże zasoby wód geo-

termalnych, jednak ich temperatura nie przekracza

70°C, co sugeruje raczej wykorzystanie do ogrzewa-

nia. Zasoby są zlokalizowane w trzech rejonach:

Niżowym, Przedkarpackim i Karpackim. Najko-

rzystniejsze warunki występują w basenie podha-

lańskim (dotychczas stwierdzono 19 zbiorników wód

geotermalnych, zawierających ok. 30 mld m 3 ).

W 1993 r. ukończono budowę Doświadczalnego

Zakładu Geotermalnego na Podhalu, gdzie woda

o temperaturze ok. 86°C, ciśnieniu artezyjskim

2,5 MPa i potencjalnej wydajności 60–200 m 3 /h ogrze-

wa 200 budynków, kościół i szkołę, a także suszarnię

drewna, szklarnię i basen do hodowli ryb.

Tabela 12

Podstawowe dane ciepłowni geotermalnych funkcjonujących w Polsce

Obiekt

Rok

uruchomienia

Temperatura wody

w złożu,

°C

Głębokość

złoża,

Mineralizacja,

g/l

Wydatek,

m 3 /h

Całkowita

moc cieplna,

Bańska

– Biały Dunajec 1994

2000–3000 3

120

Pyrzyce

1996

1500–1650 120 2×170

Mszczonów

1999

1600–1700 0,5

Uniejów

2001

67–70 Ok. 2000 6,8–8,8 68

4,6

Bańska Niż.

– Biały Dunajec 2001

76–80

2500

550

125

Słomniki

k. Krakowa

2002

300

–

260

3,5

strona 314

(48)

www.e-energetyka.pl

maj 2005

Turbiny hydrozespołów elektrowni pływowych

są dostosowane do pracy przy dwukierunkowym

przepływie wody. Istnieje również możliwość wspo-

magania tworzenia się różnicy poziomów wody przez

jej przepompowywanie.

Pierwszą małą elektrownię pływową urucho-

miono w 1913 r. w Niemczech, na wybrzeżu Morza

Północnego. Z dużej liczby późniejszych projektów

zrealizowano praktycznie trzy. Od 1968 r. pracuje w

b. ZSRR elektrownia o mocy 400 kW, zbudowana w

Zatoce Kisłogubskaja, koło Murmańska. Zatoka two-

rzy zbiornik wodny o powierzchni 1,1 km 2 i głębokości

35 m, połączony z morzem wąskim (40 m) i płytkim

(3–5 m) przełykiem, co pozwoliło na odcięcie zatoki

od morza stosunkowo niewielkim kosztem. W elek-

trowni zastosowano hydrozespoły odwracalne (praca

przy przepływie wody w obu kierunkach oraz praca

pompowa). Drugi projekt zrealizowano w Chinach,

gdzie elektrownia doświadczalna składa się z sześciu

małych zespołów. Pierwszą dużą elektrownię pływo-

wą, o mocy 240 MW zbudowali Francuzi w Bretanii,

u ujścia rzeki Rance do kanału La Manche.

Budowę elektrowni zakończono w 1967 roku, kiedy

to oddano do eksploatacji ostatni z 24 zespołów; budo-

wa trwała 6 lat. Różnica poziomów pływów waha się

tam od 3 do 13,5 m (średnio 8,45 m), a zamknięty tamą

o długości 750 m zbiornik wodny ma powierzchnię

22 km 2 (rys. 15) [39].

Średnica wirnika turbiny wynosi 5,35 m, prędkość

obrotowa 93,75 min –1 , przełyk 275 m 3 /s. Generatory

o napięciu znamionowym 3,5 kV znajdują się we-

wnątrz kapsuł–gruszek (rys. 16) i pracują przy

nadciśnieniu powietrza 0,2 MPa. W maszynowni

umieszczono 3 transformatory o mocy po 82 MVA

i napięciu 3,5/225 kV, wyposażone w podwójne

komplety uzwojeń dolnego napięcia. Każdy z trans-

formatorów pracuje w bloku z dwiema grupami po

4 generatory. Tak więc elektrownia stanowi zespół

sześciu bloków energetycznych po 40 MW. Połączenie

transformatorów z rozdzielnią elektrownianą 225 kV

zrealizowano za pomocą kabli olejowych, przebiega-

jących tunelem pod ziemią i śluzą.

Rys. 16. Hydrozespół rurowy elektrowni pływowej Rance

1 – szyb zejściowy, 2 – cięgła, 3 – płaszcz metalowy, 4 – łopatki

wsporcze, 5 – łopatki kierownicze (kierownica), 6 – obudowa,

7 – wentylator, 8 – łożysko, 9 – generator, 10 – łożysko wzdłużne

połączone z łożyskiem prowadzącym, 11 – wał, 12 – stożek

przejściowy turbiny i łożysko, 13 – wirnik turbiny

Charakterystyczne dane hydrozespołów elektrow-

ni Rance w różnych warunkach pracy przedstawiono

w tabeli 13.

Tabela 13

Charakterystyki turbozespołu rurowego elektrowni Rance

Praca

Wysokość spadu

(pompowania),

Moc

zespołu,

Spraw-

ność,

Przełyk,

m 3 /s

Rys. 15. Elektrownia pływowa Rance

a) usytuowanie (linią przerywaną zaznaczono miejsce

projektowanej budowy kolejnej elektrowni),

b) przekrój przez maszynownię, c) plan

Turbinowa:

zatoka-morze

morze-zatoka

3–11

3–10

2–10

55–87

60–73

110–275

115–240

Pompowa:

morze-zatoka

zatoka-morze

Na lewym brzegu znajduje się wnętrzowa rozdziel-

nia elektrowniana 225 kV. Przy lewym brzegu została

zlokalizowana śluza, wyposażona w dwie komory

65×13 m; następną część stanowi budowla elektrowni

(maszynownia) w postaci zapory żelazobetonowej

o długości 332,5 m. Środkową część spiętrzenia stano-

wi martwa część zapory, powstała przy wykorzysta-

niu istniejących skał (193,7 m); przy prawym brzegu

zlokalizowano część przelewową o długości 115 m.

W maszynowni elektrowni pływowej Rance

znajdują się 24 hydrozespoły rurowe (gruszkowe).

1–3

30–66

25–58

110–170

108–200

Począwszy od 1983 r. rozpoczął się III etap eksplo-

atacji elektrowni Rance (pierwszy do 1974 r. – osią-

gnięcie projektowanych parametrów pracy, drugi

1975–1982 – prace remontowe), charakteryzujący

się roczną produkcją 609 GWh energii elektrycz-

nej (netto 512 GWh) o jednym z niższych kosztów

wytwarzania – 9,67 centym/kWh, podczas gdy w

elektrowniach węglowych – 12,67, w elektrowniach

jądrowych – 9,06 (w cenach 1979 r.).

maj 2005

www.e-energetyka.pl

strona 315

(49)

Plik z chomika:

Inne pliki z tego folderu:

Inne foldery tego chomika: