Petrotermisk energi är en riktning för geotermisk energi som använder värmen från torra bergarter.
Geotermiska resurser delas in i hydrotermiska och petrotermiska. Hydrotermisk energi syftar till att utvinna värme från grundvatten av naturligt ursprung. Petrotermisk - för att extrahera värme direkt från själva stenarna , vars temperatur är högre, ju djupare de är belägna. Graden av ökning av bergtemperaturen med ökande djup kännetecknas av en geotermisk gradient : i genomsnitt är den 0,02 °C / m [1] , med en sådan gradient når temperaturen på jordskorpan 100 °C på ett djup av 5 km.
För närvarande är hydrotermisk teknik den vanligaste, eftersom den är mycket lättare att implementera. Men skapandet av ett hydrotermiskt system är endast möjligt där lämpliga geotermiska vatten finns tillgängliga, till exempel i vulkaniska zoner. Därför är endast cirka 1 % av alla användbara geotermiska resurser på jorden hydrotermiska, medan de återstående 99 % är petrotermiska. Detta gör att du kan skapa petrotermiska system nästan var som helst på jorden. [2] [3]
Geotermiska cirkulationssystem (GCC) används för att utvinna petrotermisk energi . [fyra]
Detta system inkluderar en underjordisk reservoar, en injektionsbrunn, en produktionsbrunn och ett ytkomplex innehållande utrustning som säkerställer driften av systemet.
Kollektorn är en permeabel zon i berget genom vilken kylvätskan strömmar. Den måste ha en utvecklad värmeväxlaryta för att säkerställa effektiv värmeöverföring från berget genom kylvätskan. Den måste också ha tillräcklig permeabilitet för att tillåta kylvätskan att cirkulera. Samlaren kan vara av både naturligt och konstgjort ursprung.
Som värmebärare används som regel vatten.
Kylvätskan tillförs kollektorn genom en injektionsbrunn. Genom att strömma genom kollektorn tar kylvätskan upp värme och sugs ut genom produktionsbrunnen. Den resulterande värmen kan användas för uppvärmning eller elproduktion. Därefter matas den förbrukade kylvätskan igen in i injektionsbrunnen.
Om kollektorn är isolerad kommer kylvätskeförlusterna att vara obetydliga och minska under drift [5] .
De främsta fördelarna med petrotermisk energi är den praktiska outtömligheten och den allestädes närvarande tillgången på petrotermiska resurser. [2] [6]
Dessutom inkluderar dess fördelar icke-avfall, miljösäkerhet och relativt låg arbetsintensitet vid skapande och drift. [6]
Nackdelarna inkluderar den låga energipotentialen hos bergarter på djup upp till 3 km. För att skapa värmeförsörjningsstationer räcker det med en kylvätsketemperatur på 150 °C. Men på de flesta ställen är denna temperatur tillgänglig endast på ett djup av 6 km, och endast på ett fåtal - 3 km. För att skapa ett värmekraftverk krävs en temperatur på 250–280 °C, vilket motsvarar ett djup på 10 km. Att borra sådana brunnar är mycket dyrt och gör petrotermiska stationer okonkurrenskraftiga. [7]
Andra brister inkluderar kommunikationens stationaritet och omöjligheten att lagra energiresurser, i motsats till bränsleenergi. [6]
I området där stationen ligger är en lokal kylning av klimatet möjlig. Enligt Problem Laboratory of Mining Thermal Physics vid Leningrad Mining Institute , inom 13 000 år efter stationens färdigställande, kommer den maximala minskningen av temperaturen på det neutrala lagret inte att vara mer än 0,1 °, vilket är försumbart jämfört med naturliga klimatfluktuationer. [åtta]
Att stimulera samlare av geotermiska system kan utlösa jordbävningar. Den maximala seismiska aktiviteten kan nå 3,0-3,7 enheter på Richterskalan [9] .
Liknande jordbävningar inträffade i Schweiz, Tyskland och andra länder [10] . 2017 inträffade en jordbävning med magnituden 5,4 i Sydkorea [11] .
Användningen av ny teknik kan dock avsevärt minska seismisk aktivitet under hydraulisk sprickbildning [9] .
Termen "petrotermisk" användes först 1982 av W. Roberts och P. Kruger. [12]
Det råder förvirring i den engelskspråkiga litteraturen om terminologi relaterad till geotermiska system. [12]
Så 1970 introducerades konceptet "hot dry rocks" (hot dry rock, HDR), vilket betecknar konstgjorda uppsamlarsystem som extraherar värme från heta stenar där det inte finns vatten av naturligt ursprung. Vissa bergarter innehåller dock en viss mängd naturligt förekommande vatten, så 1998 introducerades konceptet "hot wet rocks" (hot wet rock, HWR) för dem. Också 2003 introducerades begreppet "hett sprickat berg" för att hänvisa till naturligt spruckna permeabla bergarter. Alla tillhör petrotermiska resurser. [12]
Följande begrepp är också förknippade med petrotermiska system: deep heat mining (DHM), "stimulated geothermal systems" (stimulated geothermal systems, SGS), "förbättrade" eller "artificiella geotermiska system" (enhanced or engineered geothermal systems, EGS). De senare termerna avser geotermiska cirkulerande system på vilka konstgjord reservoarstimulering har tillämpats [13] och avser inte bara petrotermiska utan även hydrotermiska system. [12]
Dessutom använder vissa verk begreppet "akviferresurser i ett komplex av heta sedimentära bergarter" (hot sedimentary aquifers, HSA). Det hänvisar till bergarter av sedimentärt ursprung som innehåller en viss mängd vatten av naturligt ursprung, men, till skillnad från hydrotermiska resurser, med övervägande ledande värmeöverföring, vilket för dem närmare petrotermiska resurser. Det finns dock inga tydliga, allmänt accepterade kriterier för denna kategori. [12]
1898 uttryckte K. E. Tsiolkovsky idén om möjligheten till långvarig utvinning av termisk energi från djupa varma stenar på grund av värmeväxling med kallt vatten. Denna idé utvecklades i hans verk som publicerades 1903 och 1914. [14] [6] [8]
1904 och 1919 lade Charles Parsons fram ett förslag om att skapa en ultradjup gruva för utvinning av termisk energi [8] .
År 1920 beskrev akademikern V. A. Obruchev i berättelsen "Thermal Mine" GCS, som utvinner energi från ett granitmassiv på ett djup av 3 km. Även om det schema som han föreslog var ineffektivt och knappast genomförbart, stöddes ändå själva idén av V. I. Vernadsky och A. E. Fersman , liksom I. M. Gubkin , A. A. Skochinsky , A. N. Tikhonov . [14] [6]
I Sovjetunionen lades grunden för geotermisk termisk fysik av en professor vid Leningrad Mining Institute uppkallad efter V.I. Plekhanov Yu. D. Dyadkin , akademiker vid den ukrainska vetenskapsakademin A. N. Shcherban och O. A. Kremnev . Inom ramen för denna disciplin studerades processerna för värme- och massöverföring i olika miljöer och metoder för att utvinna geotermisk, inklusive petrotermisk, energi utvecklades. [15] [16]
För närvarande har flera projekt av petrotermiska värmeförsörjningsstationer och kraftverk genomförts i världen, men de utgör en extremt liten del av den totala energibalansen [17] .
Den första petrotermiska GCC, som använder värmen från porösa stenar, byggdes i Paris 1963 och var avsedd att värma Brodkastin Chaos- komplexet . [18] [19] [15]
1969 lanserades ett centralvärmesystem i Melun stad som värmde upp 3 000 lägenheter [8] [20] .
Därefter genomfördes liknande värmeförsörjningsprojekt i Tyskland, Ungern, Rumänien, USA och andra länder, inklusive Ryssland (i Dagestan, Krasnoyarsk-territoriet och Kamchatka) [8] .
Totalt, enligt data från 2013, implementerades mer än 60 petrotermiska system i Frankrike och mer än 224 petrotermiska system som använder värmen från naturligt permeabla reservoarer i USA. De används för uppvärmning och för att generera el. [femton]
1970 utvecklade och patenterade Los Alamos National Laboratory i USA tekniken för att utvinna petrotermisk energi [21] . 1974 lanserade det Fenton Hill-projektet, det första GCC som utvinner värme från ogenomträngliga stenar. Reservoarerna skapades med hjälp av hydraulisk frakturering. Djupet på brunnarna i den första samlaren var cirka 2,7 km, temperaturen på stenarna var 180 °C. Djupet på brunnarna i den andra kollektorn är 4,4 km med en temperatur på 327 °C. Systemet kördes i testläge fram till 2000. [22] Den energi som tas emot under hela driftperioden är 8 gånger större än den energi som spenderas på att säkerställa cirkulationen av kylvätskan [8] .
1983 etablerades en experimentell petrotermisk GCC med hydraulisk sprickbildning i Cornwall , Storbritannien. [23]
1986 lanserades ett gemensamt franskt, tyskt och brittiskt projekt för att bygga en petrotermisk GCC vid Soultz-sous-Foret . Det första försöket att skapa en samlare på ett djup av 2,2 km misslyckades. 1995-1997 var det möjligt att skapa en reservoar på ett djup av 3,9 km, där temperaturen på stenarna var 168 ° C, och att genomföra framgångsrika experiment på kylvätskans cirkulation. Systemets termiska effekt nådde 10 MW, medan driften av pumputrustning endast krävde 250 kW; det var ingen kylvätskeförlust. [24] År 2005 byggdes en kollektor på ett djup av 5,1 km, cirkulationstester genomfördes, under vilka temperaturen på kylvätskan vid utloppet av kollektorn var cirka 160 °C, kylvätskeförlusterna var obetydliga [25] . Ett kraftverk byggdes, som med start 2016 har drivits i kontinuerlig drift framgångsrikt. Dess elektriska effekt är 1,7 MW. [26]
I Ryssland, 1991, skapades ett system för petrotermisk värmeförsörjning i Tyrnyauz . En hydraulisk spräckning av en granitformation utfördes på 3,7 km djup, där temperaturen nådde 200 °C. Men på grund av en olycka, såväl som i samband med utbrottet av en militär konflikt , stängdes projektet. [2] Specialisterna som arbetade på det bytte till St. Petersburg geotermiska projekt , vilket innebar skapandet av ett petrotermiskt värmeförsörjningssystem [27] . Dess genomförande begränsades dock till att borra en prospekteringsbrunn och utföra forskningsarbete i Pulkovo- området . [åtta]
Projekt av petrotermiska system baserade på HDR-teknik har utvecklats eller håller på att utvecklas i USA, Tyskland, Frankrike, Italien, Japan, Schweiz, Kina och Australien och andra länder [17] .