根据央视报道,干热岩发电不受季节、气候约束,发电成本是风力发电的1/2,太阳能发电的1/10

不受季节、气候的影响的确是干热岩发电相对于太阳能、风能发电的重要优势

”地热能发电,在正常地温梯度地区(3℃/100m),采用常规技术,发电成本达23美分/kW.h,但如果采用线性先进钻井技术,发电成本可降低到6 美分/kW.h。如果考虑中国钻井成本低于美国,则发电成本更低”。

但是,中科院利用超长热管技术,进行地心能干热岩的热能采集及发电,其发电成本如何呢?

我们找到了一篇论文,来自于2021年的《化工学报》,

论文作者为:

黄文博、曹文炅、李庭樑、蒋方明

来自于四个单位:

1、中国科学院广州能源研究所先进能源系统研究室;

2、中国科学院可再生能源重点实验室;

3、广东省新能源和可再生能源研究开发与应用重点实验室;

4、中国科学院大学;

论文题目:

干热岩热能重力热管采热系统数值模拟研究与经济性分析

一、4750米以下干热岩的热能开发的主要技术方案

1、增强型地热系统(enhanced geothermal system, EGS):

增强型地热系统(英语:Enhanced Geothermal System,EGS)应用于开发干热岩的热能,于一端注入冷水并吸收地底的热量后,由另一端抽出。

该技术存在循环工质损失大、管道结垢腐蚀严重、井下连通困难和投资成本过高且风险大等问题。

2、井下换热器(downhole heat exchanger,DHE)系统

DHE 系统通过在地热井中设置一个由U形管或套管组成循环系统,进而利用流体工质在管内的流动持续从井中开采热能。由于 DHE系统的流体工质循环过程完全封闭,从根本上杜绝了管道的腐蚀和结垢,以及工质损失等问题。并且DHE 系统为单井采热,无须进行井下连通,可以很方便地建立在废弃的石油和天然气井口,从而大幅减少了钻井费用,降低项目投资风险。

用 U 形管或套管的单相流 DHE 系统将地热能以显热的形式储存在循环工质中,当循环工质吸收地热能之后工质温度也会随之上升,难以在热储和井下换热器之间形成较大温差,限制了热储中的自然对流强度。

3、重力热管系统:

采用重力热管,将地下的热能传输到地面进行利用。

重力热管利用管内工质在重力作用下由液气相变而产生的自然对流效应,可将热量迅速地从高温端传输到低温端。同时,由于重力热管将热能储存在工质潜热中,其工质温度不会随着热量的吸收而增长。因此重力热管能够在采热过程中维持更高的传热温差,进而可以更充分地利用裂隙热储中的自然对流效应来强化系统的采热性能。

二、钻井模型

这是钻井的模型,深度为4750米,但是采集热的深度为4500米。

钻井的直径为0.5米,热管的直径为0.3米;

采集热的长度为1000米。

在采集区设置有直径为100米的“热储区”。

三、钻井及管材费用:(热管和套管的费用相同)

1、热管方式

在0~1000 m 深度钻井费用计为1000 CNY/m,深度每增加 1000 m 钻井费用增加 1000 CNY/m。

本次研究中井深为4500 m,据此计算得其钻井费用为1250万元。

井内改造费用主要为管体及管内结构成本:

4500 m 管材总重约 352 t,管材单价约为 0.75 万元/吨,据此估算管体总价为264万元;热管内部结构费用大致估算为160CNY/m,总计72万元。

2、套管方案

套管方案仅考虑管体费用,计264万元。

3、EGS方案

钻井及压裂费用为10675万元。

从钻井而言,1000米深的费用为100万元,但是热管及套管方案,钻井深度为4500米,因而费用为1250万。

从管材费用看,由于热管使用碳钢管,因而热管需要264万元,内部结构费用为72万,因而共计336万元。套管使用热管相同的材料,但是无需内部结构费用,因而只需要264万元。

从以上的费用看,套管成本最低为264万元;热管为336万元。如果计入钻井费用热管为1586万元,套管为1514万元。

如果采用EGS方案,钻井及压裂费用为10675万元。其费用显然基本上高于热管及套管6倍多。

显然,EGS方案是不可接受的方案。

四、采集热量及发电量

当存在热储区时,热管方案的采热量(1560 kW)是套管方案采热量(850 kW)的1.8倍,而热管方案的发电量(240 kW)则是套管方案(100 kW)的 2.4 倍。

然而,当不存在热储区时,套管式采热系统的采热量(650 kW)高于热管式采热系统(410 kW)。

五、热储区

上面的采集热量和发电量的比较,可以看出需要设置热储区,才可以将热管方案的采集热量高于套管方案。

此方案是设置一个直径为100米,高度为1000米的热储区,投资500万元,用于将此区域的岩石层进行压裂,将岩石“破碎”成为多层多孔的结构,在其内设置二氧化碳、水等作为传热的介质,实现将周围的热能高效的传输给热管。

其实,热储存区就是一个“二传手”,负责将周围的热能采集、储存并高效地与热管进行换热,实现了热管的高效的采集。

六、总投资及发电成本

EGS方案的投资成本(13675.0万元)远远高于其他两种方案。热管方案需要投资2571.8万元,套管方案的投资成本最低,仅为 1646.6万元。

当存在热储区时,热管方案的采热量为1560 kW,发电量是240 kW;套管方案的采热量为850 kW,发电量为100 kW。

对于EGS方案,其发电成本为 1.061 CNY/(kW·h),在三种采热方案中成本最低;重力热管方案发电成本(1.124 CNY/(kW·h))与 EGS 方案非常接近;而套管方案发电成本(2.580 CNY/(kW·h))最高,是其他方案发电成本的 2 倍以上。

当利用废弃的油气井来建设单井式采热系统时,两种单井采热方案总投资成本会大幅降低,尤其对于套管方案,其投资总额下降幅度高达 75.3%。在这种情况下,重力热管方案、套管方案的发电成本分别下降到0.644 CNY/(kW·h)、0.753 CNY/(kW·h),有望在上网电价较高的地区实现商业化运行。

当然这仅是2021年的《化工学报》的论文,完全属于理论测算。但是该项目如果已经验收,我们期待了解到真实的数据。

七、问题及讨论

1、热管方案的优势在哪里?

当不存在热储区时,套管式采热系统的采热量(650 kW)高于热管式采热系统(410 kW)。在投资表中,我们看到只有热管方案安排了500万的热储费用,但是套管方案没有此投资,如果在套管方案中,也安排500万元的热储费用,是否可以大大的提高套管方案的采集热能的能力,这样套管方式,是否将成为最优方案呢?。

2、传热工作介质的动力费用为何没有计算在内?

在表格中,可以看到热管方案的运行维护费用为29万,套管方案的运行维护费用为8.5万,EGS方案的运行维护费用为179万。套管方案和EGS方案都需要电力泵作为动力源,实现传热工作介质的流动,显然此部分的投资及支付的电费,应该是运营费用的一个主要费用,但是套管方案,低于热管方案的运营费用。这样就失去了使用热管“不需要消耗外部电力,就可以实现传热工作介质进行流动的优势”。既然热管方案不需要电力泵作为循环的动力来源,为什么热管方案的运营费用还要高于套管方案呢?

3、发电量扣除了动力泵的电耗了吗?

热管方案的发电量是242.9 kW,套管的发电量是63.3kW。对于4500米的工作介质进行流动,需要多大功率(KW)的泵?此泵24小时运行,需要消耗多少电力?如果将总发电量,扣除泵消耗的电量,还剩余多少净发电量呢?。

提出以上问题,主要是改进目前的方案,找到一个最优的方案。同时,也是向论文的作者、专家、爱好者进行请教,寻求更优化的方案。

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李热能

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