zpravodajství životního prostředí již od roku 1999

Geotermální elektrárny zkoušejí nadkritickou páru

05.01.2013
Energie
Geotermální elektrárny zkoušejí nadkritickou páru

Podle reportu geotermální asociace IGA je v současné době v 63 zemích světa v provozu na 320 elektráren a tepláren využívajících zemského tepla s celkovým elektrickým výkonem kolem 15 GWe. Americko-islandský projekt IDDP se pokouší zlepšit jejich účinnost hlubinnými vrty až k samotnému magmatu.

Převažuje neelektrické využití

Podle geologů obsahuje zemská kůra do hloubky deseti kilometrů sedmdesáttisíckrát víc energie, než kolik by vydaly celosvětové zásoby vytěžitelného uhlí. Nízký tepelný prostup tepla horninami (v průměru 0,06 W/m2) totiž umožňuje její omezené využití jen v místech geotermálních anomálií v podobě horkých termálních vod, výjimečně k vytápění. Rok od roku však roste její čerpání alespoň z nízkopotenciálních zdrojů v podobě tepelných čerpadel nejen průmyslem, ale i v rodinných domech. Historicky první geotermální elektrárna byla spuštěna v Itálii roku 1913. Přestože podmínky pro efektivní stavbu našly jen v místech geotermálních aktivit, podílejí se dnes přibližně 0,3 % na krytí elektrické spotřeby světa, zařadily se po bok obnovitelných energií a většina států podporuje jejich rozvoj bonifikacemi. Tabulku elektrických výkonů současných geotermálních elektráren vedou USA (3093 MWe) před Filipínami (1904 MWe), Indonésií (1197 MWe), Mexikem (958 MWe) a Itálií (843 MWe).

Geotermální elektrárny dozrávají

Nejstarší geotermální elektrárna a výtopna v toskánském Larderellu, od roku 1913 postupně rozšiřovaná až na dnešní elektrický výkon 550 MWe, využívá 250 °C horkou, poměrně suchou páru, vystupující z hloubek kolem jednoho kilometru. Sirnaté a čpavkové zplodiny z nich oddělené navíc využívá k výrobě syntetických hnojiv, a proto je mimořádně ekonomická. Kilowatthodina v místě vychází až šestkrát levněji než z uhelné elektrárny na dovážené uhlí! Italská energetická společnost ENEL dnes v Toskánsku provozuje 32 geotermálních elektráren s celkovým výkonem 700 MWe. Současná největší geotermální elektrárna světa The Geysers v Kalifornii svým elektrickým výkonem 1350 MWe v dvaceti samostatných jednotkách zásobuje elektřinou asi třetinu San Franciska a cena kWh je srovnatelná s cenou kWh z jaderných elektráren. Druhé místo v tabulce největších geotermálních elektrárem obsadila mexická Cerro Prieto (820 MWe) s pěti jednotkami, třetí místo obhajuje islandská elektrárna Hellisheidi s 303 MWe.

Vývoj technologie teplosměnného procesu směřoval od zatím nejrozšířenějšího procesu s mokrou parou z hloubek kolem 1 až 1,5 km. Snaha jít do větších hloubek a odvádět teplo ze žhavých suchých hornin narazila už před 40 lety na potíže a velkou naději nyní upírá energetika k pokusům jít za podstatně vyšší termickou účinností těchto elektráren (zatím na Islandu) do hloubek kolem 5 km, až na kontakt přiváděné vody s lávovým polem na úpatí vulkánů.

Geotermální elektrárny na mokrou nebo suchou páru

S výkony 10 až 100 MWe pracující zejména na Islandu, v Japonsku, Mexiku, na Filipínách a Novém Zélandu využívají navrtáním získanou horkou vodu s teplotou od 180 do 380 °C, která se odtlakováním mění v páru využitelnou turbínami. V případech příliš nízkého tlaku a teploty (pod 60 °C) musí být horká voda v tzv. Rankinově binárním systému využita k ohřívání médií s nižším bodem varu (propanu, isobutanu, freonů), za cenu snížení termické účinnosti přeměny i pod 10 %.

Rizika s teplem ze suché horniny

Od sedmdesátých let se zejména Američané pokoušejí odvádět teplo z horkých hornin v hloubkách až k osmi kilometrům metodou označovanou jako "Hot-Dry-Rock" (horká suchá skála). Pomocí vrtů do oblastí s teplotou až 200 °C se do existujících puklin v hornině injektuje voda pod vysokým tlakem. Tím se zvětší propustnost mezi dvěma sousedícími vrty a znásobí se plocha možného přestupu tepla, odváděného sběrným vrtem vodou přiváděnou pod tlakem souběžným vrtem z povrchu. Vytlačovaná horká voda nebo i parovodní směs využitím binárního cyklu pohání turbínu. Nezbytné kondenzační teplo lze využít i k otopu a voda se opětovně vhání vstupním vrtem k podzemní cirkulaci. Pokusy po léta končily zklamáním. Podstatná část vody se při cirkulaci ztrácí, teplota vystupující parovodní směsi postupně klesá a v některých místech mohou zejména při prvotní injektáži (tzv. hydrofrakturaci) vyvolat místně indukovaná zemětřesení, jak se o tom přesvědčili v letech 2006 až 2009 i projektanti malých experimentálních geotermálních elektráren ve Švýcarsku, Francii a Německu. Poslední uvedená v Landau využívá vodu z hloubky 3 km o teplotě 155 °C a Rankinovým cyklem z ní čerpá elektrický výkon 3 MWe a 6 MW tepla zásobuje okolní objekty.

Island hledá novou cestu

Island, který je vlastně miliony let starou sopkou vyvěrající z mořského dna, pokrývá geotermální energií od počátku 20. století až 90 % spotřeby tepla a teplé vody a v současné době až 25 % elektřiny. Zdrojem je pět větších elektráren s teplárenským režimem. Elektrárna Svartsengi (75 MWe) mj. odpadní a kondenzační vodou plní proslavené termální jezero Blue Lagune. Hlavní město Reykjavík nedávno dokončilo elektránu s 2x 50 MWe. Město samo je horkou vodou k vytápění (300 MW) i elektřinou (120 MWe) zásobováno 30 km vzdálenou elektrárnou Nesjavellir a do systému otopu je nově zapojena elektrárna Hellisheidi s výkonem 303 MWe, postavená původně k zásobování hliníkárenského kombinátu. Obdivuhodnou dálkovou distribuci horké vody řídí zásobníkový systém Perlan uprostřed města. Většina zmíněných elektráren, stejně jako elektrárna Krafla (60 MWe) na severu ostrova pracuje na páru o teplotě pod 300 °C, přiváděnou sběrnými vrty z hloubek kolem 1,5 km, nebo pro parní cyklus musejí přihří vat vodu z hlubinných vrtů o teplotě 200 až 390 °C. O zásadní změnu a zvýšení účinnosti i výkonů geotermálních elektráren se začalo bojovat na přelomu do 21. století právě v odlehlé elektrárně Krafla.

Vyjde-li projekt IDDP, vybředne Island z dluhů

Vědcům sice bylo známo, že ostrov má sice v hloubkách kolem pěti kilometrů obrovské zásoby tzv. superkritické vody (pokud se dá takové fluidum vodou ještě nazývat), zahřáté magmatem na 900 až 1100 °C. V této zatím ještě neprozkoumané fázi ji obrovský tlak skály udržuje v tekutém, a nikoliv plynném (parním) stavu. Od roku 2000 se k jejím zásobám v kráteru Krafla pokouší provrtat tým inženýra Gudmundena Friedleifssona. Tomu se podařilo k výzkumu přitáhnout profesora kalifornské univerzity Wilfreeda Elderse a v rámci stále rozšiřovaného mezinárodního vědecko-technického projektu IDDP (Island Deep Drilling Project) podpořeného investicí 22 miliard amerických dolarů začali speciální vrtnou soupravou Týr pronikat k jejím zásobám. Roku 2005, když se dostali do hloubky tří kilometrů, obrovský přetlak vyrazil vrták a bylo nutné začít na vhodnějším místě. Použití superkritické vody, která by měla podle předpokladů vědců protékat trubkami s téměř nulovým odporem jako plyn v budoucí elek trárně předpokládá nové typy výměníků, které zvládnou její obrovský tlak (až 26 MPa při teplotě 550 °C) a silné korozivní působení. Důležité je, že podle předpokladů Friedleifssona by jen na Krafle mohl vzrůst její výkon z dnešních 60 MWe na 500 MWe. S ním počítá od roku 2010 i hliníkárenský kombinát Alcoa Inc., který by pomocí této energie mohl ročně produkovat 150 tisíc tun hliníku a rozvoj průmyslu by mohl pomoci rozvoji islandského průmyslu a hospodářství. V létě 2010 začal vrt IDDP-1 dodávat použitelnou "přehřátou" páru s teplotou 330 °C při tlaku 16,5 MPa. Vrty IDDP-2 a IDDP-3 za superkritickou vodou budou nyní přeloženy i do jihozápadní části Islandu. Projekt pod patronátem energetické společnosti Landvirkjun Power Comp. budí obrovský zájem průmyslových i vědeckých organizací, neboť slibuje prakticky nejméně ztrojnásobení výkonu dosavadních geotermálních studní, pokud leží v oblasti vulkánů. V tisku se již objevily (možná předčasně) úvahy, že Island by rekonst rukcí dosavadních a výstavbou nových "lávových" geotermálních elektráren mohl kapacitou elektrické produkce odhadovanou na 5000 MWe zásobovat Norskou a Skotskou, později i Nizozemskou a Německou energetickou síť prostřednictvím podmořských silových kabelů. Na v září 2012 v Reykjavíku proběhnutém kongresu Global Energy Summit oznámili experti z IDDP, že první geotermální elektrárnu na superkritickou vodu plánují na rok 2020.


Jan Tůma (Island)

Zdroj: Technik

Komentáře k článku. Co si myslí ostatní?

Další články
Podněty ZmapujTo
Mohlo by vás také zajímat
Naši partneři
Složky životního prostředí