Petrotermální energie je směr geotermální energie , který využívá teplo suchých hornin.
Geotermální zdroje se dělí na hydrotermální a petrotermální. Hydrotermální energie je zaměřena na získávání tepla z podzemních vod přírodního původu. Petrotermální - získávat teplo přímo ze samotných hornin , jejichž teplota je tím vyšší, čím hlouběji se nacházejí. Stupeň nárůstu teploty horniny s rostoucí hloubkou je charakterizován geotermálním gradientem : v průměru je to 0,02 °C/m [1] , při takovém gradientu dosahuje teplota zemské kůry v hloubce 100 °C. 5 km.
V současné době je nejběžnější hydrotermální technologie, protože je mnohem jednodušší ji implementovat. Vytvoření hydrotermálního systému je však možné pouze tam, kde jsou k dispozici vhodné geotermální vody, například ve vulkanických oblastech. Proto je pouze asi 1 % všech využitelných geotermálních zdrojů na Zemi hydrotermálních, zatímco zbývajících 99 % je petrotermálních. To umožňuje vytvářet petrotermální systémy téměř kdekoli na Zemi. [2] [3]
Geotermální cirkulační systémy (GCC) se používají k získávání petrotermální energie . [čtyři]
Tento systém zahrnuje podzemní zásobník, injektážní vrt, těžební vrt a povrchový komplex obsahující zařízení zajišťující provoz systému.
Kolektor je propustná zóna v hornině, kterou proudí chladivo. Musí mít vyvinutou teplosměnnou plochu, aby byl zajištěn účinný přenos tepla z horniny chladicí kapalinou. Musí mít také dostatečnou propustnost, aby chladicí kapalina mohla cirkulovat. Kolektor může být přírodního i umělého původu.
Jako nosič tepla se zpravidla používá voda.
Chladivo je přiváděno do kolektoru vstřikovací šachtou. Chladicí kapalina, která proudí kolektorem, odebírá teplo a je odváděna výrobním vrtem. Vzniklé teplo lze využít k vytápění nebo výrobě elektřiny. Poté je vyčerpaná chladicí kapalina opět přiváděna do vstřikovací šachty.
Pokud je kolektor izolován, pak ztráty chladiva budou nevýznamné a budou se během provozu snižovat [5] .
Hlavními výhodami petrotermální energie je praktická nevyčerpatelnost a všudypřítomná dostupnost petrotermálních zdrojů. [2] [6]
Mezi jeho přednosti navíc patří bezodpadovost, ekologická nezávadnost a relativně nízká pracnost tvorby a provozu. [6]
Mezi nevýhody patří nízký energetický potenciál hornin v hloubkách do 3 km. K vytvoření předávacích stanic tepla stačí teplota chladiva 150 °C. Na většině míst je však tato teplota k dispozici pouze v hloubce 6 km a pouze v několika - 3 km. K vytvoření tepelné elektrárny je potřeba teplota 250–280 °C, což odpovídá hloubce 10 km. Vrtání takových vrtů je velmi nákladné a činí petrotermální stanice nekonkurenceschopnými. [7]
Mezi další nedostatky patří stacionárnost komunikací a nemožnost skladování energetických zdrojů na rozdíl od palivové energie. [6]
V oblasti, kde se stanice nachází, je možné lokální ochlazení klimatu. Podle Problémové laboratoře hornické termické fyziky Leningradského báňského institutu však do 13 000 let po dokončení stanice nebude maximální pokles teploty neutrální vrstvy větší než 0,1 °, což je zanedbatelné přirozené výkyvy klimatu. [osm]
Stimulace kolektorů geotermálních systémů může vyvolat zemětřesení. Maximální seismická aktivita může dosáhnout 3,0-3,7 jednotek na Richterově stupnici [9] .
K podobným zemětřesením došlo ve Švýcarsku, Německu a dalších zemích [10] . V roce 2017 došlo v Jižní Koreji k zemětřesení o síle 5,4 stupně [11] .
Použití nových technologií však může výrazně snížit seismickou aktivitu při hydraulickém štěpení [9] .
Termín „petrotermální“ poprvé použili v roce 1982 W. Roberts a P. Kruger. [12]
V anglicky psané literatuře panuje zmatek ohledně terminologie související s geotermálními systémy. [12]
V roce 1970 byl tedy zaveden koncept „hot dry rocks“ (hot dry rock, HDR), označující umělé kolektorové systémy, které extrahují teplo z horkých hornin, ve kterých není voda přírodního původu. Některé horniny však obsahují určité množství přirozeně se vyskytující vody, takže v roce 1998 byl pro ně zaveden koncept „horkých vlhkých hornin“ (hot wet rock, HWR). Také v roce 2003 byl představen pojem „horké rozbité horniny“, které odkazovaly na přirozeně rozbité propustné horniny. Všechny patří k petrotermálním zdrojům. [12]
S petrotermálními systémy jsou také spojeny následující pojmy: hlubinná těžba tepla (DHM), „stimulované geotermální systémy“ (stimulované geotermální systémy, SGS), „vylepšené“ nebo „umělé geotermální systémy“ (vylepšené nebo inženýrské geotermální systémy, EGS). Posledně jmenované termíny se týkají geotermálních cirkulačních systémů , na které byla aplikována umělá stimulace nádrží [13] a označují nejen petrotermální, ale také hydrotermální systémy. [12]
Některé práce navíc používají koncept „zdrojů zvodnělých vrstev v komplexu horkých sedimentárních hornin“ (horké sedimentární aquifery, HSA). Označuje horniny sedimentárního původu obsahující určité množství vody přírodního původu, ale na rozdíl od hydrotermálních zdrojů s převahou konduktivního přenosu tepla, čímž se přibližují zdrojům petrotermálním. Pro tuto kategorii však neexistují jasná, obecně uznávaná kritéria. [12]
V roce 1898 K. E. Tsiolkovsky vyjádřil myšlenku možnosti dlouhodobého získávání tepelné energie z hlubokých horkých hornin v důsledku výměny tepla se studenou vodou. Tato myšlenka byla rozvinuta v jeho dílech publikovaných v roce 1903 a 1914. [14] [6] [8]
V letech 1904 a 1919 předložil Charles Parsons návrh na vytvoření ultrahlubokého dolu na těžbu tepelné energie [8] .
V roce 1920 popsal akademik V. A. Obruchev v příběhu „Termální důl“ GCS, který získává energii z žulového masivu v hloubce 3 km. Jím navržené schéma bylo sice neefektivní a stěží proveditelné, nicméně samotnou myšlenku podpořili V. I. Vernadsky a A. E. Fersman , stejně jako I. M. Gubkin , A. A. Skochinsky , A. N. Tichonov . [14] [6]
V SSSR položil základy geotermální termické fyziky profesor Leningradského důlního institutu pojmenovaný po V.I. Plechanov Yu. D. Dyadkin , akademici Ukrajinské akademie věd A. N. Shcherban a O. A. Kremnev . V rámci této disciplíny byly studovány procesy přenosu tepla a hmoty v různých prostředích a vyvíjeny metody získávání geotermální, včetně petrotermální energie. [15] [16]
V současné době je ve světě realizováno několik projektů petrotermálních tepelných stanic a elektráren, které však tvoří extrémně malou část celkové energetické bilance [17] .
První petrotermální GCC, využívající teplo porézních hornin, byl postaven v Paříži v roce 1963 a byl určen k vytápění komplexu Brodkastin Chaos . [18] [19] [15]
V roce 1969 byl ve městě Melun spuštěn systém ústředního vytápění, který vytápěl 3000 bytů [8] [20] .
Následně byly podobné projekty dodávek tepla realizovány v Německu, Maďarsku, Rumunsku, USA a dalších zemích včetně Ruska (v Dagestánu, Krasnojarském území a Kamčatce) [8] .
Celkem bylo podle údajů z roku 2013 ve Francii realizováno více než 60 petrotermálních systémů a v USA více než 224 petrotermálních systémů využívajících teplo z přirozeně propustných nádrží. Používají se k vytápění a výrobě elektřiny. [patnáct]
V roce 1970, Los Alamos National Laboratory ve Spojených státech amerických vyvinula a patentovala technologii pro získávání petrothermální energie [21] . V roce 1974 zahájila projekt Fenton Hill, první GCC, který extrahoval teplo z neprostupných hornin. Nádrže byly vytvořeny pomocí hydraulického štěpení. Hloubka vrtů prvního kolektoru byla asi 2,7 km, teplota hornin byla 180 °C. Hloubka vrtů druhého kolektoru je 4,4 km s teplotou 327 °C. Systém byl provozován v testovacím režimu až do roku 2000. [22] Přijatá energie za celou dobu jejího provozu je 8x větší než energie vynaložená na zajištění cirkulace chladiva [8] .
V roce 1983 byl v Cornwallu ve Velké Británii založen experimentální petrotermální GCC využívající hydraulické štěpení. [23]
V roce 1986 byl zahájen společný francouzský, německý a britský projekt na vybudování petrotermálního GCC v Soultz-sous-Foret . První pokus o vytvoření kolektoru v hloubce 2,2 km byl neúspěšný. V letech 1995-1997 bylo možné vytvořit nádrž v hloubce 3,9 km, kde teplota hornin byla 168 ° C, a provádět úspěšné experimenty s cirkulací chladicí kapaliny. Tepelný výkon soustavy dosahoval 10 MW, přičemž provoz čerpacího zařízení vyžadoval pouze 250 kW; nedošlo k žádné ztrátě chladicí kapaliny. [24] Do roku 2005 byl vybudován kolektor v hloubce 5,1 km, byly provedeny cirkulační zkoušky, při kterých byla teplota chladiva na výstupu z kolektoru cca 160 °C, ztráty chladiva byly nevýznamné [25] . Byla vybudována elektrárna, která je od roku 2016 úspěšně provozována v nepřetržitém režimu. Jeho elektrický výkon je 1,7 MW. [26]
V Rusku byl v roce 1991 vytvořen systém zásobování petrotermálním teplem v Tyrnyauzu . Hydraulické štěpení žulové formace bylo provedeno v hloubce 3,7 km, kde teplota dosáhla 200 °C. Kvůli nehodě a také v souvislosti s vypuknutím vojenského konfliktu byl však projekt uzavřen. [2] Specialisté, kteří na tom pracovali, přešli na geotermální projekt St. Petersburg , který znamenal vytvoření systému zásobování petrotermálním teplem [27] . Jeho realizace se však omezila na vrtání průzkumného vrtu a provádění výzkumných prací v oblasti Pulkovo . [osm]
V USA, Německu, Francii, Itálii, Japonsku, Švýcarsku, Číně a Austrálii a dalších zemích byly nebo jsou vyvíjeny projekty petrotermálních systémů založených na technologii HDR [17] .