地热能是什么?关于地热能的详细介绍

创闻科学2020-11-17 12:25:38

地热能(英语:geothermal energy)是由地壳抽取的天然热能,这种能量来自地球内部的熔岩,并以热力形式存在,是引致火山爆发及地震的能量。地球内部的温度高达摄氏7000度,而在80至100公里的深度处,温度会降至摄氏650度至1200度。透过地下水的流动和熔岩涌至离地面1至5公里的地壳,热力得以被转送至较接近地面的地方。高温的熔岩将附近的地下水加热,这些加热了的水最终会渗出地面。运用地热能最简单和最合乎成本效益的方法,就是直接取用这些热源,并抽取其能量。

从旧石器时代起,靠温泉的热水,地热就被用来洗澡,从古罗马时代起,地热就被用来加热空间,但现在它以发电而闻名。2013年,全球共有11,700兆瓦地热发电。 截至2010年,为区域供暖、空间供暖、温泉、工业加工、海水淡化和农业应用安装了额外的280亿瓦直接地热供热能力。

地热发电具有成本效益、可靠性、可持续性和环境友好性, 但历史上仅限于靠近构造板块边界的地区。最近的技术进步极大地扩大了可行资源的范围和规模,特别是对于家庭取暖等应用,为广泛开发开辟了潜力。地热井释放出深埋在地球内部的温室气体,但每单位能量的温室气体排放量比化石燃料低得多。

理论上,地球的地热资源足以满足人类的能源需求,但只有极小一部分的开发可以盈利。钻探和勘探深层资源非常昂贵。地热发电未来的预测取决于对技术、能源价格、补贴、板块边界移动和利率的假设。

历史

已知最古老的温泉池,建于公元前3世纪的秦朝

至少从旧石器时代开始,温泉就被用来洗澡。 已知最古老的温泉是公元前3世纪建于秦朝的中国骊山上的石池,也是后来修建华清池的地方。公元一世纪,罗马人征服了苏利斯泉,现在是英格兰萨默塞特的巴斯,并利用那里的温泉为公共浴室和地板下供暖。这些浴池的入场费可能代表了地热能源的首次商业使用。自14世纪以来,世界上最古老的地热区域供热系统一直在法国肖德斯-艾格运行。 最早的工业开发始于1827年,当时在意大利的拉尔代罗,利用间歇泉蒸汽从火山泥中提取硼酸。

1892年,美国爱达荷州博伊西的第一个区域供热系统直接由地热能供电,并于1900年在俄勒冈州的克拉马斯福尔斯复制。世界上第一座利用地热能作为主要热源的已知建筑是俄勒冈州联合县的热湖旅馆,该旅馆于1907年竣工。 1926年,博伊西的一口地热深井被用来加热温室,冰岛和托斯卡纳的间歇泉被用来同时加热温室。 查理·利布在1930年开发了第一台井下热交换器来加热他的房子。从1943年开始,间歇泉的蒸汽和热水开始为冰岛的家庭供暖。

全球地热发电能力。上红线是装机容量;[5] 下绿线是实现生产的。[6]

在20世纪,对电力的需求导致地热发电被认为是一种发电来源。皮耶罗·吉诺里·康蒂王子于1904年7月4日测试了第一台地热发电机,同时拉尔代罗干蒸汽田开始提取地热酸。它成功地点亮了四个灯泡。 后来在1911年,世界上第一座商业地热发电厂在那里建成。在新西兰于1958年建造工厂之前,它是世界上唯一的地热发电工业生产商。2012年,它的发电量约为594兆瓦。

开开尔文勋爵在1852年发明了热泵,海因里希·祖埃利在1912年获得了利用热泵从地面吸热的专利。 但直到20世纪40年代末,地热热泵才得以成功实施。最早的可能是罗伯特C·韦伯自制的2.2千瓦直接交换系统,但消息来源不同意他发明的确切时间表。 唐纳德·克罗克设计了第一台商用地热热泵来加热联邦大厦(俄勒冈州波特兰市),并于1946年进行了演示。俄亥俄州大学的卡尔·尼尔森教授于1948年在其家中建造了第一个住宅开环版本。 俄亥俄州立大学的卡尔·尼尔森教授于1948年在家中建造了第一个住宅开环版本。 由于1973年的石油危机,这项技术在瑞典变得流行起来,从那以后,它在世界范围内逐渐被接受。1979年聚丁烯管的发展大大增强了热泵的经济可行性。

1960年,太平洋燃气和电力公司在加州间歇泉开始运营美国第一个成功的地热发电厂。 最初的涡轮机持续了30多年,产生了11 MW的净功率。

二元循环发电厂于1967年首次在苏联演示,随后于1981年引入美国。 这这项技术允许用比以前低得多的温度资源发电。2006年,阿拉斯加州切纳温泉的一个二元循环工厂上线,从创纪录的57摄氏度(135华氏度)的低温流体中发电。

电流

2015年直接使用数据
国家 用量(MWt) 2015
美国 17,415.91
菲律宾 3.30
印度尼西亚 2.30
墨西哥 155.82
意大利 1,014.00
新西兰 487.45
冰岛 2,040.00
日本 2,186.17
伊朗 81.50
萨尔瓦多 3.36
肯尼亚 22.40
哥斯达黎加 1.00
俄罗斯 308.20
土耳其 2,886.30
巴布亚新几内亚 0.10
危地马拉 2.31
葡萄牙 35.20
中国 17,870.00
法国 2,346.90
埃塞俄比亚 2.20
德国 2,848.60
奥地利 903.40
澳大利亚 16.09
泰国 128.51

国际地热协会(IGA)报告称,24个国家有10,715兆瓦的地热发电上网,预计2010年发电量为67,246千兆瓦。 这意味着自2005年以来在线容量增加了20%。由于目前正在考虑的项目,IGA预计到2015年将增长到18,500兆瓦,这些项目通常位于以前认为几乎没有可开采资源的地区。

2010年,美国在地热发电方面领先世界,77家发电厂的装机容量为3086兆瓦。 世界上最大的地热发电厂群位于加利福尼亚州的地热田间歇泉。 菲律宾是第二大生产国,在线发电量为1,904兆瓦。地热发电约占菲律宾发电量的27%。

2016年,印度尼西亚位居第三,在线功率为1,647兆瓦,仅次于美国的3,450兆瓦和菲律宾的1,870兆瓦,但印度尼西亚将成为第二,因为2016年底在线功率增加了130兆瓦,2017年增加了255兆瓦。印度尼西亚的28,994兆瓦是世界上最大的地热储量,预计在未来十年将超过美国。

安装地热装机容量
国家 容量(兆瓦)

2007年

容量(兆瓦)

2010年

国民电力生产百分比 全球地热生产百分比
美国 2687 3086 0.3 29
菲律宾 1969.7 1904 27 18
印度尼西亚 992 1197 3.7 11
墨西哥 953 958 3 9
意大利 810.5 843 1.5 8
新西兰 471.6 628 10 6
冰岛 421.2 575 30 5
日本 535.2 536 0.1 5
伊朗 250 250
萨尔瓦多 204.2 204 25
肯尼亚 128.8 167 11.2
哥斯达黎加 162.5 166 14
尼加拉瓜 87.4 88 10
俄罗斯 79 82
土耳其 38 82
巴布亚新几内亚 56 56
危地马拉 53 52
葡萄牙 23 29
中国 27.8 24
法国 14.7 16
埃塞俄比亚 7.3 7.3
德国 8.4 6.6
奥地利 1.1 1.4
澳大利亚 0.2 1.1
泰国 0.3 0.3
总数 9,981.9 10,959.7

地热发电厂传统上只建在构造板块的边缘,那里地表附近有高温地热资源。二元循环发电厂的发展以及钻井和开采技术的改进使得增强的地热系统能够在更大的地理范围内实现。 示范项目在德国兰道-普法兹和法国索兹-苏福尔茨投入运行,而此前在瑞士巴塞尔的一项努力在引发地震后被关闭。澳大利亚、英国和美利坚合众国正在建设其他示范项目。

地热发电厂的热效率很低,约为10-23%,因为地热流体不能达到锅炉蒸汽的高温。热力学定律限制了热机提取有用能量的效率。系统效率不会像使用燃料的工厂那样对运营成本产生重大影响,但会影响用于建造工厂的资本回报。为了产生比泵消耗的更多的能量,发电需要相对热的场和专门的热循环。[引用需要]因为地热能不依赖于可变能源,不像风能或太阳能,它的容量因子可能相当大——已经证明高达96%。 2005年全球平均水平为73%。

类型

地热能要么以蒸汽为主,要么以液体为主。拉尔代罗和间歇泉以蒸汽为主。蒸汽为主的场所提供240℃到300℃的温度,产生过热蒸汽。

以液体为主的发电厂

以液体为主的储层(LDRs)更常见于温度高于200摄氏度(392华氏度)的地方,并且在太平洋周围的新生火山附近、裂谷带和热点地区都有发现。注水发电厂是利用这些能源发电的常见方式。通常不需要泵,而是在水变成蒸汽时提供动力。大多数井产生2-10兆瓦电力。蒸汽通过旋风分离器从液体中分离出来,而液体返回储层进行再加热/再利用。截至2013年,墨西哥最大的液体系统是塞罗普列托地热田,其温度达到350摄氏度(662华氏度)时产生750兆瓦的电能。南加州的索尔顿海场提供了2000兆瓦的发电潜力。

低温LDRs (120–200℃)需要泵送。它们在延伸地形中很常见,那里的加热是通过断层的深层环流进行的,例如在美国西部和土耳其。水通过朗肯循环二元装置中的热交换器。水蒸发驱动涡轮机的有机工作流体。这些二元循环发电厂起源于20世纪60年代末的苏联,在美国新的发电厂中占主导地位。二元循环发电厂没有排放物。

热能

低温能源每年产生相当于1亿桶原油的能量。在75个国家,温度为30-150℃的能源被用作区域供暖、温室、渔业、矿物回收、工业过程供暖和洗浴,而没有转换成电力。热泵从43个国家10-20℃的浅层能源中提取能量,用于空间加热和冷却。家庭取暖是开发地热能增长最快的手段,2005年全球年增长率为30% 2012年为20%。

2004年使用了大约270千兆焦耳(PJ)的地热供暖。一半以上用于空间供暖,另外三分之一用于温水游泳池。其余支持工业和农业应用。全球装机容量为28 GW,但容量因素往往较低(平均30%),因为冬季最需要热量。估计有130万台地热热泵提取了约88个PJ用于空间供暖,总容量为15 GW。

用于这些目的的热量也可以从地热发电厂的联合发电中提取。

供暖比发电更具成本效益。在天然温泉或间歇泉,水可以通过管道直接进入散热器。在炎热干燥的地面上,地下管道或井下热交换器可以收集热量。然而,即使在地面温度比室温低的地区,地热热泵也能比传统的炉子更经济、更清洁地提取热量。 与传统地热技术相比,这些设备利用的资源更浅、更冷。它们经常结合各种功能,包括空调、季节性热能储存、太阳能收集和电加热。热泵基本上可以在任何地方用于空间加热。

冰岛是地热直接应用领域的世界领导者。大约92.5%的家庭使用地热能取暖,每年为冰岛节省超过1亿美元的石油进口。冰岛的雷克雅未克拥有世界上最大的区域供热系统,通常用于加热道路,以阻止冰的积聚。 曾经被认为是世界上污染最严重的城市,现在是最干净的城市之一。

增强型地热

增强型地热系统(EGS)主动地将水注入待加热的井中,然后泵出。水在高压下注入,以扩大现有的岩石裂缝,使水能够自由流入和流出。这项技术是从石油和天然气提取技术改进而来的。然而地质构造更深,没有使用有毒化学物质,降低了环境破坏的可能性。钻孔机可以采用定向钻孔来扩大储层的尺寸。

小规模的EGS已经安装在莱茵河地堑的法国索尔兹-苏福尔茨和德国的兰道和因希尔姆。

经济学

地热发电不需要燃料(泵除外),因此不受燃料成本波动的影响。然而,资本成本很高。钻井占了一半以上的成本,而深层资源的勘探承担着巨大的风险。内华达州典型的双井(抽油井和注水井)可支持4.5兆瓦(MW)的电力,钻井成本约为1000万美元,故障率为20%。

间歇泉的发电厂

总的来说,电厂建设和钻井成本约为每兆瓦发电量200万至500万欧元,而盈亏平衡价格为每千瓦小时0.04至0.10欧元。 增强型地热系统往往处于此价格范围的高端,资本成本超过每兆瓦400万美元,2007年盈亏平衡价格甚至超过每千瓦小时0.054美元。 直接加热应用可以使用温度较低的浅得多的井,因此成本和风险较低的较小系统是可行的。容量为10千瓦(千瓦)的住宅地热热泵通常以每千瓦1-3000美元的价格安装。如果需求在地理上密集,区域供热系统可能受益于规模经济,如在城市和温室中,但在其他方面,管道安装控制着资本成本。巴伐利亚这样一个区域供热系统的资本成本估计为每兆瓦100多万欧元。 任何规模的直接系统都比发电机简单得多,每千瓦小时的维护成本也更低,但是它们必须消耗电力来运行泵和压缩机。一些政府会补贴地热项目。

地热发电是高度可扩展的:从农村到整个城市。

美国最发达的地热田是北加利福尼亚的间歇泉。

地热项目有几个发展阶段。每个阶段都有相关的风险。在勘测和地球物理勘测的早期阶段,许多项目被取消,使得该阶段不适合传统贷款。从识别、勘探和勘探钻井向前推进的项目通常以股权换取融资。

资源

增强型地热系统1:储层2:泵房3:换热器4:涡轮大厅5:生产井6:注入井7:热水至区域供热8:多孔沉积物9:观察井10:结晶基岩

地球内部热能以44.2太瓦的速度传导到地表, 并由放射性衰变矿物以30太瓦的速度补充。 这些能源消耗率是人类目前所有主要能源消耗的两倍多,但大部分能量流是不可回收的。除了内部热流之外,表层10米(33英尺)深的部分在夏天被太阳能加热,在冬天释放太阳能并冷却。

除了季节变化之外,在世界大部分地区,穿过地壳的地热梯度为每公里深度25-30摄氏度(77-86华氏度)。导热通量平均为0.1兆瓦/平方公里。这些数值在地壳较薄的构造板块边界附近要高得多。它们可以通过岩浆渠道、温泉、热液循环或它们的组合,进一步被流体循环所增强。

地热热泵可以从世界上任何地方的浅层地下提取足够的热量来提供家庭供暖,但是工业应用需要更高温度的深层资源。 发电的热效率和盈利能力对温度特别敏感。最苛刻的应用从高自然热流中获得最大的好处,理想情况下是使用温泉。下一个最好的选择是在热含水层中钻井。如果没有足够的含水层,可以通过注水水力压裂基岩来建造人工含水层。最后一种方法在欧洲被称为干热岩地热能源,在北美被称为增强型地热系统。这种方法可能比传统开采天然含水层具有更大的潜力。

根据投资规模,地热发电的潜力估计为0.035太瓦至2太瓦,相差6倍。 地热资源的较高估计值假定强化地热井深达10公里(6英里),而现有地热井很少超过3公里(2英里)。 这种深度的井现在在石油工业中很常见。世界上最深的研究井,科拉超深钻孔,有12公里(7英里)深。

缅甸工程学会已经确定了至少39个能够生产地热发电的地点(在缅甸),其中一些热液储层非常靠近仰光,仰光是一个重要的未充分利用的资源。

生产

据地热能源协会(GEA)称,自2012年3月的上一次年度调查以来,美国的地热装机容量增长了5%,即147.05兆瓦。这一增长来自2012年开始生产的七个地热项目。GEA还将其2011年的装机容量估计值上调了128兆瓦,使目前美国的地热装机容量达到3386兆瓦。

可再生性和可持续性

地热发电被认为是可再生的,因为与地球的热量相比,任何预计的热量提取都很少。地球内部热量为10焦耳(3-10太瓦时),大约是2010年全球年能源消耗的1000亿倍。 其中约20%是行星吸积产生的余热,其余部分归因于过去存在的较高放射性衰变率。 自然热流不平衡,地球在地质时间尺度上正在慢慢冷却。人类的提取自然流出的一小部分,通常不会加速其冷却进程。

地热发电也被认为是可持续的,因为它能维持地球复杂的生态系统。通过使用地热能源,当代人不会危及子孙后代使用他们自己的资源的能力,其数量与目前使用的能源数量相同。 此外,由于其低排放,地热能源被认为具有缓解全球变暖的巨大潜力。

尽管地热发电在全球范围内是可持续的,但仍必须对开采进行监控,以避免局部枯竭。 在几十年的时间里,单个油井会降低当地的温度和水位,直到自然流量达到新的平衡。三个最古老的遗址,在拉尔代罗、怀拉基和间歇泉,由于当地资源的枯竭,产量减少了。热量和水,以不确定的比例,提取得比补充得快。如果产量减少,水被重新注入,理论上这些井可以完全恢复其潜力。这种缓解战略已经在一些地点实施。地热能的长期可持续性已经在如下项目得到了证明,自1913年以来的意大利的拉尔代罗地热田、自1958年以来在新西兰的怀拉基油田, 自1960年以来在加利福尼亚州的间歇泉地热田。

新西兰波依皮的发电

新西兰奥哈基的发电

新西兰怀拉基的发电

电力产量的下降可以通过钻探额外的供电钻孔来提高,如在波依皮和奥哈基。怀拉基电站运行时间更长,第一台机组于1958年11月投产,1965年达到173兆瓦的峰值发电量,但高压蒸汽供应已经停滞不前,1982年降至中压,电站管理157兆瓦。大约在21世纪初,它管理着大约150兆瓦的电力,然后在2005年增加了两个8兆瓦的异戊烷系统,使电站的发电量增加了大约14兆瓦。详细数据由于重组而丢失。1996年的一次这样的重新组织造成了波依皮(始于1996年)早期数据的缺乏,以及怀拉基和奥哈基的1996/1997年之间数据的空缺;奥哈基运营头几个月的半小时数据以及怀拉基的大部分历史数据也丢失了。

环境影响

菲律宾的地热发电站

冰岛东北部克拉弗拉地热站

从地球深处抽取的流体携带气体混合物,特别是二氧化碳(CO2)、硫化氢(H2S),甲烷(CH4)和氨(NH3)。这些污染物会导致全球变暖、酸雨和有毒气味。现有地热发电厂平均排放122千克(269磅) 二氧化碳(CO2)每兆瓦时,是传统化石燃料发电厂排放强度的一小部分。 酸和挥发性化学物质含量高的工厂通常配备排放控制系统,以减少废气排放。

除了溶解的气体,来自地热的热水可能在溶液中含有痕量的有毒元素,如汞、砷、硼和锑。 这些化学物质随着水的冷却而沉淀,如果释放出来会对环境造成损害。将冷却的地热流体注入地球以刺激生产的现代实践具有降低这种环境风险的副作用。

直接地热供暖系统包含泵和压缩机,它们可能消耗来自污染源的能源。这种伴随的负担通常只是热量输出的一小部分,所以它总是比电加热污染小。然而,如果电力是通过燃烧化石燃料产生的,那么地热供暖的净排放量可能相当于直接燃烧燃料取暖。例如,由联合循环天然气厂的电力驱动的地热热泵产生的污染大约相当于同样大小的天然气冷凝炉。因此,直接地热供暖应用的环境价值高度依赖于邻近电网的排放强度。

工厂建设会对土地稳定性产生不利影响。新西兰的怀拉基油田发生了沉降。 在德国布赖斯高的斯陶芬,由于以前隔离的硬石膏层与水接触并转化为石膏,体积增加了一倍,因此发生了构造抬升。作为水力压裂的一部分,增强型地热系统可以引发地震。瑞士巴塞尔的项目暂停了,因为在注水的前6天发生了10,000多起里氏3.4级的地震事件。

地热对土地和淡水的需求最低。地热发电厂每千兆瓦发电量(非容量)使用3.5平方公里(1.4平方英里),而煤炭设施和风力发电场分别使用32平方公里(12平方英里)和12平方公里(4.6平方英里)。 他们每兆瓦时使用20升(5.3美制加仑)淡水,而核能、煤炭或石油则超过1000升(260美制加仑)。

法律框架

地热能资源提出的一些法律问题包括资源的所有权和分配、勘探许可证的授予、开采权、特许权使用费以及地热能问题在现有规划和环境法中得到承认的程度。其他问题涉及地热和矿产或石油租约之间的重叠。更广泛的问题涉及鼓励可再生能源的法律框架在多大程度上有助于鼓励地热产业的创新和发展。