1. Repository at ChSTU
  2. Випускні кваліфікаційні роботи
  3. Магістр
  4. 141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/8987
Title: Дослідження та пошук оптимальних напрямків розвитку геотермальних електротехнічних систем
Authors: Ключка, Костянтин Миколайович
Суденко, Любов Вікторівна
Keywords: геотермальна енергія;бінарна геотермальна електростанція;органічний цикл Ренкіна;тепловий насос
Issue Date: Dec-2022
Abstract: Метою магістерської роботи є дослідження та пошук оптимальних напрямків розвитку геотермальних електротехнічних систем. Для розв’язування задач, що поставлені в магістерській роботі, були використані методи : загальнонаукові методи аналізу і синтезу; при вивченні літературних даних та експериментальних досліджень; методи математичної та статистичної обробки даних для моделювання досліджуваних параметрів; методи обчислювальної техніки при проведенні трудомістких розрахунків; методи математичного моделювання для визначення оптимальних характеристик досліджуваних систем. Практичною цінністю магістерської роботи є те, що результати досліджень доцільно застосовувати при проектуванні та впровадженні комбінованої двофланцевої бінарної установку геотермальної електростанції з водневим перегрівом пари.
URI: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/8987
Appears in Collections:141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:
File Description SizeFormat 
ВКРМ_СУДЕНКО_2022.pdf
  Restricted Access		1.74 MBAdobe PDFView/Open Request a copy
Show full item record


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.

Extracted text 
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ  
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ 
Кафедра електротехнічних систем 
  
«До захисту допущено» 
Зав. кафедри ЕТС 
 
__________ О.О. Ситник 
(підпис)                 (ініціали, прізвище) 
«___»___________202__ р. 
 
 
Кваліфікаційна робота 
на здобуття ступеня вищої освіти магістра 
 
на тему:  
«Дослідження та пошук оптимальних напрямків розвитку  
геотермальних електротехнічних систем» 
 
 
Виконав: здобувач вищої освіти  2  курсу, групи ЕСЕ–012 
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
 
 
Суденко Любов Вікторівна  ______________ 
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис) 
   
Науковий  к.т.н., доцент Ключка К.М. ______________ 
керівник (підпис) 
(вчені ступінь та звання,  прізвище та ініціали) 
   
Нормоконтроль к.т.н., доцент Ключка К.М. ______________ 
(підпис) 
(вчені ступінь та звання,  прізвище та ініціали) 
 
 
 
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших 
авторів без відповідних посилань. 
Здобувач вищої освіти ______________ 
(підпис) 
 
Черкаси 2022 р. 
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ  
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ 
Кафедра електротехнічних систем 
  
«До захисту допущено» 
Зав. кафедри ЕТС 
 
__________ О.О. Ситник 
(підпис)                 (ініціали, прізвище) 
«___»___________202__ р. 
 
 
Кваліфікаційна робота 
на здобуття ступеня вищої освіти магістра 
 
на тему:  
«Дослідження та пошук оптимальних напрямків розвитку  
геотермальних електротехнічних систем» 
 
 
Виконав: здобувач вищої освіти  2  курсу, групи ЕСЕ–012 
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
 
 
Суденко Любов Вікторівна  ______________ 
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис) 
   
Науковий  к.т.н., доцент Ключка К.М. ______________ 
керівник (підпис) 
(вчені ступінь та звання,  прізвище та ініціали) 
   
Нормоконтроль к.т.н., доцент Ключка К.М. ______________ 
(підпис) 
(вчені ступінь та звання,  прізвище та ініціали) 
 
 
 
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших 
авторів без відповідних посилань. 
Здобувач вищої освіти ______________ 
(підпис) 
 
Черкаси 2022 р. 
1 
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ  
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ 
 Кафедра електротехнічних систем  
 
Рівень вищої освіти – другий (магістерський) 
Спеціальність 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
(код і назва) 
 
ЗАТВЕРДЖУЮ 
Завідувач кафедри 
____________ О.О. Ситник 
(підпис)                (ініціали, прізвище) 
«______» __                 2022 р. 
 
ЗАВДАННЯ 
на магістерську кваліфікаційну роботу здобувачу вищої освіти 
 
 
Суденко Любові Вікторівни 
 (прізвище, ім’я, по батькові) 
 
1. Тема магістерської роботи  
 
«Дослідження та пошук оптимальних напрямків розвитку  
геотермальних електротехнічних систем» 
 
науковий керівник к.т.н., доцент Ключка Костянтин Миколайович 
                                                      (прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання) 
затверджені наказом по університету від «13» вересня 2022р. № 234/04 
 
2. Термін подання студентом роботи_____________________________ 
 
3. Об’єкт дослідження – робота різних типів геотермальних електростанцій.  
 
4. Предмет дослідження – показники роботи геотермальної електростанції з органічним 
циклом Ренкіна з одинарним та подвійним спалахом.  
 
5. Перелік завдань, які потрібно розробити: 
⎯ проаналізувати існуючі технології та способи використання геотермальних 
енергетичних ресурсів;  
⎯ провести дослідження щодо методів оцінки геотермального потенціалу;  
⎯ виконати термодинамічний аналіз роботи електростанції з метою пошуку поліпшень 
від застосування різних схем. 
 
 
 
2 
6. Перелік ілюстративного матеріалу − у вигляді презентації  
 
7. Перелік публікацій – у вигляді статті чи тез доповіді на конференції   
 
8. Дата видачі завдання «14» вересня  2022 р. 
 
 
Календарний план 
 
Термін виконання 
№ Назва етапів  виконання  
етапів магістерської Примітка 
з/п магістерської роботи 
роботи 
1 Аналіз літератури по темі  магістерської роботи    14.09.2022–…  
Складання попереднього плану і структури 
2 ………….  
магістерської роботи. Узгодження з керівником 
3 Підготовка матеріалів по розділу 1 ………….  
4 Підготовка матеріалів по розділу 2  ………….  
Підготовка матеріалів по розділу 3 
5 ………….  
Вступ. Реферат 
Підготовка і публікація тез за результатами  
6 ………….  
магістерської роботи 
Підготовка остаточної версії магістерської …………. 
7  
роботи. Узгодження з керівником 
Підготовка доповіді і презентації. Підготовка до               …–12.12.2022 
8  
захисту 
9 Захист магістерської роботи 13.12.2022–16.12.2022  
 
 
 
 
Здобувач вищої освіти                Л.В. Суденко 
(підпис) (ініціали, прізвище) 
   
Науковий керівник роботи                К.М. Ключка 
(підпис) (ініціали, прізвище) 
 
 
  
3 
РЕФЕРАТ 
 
Повний обсяг магістерської роботи складає 98 сторінок, 22 рисунків, 13 
таблиці та список використаних джерел, що містить 130 найменування на  12 
сторінках.  
Метою магістерської роботи є дослідження та пошук оптимальних 
напрямків розвитку геотермальних електротехнічних систем. 
Для розв’язування задач, що поставлені в магістерській роботі, були 
використані методи : загальнонаукові методи аналізу і синтезу; при вивченні 
літературних даних та експериментальних досліджень; методи математичної 
та статистичної обробки даних для моделювання досліджуваних параметрів; 
методи обчислювальної техніки при проведенні трудомістких розрахунків; 
методи математичного моделювання для визначення оптимальних 
характеристик досліджуваних систем. 
Практичною цінністю магістерської роботи є те, що результати 
досліджень доцільно застосовувати при проектуванні та впровадженні 
комбінованої двофланцевої бінарної установку геотермальної електростанції 
з водневим перегрівом пари. 
Ключові слова: геотермальна енергія, бінарна геотермальна 
електростанція, органічний цикл Ренкіна, тепловий насос, робоча рідина. 
  
4 
ЗМІСТ 
ВСТУП 7 
1.ГЕОТЕРМАЛЬНА ГЕНЕРАЦІЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ 9 
1.1 Геотермальні електростанції 9 
 1.1.1 Сухопарові установки 13 
 1.1.2 Флеш парові установки 14 
1.1.3 Електростанції бінарного циклу 17 
1.2 Стан виробництва геотермальної енергії в усьому світі 23 
1.3 Економічний та екологічний вплив геотермальної енергії 27 
Висновки до розділу першого 32 
2. СТІЙКЕ ВИЗНАЧЕННЯ РОЗМІРІВ ГЕОТЕРМАЛЬНИХ 35 
ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ: ВІДПОВІДНІ МЕТОДИ ОЦІНКИ ПОТЕНЦІАЛУ 
2.1 Потенційна потужність геотермальних резервуарів і проблеми, 35 
пов’язані з переоцінкою 
2.2 Геотермальні ресурси та резервуари: концепції відновлюваності та 43 
стійкості 
2.2.1 Оцінка потенціалу геотермального резервуара: щільність 44 
потужності та втрати тепла на поверхні 
2.2.2 Термодинамічний баланс геотермальної системи: 45 
енергетичний та ексергетичний аналіз для визначення потужності 
 2.2.3 Концепція відновлюваності та стійкості геотермальних 50 
станцій: аналіз відмінностей 
2.3. Енергетичний потенціал і швидкість видобутку: підходи та методи, 51 
засновані на об'ємному підході 
2.4 Оцінка стійкості геотермальних резервуарів на основі моделі 53 
земного теплового потоку та теплопередачі  
2.5 Розширений метод оцінки сталого потенціалу: чисельне 56 
моделювання, підкріплене експериментальними даними  
2.6. Результати числового аналізу 64 
5 
Висновки до розділу другого 67 
3. ДОСЛІДЖЕННЯ УСТАНОВКИ З ВИКОРИСТАННЯМ 70 
ТЕХНОЛОГІЙ СПАЛЮВАННЯ 
3.1. Підвищення ефективності геотермальної енергії 70 
3.2. Термодинамічна модель 71 
3.3 Шляхи підвищення ефективності  79 
Висновки до розділу 3 84 
ВИСНОВКИ 86 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 87 
 
  
6 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ  
 
ОЦР – Органічний цикл Ренкіна;  
РР – Робоча рідина;  
ГР – Геотермальний розсіл;  
EES – Engineering Equation Solver;  
ТОБ – теплообмінник  
СРТ – середня різниця температур  
  
7 
ВСТУП 
 
Актуальність теми дослідження. Зростання чисельності населення та 
економічний розвиток багатьох країн вимагають збільшення попиту на 
електроенергію, отже актуальність лише набирає обертів на дослідження та 
пошук оптимальних напрямів розвитку та вдосконалень виробництва 
електричної енергії з відновлюваних джерел енергії – а саме геотермальної, у 
якої, з точку зору електротехнічної системи, є як недоліки, так і переваги, а 
отже є що вдосконалювати. 
Зв`язок роботи з науковими програмами. Актуальність даного 
дослідження обумовлене завданнями Нової енергетичної стратегії України до 
2035 року: «Безпека, енергоефективність, конкурентоспроможність», зокрема 
створенням на загальнодержавному рівні основ для впровадження 
відновлюваних джерел енергії, забезпечення вивчення новітніх технологій та 
обміну інформацією щодо зменшення викидів в енергетичному секторі.  
Мета дослідження: Дослідження та пошук оптимальних напрямків 
розвитку геотермальних електротехнічних систем. 
Задачі дослідження: 
⎯ проаналізувати існуючі технології та способи використання 
геотермальних енергетичних ресурсів;  
⎯ провести дослідження щодо методів оцінки геотермального 
потенціалу;  
⎯ виконати термодинамічний аналіз роботи електростанції з метою 
пошуку поліпшень від застосування різних схем. 
Об`єкт дослідження: робота різних типів геотермальних 
електростанцій.  
Предмет дослідження: показники роботи геотермальної електростанції 
з органічним циклом Ренкіна з одинарним та подвійним спалахом. 
Методи дослідження: в роботі використані загальнонаукові методи 
аналізу і синтезу – при вивченні літературних даних та експериментальних 
8 
досліджень; методи математичної та статистичної обробки даних для 
моделювання досліджуваних параметрів; методи обчислювальної техніки 
при проведенні трудомістких розрахунків; методи математичного 
моделювання для визначення оптимальних характеристик досліджуваних 
систем та комп’ютерного моделювання для візуалізації отриманих 
результатів.  
Наукова новизна отриманих результатів: в роботі вперше визначено 
показники із збільшення ефективності (тобто потужності) геотермальних 
електростанцій при впровадженні технології подвійного спалаху і перегріву 
водню.  
Практичне значення отриманих результатів: результати досліджень 
доцільно застосовувати при проектуванні та впровадженні комбінованої 
двофланцевої бінарної установку геотермальної електростанції з водневим 
перегрівом пари. 
Апробація результатів роботи. Основні результати роботи викладено 
у «Збірнику тез доповідей студентської науково-практичної конференції 
ЧДТУ» від 19-22 квітня 2022р. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
9 
 
РОЗДІЛ 1 
 
  ГЕОТЕРМАЛЬНА ГЕНЕРАЦІЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ 
 
1.1. Геотермальні електростанції 
Геотермальна енергія — це теплова енергія з надр Землі, яка 
утворюється в результаті радіоактивного розпаду та часто повторюваних 
втрат тепла внаслідок формування Землі. Теплоємність Землі становить 
приблизно 1 × 10 19 ТДж або 2,8 × 10 15 ТВт-год [ 1 ]. Теплопровідність 
Землі становить 44,2 ТВт [ 2 ]. 
Використання геотермальної енергії відповідно до геологічних умов 
класифікується як: 
• Високотемпературні (ентальпійні) геотермальні системи з 
температурою понад 180°C. Ця система залежить від останніх аномалій 
гарячих точок мантії та вулканів на глибині понад 3,5 км. Крім того, 
високотемпературні геотермальні системи пов’язані з породами на глибині 
приблизно нижче 3,5 км. 
• Середньотемпературні (ентальпійні) системи від 100 до 180°C. 
• Низькотемпературні (ентальпійні) геотермальні системи з 
температурою менше 100°C. 
Середньо- та низькотемпературні геотермальні системи утворюються 
шляхом розпаду радіоактивних ізотопів і завершують водоносні горизонти, 
які поповнюються за рахунок циркуляції нагрітої води. У таблиці 1.1  
наведено класифікацію геотермальних ресурсів за температурою [ 3 ], де а) 
Муфлер і Катальді (1978); б) Hochstein (1990); в) Бендеріттер і Кормі (1990); 
г) Ніколсон (1993); e) Axelsson і Gunnlaugsson (2000). 
 
 
 
10 
Таблиця 1.1 
Класифікація геотермальних ресурсів за температурою [ 3 ] 
(а) (б) (c) (d) (д) (е) 
Ресурси з низькою ентальпією <90°C <125°C <100°C ≤150°C ≤190°C 
125 – 
Ресурси середньої ентальпії 90–150°C 100–200°C — — 
225°C 
Ресурси високої ентальпії >150°C >225°C >200 >150°C >190°C 
 
Геотермальну енергію можна використовувати для обох цілей – для 
прямого виробництва тепла та електроенергії. Станом на кінець 2019 року 
геотермальна енергія використовувалася у 88 країнах світу з річним 
споживанням енергії близько 1 020 887 ТДж або 283 580 ГВт-год [ 4 ]. За 
даними Міжнародного енергетичного агентства, до 2050 року виробництво 
електроенергії з геотермальної енергії буде збільшено до 1400 ТВт-год/рік, а 
пряме використання – до 1600 ТВт-год/рік [ 5 ]. 
Головною перевагою геотермальної енергії є її чистота, ніж інші типи 
відновлюваних джерел. Інші переваги: надійність, екологічність, відносно 
низька вартість виробленої енергії, високий коефіцієнт використання для 
роботи геотермальної електростанції, що відрізняє геотермальну енергію від 
інших відновлюваних джерел енергії. Проте тепло та електрика, вироблені 
геотермальною енергією, мають використовуватися безпосередньо на місці й 
не можуть транспортуватися. 
У роботі [ 6 ] наведено змодельовані типи геотермальних ресурсів, як 
показано в таблиці 1.2 . Загалом геотермальні ресурси з температурою нижче 
150°C більше підходять для прямого використання, наприклад для опалення 
та охолодження, тоді як ресурси вище 150°C використовуються для 
виробництва електроенергії. Проте сучасні технології перетворення 
електроенергії дозволяють виробляти електроенергію з низькотемпературних 
ресурсів до 150°C [ 3 ]. 
 
11 
Таблиця 1.2 
Види геотермальних ресурсів для використання енергії 
Вид геотермального ресурсу Температура 
Переважала гаряча вода 20–350°C 
Переважає пара ≈240 
Осадовий басейн 20–150°C 
Радіогенний 30–350°C 
Геопресований 90–200°C 
Затверділа (гаряча суха порода) 90–650°C 
Розплавлена (магма) >600 °C 
 
Пара або вуглеводнева пара використовуються для виробництва 
електроенергії з геотермальної енергії. У той час як ресурс, у якому домінує 
пара, застосовується безпосередньо, ресурс, у якому домінує гаряча вода, 
повинен бути відновлений шляхом зменшення тиску для перетворення пари [ 
7 ]. У таблиці 1.3 представлені основні технології та загальні застосування 
при різних температурах геотермальної рідини. 
 
Таблиця 1.3  
Частота використування технології отримання геотермальної 
енергії 
Температура Геотермальна Тип 
Технології 
водойми рідина використання 
Пряме Теплообмінники; Теплові 
Висока 
використання насоси 
температура, Вода або пара 
Вироблення Флешпар: комбінований цикл 
>220°C 
енергії (флеш і бінарний) 
Середня Пряме Теплообмінники; Теплові 
вода 
температура 100– використання насоси 
12 
Температура Геотермальна Тип 
Технології 
водойми рідина використання 
220°C Вироблення 
Двійковий цикл 
енергії 
Низька 
Пряме Теплообмінники; Теплові 
температура 30–вода 
використання насоси 
150°C 
 
Як було сказано вище, геотермальне джерело з огляду на пару або 
вуглеводневу пару можна використовувати для виробництва електроенергії. 
У цьому відношенні робота геотермальних електростанцій (ГЕС) схожа на 
роботу парових електростанцій. Однак, на відміну від звичайних парових 
електростанцій, геотермальні електростанції використовують природний пар 
землі. Історія першої ГеоТЕС почалася в 1904 році в Лардерелло, Італія, де 
генератор був випробуваний для виробництва електроенергії з 
геотермального джерела [ 7 ]. 
Найпростіша операційна концептуалізація ГеоТЕС представлена на 
рисунку 1.1 . У цьому випадку природна пара зі свердловини безпосередньо 
передається до турбіни, яка приводить в дію генератор для виробництва 
електроенергії. 
 
13 
 
 
Рисунок 1.1 - Принципова схема сухопарової електростанції 
 
Є три основних типи ГеоТЕС: 
• Сухопарові установки - станції, які працюють на родовищах сухої 
пари. 
• Флеш-парові установки - станції з пароутворювачем, які 
працюють на родовищах гарячої води під тиском. 
• Електростанції бінарного циклу. 
 
1.1.1 Сухопарові установки 
Сухопарові установки є простим і більш ефективним видом ГеоТЕС. 
Цей тип електростанцій вперше був застосований для виробництва 
електроенергії в Італії в 1911 році. Однак установки з сухим паром менш 
доступні в тому сенсі, що пара повинна вироблятися з резервуарів, у яких 
переважає пара, яких у світі небагато. 
Щоб забезпечити високу ефективність турбіни, конденсація пари 
зведена до мінімуму під час розширення рідинної фракції в паровій фазі. 
14 
Загалом ККД сучасних установок сухої пари становить близько 85%. Згідно з 
техніко-економічним обґрунтуванням для отримання максимальної 
ефективності цих станцій, генеруюча потужність повинна бути не менше 1 
МВт [ 8 ]. 
Виходячи з [ 9 ], електроенергія може вироблятися із сухої пари за 
таких умов: 
1) Джерело, де переважає пара, має бути ближче (приблизно на 
глибині 5 км) до поверхні, щоб підняти гарячу воду до точки кипіння. 
2) Над джерелом геотермальної рідини повинно бути достатньо 
отвору, щоб пара могла падати на поверхню протягом тривалого періоду 
часу, значно знижуючи рівень рідини. 
Принципова схема сухопарової електростанції проілюстрована на 
рисунку 1.1 . Робота сухопарової установки заснована на наступному: потік 
води та пари з геотермальних свердловин передається через клапан до 
турбіни та обертає парову турбіну шляхом перетворення теплової та 
кінетичної енергії в електричну. 
 
1.1.2 Флеш парові установки 
В даний час більшість ГеоТЕС є установками швидкого випаровування. 
Вони використовують геотермальні резервуари з сумішшю джерел, тобто 
пара та рідина (вода) для виробництва електроенергії. Це означає, що 
температура і ентальпія пари і води менші за критичну точку. Таким чином, 
спалахи, як правило, є основним підходом до перетворення геотермальної 
енергії на енергію. По-перше, у цій системі пара відокремлюється від води за 
допомогою циліндричного циклонного резервуара під тиском. Потім суха 
пара виходить із сепаратора, надходить до електростанції та обертає парову 
турбіну. Якість парів, що визначає рідину, що спалахує, визначається як: 
 
��пари
�� =                                                     (1) 
��пари + ��рідини
15 
 
де ��пари– маса пари; 
 ��рідини– маса рідини. 
Значення якості пари змінюється від 0 до 1 і зазвичай подається у 
відсотках. Коли якість пари становить від 0 до 1, утворюється волога пара. 
Коли якість пари дорівнює 1, це називається станом «насиченої пари». 
Існують два типи геотермальних установок із швидкою парою: 
• Однопарова ГеоТЕС 
• Парова ГеоТЕС з подвійним спалахом 
У паровій ГеоТЕС з одноразовим випаровуванням рідина суміші 
випаровується лише в одному сепараторі. Принципова технологічна схема 
електростанції з одним спалахом показана на рисунку 1.2 . Процес 
вироблення електроенергії на цій електростанції здійснюється наступним 
чином: гаряча вода з видобувної свердловини подається по трубопроводу до 
флеш-сепаратора (ФС) шляхом зниження його тиску. У ФС пара 
відокремлюється від гарячої води та передається до парової турбіни для її 
обертання та перетворення механічної енергії в електричну за допомогою 
генератора. У той час як охолоджена пара в турбіні конденсується у воду за 
допомогою конденсатора, тоді як частина рідини з ФС повторно закачується 
до нагнітальної свердловини. 
16 
 
 
Рисунок 1.2 - Принципова схема однопарової електростанції 
 
На відміну від пари з однократним спалахом, у парі з подвійним 
спалахом процес спалаху рідини відбувається у двох сепараторах. 
Незважаючи на те, що ці установки є дорожчими та більш трудомісткими, 
вони є кращими, ніж установки з одним спалахом, оскільки вони генерують 
на 15–25% більше електроенергії для тих самих станів рідинних резервуарів [ 
8 , 9 ]. 
Принципова схема роботи електростанції з подвійним спалахом 
зображена на рисунку 1.3 . Рідина тече зі свердловини до сепаратора 
швидкого випаровування високого тиску, де від рідини суміші 
відокремлюється пара та направляється до двоступеневої турбіни; інша 
частина – соляна рідина направляється до другого сепаратора. У сепараторі 
низького тиску, подібному до першого, частково закипіла рідина знову 
поділяється на пару та воду. В результаті пара потрапляє в турбіну низького 
тиску. Підтримуючи тиск у конденсаторі, пара з турбіни низького тиску 
17 
охолоджується за допомогою розбризкуваної холодної води. Потім вода 
повторно закачується в нагнітальну свердловину, а також холодна вода з 
конденсатора. 
 
 
 
Рисунок 1.3 - Принципова схема подвійної електростанції 
 
1.1.3 Електростанції бінарного циклу 
«Двійковий» цикл відноситься до вторинного окремого циклу. Для 
геотермального ресурсу двійковий цикл означає, що геотермальна рідина 
(вода/пара) ніколи не контактує з первинною речовиною. Геотермальні 
подвійні енергетичні системи підходять для виробництва електроенергії з 
низького по температурі підземного джерела тепла [ 10 ]. Бінарна 
електростанція на Алясці, наприклад, використовує геотермальний ресурс 
57°C [ 11 ]; однак, як правило, конструкції подвійної системи можуть 
використовувати діапазон температур на вході від 80 до 170°C [ 3 ]. 
Вторинна рідина, зазвичай відома як робоча рідина, у подвійній 
геотермальній системі працює за звичайним циклом від більшого до 
18 
меншого; і бінарний цикл відомий як органічний ранжирувальний цикл, коли 
використовувана робоча рідина є органічною [ 12]. У бінарних 
електростанціях геотермальна рідина проходить через теплообмінник для 
нагрівання іншої робочої рідини з низькою точкою кипіння, наприклад, 
пентану, зеотропних сумішей тощо, яка, у свою чергу, випаровується та 
приводить в дію турбіну [ 13 ]. Виробництво електроенергії за допомогою 
замкнутого двійкового блоку показано на рисунку 1.4 . 
 
 
 
 
Рисунок 1.4 - Схема бінарної геотермальної установки 
 
Стандартний робочий механізм базової геотермальної подвійної 
системи можна підсумувати таким чином: коли геотермальний розчин 
прокачується через видобувну свердловину, процес вилучення тепла 
виконується після проходження через різні компоненти первинного циклу. 
Геотермальна рідина спочатку фільтрується через пісковідвідники, щоб 
пройти через теплообмінник, тобто випаровувач/випаровувач і попередній 
нагрівач, і, нарешті, закачується назад у резервуар за допомогою нагнітальної 
свердловини. На іншій стороні вторинного циклу робоча рідина під тиском 
переходить у стан кипіння в підігрівачі. Потім він виходить з випаровувача у 
вигляді насиченої пари, яка згодом розширюється в турбіні, приводячи в дію 
19 
генератор електроенергії. Пари робочої рідини низького тиску, що виходять з 
турбіни, остаточно конденсуються в КПО (конденсатор з повітряним 
охолодженням) і перекачуються назад у випаровувач, замикання системи 
циклу та безперервне повторення процесу. Таким чином, термодинамічний 
процес робочої рідини з низькою точкою кипіння починається, коли вона 
розширюється в турбіні в стані насиченої пари, і завершується, коли вона 
охолоджується через конденсатор і перекачується назад (як насичена рідина) 
в теплообмінник до знову вийти у вигляді насиченої пари [14 , 15 ]. 
Ефективність геотермальної електростанції для поля високої ентальпії 
може досягати 23% [ 16 ]. Однак конфігурація циклу відіграє ключову роль у 
термодинаміці бінарної електростанції. Нещодавно було проведено багато 
досліджень продуктивності та оптимізації для вивчення оптимальної 
конфігурації геотермальних енергетичних установок бінарної системи [ 17 , 
18 ], а також для дослідження оптимальних робочих рідин в такій ГеоТЕС [ 
19 , 20 , 21 ]. У посил. [ 22], дослідники досліджували продуктивність трьох 
конфігурацій ГеоТЕС для бінарних геотермальних електростанцій; проста 
ГеоТЕС, регенеративна ГеоТЕС і ГеоТЕС з внутрішнім теплообмінником. 
Зроблено висновок, що ГеоТЕС з внутрішнім теплообмінником перевершує 
інші конфігурації з термодинамічної точки зору, тоді як проста ГеоТЕС має 
найвище значення чистої вихідної потужності. 2-ступінчасті конструкції 
бінарного циклу дають вищу вихідну чисту електричну потужність і теплову 
та ексергетичну ефективність, ніж одноступеневі аналоги [ 23 ]. 
Оскільки теплова енергія, витягнута з підземного поля, передається до 
другої робочої рідини; тому вибір такого робочого середовища відіграє 
важливу роль у проектуванні, продуктивності та економіці системи. 
Оптимальний вибір робочої рідини для бінарного циклу повинен 
враховувати термодинамічні характеристики як первинної рідини, так і 
робочої рідини, безпеку використання, вплив на здоров’я та навколишнє 
середовище [ 9 ]. У літературі для вибору робочої рідини використовувалися 
різні цільові функції, такі як чиста вихідна потужність [ 24 ], відношення 
20 
чистої вихідної потужності до площі теплообмінника [ 25 ], перший або 
другий закон ефективності [ 26 ] та об’ємні розширювачі [ 27 ] . У [ 28] 
автори провели порівняльне дослідження кількох робочих рідин, таких як 
вода, теплоносії та деякі вуглеводні, для циклу Ренкіна, що працює при 
низькій температурі. Дослідження показало, що за допомогою органічних 
робочих рідин цикл Ренкіна досяг хорошої ефективності для відновлення 
ресурсів з низькою ентальпією. Дослідження оптимізації, проведене [ 29 ], 
показало, що робоча рідина н-пентан забезпечує найвищий ККД за першим і 
другим законом для бінарної установки. Дослідження в [ 29] показали 
термодинамічні показники 20 робочих рідин для бінарної ГеоТЕС і виявили, 
що R123, R141b і етанол є найбільш підходящими для невеликих побутових 
систем комбінованого виробництва тепла та електроенергії. Когенераційні 
установки — це ефективна технологія, яка виробляє як електричну, так і 
теплову енергію зі значно вищою ефективністю, ніж аналог системи, що 
використовують тільки електрику або тільки тепло. 
Повідомлялося, що робочі параметри бінарної установки (такі як масова 
витрата повітря, масова витрата органічного середовища та тиск на вході в 
турбіну) і продуктивність установки, тобто чиста вихідна потужність, 
погіршуються протягом терміну служби установки [ 14 ]. Для того, щоб 
підтримувати продуктивність установки протягом усього терміну служби, 
необхідно відрегулювати масову швидкість потоку органічної рідини та 
повітряного охолодження. Крім того, конструкцію установки можна змінити, 
розмістивши рекуператор і зменшивши площу теплопередачі випаровувача і 
підігрівача. 
Крім стандартної подвійної геотермальної енергетичної системи, були 
також добре досліджені передові конфігурації систем перетворення 
геотермальної енергії. Це включає в себе: гібридні системи з одним і 
подвійним спалахом, гібридну конфігурацію з подвійною спалахом і 
гібридну геотермальну технологію викопного [ 23 , 30 ]. Крім того, розробка 
гібридних енергетичних систем, що об’єднують геотермальні станції з 
21 
біомасою, паливними елементами, вітром, сонячними системами та 
технологіями переробки енергії з відходів набуває великого інтересу [ 31 , 32 
, 33 , 34 , 35 ]. 
У порівнянні з циклами з одним і подвійним спалахом, бінарна 
установка досягла найвищої теплової ефективності та вихідної потужності 
серед трьох типів геотермальних електростанцій [ 36 ]. Дослідження між 
комбінованими циклами з подвійним спалахом і одним спалахом показали, 
що інтегрований цикл з одним спалахом забезпечує найвищу енергетичну 
ефективність [ 37 ]. На основі порівняння різних типів геотермальних 
електростанцій з точки зору енергетичних і ексергетичних показників було 
зроблено висновок, що комбінований спалахово-бінарний цикл з робочою 
рідиною R123 при температурі 230°C і масовій витраті геотермального 
джерела тепла 1 кг. /с, має найбільшу кількість серед різних досліджуваних 
конфігурацій з максимальною тепловою ефективністю 11,81% [ 38 ]. 
Комбінована вологопарова-бінарна силова установка схематично 
показана на рисунку 1.5. Механізм роботи установки полягає в наступному; 
спочатку первинна рідина потрапляє у клапан до нижчого тиску (точка 2), 
потім отриману двофазну рідину розкладають на насичену рідину та 
насичену пару шляхом проходження через камеру спалаху, тобто сепаратор 
(3 і 4). Видалена насичена пара приводить в рух первинний двигун, який 
з’єднаний з генератором енергії (5); потім відпрацьовані гази парової турбіни 
охолоджуються в конденсаторі (6). З іншого боку, насичена рідина 
сепаратора надходить у теплообмінник для віддачі тепла бінарному блоку 
(7). Вихідний змішаний потік конденсатора та теплообмінника потім 
впорскується назад у землю (8). Насос підвищує тиск органічної робочої 
рідини до високого рівня (10), який, у свою чергу, перебуває у формі 
насиченої пари при термічному обміні з теплом потоку насиченого 
геофлюїду у випаровувачу (11). Насичена пара розширюється в паровій 
турбіні та забезпечує роботу для виробництва додаткової електроенергії (12). 
22 
Нарешті, потік води в конденсаторі конденсує перегріту пару і виходить у 
вигляді насиченої рідини (9) [39 ]. 
 
 
 
Рисунок 1.5 - Принципова діаграма комбінованого циклу 
одиночного спалаху 
 
Як згадувалося раніше, інтеграція багатьох генераторів різних 
технологій, особливо відновлюваних, привертає значну увагу. Синергія 
пропонує економічну конкурентоспроможність, більшу загальну 
ефективність і вищий коефіцієнт потужності порівняно з одним джерелом 
живлення [ 40 ]. Наприклад, гібридизація геотермальної енергії з 
23 
концентрацією сонячної енергії може подолати кілька проблем, з якими 
стикаються автономні геотермальні станції [ 41 ]. Концепція полягає в тому, 
що з підвищенням температури навколишнього середовища з плином дня 
погодинна продуктивність автономної геотермальної установки зменшується. 
Тим не менш, залучення такого гібриду може вирішити цю проблему, 
оскільки його потужність зростає з підвищенням температури 
навколишнього середовища, і можна досягти понад 70% річного виробництва 
енергії [42 ]. Як правило, ця установка може бути включено в геотермальну 
станцію як у конфігурації попереднього нагріву, так і в конфігурації 
перегріву [ 43 ]. 
 
1.2. Стан виробництва геотермальної енергії в усьому світі 
На кінець 2021 року загальна глобальна встановлена потужність 
геотермальної енергії становила 14,5 ГВт.  За п'ятирічку 2016-2021 років топ-
10 ринки за повідомленнями про збільшення потужності (нові установки) 
були Туреччина (додано 0,9 ГВт), Індонезія (0,7 ГВт), Кенія (0,2 ГВт) і США 
(0,2 ГВт), за якими йдуть Ісландія, Чилі, Японія, Нова Зеландія, Коста-Ріка та 
Мексика (усі менше 0,1 ГВт) [ 44 ]. Прогнозується, що в 2022 році буде 16,5 
ГВт сукупної потужності в усьому світі [ 45 ]. У той час як Сполучені Штати 
Америки були на першому місці в світі за потужністю геотермальної енергії [ 
46], Туреччина, Кенія, Індонезія та Філіппіни відповідатимуть за більшу 
частину технологічного зростання та продовжуватимуть лідирувати у 
нарощуванні потужностей після 2022 року. Сукупна потужність 
геотермальної енергії та додавання в провідних країнах зображені на рисунку 
1.6 [ 44 ]. 
 
24 
 
 
Рисунок 1.6 – Потужність та приріст геотермальної енергії в деяких 
країнах до 2022 року [44] 
 
Експлуатація геотермальних технологій залежить насамперед від 
ресурсного потенціалу та економічних міркувань, але, як правило, більшість 
існуючих геотермальних установок у всьому світі використовують технології 
флеш-пару (волога пара) або сухої пари. Однак у глобальному масштабі 
технологія бінарного циклу була найшвидше прогресуючою технологією за 
останній час, частково через зростання використання відносно 
низькотемпературних ресурсів [ 44 ]. Пряме використання, тобто споживання 
теплової енергії геотермальної енергетичної технології, є однією з 
поширених і універсальних форм використання підземного тепла [ 47 ]. 
Загальна встановлена глобальна потужність геотермальної енергії для 
секторів прямого використання оцінюється в 99 ГВт на кінець 2021 року [ 44 
]. 
Розподіл прямого використання геотермальної енергії класифікується 
як:  
• 58,8% для теплових насосів,  
25 
• 18% для купання та плавання,  
• 16% для обігріву приміщень,  
• 3,5% для обігріву теплиць,  
• 1,6% для промислових застосувань,  
• 1,3% для обігріву каналів і ставків для аквакультури,  
• решта йде на інші види застосування, такі як сушка в сільському 
господарстві, танення та охолодження снігу тощо [ 47 ]. 
Геотермальні теплові насоси мають найбільше використання 
геотермальної енергії в усьому світі, на них припадає 59,2% річного 
споживання енергії та 71,6% встановленої потужності до 2021 року. 
Встановлена потужність геотермальних теплових насосів наближається до 77 
547 МВт, в основному побудованих у Північній Америці, Європі та Китаї. 
Розмір окремих систем коливається від 5,5 кВт для житлових приміщень до 
понад 150 кВт для комерційних і установ [47 ]. Більшість систем теплових 
насосів у Європі розраховані на опалювальне навантаження, яке розраховане 
на базове навантаження з підвищенням за рахунок викопного палива. У 
Фінляндії, наприклад, деякі з цих установок досягли роботи до 3000 
еквівалентних годин опалення при повному навантаженні на рік, тобто 
коефіцієнт потужності 0,34. 
Теплопостачання приміщень, включаючи централізоване опалення та 
індивідуальне опалення приміщень, зараз має встановлену потужність 12 768 
МВт і річне споживання енергії 162 979 ТДж/рік. За річним споживанням 
енергії лідерами є Туреччина, Росія, Японія, США та Швейцарія, на які 
припадає близько 75% світового індивідуального опалення приміщень і 
майже 90% загального світового споживання на централізоване опалення. 
Глибоке пряме використання або те, що інакше називається каскадним 
використанням, пропонує великомасштабні життєздатні системи, які 
оптимізують потік цінностей низькотемпературних ресурсів за допомогою 
багатьох цілей, від виробництва електроенергії до прямого охолодження та 
обігріву, комерційних і промислових застосувань тощо [ 46 ]. Таблиця 1.4 
26 
містить підсумок коефіцієнта встановленої потужності (у МВт) і провідні 
стани для різних категорій прямого використання на 2020 рік. 
 
Таблиця 1.4  
Лідери серед країн щодо прямого використання енергії землі на 
2020 рік [ 4 ] 
Встановлена 
Фактор Лідери в річному споживанні 
Утилізація потужність 
ємності енергії (ТДж/рік) 
(МВт) 
Геотермальні теплові США, Китай, Німеччина, Швеція 
77,547 0,245 
насоси та Фінляндія 
Опалення Туреччина, Росія, Швейцарія, 
12 768 0,405 
приміщення США та Японія 
Китай, Туреччина, Нідерланди, 
Опалення теплиці 2,459 0,462 
Угорщина та Росія 
Підігрів 
США, Китай, Італія, Ісландія та 
аквакультурного 950 0,463 
Ізраїль 
ставка 
Сільськогосподарська Китай, Угорщина, Франція, 
257 0,435 
сушка Японія та США 
Промислове Нова Зеландія, Китай, Росія, 
852 0,610 
використання Ісландія та Угорщина 
Японія, Китай, Туреччина, 
Купання і плавання 12,253 0,473 
Мексика та Бразилія 
Ісландія, Японія, США, 
Танення снігу 435 0,189 
Аргентина та Словенія 
Нова Зеландія (зрошення та 
Інший 106 0,584 захист від замерзання), Японія 
(приготування їжі) і Кенія 
27 
Встановлена 
Фактор Лідери в річному споживанні 
Утилізація потужність 
ємності енергії (ТДж/рік) 
(МВт) 
(кип’ятіння води) 
Всього 107,727   
 
1.3. Економічний та екологічний вплив геотермальної енергії  
Ще, крім використання для виробництва електричної енергії, 
геотермальна енергія також може бути використана для різних теплових 
застосувань, включаючи промислове теплопостачання та опалення 
приміщень. Геотермальні води надзвичайно корисні для здоров’я та гарного 
самопочуття, лікують артрит та шкірні захворювання. Видобуток прісної 
води та корисних копалин з використанням гарячого розсолу геотермальних 
ресурсів також є життєздатним та економічним варіантом [ 4 ]. Крім того, 
ресурси геотермальної енергії покращують безпеку та оборону країни 
шляхом їх використання у військових об’єктах, таких як опалення злітно-
посадкових смуг, а також широкий спектр застосування теплових насосів [ 48 
]. Заради вищезазначених переваг багато країн пропонують стимули для 
використання технології. Наприклад, Швейцарія підвищила тариф на 
геотермальну енергію (FiT) з 0,48 доларів США до 0,54 доларів США за кВт-
год [ 44 ]. 
Тим не менш, основні перешкоди для розвитку геотермальної 
промисловості включають високий ризик ресурсів і геологорозвідувальних 
робіт, загальну високу вартість розробки, особливо буріння, економічний 
ризик, пов’язаний із тривалим часом виконання проекту та недостатнім 
фінансуванням і грантовою підтримкою, а також відсутність чіткої політики 
та нормативно-правових актів каркаси. Індонезія, наприклад, не досягла 
поставлених на 2018 рік цілей щодо прискорення інвестицій у геотермальну 
енергію в основному через затримки буріння розробниками. Економічна 
рецесія, спричинена кризою COVID-19, надзвичайно вплинула на 
28 
технологічний прогрес навіть для перших споживачів геотермальної енергії, 
таких як Італія, Сполучені Штати та Нова Зеландія, які не спостерігали 
значного зростання в останні роки [ 44]. Глобальна криза призвела до 
відкладення стратегічних рішень, таких як фінансування, і збоїв у 
глобальному ланцюжку поставок матеріалів і машин. З іншого боку, 
повідомляється, що наявність кращих даних про геотермальні ресурси сприяє 
залученню нових інвесторів і розвитку нових проектів [ 49 ]. 
Вартість одного МВт геотермальної енергоблоку досягає 7 мільйонів 
доларів [ 44 ]. Глобальний діапазон вартості електроенергії та її 
середньозважене для різних технологій наведено в таблиці 1.5 . Як видно, 
технології відновлюваної енергетики конкурують з викопним паливом, а 
геотермальні проекти не відстають (72 дол. США/МВт-год). Через свою 
достатність для відносно низькотемпературних ресурсів і застосовність як 
для електроенергії, так і для тепла, серед ключових гравців геотермальної 
бінарної технології є Exergy (Італія), Ormat Technologies (Сполучені Штати) 
та Turboden (Італія, дочірня компанія Mitsubishi Heavy Industries Японії) [ 44 
]. 
Таблиця 1.5 
Глобальна вартість електроенергії за різними технологіями станом 
на 2018 рік [ 44 , 50 ] 
Глобальне 
Вартість за кВт∙год Зміна COE 
Вид енергії середньозважене 
(дол. США/кВт∙год) 2017–2018 
COE (USD/кВт∙год) 
Геотермальна 0,060–0,143 0,072 −1% 
Гідроенергетика 0,030–0,136 0,047 −11% 
Береговий вітер 0,044–0,100 0,056 −13% 
Вітер 0,102–0,198 0,127 −1% 
Сонячна 
0,058–0,219 0,085 −13% 
фотоелектрична 
29 
Глобальне 
Вартість за кВт∙год Зміна COE 
Вид енергії середньозважене 
(дол. США/кВт∙год) 2017–2018 
COE (USD/кВт∙год) 
Концентрація 
0,109–0,272 0,185 −26% 
сонячної енергії 
Біоелектрика 0,048–0,243 0,062 −14% 
Горючі корисні 
0,049–0,174 0,049–0,174 - 
копалини 
 
Економічний аналіз, проведений [ 23 ], показав, що економічна 
ефективність циклу Ренкіна значною мірою залежить від типу робочої рідини 
та конфігурації циклу. Результати також показали, що стандартний цикл 
Ренкіна з 2-ступінчастою турбіною з використанням н-пентану є найбільш 
термоекономічним проектом для конкретного ресурсу розчину та умов 
повторного закачування. Для бінарних установок ГеоТЕС є найнижчі 
загальні капітальні інвестиції та найкоротший період окупності порівняно з 
регенеративними установками та установками з внутрішнім 
теплообмінником [ 22 ]. Економічна оцінка геотермального енергетичного 
циклу з подвійним спалахом і комбінованих циклів з одним спалахом 
показала, що перша конфігурація досягає мінімальної собівартості одиниці 
виробленої енергії [ 37]. Інший економічний аналіз гібридної бінарної 
геотермальної електростанції показав, що вартість електроенергії може бути 
зменшена на 2% для гібридної системи порівняно з автономною 
геотермальною системою [ 51 ]. 
Потреба в землі для геотермальної електростанції відносно набагато 
нижча, ніж для інших технологій. Наприклад, геотермальна установка з 
одним спалахом потребує приблизно 1200 м2 на установку 1 МВт у 
порівнянні з об’єктом, що працює на вугіллі, який потребує 40 000 м2/МВт, і 
вимогам фотоелектричної установки 66 000 м2/МВт [ 9 ]. Навпаки, ця 
економічна перевага в земельному аспекті заперечується іншими 
30 
екологічними проблемами, такими як використання води та її забруднення, 
візуальне та шумове забруднення, викиди парникових газів і втрата 
природної краси. Однак методи пом’якшення цих екологічних проблем 
включають повторне закачування для забруднення поверхневих вод, 
використання глушників для шумового забруднення та конденсатори з 
повітряним охолодженням для використання води [ 52 ].]. 
Великі переваги розширення впровадження геотермальних технологій 
включають високу надійність і реальну функціональність понад 7000 годин 
на рік, що є ключовим питанням для електричних мереж. Якщо резервуар 
належним чином управляється, тобто є водний баланс резервуара, то 
стійкість геотермальних електростанцій гарантується [ 53 ]. Однак викид 
газів у навколишнє середовище стає критичним фактором для геотермальної 
електростанції. Природно зустрічаються в геотермальних резервуарах і 
можуть містити кілька типів забруднюючих речовин, переважно вуглекислий 
газ (CO2), на додаток до аміаку (NH3), сірководню (H2S) і важких металів. 
Хоча виробництво CO2 геотермальними електростанціями набагато нижче, 
ніж установки, що працюють на викопному паливі, вони все ще викидають 
CO2 в середньому 400 г/кВт·год і можуть бути вищими в залежності від 
хімічного складу резервуару та технології перетворення [ 54 ]. 
Після всього процесу геотермальні рідини знову закачуються в 
резервуар. Геотермальна електростанція Sinem потужністю 24 МВт, 
розташована в провінції Айдин, Туреччина, повторно закачує близько 70% 
теплової рідини після конденсації при 70°C у свердловину для повторного 
закачування, тоді як решта 30% викидається в атмосферу [ 55 ]. Проте є нова 
технологія, яка все ще знаходиться в стадії розробки з метою мінімізації 
впливу на навколишнє середовище, обробки викидів H2S і CO2 [ 53]. 
Підтверджено, що повне повторне закачування з використанням бінарної 
геотермальної електростанції забезпечує сталість геотермального ресурсу [ 
56 ]; в цьому відношенні деякі досягнення були досягнуті на геотермальних 
установках Ісландії [ 57 ]. Більше коштів виділяється на усунення 
31 
екологічного впливу геотермальної промисловості. Європейська Комісія, 
наприклад, присудила проект контролю за геотермальними викидами 18,3 
мільйона доларів США для просування досліджень щодо повторного 
введення шкідливих газів, таких як CO2 і H2S, з геотермальних установок 
відкритого циклу [ 44 ]. 
Досліджено також можливість виробництва водню за допомогою 
геотермальних ресурсів. У [ 58 ] автори провели термоекономічну оцінку 
витрат на виробництво водню на основі електролізу, що живиться через 
бінарну геотермальну установку. Аналіз стверджує, що для геотермальної 
температури 160°C і швидкості потоку 100 кг/с можна отримати водень на 
рівні 0,253 г на кілограм геотермальної води. Також було встановлено, що 
питомі ексергетичні витрати електроенергії та водню становлять 0,0234 
$/кВт·год  і 2,366 $/кг відповідно. Коронеос та ін., [ 59 ] продемонстрували 
технічну можливість (на основі показників ефективності та ексергетики) 
встановлення бінарної геотермальної електростанції потужністю 2,1 МВт на 
острові Нісірос, Греція. Запропонований об’єкт може в майбутньому 
досягати загальної встановленої потужності до 10 МВт і здатний постачати 
значну кількість електроенергії, тим самим зменшуючи залежність острова 
від виробництва дизельної електроенергії, що для екології буде непогане 
полегшення. 
Енергозбереження від використання геотермальної енергії прямого 
використання становить 81 мільйон тонн (596 мільйонів барелів) нафтового 
еквівалента на рік. Це врешті-решт запобігло викиду в атмосферу 78,1 млн. 
тонн вуглецю та 252,6 млн. тонн CO2 [ 4 ]. Виробництво прісної води на 
основі геотермальної технології є однією з найбільш економічних 
альтернатив виробництва відновлюваної та чистої води [ 60 ]. 
Гібридна геотермальна енергосистема з викопним паливом для 
геотермальних ресурсів з низькою ентальпією є практичною альтернативою 
для зменшення екстенсивного використання викопного палива та пов’язаних 
з ним викидів. Дослідження в [ 61 ] проаналізувало комбіновану 
32 
геотермальну електростанцію потужністю 500 МВт з геотермальною 
температурою 210°C і швидкістю потоку розчину 400 кг/с. Дослідження 
стверджує, що можна заощадити до 0,3 мільйона тонн вугілля на рік до 
щорічного скорочення викидів парникових газів на 0,72 мільйона тонн. 
Економічно зниження вартості енергії на 33–87% у порівнянні з одним 
геотермальним блоком.  
У [ 55 ] ексерогоекологічному аналізі виконується з точки зору впливу 
на навколишнє середовище. Дослідники прийшло до висновку, що 98% 
загального впливу геотермальної енергетичної системи на навколишнє 
середовище викликано ексергетичним руйнуванням задіяного обладнання; і в 
якості лікування слід підвищити ексергетичну ефективність обладнання, а не 
будівництво, експлуатацію/обслуговування та зміни утилізації обладнання 
об'єкта. Дослідження рекомендує отримати установку більшої потужності за 
рахунок кращої продуктивності конденсатора та підвищення ефективності 
випаровувачів і насосів. 
 
Висновки до розділу першого 
Зростання чисельності населення та економічний розвиток багатьох 
країн вимагають збільшення попиту на електроенергію. З іншого боку, 
задоволення потреби в електричній енергії суспільство в майбутньому 
повинно враховувати обмеження невідновлюваних ресурсів, забезпечуючи 
енергетичну стійкість і суттєво зменшуючи негативний вплив на навколишнє 
середовище. У цьому випадку роль відновлюваних джерел енергії має бути 
пріоритетною. 
Геотермальна енергія є одним із стійких і екологічно чистих джерел. 
Крім того, воно має високий коефіцієнт використання та надійність. У той 
час як геотермальні електростанції із сухою парою та миттєві електростанції 
використовують підземне джерело середньої та високої ентальпії для 
виробництва електроенергії, геотермальні подвійні енергетичні системи 
підходять для виробництва електроенергії з низького за температурою 
33 
підземного джерела тепла; як правило, діапазон температур на вході від 80 до 
170°C. Вторинна робоча рідина в бінарній геотермальній системі працює за 
звичайним циклом рейтингу. Основною особливістю робочої рідини є 
наявність низької температури кипіння. Конфігурації циклу та тип робочої 
рідини повинні бути оптимізовані для отримання найкращих 
термодинамічних характеристик і ефективності геотермальної бінарної 
установки. Бінарний цикл Ренкіна, який використовує органічну робочу 
рідину, продемонстрував свою ефективність і практичність. 
Крім стандартної подвійної геотермальної енергетичної системи, були 
також добре досліджені передові конфігурації систем перетворення 
геотермальної енергії. Вони включають гібридні системи з одним і 
подвійним спалахом, гібридну конфігурацію з подвійною спалахом і 
гібридну геотермальну технологію. Крім того, розробка гібридних 
енергетичних систем, що об’єднують геотермальні установки з біомасою, 
паливними елементами, вітровими, сонячними системами, набуває великого 
інтересу. Повідомляється, що бінарна установка ГеоТЕС, порівняно з 
циклами з одним і подвійним спалахом, досягає найвищої теплової 
ефективності та вихідної потужності. З іншого боку, інтегрований цикл з 
одним спалахом забезпечує найвищу енергетичну та ексергетичну 
ефективність у порівнянні з подвійним спалахом. 
Накопичена глобальна встановлена потужність геотермальної енергії 
склала 13,28 ГВт на кінець 2018 року і, за прогнозами, досягне 16,5 ГВт у 
всьому світі на кінець 2022 року. Сполучені Штати Америки займають перше 
місце у світі за потужністю геотермальної енергії. З іншого боку, Туреччина, 
Кенія, Індонезія та Філіппіни відповідатимуть за більшу частину розвитку 
технологій і продовжуватимуть лідирувати у нарощуванні потужностей після 
2022 року. Хоча більшість існуючих геотермальних установок у всьому світі 
використовують технології флеш-пару або сухої пари, технологія бінарного 
циклу має була найшвидше прогресуючою технологією за останній час. 
Пряме використання технології геотермальної енергії є однією з поширених 
34 
форм використання підземного тепла. Розподіл геотермальних застосувань 
прямого використання, відносно їх широкого використання, є: теплові 
насоси, купання та плавання, опалення приміщень, 
Основні бар’єри для розвитку геотермальної промисловості включають 
високий ризик ресурсів і розвідки, загальну високу вартість розробки, 
особливо буріння, економічний ризик, пов’язаний із тривалим часом 
виконання проекту та недостатнім фінансуванням і грантовою підтримкою. 
Крім того, глобальна криза COVID-19 спричинила відкладення стратегічних 
рішень, таких як фінансування, і збої в глобальному ланцюжку поставок 
матеріалів і машин. Економічна доцільність геотермальних електростанцій 
значною мірою залежить від типу робочої рідини та конфігурації циклу. 
Геотермальні електростанції потребують набагато менше землі, ніж інші 
технології. Методи зменшення екологічних проблем геотермальних 
енергетичних систем включають повторне закачування для забруднення 
поверхневих вод, використання глушників для шумового забруднення та 
конденсатори з повітряним охолодженням для використання води. 
Як майбутня робота, оптимізована гібридизація геотермальної енергії з 
іншими відновлюваними джерелами енергії потребує подальшого 
дослідження та демонстрації, як для малих ТЕЦ, так і для каскадних 
застосувань. Оскільки наявність кращих даних про геотермальні ресурси 
сприяє залученню нових інвесторів і розробці нових проектів, більш глибокі 
дослідження та фінансова підтримка є критично важливими для оцінки 
об’єктів з відповідним геотермальним потенціалом. Це важливо для того, 
щоб зробити вартість геотермальної електроенергії більш 
конкурентоспроможною порівняно зі звичайною та іншою дешевшою 
відновлюваною електроенергією. Потрібні передові технології для усунення 
впливу геотермальних електростанцій на навколишнє середовище, 
включаючи повне повторне закачування, що потребує подальших 
досліджень, фінансування та практичної демонстрації. 
 
35 
РОЗДІЛ 2 
 
СТІЙКЕ ВИЗНАЧЕННЯ РОЗМІРІВ ГЕОТЕРМАЛЬНИХ 
ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ: ВІДПОВІДНІ МЕТОДИ ОЦІНКИ ПОТЕНЦІАЛУ 
 
2.1. Потенційна потужність геотермальних резервуарів і проблеми, 
пов’язані з переоцінкою 
Геотермальні ресурси в тих країнах, де вони доступні, є стратегічними 
для можливості прямого використання, а також для виробництва 
електроенергії безперервним способом (не залежним від сезонних коливань). 
Відновлюваність геотермальних джерел повністю визнається лише за умови 
правильної стратегії експлуатації та оптимального управління резервуаром.  
Кілька документів стосуються корисного використання геотермальної 
енергії; це розглядалося в основному в деяких конкретних випадках 
(наприклад, мала глибина, високі температури, висока питома ентальпія 
рідини або наявність перегрітої пари) [82]. Враховуючи взаємодію між 
заводом і резервуаром, відновлюваність в основному пов'язана зі ступенем 
використання та зі стратегією повторного закачування. Відновлюваність 
геотермальної енергії обговорюється в [83,84]. Крім того, довговічність 
установки безпосередньо пов'язана з відповідним знанням оцінки пласта. У 
минулому потужність геотермальних електростанцій часто встановлювалася 
на високому рівні з найвищою продуктивністю для своєчасного скорочення 
часу окупності та компенсації величезної суми інвестицій.  
Визначення енергетичного потенціалу геотермального резервуара є 
досить складним завданням: потужність можна співвіднести з щільністю 
потужності магматичного підйому, з об’ємом і характеристикою резервуара 
(тріщинистий і пористий), а також з наявністю геотермальна рідина (рідкі або 
двофазні). Проблема полягає в складній проблемі нестаціонарного 
теплообміну в пористому середовищі в поєднанні з використанням енергії, 
накопиченої в резервуарі.  
36 
Було обговорено та проаналізовано різні підходи до проектування 
пластів та оцінки потенціалу для різних регіональних ситуацій. Серед 
різноманітних внесків у літературі чотири вважаються більш актуальними: 
методи поверхневого теплового теплового потоку, розглянуті в [85]; 
об’ємний метод, розглянутий у [86,87]; метод плоского руйнування, 
розроблений Бодварссоном [88]; і метод магматичного бюджету, 
обговорений Ногучі, серед інших, з посиланням на Японію [89]. Хороший 
аналіз різних методів представлений Муфлером і Катальді в [90].  
Оцінка потенціалу пласта (і невизначеність, пов’язана з цим 
значенням), пов’язана з розміром електростанції, часто була об’єктом 
досліджень і дискусій [91–19], як чітко зауважили Стеффанссон у [94] та 
ДіПіппо в класичному підручнику про геотермальні електростанції [95].  
З самого початку наукові та технологічні дебати щодо оцінки 
колекторів були в основному зосереджені на існуючих високопотенційних 
геотермальних родовищах, таких як Гейзери (США), Лардерелло (Італія), 
Вайракей (Нова Зеландія), Японія та Ісландія. Ця дискусія є особливо 
актуальною сьогодні, оскільки поля середньої та низької ентальпії 
розглядаються для подальшого розвитку геотермальної енергії. Оскільки 
поля середньої та низької ентальпії є найбільш поширеними в усьому світі, 
ця тема видається важливою для майбутнього поширення геотермальних 
енергетичних систем. Доступні дискусії про відновлюваність у вищезгаданій 
літературі стосуються переважно тепла, що зберігається в гірських породах і 
воді/парі, і часто не беруть до уваги відновлення рідини (і тепла), яке є дійсно 
важливим після загального застосування стратегій повторного закачування. 
Відновлення тепла та води в резервуар, ймовірно, значно збільшить 
геотермальні ресурси. 
У деяких випадках заводи продемонстрували значне зниження 
вироблення електроенергії через виснаження водойм [91–93]. Неправильний 
розмір у цьому випадку був спричинений переоцінкою потенціалу пласта, 
37 
зумовленим бажанням швидкого відновлення основних економічних 
інвестицій.  
Цікаві вказівки щодо визначення сталого рівня експлуатації 
геотермальних ресурсів доступні в літературі, у деяких статтях 
методологічної точки зору, як-от [90], і в останніх, таких як [96] і [97]. Тема й 
досі є об’єктом дослідження. Останнім часом цю проблему розглянув 
Аксельссон [92], який ввів у концепцію стійкості ідею розгляду 
компенсаційних дій та впровадження відповідних стратегій для підтримки 
пласта, таких як культивація та повторна закачування.  
Визначення сталого розміру геотермальної електростанції було 
об’єктом аналізу в деяких роботах авторів цієї статті [93,96]. Визначення 
геотермальної системи є дуже корисним для цілей цієї статті: її можна 
розглядати як таку, що складається з електростанції, геотермального 
резервуару, системи циркуляції підземних вод і всіх можливих зв’язків між 
різними частинами станції та навколишнє середовище. У [98] обговорюється 
відновлювана поведінка геотермальних систем з метою визначення 
оптимізованої стратегії використання. Загальної методології для всіх 
різновидів геотермальних полів не існує, навіть якщо доступні цікаві аналізи 
[99,100].  
Метою є надати загальний аналіз методів оцінки потенціалу та 
запропонувати найкращу стратегію для визначення сталого розміру 
підприємства. Частина статті стосується аналізу спрощеного методу 
зосереджених параметрів, а також аналітичних методів, які були 
запропоновані в літературі. Цікаво обговорити деякі з основних позитивних 
моментів і недоліків, а також вказати деякі довідкові дані.  
Потім обговорюється можливе спільне використання різних методів 
першого порядку, аналізуються прості приклади, для яких визначено стійкий 
рівень виробництва електроенергії. Нарешті, особливу увагу приділено 
чисельному моделюванню геотермальних резервуарів, які є корисним 
інструментом для об’єднання ідей, що містяться в двох інших підходах. 
38 
Геотермальна енергія становить лише невелику частину світового 
виробництва енергії, оскільки на неї припадає менше 1% світового 
виробництва електроенергії, а загальна встановлена потужність становила 
близько 13,5 ГВт на кінець 2018 р. Цей рівень можна вважати граничним, 
враховуючи, що загальна встановлена потужність понад 6000 ГВт [101]. Крім 
того, геотермальна енергія має ряд недоліків. Серйозною проблемою є велика 
мінливість джерела (рівень ентальпії, тиск, температура, хімічний склад). 
Розробка обтяжена високими витратами на монтаж і досить тривалими 
періодами розробки. Як довгостроковий результат, у багатьох країнах 
геотермальні енергетичні проекти були і є актуальними, хоча й залежать від 
інституційних стимулів.  
Як видно з таблиці 2.1, геотермальні станції характеризуються 
найбільшою загальною кількістю робочих годин на рік (середнє значення 
близько 7225 годин) порівняно з іншими установками, що працюють на 
основі відновлюваної енергії. У типових геотермальних установках 
(головним чином на основі геофлюїдів з високою ентальпією) 
ідентифікуються різні розміри, як зазначено в таблиці 2, що демонструє 
широку мінливість. Випадки, доступні в літературі, чітко демонструють, що 
успіх установки зазвичай знаходиться в діапазоні загальної встановленої 
потужності від 150 МВт до 1500 МВт, що також є типовими значеннями для 
термоелектричних енергетичних систем [102]. Малі електростанції наразі 
збільшують свої ринки, але ці спостереження пов’язані з величезною 
кількістю даних, що надходять від традиційних парових і флеш-станцій. 
Кілька десятиліть промислового досвіду показують, що свого роду стійкий 
баланс досягається підтримкою виробництва нижче відповідної межі, щоб 
зберегти цей прибутковий рівень експлуатації протягом тривалого часу. 
Оцінка стійкості (виробництво/повторне закачування) актуальна для 
електростанцій середньої та низької потужності (менше 5 МВт). У таких 
випадках використання бінарних електростанцій на основі використання 
органічного циклу Ренкіна (ОЦР) є значною мірою розсіяним варіантом.  
39 
У будь-якому випадку, високі питомі витрати як на розвідку, так і на 
будівництво електростанції ОЦР, а також високі геологічні ризики, пов’язані 
з бурінням, можуть визначити на етапі розвідки збільшення заводу та, як 
наслідок, можливу надмірну експлуатацію резервуара протягом терміну 
експлуатації. . Це тому, що виробництво енергії має бути вищим, щоб 
скоротити час відновлення інвестицій. 
Насправді, щоб отримати швидку окупність інвестицій, найбільший 
досяжний розмір потужності можна визначити як проектну потужність, часто 
без належної оцінки технічної, геологічної та економічної стійкості всього 
проекту. Це призведе до зниження температури або швидкості потоку, що 
призведе до передчасної зупинки продуктивності установки. Ця проблема 
особливо важлива для установок, що використовують середні та низькі 
температури джерел (100 °C < Tgeo < 150 °C), як правило, електростанції ОЦР. 
Перевищення розмірів також є особливою проблемою, коли розглядаються 
електростанції меншого розміру (наприклад, корисна потужність < 500 кВт). 
На рисунку 1 наведено концептуальну схему взаємодії заводу з водоймами.  
Як з електростанціями бінарного циклу, так і з електростанціями із 
паром швидкого випаровування можуть виникнути подібні проблеми у 
зв'язку зі зменшенням теплової енергії пласта (наприклад, виснаження 
ресурсів). Але в цьому випадку зменшення надходження тепла з пласта 
вимагає збільшення вилучення масової витрати, а отже, великого стресу для 
пласта. У деяких випадках, коли екстракція рідини є надмірною, неможливо 
підтримувати необхідну довгострокову продуктивність рослини.  
Випадки геотермальної станції Момотомбо в Нікарагуа, проаналізовані 
в [103], і станції в районі Гейзерів представляють значущі випадки [104–106]. 
На «Гейзерах» завод почав працювати наприкінці 1960-х років. Збільшення 
розміру електростанцій до рівня 2200 МВт, яке тривало до кінця 1980-х 
років, призвело до значного зниження продуктивності протягом 1990-х років 
(рис. 2.1.).  
40 
Зменшення виробництва електроенергії пояснюється обмеженим 
природним поповненням. У 1990-х роках почалася повторна закачування 
геофлюїду, що сприяло поповненню колектора та покращенню 
продуктивності колектора Гейзери [104–106]. У Лардерелло (Італія) повторне 
закачування геотермальної рідини в резервуар почалося задовго до того, у 
1974 році, це також засіб утилізації геотермального парового конденсату. 
Повторне закачування було збільшено і тепер є невід’ємною частиною 
роботи електростанції [107]. У районі Лардерелло загальна робоча 
потужність становить приблизно 800 МВт, і за останні 20 років не 
спостерігалося жодних проблем із ресурсом, що дає ідею досягнення певної 
точки рівноваги та, як наслідок, сталого використання джерела. Цього не 
можна сказати про інші геотермальні станції, наведені в таблиці 2.1. 
 
Таблиця 2.1. 
Світова потужність електроенергії та виробництво енергії за 
джерелами на кінець 2014 р. та тренд 2004–2014 рр. [100] 
Річний 
Еквівалент 
Встановлена Виробництво Частка приріст 
годин 
Джерело потужність 2014 виробництва 2004–
роботи 
2014 [ГВт] [ТВт·год] [%] 2014 
[год] 
[%] 
Гідро 1055 3898 16,6 4 3694 
Вітер 370 728 3,1 23 1967 
Біомаса 93 423 1,8 9 454 
Сонячна 181 211 0,9 51 1168 
Геотермальна 13 94 0,4 4 7225 
41 
Річний 
Еквівалент 
Встановлена Виробництво Частка приріст 
годин 
Джерело потужність 2014 виробництва 2004–
роботи 
2014 [ГВт] [ТВт·год] [%] 2014 
[год] 
[%] 
Всього 
відновлювана 1712 5353 22,8 8 3127 
енергія 
Всього 
4468 18,1247 77,2 4 4057 
традиційна 
Всього 6180 23,480 100 5 3799 
 
Таблиця 2.2. 
Геотермальні електростанції у світі 
Встановлена потужність 
Геотермальні родовища 
геотермальних родовищ [МВт] 
Гейзери, Каліфорнія, США 1584 
Лардерелло-Траве, Італія 795 
Тонгонан-Лейте, Філіппіни 726 
Серро-Прієто, Мексика 720 
Олькарія, Кенія 591 
Макбан, Філіппіни 458 
Вайракей, Нова Зеландія 399 
Гунунк-Салак, Філіппіни 377 
Солтон-Сі , США 340 
Хеллішейді, Ісландія 303 
42 
Встановлена потужність 
Геотермальні родовища 
геотермальних родовищ [МВт] 
Коса, Каліфорнія, США 292 
Дараджат, Індонезія 259 
Хебер, Каліфорнія, США 236 
Тіві, Філіппіни 234 
ВаянгВінду, Індонезія 227 
Камоджанг, Індонезія 200 
Лос Азуфрес, Мексика 194 
Палінпінон/Негрос Орієнтал, 
192 
Філіппіни 
Ротокава, Нью Зеландія 167 
Miravalles, Costarica 165 
 
 
Рисунок 2.1. Спрощена схема взаємодії електростанції (установки з 
органічним циклом Ренкіна, із геофлюїдом у замкнутому циклі між 
видобутком і повторним закачуванням) із геотермальним резервуаром 
43 
 
 
Рисунок 2.2. Місячні темпи виробництва електростанцій на 
Гейзерах протягом 45 років, з січня 1969 по березень 2016 ([104]) 
 
2.2. Геотермальні ресурси та резервуари: концепції 
відновлюваності та стійкості 
Проблема визначення енергії, що зберігається в геотермальному 
резервуарі, в основному розглядалася в літературі протягом останніх 50 
років, але загальна методологія для кожного виду геотермального поля не 
була розроблена. ще розроблено. Геотермальний потенціал визначить 
максимальну масову витрату геотермальної рідини, яку можна видобувати 
протягом тривалого часу без зниження термодинамічних параметрів пласта 
(тиску, температури та ентальпії).  
З огляду на доступну літературу можна виділити дві основні категорії 
методів оцінки ресурсів: методи, які не вимагають використання даних про 
видобуток, і методи, які базуються на розробці експериментальних даних, 
пов’язаних з експлуатацією. У таблиці 2.3 наведено деякі з доступних 
методів. Деякі з цих методів проаналізовано в статті, інші лише згадуються. 
У будь-якому випадку, жоден із методів без даних про виробництво не 
44 
виглядає повністю задовільним. Усі методи вимагають знання конкретних 
елементів, пов’язаних із геологічними та геоморфологічними умовами, що 
апріорі є досить складним без знання історії виробництва.  
Таблиця 2.3.  
Класифікація методів оцінки енергетичного потенціалу 
геотермальних резервуарів 
Методи, які не вимагають даних Методи, які вимагають даних 
про видобуток інформації про видобуток: 
• Площенна аналогія (щільність • Моделі «зосередженої 
потужності) потужності» 
• На основі поверхневого 
• Аналіз кривої падіння 
теплового потоку тепла 
• Чисельне моделювання 
• Об’ємне 
колектора 
• Площинний розрив  
• Магматичний баланс тепла  
 
2.2.1 Оцінка потенціалу геотермального резервуара: щільність 
потужності та втрати тепла на поверхні 
Різні геотермальні родовища мають різну історію та дивовижні 
особливості щодо розвитку їх виробничих потужностей. Загалом, через 
специфічні особливості різних геотермальних ресурсів, важко визначити 
параметри, важливі для експлуатації.  
Попередня індикація дається за щільністю потужності, наведеною на 
малюнку 2.3. Це значення можна розрахувати як співвідношення між 
встановленою потужністю та поверхнею досліджуваної ділянки.  
Навіть якщо автори пропонують можливу лінеаризацію даних, можна 
спостерігати відмінності між геотермальними полями з подібними 
термодинамічними властивостями рідини (наприклад, температурою та 
45 
тиском) (див., наприклад, порівняння геотерм Мак-Бан, Тіві та Палімпінон 
системи). Іншим важливим елементом є розширення площі, що розглядається 
електростанціями, що дає важливу інформацію про розширення 
геотермального резервуару. З огляду на дату Лардерелло, здається, що було 
встановлено лише 3,2 МВт на кожен км2 поверхні (встановлена потужність 
становить приблизно 800 МВт, а площа буріння становить близько 250 км2). 
Заводи геотермального району Лардерелло є типовими прикладами сталого 
використання геотермальної енергії. Спостерігаючи за даними, пов’язаними з 
полем Мак-Бан, можна спостерігати щільність близько 28 МВт на кожен км2 
поверхні, що на порядок вище, ніж у Лардерелло. Але не можна 
стверджувати, що геотермальне родовище Мак-Бан можна визначити як 
приклад нераціонального використання геотермальної енергії. Тож цей 
параметр, хоч і цікавий, але здається неактуальним. 
 
 
Рисунок 2.3. Щільність потужності (поза землею) для важливих 
геотермальних районів (опрацювання з [108]). 
 
2.2.2. Термодинамічний баланс геотермальної системи: 
енергетичний та ексергетичний аналіз для визначення потужності 
46 
Максимальне тепло, яке може бути відновлене з резервуара, - це 
температура рідини, вилученої з пласта, TR, по відношенню до температури 
повторного закачування (іменується як ΔT = TR – Trej) ; це скінченна 
величина, яка завжди менша, ніж величина, задана різницею TR – T0, де T0 є 
опорною низькою температурою (наприклад, температура навколишнього 
середовища), будучи Trej > T0. Верхня межа енергії, яку можна 
отримати/перетворити, виражається загальним терміном Π, який може 
представляти, альтернативно, енергію, потужність або кількість рідини, що 
залежить від різних змінних, що характеризують геотермальну систему, що 
аналізується ( обсяг пласта, рівень пористості, тип рідини тощо).  
 
П = ��                                                                      (2.1)  
 
Для даної потужності електростанції, враховуючи чітко визначену 
різницю ΔT між температурою рідини, яка може бути вилучена з 
геотермального резервуара, і контрольною температурою T0, верхня межа 
можна визначити значення вилученої масової витрати (m*), визначивши 
потім максимальний потенціал для необхідної потужності. Оскільки 
значення максимальної стійкої швидкості видобутку явно залежить від 
багатьох параметрів і факторів (як природних, так і технологічних), таких як 
розподіл проникності, гідравлічний зв’язок між видобутком і зони повторної 
закачування, розміщення свердловин і природне поповнення (метеорна вода) 
пласта, потенціал (Π) також є функцією всіх цих комплексних змінних. 
Різниця температур ΔT обернено пропорційна максимальній масовій витраті, 
яку можна вилучити з пласта без зниження його термодинамічних 
властивостей, м*. Якщо Trej збільшується, як це може статися під час спроби 
пом’якшити конкретні явища масштабування, швидкість вилучення (m) має 
бути збільшена, і вона може досягти надмірних значень, викликаючи 
небажане охолодження всього водоносного горизонту. Кожен резервуар 
представляє оптимальне поєднання масової витрати, що може бути видобуто, 
47 
і температури повторного закачування, і правильна конструкція повинна 
відповідати цьому правилу. Тоді потенціал (Π) слід розглядати як складну 
функцію як природного, так і технологічного, які дуже неоднорідні. З цієї 
точки зору оцінку геотермального потенціалу можна розглядати як результат 
складної проблеми оптимізації, що включає всю геотермальну систему 
(завод, резервуар, навколишнє середовище), і очевидно, що 
міждисциплінарний підхід стає необхідним [93]. З більш загальної точки 
зору, енергетичний потенціал пласта пов’язаний з наявністю чітко 
визначеного об’єму рідини при температурі пласта, TR, і тоді його можна 
визначити як: 
 
���� = ������(���� − ��������)                                           (2.2)  
 
де C — об’ємна питома теплоємність пласта (розглядається як агрегація 
породи та рідин),  
V — загальний об’єм (включаючи породу та рідини),  
TR — температура пласта,  
Tref — еталонна температура що можна розглядати як нижню межу 
використання енергії (наприклад, температура навколишнього середовища 
або температура повторного введення, Trej) 
Значення всередині рівняння можна оцінити з урахуванням того, що 
геотермальна енергія частково зберігається в матриці породи (80%–90%) та 
флюїді, що міститься в пористій структурі (10%−20%) [83,90,109,110]. 
Виходячи з такого спрощеного підходу, у багатьох випадках він визначає 
переоцінку потенціалу, навіть якщо нехтувати виснаженням пласта. Зокрема, 
у конкретному випадку широко розповсюджених родовищ використання 
єдиного синтетичного значення пористості (по відношенню до всієї 
розглянутої величезної гірської області) може призвести до величезного 
наближення. Це можна пояснити простим розрахунком з урахуванням 
типових значень об’єму пласта, щільності породи, питомої теплоємності та 
48 
корисної різниці температур. Згідно з оцінкою авторів, разом з аналізом 
даних, отриманих з різних джерел, наведених у таблиці 2.4, кількість 
накопиченої енергії понад 1018 Дж теоретично може бути отримана в 
конкретних випадках, коли резервуари мають об’єм 10 км3.  
Таблиця 2.4 
Деякі довідкові дані для типових геотермальних систем [2,9,28,29] 
Тепловий потік, q 0–1000 мВт/м2 
Вертикальний градієнт 
10–80 К/км 
температури,  dT/dz 
Теплопровідність, k 1,5–5 Вт/м 
Тепловиділення, q  0–8 10-6
v  Вт/м3 
Питома теплоємність, c 0,85–1,25 кДж /кг К 
Щільність порід земної кори, ρ 2200–3400 кг/м3 
Об’ємна спец. теплоємність, ρC 1–3 МДж/(м³K) 
 
Доступність величини потужності також може базуватися на 
накопиченій ексергії, а не на розширенні геотермального поля (рис. 2.3). 
Розглядаючи резервуар як масу M (еквівалент) при температурі TR > Tref і 
деякі усереднені значення з типових у таблиці 4, корисну потужність, яку 
можна отримати з резервуара (ексергію), можна краще визначити як  
 
���� ����
Е = ��с�� [(���� − ��������) − ��0 ln ( )] = ��с��(���� − ��������) |1 − ��0 ln ( )| (2.3) 
�������� ��������
 
Зараз передбачається, що як спрощене прикладне дослідження 
геотермальне поле, подібне до поля Лардерелло, згідно з даними Романьолі 
та ін. в [121]. Посилаючись на розмір резервуара 70 × 70 × 3,5 км3, ексергія, 
наявна в резервуарі, становить близько 1015 МДж. На термін експлуатації 
49 
100 років, використовуючи типове значення ККД другого закону (наприклад, 
рівне 0,1), потужність 4000 ÷ 5000 МВт може бути встановлена в зоні лише зі 
зниженням температури менше ніж на 10 °C. Це, очевидно, нереально, 
враховуючи, що зараз встановлена потужність у цьому районі становить 
близько 800 МВт.  
Використовуючи аналогічну аргументацію, можна розрахувати 
енергетичний потенціал різних геотермальних полів, як, наприклад, 
геотермальне поле Монте-Аміата. За даними [122], це двофазне родовище, 
об’єм якого можна оцінити приблизно в 80 км3. Дотримуючись підходу, 
описаного вище, можна розрахувати максимальну потужність 1200 МВт. 
Також очевидно, що це значення лише теоретичне: встановлена потужність 
на порядок менша. Причина полягає в тому, що з рівняння (2.3) необхідно 
визначити кількість енергії, що зберігається в резервуарі, але лише частина, 
яка відповідає максимально допустимому зниженню температури, ∆T, 
вилучається протягом життя рослини, τ ( наприклад, 50–100 років), що вказує 
верхнє граничне значення K, виражене в градусах для базового часу 
(наприклад, зниження на 15 °C кожні 10 років експлуатації).  
 
dT ∆��
= ≤ K                                                                 (2.4) 
dt ��
 
Загалом відомо, що спрощений об’ємний підхід, який часто 
використовувався раніше для попередньої оцінки розміру заводу, призводить 
до переоцінки реального потенціалу пласта, тоді як оцінка, заснована на 
часовій історії, розробленій відповідно до рівняння (2.4), може визначити 
зменшення розміру. 
Це було чітко зрозуміло наприкінці 1970-х років, і з [90] видно, що 
енергія, накопичена в резервуарі, не може бути єдиним елементом для оцінки 
потенціалу. Необхідно взяти до уваги деякі додаткові елементи: граничні 
умови з точки зору обміну масою та енергією з межами та інтенсивністю 
50 
доступного джерела енергії, поповнення тепла та води в резервуарах 
унаслідок стратегії повторного закачування. З цієї причини проект заводу, 
заснований на цьому спрощеному підході, іноді стикався з проблемами.  
 
2.2.3. Концепція відновлюваності та стійкості геотермальних 
станцій: аналіз відмінностей 
Концепція відновлюваності у сфері геотермальних енергетичних систем 
визначається як збереження значення номінальної потужності електростанції 
протягом нескінченно тривалого часу без будь-якої деградації ресурсу та без 
компенсації дії. Однак часто трапляється так, що відновлювані потужності 
занадто малі для належної окупності інвестицій і комерційного розвитку 
електростанцій.  
В останні роки, як наслідок досвіду, набутого в деяких конкретних 
геотермальних резервуарах у світі, концепція стійкості була запропонована в 
роботах деяких авторів з різними підходами [83,84,93,113]. Цю концепцію 
можна визначити як здатність підтримувати майже постійну продуктивність 
електростанції, як економічно, так і технологічно, протягом періоду, значно 
більшого, ніж економічний термін служби електростанції (наприклад, 50–100 
років), використовуючи деякі компенсаційні дії, таких як культивація та 
повторна ін’єкція. Ці дії можуть мати фундаментальне значення для 
компенсації падіння тиску та/або охолодження, яке визначається надмірним 
вилученням рідини. Ця ідея добре проілюстрована на рисунку 2.4. 
 
 
 
 
 
 
51 
Рисунок 2.4. Якісні відмінності між відновлюваними, сталими та 
економічними рівнями виробництва геотермальних резервуарів 
(перегруповано з [92]) 
 
2.3. Енергетичний потенціал і швидкість видобутку: підходи та 
методи, засновані на об'ємному підході 
У літературі розглянуто кілька підходів до аналізу видобутку 
геотермальної енергії. Загалом, три основні елементи, на яких може 
базуватися видобуток енергії, це: 
 - кількість енергії, що зберігається в резервуарі, що складається з 
гірських порід і рідин; 
 - кількість енергії, що переноситься в пласт від гарячої частини 
(магматичної інтрузії) природним тепловим потоком; 
 - кількість енергії, що поповнюється за допомогою стратегії 
природного поповнення або повторного введення.  
Деякі еталонні значення для об’ємної питомої теплоємності та 
теплопровідності, відповідно до досвіду авторів, наведені в таблиці 4. 
52 
Отримана потужність базується на об’ємному накопиченні енергії, 
визначеному геотермальним джерелом тепла та теплом перенесення між 
поверхнею та рідиною. Щоб краще пояснити цю концепцію, можна 
розглядати пористий резервуар як різновид природного теплообмінника (і 
цей підхід буде обговорено далі в цій статті), в якому матриця породи 
передає тепло рідині, що протікає через неї з певною швидкістю.  
У деяких з перших спрощених підходів до аналізу геотермальних 
джерел найбільш релевантним елементом була енергія, накопичена в 
резервуарі протягом попереднього життя геологічної системи. Отже, перше, 
що потрібно зробити, це оцінити тепло, збережене в резервуарі; це можна 
зробити, знаючи природу гірських порід і характеристики рідини та за 
середньої температури. Відновлену частину можна оцінити за допомогою 
коефіцієнта вилучення (Rg): це частка енергії, що міститься в колекторі, яку 
можна реально видобути фактичними видобувними свердловинами та 
поточною технологією перетворення (доступною на момент проведення 
оцінки) протягом розумні часові рамки проекту. 
Враховуючи збережену енергію, зменшену на коефіцієнт відновлення 
(фактично коефіцієнт в інтервалі 0 ÷ 1, типові значення якого можуть 
коливатися від 0,05 до 0,5), можна визначити стійку потужність установки 
протягом заданого терміну служби установки [9].  
Оцінити коефіцієнт відновлення для геотермального родовища 
видається нетривіальним завданням, воно залежить від характеристик 
ділянки та зазвичай також суворо пов’язане з досвідом. Для ідеально 
проникної системи коефіцієнт відновлення може досягати 50%. Вона 
зменшується в міру зменшення ефективної пористості. Для більшості пластів 
коефіцієнт вилучення можна вважати в діапазоні від 0,15 до 0,2. Вона 
зменшується до нуля, коли ефективна пористість наближається до нуля 
(наприклад, нетріщинуваті та непроникні породи). Значення від 0,25 до 0,5 
також розглядаються, як обговорювалося в [114]. Таблиця 2.5 містить дані 
для деяких конкретних випадків, що представляють інтерес.  
53 
Концепція коефіцієнта вилучення Rg подібна до показників вилучення, 
що розглядаються в нафтогазовидобувній промисловості. Якщо всі ці 
поправочні коефіцієнти дозволять нам отримати більш реалістичні значення 
енергії зберігаються та корисні для перетворення, однак для оцінки 
параметрів колектора необхідно ввести багато невизначених елементів, як 
обговорюється в цій статті.  
Таблиця 2.5 
Коефіцієнти вилучення (Rg) та розрахункові значення сталої 
потужності (P) для деяких колекторів (як у [18]) 
Об'єкт TR (°C) V (км3) ��Ф�� Rg P (МВт) 
Гейзери 240 150 0,05 0,11 1600 
Косо 275 40 0,05 0,08 250 
Долина 
220 41-0 0,05-0,13 0,08-0,21 70 
Діксі 
 
2.4 Оцінка стійкості геотермальних резервуарів на основі моделі 
земного теплового потоку та теплопередачі  
Іншим елементом геотермального резервуару є передача тепла рідині; в 
цьому випадку пористий резервуар можна розглядати як своєрідний 
теплообмінник з певною поверхнею, і рідина отримує тепло від резервуара в 
залежності від часу перебування (t).  
Концепція, про яку тут йдеться, була розроблена в деяких роботах 
групи Стенфордського університету наприкінці 70-х років [115–117]. Ідея, 
розроблена авторами, полягає у визначенні свого роду відновлення енергії з 
тріщинуватих геотермальних резервуарів.  
Час перебування рідини в колекторі (t) вважається часом, необхідним 
рідинному елементу, щоб дістатися від свердловини повторного закачування 
до свердловини видобутку (див. рис. 2.1). Цей час можна співвіднести з 
проникністю пласта, і це дозволяє вважати явище теплообміну 
54 
квазістаціонарним. Деякі польові випробування (наприклад, індикаторний 
тест) дозволяють нам безпосередньо виміряти проникність.  
Виходячи з традиційного погляду згідно із законом Дарсі та відповідно 
до цієї перспективи теплопередачі, рівняння балансу (тепла, маси та 
швидкості рідини) можна розв’язати для геотермального резервуара, 
розглядаючи його як еквівалентну структуру теплообмінника (що дозволяє 
теплу перехід з твердої матриці в рідину). Загальна передача теплової енергії 
може бути пов’язана з поверхнею теплопередачі, яка залежить від розподілу 
параметрів, таких як пористість і проникність пласта (тоді необхідна 
задовільна якість даних з поля); це дозволяє нам визначити ідеалізовану 
площу пласта Ar. 
У випадку геотермальної системи, де домінує вода, загальна 
потужність, яка потенційно може бути вилучена, співвідноситься з обома 
елементами доступного природного теплового потоку та часткою провідності 
як  
 
Qgeo = qzAr + ksSL(Ts − Tf)                                         (2.5) 
 
Ідея, запропонована тут полягає у визначенні площі теплопередачі 
пористого резервуара Ar і характерної довжини резервуара, L. У рівнянні 
(2.5) потужність, яку можна вилучити з резервуара, є сумою поверхневого 
члена, який точно пов’язаний з об’ємом і до пористості, що визначає 
своєрідне співвідношення між поверхнею та об’ємом резервуара, плюс 
термін, який пов’язаний з довжиною резервуара. Цей другий член залежить 
від теплопровідності резервуара (ks) і його можна оцінити, посилаючись на 
класичну задачу теплопередачі, що включає дві квазістаціонарні ізотермічні 
поверхні; її можна вирішити за допомогою методу фактора форми S, у 
даному випадку безрозмірного. Значення S були розроблені для кількох 
геометрій, і вони узагальнені в різних підручниках з теплообміну або в 
посібниках, таких як [118].  
55 
Проблему теплопередачі, що стосується геофлюїду, можна розглядати 
як суперпозицію двох різних проблем теплопередачі, що включають дві різні 
граничні умови: накладений тепловий потік або накладену температуру. 
Добре відомо, що здатність передавати теплову енергію рідині в 
теплообміннику можна співвіднести з кількістю одиниць передачі (NTU).  
У теплообміннику, що працює в сталих умовах, NTU розраховується як 
співвідношення між добутком загального коефіцієнта теплопередачі (U) і 
площі теплопередачі (A) і добутком m·cp. Розглядаючи геотермальний 
резервуар як теплообмінник, ефективність системи (ε) можна визначити, Q 
можна оцінити з посиланням на максимальну теоретично доступну 
потужність як: 
 
�� = ε ��������                                                       (2.6) 
 
Тепер, коли припускається, що геотермальна система є 
теплообмінником із фіксованим значенням температури породи, 
ефективність теплопередачі можна визначити як:  
 
ε = 1 − ��������                                                       (2.7)  
 
Реальна проблема – визначення кількості одиниць передачі (NTU) 
резервуара, яке також залежить від часу: 
 
����
 ������ =  ��                                                          (2.8)  
��
 
де U (Вт/м2К) – коефіцієнт теплопередачі,  
A (м2) – ефективна площа контакту. між рідиною та резервуаром,  
C – теплоємність резервуара (Дж/К).  
56 
Кількість одиниць передачі (NTU), визначена таким чином, виражена в 
безрозмірній формі, являє собою концепцію, подібну до тієї, що 
використовується для теплового аналізу теплообмінників, і включає в себе 
комбінацію поверхні теплопередачі A (залежно від пористості та проникності 
резервуара) і час перебування (t).  
Оцінку резидентного часу можна отримати, вивчивши відстань між 
видобувною та нагнітальною свердловиною, L, і швидкість потоку рідини як:  
 
 L Lф ��ф���� ��ф����
�� = = = =                                                 (2.9) 
�� ���� ���������� ��
 
де L являє собою відстань між видобувною та нагнітальною 
свердловиною, w є швидкістю, з якою рухається фронт нагнітання, яка 
дорівнює швидкості Дарсі wf, поділеній на пористість. Повторне закачування 
дозволяє заповнювати гірську формацію використаною водою, а потім 
поповнювати рідину та теплову енергію та розподіл тиску. 
 Як показано вище, час перебування може допомогти встановити 
співвідношення між поверхнею теплопередачі резервуара та теплоємністю 
резервуара. Таким чином, починаючи з визначення постійного часу t, можна 
оцінити характерне значення NTU резервуара, а значення ефективності ε 
буде корисним для оцінки потужності Q, яка може бути вилучена з 
резервуара. За допомогою деяких простих практичних розрахунків легко 
продемонструвати, що потужність, що передається відновлюваним шляхом, 
становить менше одного порядку величини відносно енергії, яка історично 
зберігалася в резервуарі, головним чином у випадку однофазної рідини; 
рівень може бути вищим, якщо доступна двофазна рідина, але така ситуація 
трапляється в меншій кількості випадків. 
 
2.5. Розширений метод оцінки сталого потенціалу: чисельне 
моделювання, підкріплене експериментальними даними  
57 
Причина, чому цікаво глибоко зануритися в стійкість експлуатації 
геотермальних резервуарів, полягає в тому, щоб встановити можливий розмір 
електростанцій, які можна застосувати до чітко визначеного резервуару. 
Першою проблемою, з якою потрібно зіткнутися, є високе значення масової 
витрати геофлюїду, яке може призвести до надмірної експлуатації 
резервуара, суттєво зменшуючи корисний час установки та ресурс з 
геотермального поля [93], компенсаційний дії, які можуть бути прийняті для 
максимізації та розвитку стійкої електростанції [92].  
Обидва методи, описані в попередніх розділах, можна вважати 
методами першого порядку. Вони можуть бути цікавими та корисними 
інструментами для попередньої оцінки геотермальної системи, але обидва 
виявляють серйозні недоліки при визначенні сталого рівня використання 
геотермального поля. Спільне використання основних елементів двох 
методів, безумовно, може бути ключовим моментом для індивідуалізації 
аналітичного методу для оцінки енергетичного потенціалу пласта.  
Чисельне моделювання геотермального резервуара є добре відомою 
галуззю досліджень у літературі, як вважають автори в [119]. Числові моделі 
дозволяють моделювати зміну температури та поля тиску водоносного 
горизонту та навколишньої системи за різних сценаріїв експлуатації. Це було 
об’єктом різних аналізів у літературі [120,121]. Перехідну еволюцію системи 
завод/резервуар також можна вивчати [122–124], беручи до уваги 
враховують, що очевидно існує сильна залежність результатів і надійності 
моделі від якості вхідних даних, як широко обговорювалося авторами (в 
[93,119,125–127]).  
Перш за все, вхідні дані та необхідні геотермофізичні параметри не 
завжди доступні або піддаються безпосередньому вимірюванню. Крім того, 
визначення граничних умов (наприклад, гідравлічний напір, гази, що не 
конденсуються, природне підживлення) і початкових умов (наприклад, 
тепловий градієнт, циркуляція рідини) не є тривіальним завданням.  
58 
Чисельне моделювання геотермального резервуара для оцінки 
потенціалу: методологія. 
 Різні геотермальні родовища мають різну історію та дивовижні 
особливості у розвитку своїх виробничих потужностей. Загалом, через 
специфічні особливості різних геотермальних ресурсів, важко визначити 
параметри, важливі для експлуатації. Першим показником є щільність 
потужності, наведена на рисунку 2.3.  
Чисельне моделювання геотермальних резервуарів, безсумнівно, є 
найбільш перспективним методом визначення енергетичного потенціалу 
геотермального резервуару, оскільки він дозволяє врахувати всі теоретичні 
елементи, які були розглянуті раніше. Розглядаючи типову гідротермальну 
систему, можна реалізувати рівняння балансу маси, імпульсу та енергії в 
області об’єму. Рівняння балансу має бути написано для кожної з наявних 
фаз. Основне рівняння балансу маси та енергії можна записати в загальному 
вигляді: 
 
��
∫ �������� ��
�� = ∫ �� ∙ �������� + ∫ ����������                             (2.10) 
����
���� ���� ����
 
У лівій частині рівняння міститься член накопичення маси і член 
накопичення тепла M, а в правій частині член F враховує конститутивний 
закон (багатофазний варіант закону Дарсі). Останній член враховує тепловий 
потік.  
Система є більш складною, будучи рівновагою трьох компонентів 
(скелі, води та газів, що ув’язнюються) і трьох фаз (газу, пари або рідини). 
Гідрогеологічні елементи, пов'язані з геотермальною експлуатацією (знання 
геологічних структур і системи підземних вод), повинні бути пов'язані з 
інженерними завданнями проекту (розмір установки перетворення енергії). 
59 
Конститутивні закони є властивими для кожного виду резервуару, і чисельне 
моделювання має дві основні гілки:  
1. природний стан (незбурений): це можна вважати природною 
еволюцією системи без вилучення енергії;  
2. сценарії використання (встановлення норми використання).  
Найвідповідніші етапи реалізації чисельної моделі можна визначити 
наступним чином, як показано на рисунку 2.5. 
 • Будується попередня блок-модель разом із набором даних основних 
параметрів колектора на першому рівні дискретизації (наприклад, 
геометричні характеристики резервуар, гідравлічні та термічні граничні 
умови).  
• Для розв’язання системи рівнянь необхідно визначити часову та 
просторову дискретизацію та відповідний чисельний метод. Потім 
виконується розрахунок балансу маси та енергії.  
• Управління геотермальними ресурсами: основним результатом моделі 
є оцінка відповідної кількості геофлюїду, який потрібно вилучити/повторно 
закачати.  
• Критичним кроком для успішного моделювання є калібрування 
моделі. Це слід робити, коли доступні геофізичні дані каротажу та 
випробування свердловин, шляхом додавання геофізичних вимірювань до 
параметрів моделі (наприклад, електропровідність порід, пористість, 
проникність). 
 
60 
 
 
Рисунок 2.5. Концептуальна схема чисельного моделювання 
геотермального резервуару 
 
Потік інформації також може бути висхідним, головним чином під час 
збору зворотного зв’язку з поля та під час калібрування й уточнення моделі. 
Цей тип дослідження корисний для визначення рівня стійкості певного 
проекту, оскільки за допомогою змодельованих випадків можна визначити 
правильний сценарій виробництва, який відповідає відновлюваності та 
економічній прибутковості інвестицій. Сталий розвиток тут визначається 
відповідно до класичних основ: технічного, екологічного та економічного 
визначення. Якщо припускається, що завод перевищить розміри (наприклад, 
надмірна масова швидкість потоку геофлюїду в проектній точці), термін 
служби заводу буде скомпрометований, оскільки незабаром ресурс почне 
61 
виснажуватися, а також з економічної точки зору. інвестиції не окупляться 
(також описано в [119]). З цієї причини класичний підхід до чисельного 
моделювання геотермальних полів (наприклад, під час геофізичних 
досліджень) має бути поширений не лише на незбурені граничні умови, але й 
на сценарій експлуатації, який необхідно аналізувати за різними можливими 
стратегіями, щоб оптимізувати та збільшити корисний термін служби 
ресурсу з часом (головним чином) шляхом оптимізації стратегії повторного 
закачування [117]. З широкої економічної точки зору можна розглянути 
термоекономічний аналіз, оскільки рекуперація тепла та ексергетичний 
аналіз можуть дати більш послідовний огляд рівня стійкості геотермального 
проекту [127].  
Чисельне моделювання геотермального резервуара та оцінка стійкості: 
застосування. 
Щоб зрозуміти практичне застосування описаних методів, коротко 
розглянемо схематичну модель невеликого резервуара в периферійній зоні 
відомого родовища Лардерелло (Італія), де наявність геотермального 
джерела помірної температури (90 °C– 120 °C), можна припустити, що він 
доступний на відносно низькій глибині (400–500 м нижче рівня землі).  
Цей тип джерела було обрано для прикладу з двох різних мотивацій: 
по-перше, тому що експлуатація такого резервуара здійснюється за 
допомогою електростанції бінарного циклу, яка більше, ніж інші, страждає 
від зниження температури водосховище; по-друге, тому що в такому 
специфічному типі енергетичної установки проблема габаритності є 
особливо актуальною, у зв'язку з тим, що в даному випадку 
використовувалися компоненти з дискретним рівнем потужності.  
Тривимірна модель резервуара була побудована з використанням 
деяких стандартів, доступних у літературі як [128] та обговорених одним із 
авторів у [129]. Цей випадок слід було розглядати як попередній, тому 
давайте більше зосередимося на якісних концепціях, які тут обговорюються, 
хоча й базуються на чисельних показниках. Домен мав розширення 2,7 х 1,0 
62 
км2 і глибину 0,8 км. Симуляція розроблено за допомогою комерційної 
програми (PETRASIM), в якій реалізовано симулятор TOUGH2 [130].  
Tough2–PetraSim — інтегральний кінцево-різницевий метод для 
дискретизації простору. Це повністю неявна різниця часу першого порядку. 
Він використовує розріджений прямий розв’язувач або різні попередньо 
обумовлені спряжені градієнтні алгоритми (розв’язок лінійного рівняння) і 
чотирикутний або багатокутний підхід Mesh-Finite volume grid. Ескізи 
розширення домену моделі та різноманітні використані матеріали 
підсумовано на рисунку 2.6, рисунку 2.7 і в таблиці 2.6.  
Модель була побудована з метою визначення оптимальної стратегії 
виробництва/повторного закачування для роботи невеликого заводу ОЦР. 
Спочатку було запущено моделювання природного стаціонарного 
(незбуреного) стану родовища, а потім змодельовано різні сценарії 
експлуатації. Модель складається з 3672 блоків. Кожен блок мав такі 
розміри: 100 м по осі х, 125 м по осі у. Тоді кожен шар мав 27 блоків уздовж 
осі x і 8 блоків уздовж осі y. Блоки мали різну товщину: 25 м для верхнього 
шару (покриття), 50 м для пласта пласта, 100 м для фундаменту. Гарячий 
висхідний потік був призначений для імітації розлому в основі моделі.  
 
 
 
63 
 
 
Рисунок 2.6. Область моделі та основні структурні особливості 
чисельної моделі змодельованого геотермального резервуара (2D) 
 
Змодельовані сценарії експлуатації посилалися на три різні 
видобуток/повторне закачування рідини у випадку встановлення 
електростанції ОЦР з такими припущеннями:  
- потенційний розмір установки: 200 кВт (випадок A1), 500 кВт 
(випадок B1) , і 1000 кВт (випадок C1);  
- розрахункові значення масової витрати 15 кг/с (випадок А1), 50 кг/с 
(випадок В1), 100 кг/с (випадок С1);  
- початкова температура геотермальної рідини зафіксована на рівні 
близько 94 °C;  
- температура повторного введення фіксована на рівні 70 °C; - 
розглянутий термін служби: від 30 до 50 років.  
За іншим сценарієм (випадки B2 і C2) дві видобувні свердловини мали 
різні початкові температури (94 °C і 104 °C), тоді як розглядалася одна 
свердловина для повторного закачування (сума вилучених дебітів була 
повністю повторно закачана). Кореляція між масовою витратою та розмірами 
потужності установок ОЦР була отримана з добре відомих прикладів і 
64 
реального застосування бінарного циклу, що включає цикли Ренкіна з 
вуглеводнями та холодоагентами як робочими рідинами [125,126]. 
 
 
 
Рисунок 2.7. Тривимірний вигляд домену моделі та структура шарів 
 
Таблиця 2.6 
Теплофізичні властивості чисельної моделі 
ρ φ k k cr 
Тип породи 
[кг/м3]  [м2] [Вт/мК] [Дж/кгК] 
(A) покриття 2350 0,0055 1,02·10−17 2,1 916,6 
(B) резервуар 2500 0,04 1,02·10−13 2,5 836 
(C) фундамент 2800 0,008 1,02·10−15 5 877,8 
(D) фундамент + підзарядка 
2800 0,008 1,02·10−13 5 877,8 
гарячої рідини 
 
2.6. Результати числового аналізу  
Результати трьох змодельованих випадків наведено в таблиці 2.7 ( для 
випадків A1, B1 і C1) і таблиці 2.8. Для випадку A1 (200 кВт) результати 
показали низьку температуру в порівнянні з часом виснаження приблизно на 
2 °C за 30 років і близько 4 °C за 50 років. Сценарій випадку A1, згідно з 
цими припущеннями, вважався цілком прийнятним, також враховуючи 
65 
низьку масову швидкість потоку. В іншому випадку, коли розглядається 
відбір масової швидкості потоку 50 кг/с (для виробництва електроенергії 
близько 500 кВт) (випадок B1), змодельовані падіння температури становили 
приблизно 6 °C за 30 років і приблизно 10 °C за 50 років . Це було критично 
важливо для терміну служби заводу та часу окупності інвестицій. Можна 
легко зробити висновок, що видобуток геотермальної рідини з масовою 
швидкістю потоку 100 кг/с (необхідною для вихідної потужності близько 1 
МВт, випадок C1) є нежиттєздатним для такого резервуара, як це 
забезпечується результатами зниження температури протягом термін 
експлуатації заводу для трьох різних стратегій експлуатації (таблиці 2.7). 
Враховуючи такий серйозний сценарій (випадок C1), результати 
моделювання показали зниження температури приблизно на 10 °C після 25 
років експлуатації. Через 50 років експлуатації зниження температури може 
досягти позначки 15 °C. Отже, можна зробити висновок, що в обох останніх 
випадках буде важко підтримувати правильну роботу установки ОЦР під час 
експлуатації, оскільки зниження температури поставило б під загрозу точку 
защемлення теплообмінників і, загалом, всю стратегію експлуатації. 
У таблиці 2.8 показана еволюція змодельованих температур екстракції 
(за період 50 років). Для кожної видобувної свердловини швидкість 
видобутку 25 кг/с і 50 кг/с, що відповідає сценаріям B2 і C2 і для 
електростанцій розміром 500 кВт і 1 МВт відповідно, видається 
неприйнятною. Швидкість екстракції від 10 кг/с до 15 кг/с також може бути 
розглянута лише для того, щоб отримати тривалий термін служби рослини в 
цьому випадку. У цьому підході чисельне моделювання геотермального 
резервуару було використано для замикання циклу на всій системі, що 
з’єднує резервуар з використанням витрати електростанції. Таким чином 
можна було просто оцінити рівень стійкості, переглянувши корисний термін 
служби всієї геотермальної системи: безперервне підзарядження резервуару 
та умови проектної точки електростанції (підземні та надземні). Як загальний 
критерій ми можемо сказати, що протягом терміну експлуатації 
66 
електростанції можна прийняти зниження температури нижче 10 °C у 
геотермальній рідині, що міститься в резервуарі. 
Таблиця 2.7 
Моделювання сценаріїв видобутку для досліджуваного 
геотермального родовища: температури на видобувній свердловині на 
початку та після 25 або 50 років експлуатації (масова швидкість 
видобутку/повторної ін’єкції: 15, 50 і 100 кг/с, випадки A1, B1 C1) 
C1 B1 A1 
Швидкість екстракції Швидкість екстракції Швидкість екстракції 
=100 кг/с =50 кг/с =15 кг/с 
Роки °C Роки °C Роки °C 
0 93,7 0 93,8 0 93,9 
25 83,9 25 88,2 25 91,9 
50 79,3 50 84,1 50 90,7 
 
Таблиця 2.8 
Моделювання сценаріїв зміни температури видобувної свердловини для 
конфігурації з двома видобувними свердловинами та однією 
свердловиною для повторного закачування (випадки B2 і C2) 
Перший випадок 
C2 B2 
Швидкість екстракції = 50 кг/с Швидкість екстракції = 25 кг/с 
Роки °C Роки °C 
0 93,7 0 93,4 
25 82,0 25 84,5 
50 77,7 50 80,8 
 
 
 
67 
Другий випадок 
C2 B2 
Швидкість екстракції = 50 кг/с Швидкість екстракції = 25 кг/с 
Роки °C Роки °C 
0 103,6 0 103,9 
25 87,2 25 96,4 
50 80,3 50 92,3 
 
Висновки до розділу другого 
Визначення потенційної оцінки геотермального резервуару є важливим 
для запобігання нестабільному використанню систем геотермальної енергії в 
майбутньому. Сьогодні ця проблема все ще залишається відкритим полем 
для дослідження, навіть якщо після кінця 1960-х років у літературі було 
запропоновано багато методологій. У цьому розділі проаналізовано та 
переглянуто два основні відповідні методи. 
Перша група розглядається як методи першого порядку. Вони 
базуються на оцінці енергії, що зберігається в резервуарах, і на визначенні 
кількості, яку можна відновити. Друга група методів базується на 
аналітичних підходах. Вони намагаються визначити кількість теплообміну 
між породами та рідиною, що циркулює в резервуарі.  
У заключній частині обговорювалося чисельне моделювання 
резервуарів (підкріплене прикладом моделі) шляхом представлення цього 
аналізу як більш детального сімейства методів оцінки стійкості. Беручи до 
уваги реальну експлуатацію геотермальних родовищ і сценарії здається 
очевидним, що оцінка енергетичного потенціалу геотермального резервуара є 
дуже складним завданням; важко запропонувати загальний метод, навіть 
якщо можна визначити загальні рекомендації:  
• Визначення потенційної оцінки геотермального резервуара 
можна розглядати як комбінацію енергії, що зберігається в резервуарі, і 
68 
швидкості теплообміну між об’ємним теплогенеруванням (магматичне 
сходження) і флюїд;  
• Класична ідея відновлюваності, звичайно, не підходить для 
комерційного використання. Правильний розмір установки повинен 
враховувати стабільну поведінку резервуара, а не лише комерційні потреби 
чи стандартні витрати, які можуть суперечити належній довговічності 
геотермальної системи в цілому. Перспектива сталого розвитку, безсумнівно, 
більше підходить для прийняття рішень щодо розміру потужності заводу. 
Стійкість заводу повинна бути пов’язана зі стійкістю самого ресурсу, 
зокрема, коли розглядаються одиниці невеликого розміру (<1 МВт), яка 
належним чином обмежена циркуляцією геофлюїду та кількістю збереженої 
енергії;  
• Об’ємне розширення пласта, безумовно, є ключовим елементом 
аналізу; у новітній історії геотермальної енергетики розвиток великих 
установок (потужність > 100 МВт) корелювався з великими резервуарами. 
Іншими важливими елементами є виміряна швидкість теплового потоку 
(тепловий потік землі) і поверхня теплообміну всієї геотермальної системи 
(теплообмін порода–флюїд), що визначається пористістю та проникністю 
резервуара.  
• Очевидно, що оцінка потенціалу геотермального резервуара не 
може бути вирішена за допомогою спрощених моделей аналізу. Методи 
першого порядку не є корисними для визначення розміру електростанції (без 
інтеграції з іншими методами), якщо термін служби є основною метою у 
складному світі, де електростанції малого розміру все частіше перебувають 
під пильною увагою гравців. Блоки малого розміру здебільшого 
характеризуються величезною критичністю щодо більшого розміру (високі 
витрати, висока чутливість до зниження температури геофлюїду), головним 
чином пов’язаними з підходом першого порядку, а також з історичних 
причин.  
69 
• Експериментальні вимірювання на місці (геофізичні параметри, 
геотермальний градієнт), пов’язані з правильною 3D-моделлю резервуара, 
можуть бути найбільш корисними інструментами для характеристики 
потенціалу неглибоких геотермальних резервуарів, допомагаючи розробити 
оптимальні сценарії продуктивності та відповідного резервуара. стратегія 
повторної ін'єкції.  
• Оцінка геотермального потенціалу може використовувати більш 
просунуті методи, однак, враховуючи основне накопичення тепла та 
теплопередачу, особливості кожного типу заводу та той факт, що це впливає 
на якість результатів вдосконаленого методу (наприклад, чисельне 
моделювання пласта). за точністю та масштабом вхідних даних. 
 
 
 
  
70 
РОЗДІЛ 3 
 
ДОСЛІДЖЕННЯ УСТАНОВКИ З ВИКОРИСТАННЯМ 
ТЕХНОЛОГІЙ СПАЛЮВАННЯ 
 
3.1. Підвищення ефективності геотермальної енергії  
Геотермальні електростанції (ГеоТЕС) використовують внутрішнє 
тепло Землі для виробництва електроенергії в різноманітних парових і 
бінарних циклах. Хоча геотермальне тепло є всюдисущим, 
високотемпературні джерела тепла можна знайти лише в районах з активним 
вулканізмом і доступним електричним потенціалом, оціненим у 240 ГВт [62], 
а геотермальна енергія має низьку частку у виробництві електроенергії та 
виробляє менше 1% світової загальної потужності, крім того виробництво 
електроенергії оцінюється в 13,5 ГВт з річним приростом в 0,4 ГВт [63].  
Одним із істотних недоліків ГеоТЕС є низька ефективність 
перетворення ентальпії геотермального резервуару в електричну енергію, 
середньосвітова ефективність становить близько 12% [64]. Насамперед це 
пов’язано з відносно низькою температурою та тиском пари, оскільки, як 
правило, геотермальна рідина, придатна для виробництва електроенергії, 
складається з вологої пари або пароводяної суміші з температурою в 
діапазоні 120-200°C. У найпростішій схемі з одним спалахом геотермальна 
рідина з резервуара розширюється, насичена пара відокремлюється та 
подається в парову турбіну. Наявність вологи в парі також знижує 
ефективність і пошкоджує обладнання.  
Підвищити ефективність ГеоТЕС можна шляхом використання 
ентальпії сепарованої рідини в додаткових парових або бінарних циклах, 
впроваджуючи подвійні та потрійні спалахи, а також різні комбіновані схеми 
[65]. Інший спосіб полягає в перегріві потоку пари, щоб зменшити вміст 
вологи і таким чином підвищити ефективність парової турбіни. У роботі  [66] 
запропоновано підвищити параметри пари після основного сепаратора за 
71 
рахунок спалювання водню у воднево-кисневому парогенераторі (ВКПГ). 
Водень і кисень виробляються шляхом електролізу, їх спалювання при 
стехіометричному співвідношенні має температуру вище 3600 К і виробляє 
високотемпературну пару, яку можна змішувати з геотермальною парою, 
таким чином підвищуючи її температуру. 
Дослідження та розробки воднево-кисневих парогенераторів були 
започатковані теоретичними дослідженнями, проведеними наприкінці 1970-х 
– початку 1980-х років у СРСР [67-69] та Німеччині [70, 71]. У Росії створені 
експериментальні воднево-кисневі парогенератори в діапазоні потужностей 
від 100 кВт до 25 МВт [72, 73]. За технічними характеристиками вони 
придатні для використання на сучасних електростанціях для перегріву пари з 
метою підвищення ККД парових турбін і отримання пікової потужності [64].  
За оцінками, ефективність односпалахової ГеоТЕС можна підвищити на 
2-4% при використанні воднево-кисневих парогенераторів [66]. Недоліком 
схеми є необхідність апаратів для електролізу великої потужності і, 
відповідно, тривалого терміну окупності. Зменшити залежність від 
електролізерів можна за рахунок перегріву лише частини геотермальної 
рідини, наприклад, пари, що надходить з другого або третього сепараторів на 
дво- і трикратному спалаху ГеоТЕС.  
Метою даного розділу є проведення термодинамічного аналізу 
інтегрованої одно- та подвійної електростанції для оцінки можливого 
виграшу від водневого перегріву вторинної пари з використанням ГеоТЕС 
потужністю 50 МВт (як приклад). 
 
3.2. Термодинамічна модель 
Розробка геотермальної енергії є значно більш капіталомісткою, ніж 
традиційні електростанції, що працюють на вугіллі [75], і модернізація 
діючої електростанції з одним спалахом не повинна впливати на її основне 
обладнання. Таким чином, звичайна схема подвійного спалаху не є 
найкращим варіантом для використання, оскільки вона вимагає впорскування 
72 
пари низького тиску в парову турбіну, яка може бути не призначена для 
цього. Зручніше використовувати інтегровану одно- та подвійну спалахову 
схему, описану в [76]. Запропонована схема представлена на рис. 3.1, а TS-
діаграма процесу наведена на рис.3.2.  
 
 
 
Рис. 3.1. Спрощена схема комплексного одно- та подвійного спалаху 
ГеоТЕС з перегрівом водню: S – сепаратори; ST – парові турбіни; HOSG 
– воднево-кисневий парогенератор; Г - генератори; EL– електролізер; С 
– конденсатор 
 
73 
 
Рис. 3.2. Температурно-ентропійна діаграма процесу для ГеоТЕС (1-
5) з двократним спалахом (6-10) і перегрівом пари (8-9), 11-12 – насичені 
стани при температурі конденсатора, 0 – мертвий стан для розрахунків 
ексергії 
 
Основний цикл ГеоПП-1 МГеоПП-1 є традиційною одноланковою 
установкою, її поточний цикл включає розширення (точки 1-2 на рис. 3.2) 
пароводяної суміші, зібраної зі свердловин при 240°C, і сепарацію ( S1 на 
рис. 3.1, точки 3, 4 на рис. 3.2) насиченої пари під тиском 0,59 МПа (158°C). 
Пар направляється до двох парових турбін потужністю 25 МВт (ST1, лише 
одна показана на рис. 3.1 для простоти); конденсатор (C, точка 5) працює при 
0,005 МПа (33°C). Потоки рідини з сепаратора S1 і конденсатора C 
повертаються назад в геотермальний резервуар. Процедура розрахунку для 
циклу спалаху наступна [4]. Виробництво електроенергії вологою паровою 
турбіною розраховується з використанням правила Баумана за допомогою 
процедури ітерації над часткою сухості x5, починаючи з x5(p5, s4) до 
збіжності за рівнянням:  
 
74 
������ = ����(ℎ4 − ℎ5) = 0,5������������(1 + ��5)(ℎ4 − ℎ(��5, ��4))            (3.1) 
 
де ���� = 0,98 – ККД генератора, 
     ��������=0,84 ККД сухої парової турбіни. 
Тут і далі всі пронумеровані індекси відповідають точкам на рис. 3.2.  
Термодинамічні властивості розраховані за допомогою REFPROP [77].  
Дані для розрахунків взяті з річних звітів оператора електростанції 
«Геотерм». Середні параметри ГеоТЕС: встановлена потужність Ninst = 50 
МВт, фактична потужність Na = 38,2 МВт, масова витрата двофазної суміші 
m1 = 311,6 кг/с, витрата пари m2 = 82,3 кг/с, витрата пари на виробництво 
електроенергії m4 = 72,2 кг/с, ККД генератора ηG = 0,98 і ККД сухої парової 
турбіни ηdry =0,84.  
Розрахована питома ентальпія початкового потоку h1 = 1219 кДж/кг, 
ентальпійний ККД установки ГеоТЕС η = Na/м1h1 = 10,0%, ексергетичний 
ККД 33,1% для температури мертвого стану 5°C.  
Є два шляхи підвищення продуктивності електростанції. По-перше, 
близько 40% ентальпії та 26% ексергії початкової двофазної суміші 
втрачається при повторному закачуванні, і введення другого спалаху може 
покращити ситуацію. По-друге, частина пари не використовується для 
виробництва електроенергії. Із статистичних даних про роботу 
електростанції отримано емпіричний зв’язок між ентальпійним ККД ГеоТЕС 
та втратами пари [80]:  
 
�� = 0,118 − 0,144 
 
де αint – частка втрат пари за рахунок внутрішніх причини, 
    αload - через керування навантаженням від оператора мережі.  
Середньорічні втрати пари на ГеоТЕС становлять близько 12,3%. 
Подвійний спалах  
75 
Замість повторного закачування рідина, що відокремлюється з першого 
сепаратора S1 (рис. 3.1), знову розширюється, а пара відокремлюється під 
нижчим тиском у другому сепараторі S2 і направляється в другу парову 
турбіну ST2 (точки 3-6- 8-10 на рис. 3.2). Виробництво електроенергії 
розраховується подібно до (3.1): 
  
������ = 0,5������������(1 + ��10)(ℎ8 − ℎ(��10, ��8))                  (3.3) 
 
Можна збільшити встановлену потужність установки на значення до 11 
МВт та отримати додаткову фактичну потужність до 8,9 МВт (рис. 3.3). Цей 
найкращий результат отримано для температури S2 T6 = 92°C. 
 
 
 
Рис. 3.3. Збільшення встановленої потужності ∆Ninst та додаткової 
фактичної потужності ∆Na за рахунок впровадження другого спалаху у 
функції температури насичення на другому сепараторі, ηdry = 0,84 для 
ST2 
 
76 
Дійсно, субатмосферні паротурбінні цикли вимагають спеціального 
обладнання, а турбіна, що працює при 120°C, є набагато більш доцільною, 
для якої додаткова фактична потужність становить 7,2 МВт, а ентальпійний 
ККД зростає до 11,9%.  
Перегрів водню  
Нехай за вимогами оператора мережі нічне зниження навантаження 
може перевищувати 60% встановленої потужності. Замість часткового 
навантаження турбіни можуть працювати на повну потужність, а надлишкова 
потужність NEL є надлишковою потужністю, яку можна використовувати для 
електролізу води (EL на рис. 3.1):  
 
������ = 0,144������������1ℎ1                                         (3.4) 
 
Масова витрата водню дорівнює: 
 
����2 = ������ ������⁄���� ����2                              (3.5) 
  
де ηEL – ефективність електролізера, 
    LHVH2 = 120 МДж/кг – низька теплотворна здатність водню.  
На ринку доступні електролізатори мегаватного класу [78], у 
розрахунках ми використовуємо ηEL = 0,62 (модель Hydrogenics 3 MW PEM).  
Річне виробництво водню можна оцінити як  
 
����2 = 0,144������������1ℎ1 ������⁄���� ����2 = 8912���������� , т⁄рік       (3.6) 
 
де M1 = 31536м1 тонн/рік є річним видобутком двофазної суміші з 
геотермальних свердловин. Таким чином, на кожен 1% збереженої пари 
можна щорічно виробляти 89 тонн водню.  
77 
Водень і кисень зберігаються в стисненому вигляді та спалюються в 
HOSG (див. рис. 3.1), їх хімічна енергія перетворюється в ентальпійний потік 
HSG високотемпературної пари на TSG:  
 
������ = ℎ(������ , ��6)������ = ������������������                         (3.7) 
 
де mSG — масовий потік пари від генератора, 
    ηSG — ентальпійний ККД HOSG.  
Температура на виході з HOSG нижча за стехіометричну, оскільки 
деяка кількість води додається в камеру згоряння для захисту стінок, а у 
випарну камеру HOSG зазвичай додається набагато більше баластної води, 
щоб отримати бажану температуру пари. У наших розрахунках ми 
використовуємо TSG = 700-1000°C. Дійсно, під час процесу відбувається 
значне руйнування ексергії, але термічний ККД парогенератора дуже 
високий, оскільки майже вся ентальпія охолоджувальної та баластної води 
використовується в циклі, а ефективність перетворення ентальпії вважається 
ηSG = 0,95. Масова витрата від парогенератора: 
 
������ = (1 − 9 ℎ7⁄������ ��������2)������������ ������⁄(ℎ(������ , ��6) − ℎ7)       (3.8) 
  
Питома ентальпія в точці 9 (рис. 3.1) становить:  
 
ℎ9 = (������ℎ(������ , ��6) + ��8ℎ8)⁄(������ + ��8)                (3.9) 
 
Робота парової турбіни та параметри в точці 10h розраховуються таким 
же чином, як і для циклів спалаху (3.1) і (3.3):  
 
��ℎ = 0,5������������(1 + ��10ℎ)(ℎ9 − ℎ(��10ℎ , ��9))                   (3.10) 
 
78 
Перегрів водню збільшує можливу встановлену потужність та активну 
потужність електростанції. На рис. 3.4 представлено результати для циклу з 
паровою турбіною, що працює при 120°C, як функцію втрат пари αload. Для 
ідеального випадку αload = 0,123, тобто все, якби всі втрати пари можна було 
перетворити на надлишкову потужність для виробництва водню, додаткову 
потужність можна було б збільшити до 8,1 МВт, а ентальпійний ККД 
ГеоТЕС до 12,1%.  
 
 
 
Рис. 3.4. Збільшення встановленої потужності ∆Ninst та додаткової 
фактичної потужності ∆Na за рахунок впровадження другого спалаху з 
перегрівом пари водню як функціональна частина втрат пари, що 
використовується для виробництва водню, ηdry = 0,84 для ST2 
 
Вміст вологи на виході з турбіни може бути значно зменшений за 
рахунок перегріву пари (рис. 3.5). Ерозія лопатей є однією з проблем, яка 
періодично виникає на геотермальних електростанціях. Довгі лопаті низького 
тиску останніх ступенів є важливими компонентами турбіни, які визначають 
79 
розмір і ефективності геотермальних парових турбін [79] і зниження 
вологості пари може збільшити термін їх служби. З іншого боку, 
ефективність використання надлишкової потужності  NEL у вигляді водню є 
досить низькою і знаходиться в межах 11-13%. Ці значення не є сюрпризом, 
оскільки водень використовується у формі низькопотенційного тепла, а 
базова ентальпійна ефективність ГеоТЕС становить лише 10%.  
 
 
 
Рис. 3.5. Перегрів пари на вході в турбіну та вологість пари на 
виході з турбіни для перегріву водню у другому спалаху 
 
3.3 Шляхи підвищення ефективності  
Розробка водневого пароперегрівача  
Для збереження більшої ексергії водню необхідно значно підвищити 
температуру пари на виході HOSG. Додавання води для охолодження і 
баластування неефективно, тому що велика ентальпія витрачається на 
випаровування води. З підвищенням температури пари на виході з воднево-
кисневого парогенератора підвищується температура потоку пари, що 
надходить у турбіну, і як наслідок зменшується вміст вологи на виході з 
турбіни (рис. 6). Таке підвищення температури пари може пошкодити HOSG 
80 
через недостатній теплозахист стінок. Проблему можна вирішити прямим 
змішуванням продуктів згоряння з геотермальною парою всередині воднево-
кисневого парогенератора, таким чином усуваючи потребу в охолодженні та 
баластній воді. Тепловий захист стінок камери згоряння забезпечується 
низькотемпературним геотермальним паром.  
 
 
 
Рис. 3.6. Перегрів пари на вході в турбіну та вологість пари на 
виході з турбіни для різних температур при HOSG для αload=0.04 
 
Конструкція воднево-кисневого пароперегрівача (ВКПП) представлена 
на рис. 3.7. Пароперегрівач розроблено відповідно до досвіду створення 
дослідних воднево-кисневих парогенераторів [72, 73].  
81 
 
 
Рис. 3.7. Воднево-кисневий пароперегрівач: 1 – свічка запалювання; 
2 – вузол змішування; 3 – отвори для подачі водню; 4 – отвори для подачі 
кисню; 5 – водневі форсунки; 6 – кисневе сопло; 7 – блок первинної 
подачі низькотемпературної пари; 8 – отвори для подачі 
низькотемпературної пари; 9 – оболонка камери згоряння; 10 – 
охолоджувана впускна оболонка; 11 – вузол вторинного підведення 
низькотемпературної пари; 12 – отвори для подачі низькотемпературної 
пари; 13 – корпус змішувальної камери. 
 
Пара низької температури подається через 4 отвори, розташовані під 
кутами в діапазоні від 30° до 60° до охолоджуваної стінки для інтенсивного 
захисту від тепла. Камера згоряння на вході має конічне розширення на 20° - 
35° для забезпечення триразової відстані між охолоджуваними стінками і 
водневими соплами, що призводить до зниження інтенсивності теплового 
потоку в 1,5-2 рази. Крім того, осі водневих сопел паралельні осі кисневого 
сопла, завдяки чому зона горіння стає довшою і тепловий потік до стінок 
зменшується. Для кращого змішування низько- і високотемпературних 
потоків пари після камери згоряння додається камера змішування. Потоки 
пари змішуються та розширюються для отримання рівномірного розподілу 
температури на виході з ВКПП.  
Комбінована подвійна спалахова установка з перегрівом водневої пари.  
82 
Наш термодинамічний аналіз показав, що бажані температури для 
другого спалаху нижчі за 100°C, і додавання бінарного циклу має бути 
ефективнішим, ніж впровадження додаткового парового циклу. З іншого 
боку, є ресурс для виробництва водню, і для уникнення проблем з 
управлінням навантаженням і зменшення втрат пари пропонується 
комбінована бінарна схема подвійного спалаху з перегрівом пари водню (рис. 
8). Рідина з першого сепаратора S1 розширюється і знову відокремлюється 
(S2). Вторинний потік пари перегрівається воднево-кисневим 
пароперегрівачем, стискається за допомогою пароструминного інжектора 
(EJ) і змішується з основним потоком пари перед паровою турбіною ST1. 
Відокремлена рідина від S2 використовується в теплообміннику HE для 
випаровування теплоносія в бінарному циклі.  
Для успішного перемішування термодинамічні параметри потоку 
вторинної пари повинні дорівнювати параметрам насиченої пари при тиску 
p3 в сепараторі S1, тому точка 9 на рис. 2 повинна збігатися з точкою 4. Це 
означає, що водень і кисень повинні бути спалений при підвищений тиск і 
високотемпературна пара з камери згоряння HOSS повинна виштовхуватися 
в камеру змішування для підвищення тиску потоку пари від p6 до p3, а 
питома ентальпія потоку вторинної пари повинна дорівнювати h4.  
83 
 
 
Рис.3.8. Спрощена схема двофазового бінарного ГеоПП з перегрівом 
водню: S – сепаратор; ST – парова турбіна; HOSS – воднево-кисневий 
пароперегрівач; EJ – пароструминний ежектор; G - генератор; EL– 
Спрощена схема інтегрованого одно- та подвійного спалаху ТеоТЕС з 
електролізером; С - конденсатор; BT – бінарна турбіна; HE – 
теплообмінник; P – насос. 
 
Таким чином, має бути виконана наступна умова 
 
(��8 + 9����2)ℎ4 = ��8ℎ8 + 9����2ℎ(������ , ��3)                (3.11) 
 
Використовуючи (3.4) і (3.5) отримуємо рівняння для масової витрати:  
 
��8 = 1,3������������1ℎ1 ������⁄���� ����2 (ℎ(������ , ��3))⁄(ℎ4 − ℎ8)    (3.12) 
 
84 
Для кожного значення температури другого сепаратора T6 існує лише 
одне рішення для заданих значень αload і TSG. Чим вища потужність 
електролізера, яка лінійно залежить від αload, тим вищий масовий потік 
вторинної пари та нижча температура S2 необхідні для виробництва такої 
кількості пари.  
Номінальна витрата пари для турбін становить 85,8 кг/с, а фактичне – 
72,2 кг/с, різниця відповідає αload = 0,034 і Т6 = 128°C, а ККД електростанції 
підвищується до 12% (див. рис. 3.9).  
 
Висновки до розділу третього 
На прикладі ГеоТЕС потужністю 50 МВт виконано термодинамічний 
аналіз інтегрованої одно- та подвійної електростанції з метою оцінки 
можливого виграшу від перегріву водню вторинної пари. Продуктивність 
установки можна підвищити шляхом введення другого спалаху, оскільки при 
повторному закачуванні втрачається близько 40% ентальпії та 26% ексергії 
вихідної двофазної суміші. Також до 12,3% пари не використовується для 
отримання енергії виробництва, а замість часткового навантаження головних 
геотермальних турбін на вимогу оператора мережі надлишок електроенергії 
може бути використаний для виробництва водню. Таким чином, на кожен 1% 
збереженої пари можна щорічно виробляти 89 тонн водню.  
 
85 
 
 
Рис. 3.9. Температура другого сепаратора та ККД МГеоПП-1 для 
схеми подвійного спалаху з перегрівом та ежекцією водню, TSG = 
2500°C, без урахування бінарного циклу 
 
Водневий перегрів потоку пари у другому циклі спалаху 
високотемпературною парою з воднево-кисневого парогенератора може 
підвищити температуру пари на турбіні на 20-30 К і підвищити якість пари 
на виході з турбіни на 2-4%. Додаткова доступна потужність може бути 
збільшена на 5-10% (0,5-0,9 МВт), а ефективність установки може бути 
збільшена на 1,3-2,3% з максимумом 12,1%. Найкращий ефект для 
покращення парового циклу ГеоТЕС отримано при температурах нижче 
100°C і запропоновано комбіновану двофланцеву бінарну установку з 
водневим перегрівом пари. Вторинна геотермальна пара нагрівається та 
стискається пароструминним інжектором з використанням 
високотемпературної пари від спалювання водню та змішується з основним 
потоком пари перед паровою турбіною, таким чином усуваючи потребу у 
другій паровій турбіні або модернізації існуючих турбін. ГеоТЕС.  
86 
 
ВИСНОВКИ 
 
1. Визначені методи зменшення екологічних проблем геотермальних 
енергетичних систем включають повторне закачування для забруднення 
поверхневих вод, використання глушників для шумового забруднення та 
конденсатори з повітряним охолодженням для використання води. 
2. Визначені показники, що впливають на ефективність роботи 
геотермальної електроустановки. 
3. Знайдені оптимальні методики та показники для визначення 
потенційної оцінки потужності енергії, яку можна перетворити на 
електричну з мінімум втрат, яка знаходиться в геотермальному резервуарі 
для запобігання нестабільного використання системи геотермальної енергії в 
майбутньому.  
4. Виконано термодинамічний аналіз інтегрованої одно- та подвійної 
електростанції з метою оцінки можливого виграшу від перегріву водню 
вторинної пари. 
5. Визначені можливі напрямки оптимізації показників роботи 
електротехнічної системи геотермальних електростанцій. 
 
  
87 
 
СПИСОК ВИКОРИСТАННИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1.Fridleifsson IB, Bertani R, Huenges E, Lund JW, Ragnarsson A, Rybach L. 
The possible role and contribution of geothermal energy to the mitigation of 
climate change. In: IPCC Scoping Meeting on Renewable Energy Sources, 
Proceedings, 20-25 January 2008; Luebeck, Germany: 2008. p. 59-80 
2.Pollack HN, Hurter SJ, Johnson; Johnson JR. 1993; Heat flow from the 
Earth's interior: Analysis of the global data set, Rev. Geophys., 30, pp. 267-280. 
3.Dickson M, Fanelli M, Geothermal energy: utilization and technology. 
Routledge; 2013 
4.Lund W, Toth AN. Direct utilization of geothermal energy 2020 worldwide 
review. Geothermics. 2021. 
5.Technology roadmap. Geothermal heat and power. Technical report, 2011. 
International Energy Agency. Paris, France 
6.White DE, Williams DL. Assessment of geothermal resources of the 
United States – 1975. U.S. Geological Survey Circular 727, U.S. Government 
Printing Office. 1975. 
7.Power Stations Using Locally Available Energy Sources: A Volume in the 
Encyclopedia of Sustainability Science and Technology Series, Ed. Bronicki LY, 
Springer, New York, 2018 
8.Mondejar ME, Chamorro CR. Geothermal Power Technologies. In: M. A. 
Abraham (Ed.), Encyclopedia of Sustainable Technologies. Elsevier. 2017. p. 51-
61 
9.DiPippo R. Geothermal Power Plants: Principles, Applications, Case 
Studies and Environmental Impact: Fourth Edition. 2016. 762 p 
10.Almaktar M, Shaaban M. Prospects of renewable energy as a non-rivalry 
energy alternative in Libya. Renewable and Sustainable Energy Reviews.  
88 
11.Erkan K, Holdmann G, Benoit W, Blackwell D. Understanding the Chena 
Hot Springs, Alaska, geothermal system using temperature and pressure data from 
exploration boreholes. Geothermics. 2008. 
12.Zhao Y, Wang J. Exergoeconomic analysis and optimization of a flash-
binary geothermal power system. Appl. Energy. 2016. 
13.Zarrouk SJ, Moon H. Efficiency of geothermal power plants: A 
worldwide review. Geothermics. 2014. 
14.Budisulistyo D, Wong CS, Krumdieck S. Lifetime design strategy for 
binary geothermal plants considering degradation of geothermal resource 
productivity. Energy Convers. Manag. 2017. 
15.Moya D, Aldás C, Kaparaju P. Geothermal energy: Power plant 
technology and direct heat applications. Renew. Sustain. Energy Rev. 2018. 
16.Bonafin J, Pietra C, Bonzanini A, Bombarda P. CO2 emissions from 
geothermal power plants: evaluation of technical solutions for CO2 reinjection. In: 
Proceedings of European Geothermal Congress (EGC'19); 11-14 June 2019; Den 
Haag, The Netherlands: 2019. p. 1-9 
17.Erdeweghe SV, Bael JV, Laenen B, D’haeseleer W. Optimal 
configuration for a low-temperature geothermal CHP plant based on 
thermoeconomic optimization. Energy. 2019. 
18.Erdeweghe SV, Bael JV, Laenen B, D’haeseleer W. Optimal combined 
heat-and-power plant for a low-temperature geothermal source. Energy. 2018. 
19.Saleh B, Koglbauer G, Wendland M, Fischer J. Working fluids for low-
temperature organic Rankine cycles. Energy. 2007. 
20.Heberle F, Brüggemann D. Thermo-economic evaluation of organic 
rankine cycles for geothermal power generation using zeotropic mixtures. 
Energies. 2015. 
21.Uusitalo A, Honkatukia J, Turunen-Saaresti T, Grönman A. 
Thermodynamic evaluation on the effect of working fluid type and fluids critical 
properties on design and performance of Organic Rankine Cycles. J. Clean. Prod., 
2018. 
89 
22.Zare V. A comparative exergoeconomic analysis of different ОЦР 
configurations for binary geothermal power plants. Energy Convers. Manag. 2015. 
 23.Budisulistyo D, Krumdieck S. Thermodynamic and economic analysis 
for the pre-feasibility study of a binary geothermal power plant. Energy Convers. 
Manag. 2015. 
24.He C, et al. The optimal evaporation temperature and working fluids for 
subcritical organic Rankine cycle. Energy. 2012. 
25.Hettiarachchi HDM, Golubovic M, Worek WM, Ikegami Y. Optimum 
design criteria for an Organic Rankine cycle using low-temperature geothermal 
heat sources. Energy. 2007. 
26.Li J, Pei G, Li Y, Wang D, Ji J. Energetic and exergetic investigation of 
an organic Rankine cycle at different heat source temperatures. Energy. 2012. 
27.Kolasinski P. The method of the working fluid selection for organic 
Rankine cycle (ОЦР) systems employing volumetric expanders. Energies. 2020. 
28.Vélez F, Segovia JJ, Martín C, Antolín G, Chejne F, Quijano A. 
Comparative study of working fluids for a Rankine cycle operating at low 
temperature. Fuel Process. Technol. 2012. 
29.Mikielewicz D, Mikielewicz J. A thermodynamic criterion for selection of 
working fluid for subcritical and supercritical domestic micro CHP. Appl. Therm. 
Eng. 2010. 
30.Liu Q, Shang L, Duan Y. Performance analyses of a hybrid geothermal-
fossil power generation system using low-enthalpy geothermal resources. Appl. 
Energy. 2016. 
31.Briola S, Gabbrielli R, Bischi A. Off-design performance analysis of a 
novel hybrid binary geothermal-biomass power plant in extreme environmental 
conditions. Energy Convers. Manag. 2019. 
32.Li K, Liu C, Jiang S, Chen Y. Review on hybrid geothermal and solar 
power systems. J. Clean. Prod. 2020. 
33.Kazmi SWS, Sheikh MI. Hybrid geothermal–PV–wind system for a 
village in Pakistan. SN Appl. Sci. 2019. 
90 
34.Rahmanifard H, Plaksina T. Hybrid compressed air energy storage, wind 
and geothermal energy systems in Alberta: Feasibility simulation and economic 
assessment. Renew. Energy. 2019. 
35.Olabi AG, Mahmoud M, Soudan B, WilberfОЦРe T, Ramadan M. 
Geothermal based hybrid energy systems, toward eco-friendly energy approaches. 
Renew. Energy. 2020. 
36.Jalilinasrabady S,Itoi R. Flash cycle and binary geothermal power plant 
optimization. Geothermal Resources Council Transactions. 2012. 
37.Shokati N, Ranjbar F, Yari M. Comparative and parametric study of 
double flash and single flash/ОЦР combined cycles based on exergoeconomic 
criteria. Appl. Therm. Eng. 2015. 
38.Yari M. Exergetic analysis of various types of geothermal power plants. 
Renew. Energy. 2010. 
39.Kolahi MR, Nemati A, Yari M. Performance optimization and 
improvement of a flash-binary geothermal power plant using zeotropic mixtures 
with PSO algorithm. Geothermics. 2018. 
40.Qin J, Hu E, Li X. Solar aided power generation: A review. Energy Built 
Environ. 2019. 
41.Cardemil JM, Cortés F, Díaz A, Escobar R. Thermodynamic evaluation of 
solar-geothermal hybrid power plants in northern Chile. Energy Convers. Manag. 
2016. 
42.Zhou C, Doroodchi E, Moghtaderi B. An in-depth assessment of hybrid 
solar-geothermal power generation. Energy Convers. Manag. 2013. 
43.Wendt D, Mines G, Turchi C, Zhu G. Geothermal Risk Reduction via 
Geothermal/Solar Hybrid Power Plants: Final Report, Idaho National Laboratory. 
2015. p. 156 
44.REN21.2021. Renewables 2021 Global Status Report (Paris: REN21 
Secretariat). p. 336 
45.International Renewable Energy Agency. [Інтернет-ресурс] -  
www.irena.org.  
91 
46.US Department of Energy.” [Інтернет-ресурс] - 
https://www.energy.gov/eere/geothermal/electricity-generation.  
47.Capocelli M, Moliterni E, Piemonte V, de Falco M. Reuse of waste 
geothermal brine: Process, thermodynamic and economic analysis. Water 
(Switzerland). 2020. 
48.Sowiżdżał A, Górecki W, Chmielowska A. Geothermal energy as an 
opportunity to improve the security and defense of the country. In: Proceedings of 
European Geothermal Congress (EGC'19); 11-14 June 2019; Den Haag, The 
Netherlands: 2019. p. 1-8 
49.International Energy Agency [Інтернет-ресурс] -  https://www.iea.org/.  
50.IRENA, “Renewable Power Generation Costs in 2018,” 2019 
51.Ayub M, Mitsos A, Ghasemi H. Thermo-economic analysis of a hybrid 
solar-binary geothermal powerplant. Energy. 2015. 
52.Bayer P, Rybach L, Blum P, Brauchler R. Review on life cycle 
environmental effects of geothermal power generation. Renewable and Sustainable 
Energy Reviews. 2013. 
53.Niknam PH, Talluri L, Fiaschi D, Manfrida G. Sensitivity analysis and 
dynamic modelling of the reinjection process in a binary cycle geothermal power 
plant of Larderello area. Energy. 2021. 
54.Ármannsson H. CO2 emission from Geothermal Plants. In: Proceedings 
of International Geothermal Conference; Sept. 2003; Reykjavík, Iceland: 2003. 
55.Başoğul Y. Environmental assessment of a binary geothermal sourced 
power plant accompanied by exergy analysis. Energy Convers. Manag. 2019. 
56.Bravi M, Basosi R. Environmental impact of electricity from selected 
geothermal power plants in Italy. J. Clean. Prod. 2014. 
57.CARBFIX project web site. [Інтернет-ресурс] - 
https://www.carbfix.com. 
58.Yilmaz C, Kanoglu M, Abusoglu A, Thermoeconomic cost evaluation of 
hydrogen production driven by binary geothermal power plant. Geothermics. 2015. 
92 
59.Koroneos C, Polyzakis A, Xydis G, Stylos N, Nanaki E. Exergy analysis 
for a proposed binary geothermal power plant in Nisyros Island, Greece. 
Geothermics. 2017. 
60.Gnaifaid H, Ozcan H. Development and multiobjective optimization of an 
integrated flash-binary geothermal power plant with reverse osmosis desalination 
and absorption refrigeration for multi-generation. Geothermics. 2021. 
61.Zhou C. A fundamental study on hybrid geothermal energy systems. 
[thesis]. University of Newcastle Australia; 2014 
62. V. Stefansson, "World Geothermal Assessment In: Proceedings World 
Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, 24-29 April 2005.  
63. REN21,  Renewables 2017 Global Status Report. Paris: REN21 
Secretariat, 2017.  
64. S.J. Zarrouk and H. Moon, "Efficiency of geothermal power plants: A  
worldwide review," Geothermics, vol. 51. 
65. R. DiPippo, "Part 2. Geothermal Power Generating Systems," in  
Geothermal Power Plants (Fourth Edition), ed Oxford: Butterworth-Heinemann, 
2016, pp.  
66. S.P. Malyshenko and A.I. Schastlivtsev, "Thermodynamic efficiency of  
geothermal power stations with hydrogen steam superheating," Thermal  
Engineering, vol. 57, 2010.  
67.  E.E. Shpil'rain and S.P. Malyshenko, "Some Aspects of Development of  
Hydrogen Energy Supply and Technology," Teploenergetika, 1980.  
68. A.M. Gorlov, "Hydrogen as an activating fuel for a tidal power plant," 
International Journal of Hydrogen Energy, vol. 6, 1981.  
69. S.P. Malyshenko, O.V. Nazarova, and Y.A. Sarumov, "Thermodynamic 
aspects of the use of hydrogen for solving certain problems facing the power 
industry," Thermal Engineering, vol. 33, 1986.  
70. W. Peschka and C.J. Winter, "The secondary energy carrier hydrogen 
review of DFVLR-activities,"  International Journal of Hydrogen Energy, 1984.  
93 
71. H.J. Sternfeld and P. Heinrich, "A demonstration plant for the 
hydrogen/oxygen spinning reserve," International Journal of Hydrogen Energy, 
vol. 14, 1989.  
72. S.P. Malyshenko, A.N. Gryaznov, and N.I. Filatov, "High-pressure  
H2/O2-steam generators and their possible applications," International Journal of 
Hydrogen Energy, vol. 29, 2004.  
73. S.P. Malyshenko, V.I. Prigozhin, A.R. Savich, A.I. Schastlivtsev, V.A. 
Il'Ichev, and O.V. Nazarova, "Effectiveness of steam generation in oxyhydrogen 
steam generators of the megawatt power class," High Temperature, vol. 50, 2012.  
74. V.I. Shapiro, S.P. Malyshenko, and B.F. Reutov, "Improving the  
maneuverability of combined-cycle power plants through the use of  hydrogen-
oxygen steam generators," Thermal Engineering, vol. 58, 2011.  
75. J. Varney, S.J. Zarrouk, N. Bean, and B. Bendall, "Performance measures 
in geothermal power developements," Renewable Energy, 2017.  
76.R. DiPippo, "Chapter 9 -  Advanced Geothermal Energy Conversion 
Systems," in Geothermal Power Plants (Fourth Edition), ed Oxford: Butterworth-
Heinemann, 2016. 
77. E.W. Lemmon, M.L. Huber, and M.O. McLinden, "NIST Standard 
Reference Database 23: Reference Fluid Thermodynamic and Transport  
Properties-REFPROP, Version 9.1, National Institute of Standards and  
Technology,"  2013.  
78. M. Felgenhauer and T. Hamacher, "State-of-the-art of commercial  
electrolyzers and on-site hydrogen generation for logistic vehicles in  South 
Carolina," International Journal of Hydrogen Energy, vol. 40, 2015.  
79. Y. Sakai, "19 -  Advanced geothermal steam turbines A2 -  Tanuma,  
Tadashi," in Advances in Steam Turbines for Modern Power Plants, ed:  
Woodhead Publishing, 2017. 
80. G. V. Tomarov, A. A. Shipkov, A. I. Nikol’skii, and V. N. Semenov, 
"Combined cycle power unit with a binary system based on waste geothermal brine 
at Mutnovsk geothermal power plant," Thermal Engineering, vol. 63, 2016. 
94 
81. A.I. Schastlivtsev, V.I. Borzenko, D.O. Dunikov "Improvement of 
Efficiency of Geothermal Power Plants by Using Hydrogen Combustion 
Technologies" Conference: 2019 International Science and Technology 
Conference "EastConf" 
82. Zheng, B.; Xu, J.; Ni, T.; Li, M. Geothermal energy utilization trends 
from a technological paradigm perspective. Renewable Energ 2015.  
83. Bayer, P.; Rybach, L.; Blum, P.; Branchler, R. Review on life cycle 
environmental effects of geothermal power generation. Sust. Energ. Rev. 2013. 
84. Sanyal, S.K. Sustainability and Renewability of Geothermal Power 
Capacity. In Proceedings of the World Geothermal Congress, Antalya, Turkey, 24–
29 April 2005.  
85. Withing, R.L.; Ramey, H.R., Jr. Application of material and energy 
balances to geothermal steam production. J. Pet. Technol. 1969. 
86. Baba, K. Assessment of geothermal resources in Japan. In Proceedings of 
the United States–Japan Geological Surveys Panel Discussion on the Assessment 
of Geothermal Resources, Tokyo, Japan, 17 October 1975; Suyama, J., Sund, K., 
Takashima, I., Yuhara, K., Eds.; Geological Survey of Japan.  
87. White, D.E.; Williams, D.L. Assessment of Geothermal Resources in the 
United States, 1975; U.S. Geological Survey: Denver, CO, USA, 1975.  
88. Bodvarsson, G. Geothermal resource energetics. Geothermics 1974. 
89. Noguchi, T. An attempted evaluation of geothermal energy in Japan. 
Geothermics 1970.  
90. Cataldi, R.; Muffler, P. Methods for regional assessment of geothermal 
resources. Geothermics 1978.  
91. Varney, J.; Zarrouk, S.J.; Bean, N.; Bendall, B. Performance measures in 
geothermal power developments. Renew. Energy 2017. 
92. Axelsson, G. Sustainable geothermal utilization case histories; 
definitions; research issues and modelling. Geothermics 2010. 
93. Franco, A.; Vaccaro, M. An integrated “Reservoir-Plant” strategy for a 
sustainable and efficient use of geothermal resources. Energy 2012. 
95 
94. Stefansson, V. Investment cost for geothermal power plants. Geothermics 
2002. 
95. DiPippo, R. Geothermal Power Plants: Principles, Applications, Case 
Studies and Environmental Impact, 2nd ed.; Butterworth-Heinemann: New York, 
NY, USA, 2008.  
96. Hähnlein, S.; Bayer, P.; Ferguson, G.; Blum, P. Sustainability and policy 
for the thermal use of shallow geothermal energy. Energy Policy 2013.  
97. Franco, A.; Donatini, F. Methods for the estimation of the energy stored 
in geothermal reservoirs. J. Phys. Conf. Ser. 2017. 
98.  D.B.; Sutter, D.; Beckers, K.F.; Lukawski, M.Z.; Koch, D.L.; Anderson, 
B.J. Sustainable heat farming: modeling extraction and recovery indiscretely 
fractured geothermal reservoirs. Geothermics 2013. 
99. C.F. Development of revised techniques for assessing geothermal 
resources. In Proceedings of the Twenty-Ninth Workshop on Geothermal 
Reservoir Engineering, Palo Alto, CA, USA, 26–28 Jauary 2004.  
100. Mendrinos, D; Karytsas, C.; Georgilakisa, P.S. Assessment of 
geothermal resources for power generation. J. Optoelectron. Adv. Mater. 2008. 
101. World Energy Council, 2016. World Energy Perspective – Variable 
Renewables Integration in Electricity Systems: How To Get It Right. – 
[Електронний ресурс] - https://www.worldenergy.org/publications/entry/variable-
renewable-energy-sources-integration-in-electricity-systems-2016-how-to-get-it-
right  
102. Bertani, R. Geothermal Power Generation in the World 2010−2014 
Update Report. In Proceedings of the World Geothermal Congress 2015, 19–25 
April 2015, Melbourne, Australia.  
103. Porras, E.A.; Bjornsson, G. The Momotombo reservoir performance 
upon 27 years of exploitation. In Proceedings of the World Geothermal Congress -
2010, Bali, Indonesia, 25–29 April 2010.  
104. California Geothermal Energy Statistics and Data, 2016. – 
[Електронний ресурс] - http://www.energy.ca.gov/  
96 
105. Khan, M.A. The Geysers Geothermal Field, an Injection Success Story. 
In Proceedings of the World Geothermal Congress 2010, Bali, Indonesia, 25–29 
April 2010.  
106. Goyal, K.P.; Conant, T.T. Performance history of The Geysers steam 
field, California, USA. Geothermics 2010. 
107. Cappetti, G.; Parisi, L.; Ridolfi, A.; Stefani, G. Fifteen years of 
reinjection in the Larderello-Valle Secolo area: Analysis of the production data. In 
Proceedings of the World Geothermal Congress 1995, Florence, Italy,  18–31 May 
1995.  
108. Van Campen, B. 2014 Resource Assessment, Techniques & Reporting, 
Internal Report, The Geothermal Institute University of Auckland Santiago de 
Chile, 26–29 May 2014. – [Електронний ресурс] - 
https://www.irena.org/media/Files/IRENA/Agency/Events/2014/Jun/2/4_van
Campen.pdf?la=en&hash=3A91CB17646AD310A01C22595DA13A0475477B24 
109. Rybach, L.; Muffler, P. (Eds.) Geothermal Systems: Principles and 
Case Histories; John Wiley and Sons: Chichester, UK, 1981.  
110. Cataldi, R.; Lanzarotto, A.; Muffler, P.; Squarci, P.; Stefani, G. 
Assessment of geothermal potential of central and southern Tuscany. Geothermics 
1978.  
111. Romagnoli, P.; Arias, A.; Barelli. A; Cei, M.; Casini, M. An updated 
numerical model of the Larderello–Travale geothermal system, Italy. Geothermics 
2010.  
112. .Barelli, A.; Ceccarelli, A.; Dini, I.; Fiordelisi, A.; Giorgi, N.; Lovari, F. 
A review of the Mt. Amiata geothermal system, Italy. In Proceedings of the World 
Geothermal Congress -2010, Bali, Indonesia, 25–29 April 2010.  
113. Shortall, R.; Davidsdottir, B.; Axelsson, G. Development of a 
sustainability assessment framework for geothermal energy projects. Energy 
Sustain. Dev. 2015. 
97 
114. Ogena, M.S.; Freeston, D.H. Sensitivity analysis of the greater 
Tongonan field resource assessment. In Proceedings of the 10th New Zealand 
Geothermal Workshop 1988, Auckland, New Zeeland, 2–4 November 1988. 
115. Iregui, R.; Hunsbedt, A.; Kruger, P.; London, A.L. Analysis of Heat 
Transfer and Energy Recovery in Fractured Geothermal Reservoirs; Report 
Stanford University: Palo Alto, CA, USA, 1978; SGP-TR31. – [Електронний 
ресурс] https://geothermal.stanford.edu/sites/g/files/sbiybj1291/f/publications/sgp-
tr-031.pdf  
116. Hunsbedt, A.; Kruger, P.; London, A.L. Recovery of energy from 
fractured geothermal reservoirs. In Proceedings of the 46th Annual California 
Regional Meeting of Society of Petroleum Engineers of AIME, Long Beach, CA, 
USA, 25–27 June 1976.  
117. Hunsbedt, A.; Iregui, R.; Kruger, P.; London, A.L. Energy Recovery 
from Fracture-Stimulated Geothermal Reservoirs. J. Pet. Technol. 1977.  
118. Rohsenow, W.M.; Hartnett, J.P. Handbook of Heat Transfer, 2nd ed.; 
McGraw-Hill: New York, NY, USA, 1988.  
119. Franco, A.; Vaccaro, M. Numerical simulation of geothermal reservoirs 
for sustainable design of energy plants: A review. Sust. Energy Rev. 2014. 
120. O’Sullivan, M.J.; Pruess, K.; Lippmann, M.J. State of the art of 
geothermal reservoir simulation. Geothermics 2001.  
121. Ungemach, P.; Papachristou, M.; Antics, M. Renewability versus 
Sustainability. A reservoir Management Approach. In Proceedings of the European 
Geothermal Congress, Unteraching, Germany, May 30–1 June 2007.  
122. Saeid, S.; Al-Khoury, R.; Barends, F. An efficient computational model 
for deep low-enthalpy geothermal systems. Comput. Geosci. 2013.  
123. Mottaghy, D.; Pechnig, R.; Vogt, C. The thermal project Den Haag: 3D 
numerical models for temperature prediction and reservoir simulation. 
Geothermics 2011.  
98 
124. Chen, Y.; Ma, G.; Wang, H. The simulation of thermo-hydro-chemical 
coupled heat extraction process in fractured geothermal reservoir. Appl. Therm. 
Eng. 2018.  
125. Franco, A.; Villani, M. Optimal design of binary cycle power plants for 
water-dominated, medium-temperature geothermal fields. Geothermics 2009. 
126. Franco, A. Power production from a moderate temperature geothermal 
resource with regenerative Organic Rankine Cycles. Energy Sustain. Dev. 2011. 
127. Franco, A.; Vaccaro, M. A combined energetic and economic approach 
for the sustainable design of geothermal plants. Energy Convers. Manag. 2014. 
128. Pollet, M.; Gosselin, L.; Dallaire, J.; Mathieu-Potvin, F. Optimization of 
geothermal power plant design for evolving operating conditions. Appl. Therm. 
Eng. 2018.  
129. Vaccaro, M.; Conti, P. Numerical simulation of geothermal resources: a 
critical overlook. In Proceedings of the European Geothermal Conference, Pisa, 
Italy, 3–7 June 2013. 
130. Pruess, K.; Oldenburg, C.; Moridis, G. TOUGH2 User’s Guide, Version 
2.1. Earth Sciences Division; Lawrence Berkeley National Laboratory University 
of California: Berkeley, CA, USA, 2012.