ФИЗИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ РАСТВОРОВ
Плотность геотермального раствора меняется с давлением и температурой (фиг. 6.12). Эта кривая рассчитана в предположении отеут-
|
Плотность раствора, яг/м 3 Фиг. 6.12. Свойства геотермального раствора [і]. |
Ствия мгновенного парообразования. Плотность раствора на выходе из турбины после испарения 36,8% воды равна 1220 кг/м3. Средняя плотность раствора геотермального месторождения равна - 1000 кг/м
Следовательно, гидростатическое давление в коллекторе значительно меньше, чем давление столба жидкости в поглощающих скважинах. Для скважины глубиной 1,55 км разность в этих давлениях на забое составляет 3,8 МПа. Если кремнезем не закупоривает поглощаю щую скважину и давление нагнетания противодействует давлению откачки, то каждая поглощающая скважина примет до 317 (кг/с)/0,1 м2, прежде чем понадобятся насосы для закачки. Так как производительность каждой продуктивной скважины оценивается в 227 (кг/с)/0,1 м2, то, возможно, для закачки не потребуется значительной энергии.
В разделах, посвященных термодинамике и системам турбин, предполагалось, что свойства раствора примерно соответствуют свойствам того же количества чистой воды. Поскольку 1 кг раствора на устье скважины содержит только 0,743 кг воды и 0,257 кг солей, то тепло, которое можно получить от воды, составляет лишь 70% от
Значения, указанного в таблицах водяного пара, плюс тепло, которое можно получить, охлаждая соль.
Согласно расчетам, тепло, которое можно получить для совершения работы при прохождении раствора через сопло, равно -200 кДж/кг, примерно на 9% меньше, чем в случае чистой воды. В этом смысле энергетические расчеты в термодинамическом анализе могут быть завышены приблизительно на эти 9%. Однако с учетом всех использованных факторов ожидаемые значения мощности, приведенные в табл. 6.2, не содержат серьезной погрешности.
