地热发电资料整理

地热发电资料整理（2015.11）

1、地热发电原理

地热发电是利用地下热水和蒸汽为动力源的发电技术，其基本原理与火力发电类似，把热能转换成为机械能，再把机械能转换成电能，却不需要火力发电那样备有庞大的锅炉。

相比较风能、太阳能等可再生能源，地热能是唯一不受天气、季节变化影响的可再生能源，其最大的优势在于其稳定性、连续性和利用率高，可以生产不间断的、可靠的电力，而且发电成本低，设备的占地面积小。

根据最新技术，从天然蒸汽中分离出来的地热能利用率高达97%，损失掉的3%则是缘于涡轮之间的摩擦力，与其他可再生能源发电的低效率相比，地热发电的利用效率达72%。

2、地热发电的技术路线

（1）利用地热蒸汽发电

（2）利用地下热水发电

（3）联合循环发电（蒸汽和热水）

（4）利用地下热岩发电（灌入水产生蒸汽和热水）

3、地热资源分类及用途

4、地热发电的发展状况

截至2012 年初，世界24个国家的地热发电厂确定并网发电能力约11224MW。 美国2012 年地热总装机容量达到3100MW 以上，居世界第一位。

菲律宾总装机容量2000MW，是仅次于美国的世界第二大地热发电生产国，其国家23%的电力来自地热能利用。

截至2011 年，欧洲地热能总装机为1600MW，意大利是欧洲地热市场的领导者，其装机容量占欧洲装机总量的50%以上。

中国地热发电装机容量仅有32MW，排世界16位；中国地热资源的开发大多位于浅层，应用主要集中在供暖、温泉、热水养殖等中低温利用上，中国对地热非电直接开发利用居世界首位。

印尼目前地热发电量位居世界第三，仅次于美国和菲律宾，目前装机容量为1300MW。据悉，印尼拥有全球地热资源总量的40%，约有27510MW的潜在地热资源，潜力巨大。但目前仅有5%的地热资源得到开发。印尼的地热发电站分布在北苏门答腊、爪哇、巴厘和北苏拉威西岛，目前地热发电占印尼总发电能力的比重不到3%。印尼计划到2025年提升其地热发电能力，作为该国电力提升计划的一部分。印尼规划表明，凭借大力开发地热和水电等资源，到2025年将可再生能源使用占整个能源组合的比重提高至23%以上。到2022年，将有5000MW新增地热发电在印尼上线，包括目前在建的世界上最大的地热发电站——330MW萨鲁拉电厂。这些地热项目的顺利完工，将帮助印尼冲击地热发电能力和发电量全球第一。

5、地热发电的投资和成本

（1）投资

地热项目具体的投资与资源特征和现场条件有着非常密切的关系。资源的温度、深度、化学特性和渗透性是影响投资和发电成本的主要因素，温度将决定发电系统的转换技术(如选择闪蒸还是选择双循环)，以及发电过程的整体效率；

现

场的位置及交通、地形、当地气候条件、土地利用类型及所有权都是电厂建设和并网所需考虑的成本因素。

影响地热开发的因素比其他形式的能源利用要多，而且更加复杂。地热发电系统的组成部分包括地热井、地热流体管道、电厂发电设备和重新回灌系统。

有关资料描述，在美国，平均投资总成本为每千瓦装机容量约4000 美元。 在中国，西藏羊八井电站不计算勘探和打井成本，每千瓦装机的投资在1.2万元左右；龙源电力羊易电站的每千瓦装机容量的全部投资约在2.3—2.4万元之间，折合3700美元/kw，略低于美国的平均投资成本。 根据有关报道，印尼330MW的萨鲁拉地热发电项目，位于苏门答腊岛北部的北塔帕努里，由Sarulla运营公司（9.75%）、PT Medco（27.5％），美国Ormat公司（12.75％）、日本伊藤忠商社（25％）和日本九州电器（25％）合作的财团投资建设。已于2014年6月开工，预计于2016、2017、2018年分三期建成。项目总投资11.7亿美元（计算出的每千瓦装机容量的总投资为3545美元，低于美国和中国的单位投资）。据报道，项目已经筹备了25年，现在由于日资的介入，才使的项目资金得以解决；日本东芝公司将为这座地热电站项目提供3套地热汽轮机和发电机。

台湾的有关资料介绍，菲律宾地热发电的单位总投资（包括勘探、钻井、发电厂、回灌井等）为1—2亿台币/MW，折合3100-6200美元/kw。据2009年11月的有关新闻报道，菲律宾政府拿出19个地热发电项目招商引资，总装机容量620MW，总投资为25亿美元，计算平均单位投资为4032美元/kw。

而台湾宜兰清水地热电站，装机容量为3MW，总投资为2.3亿台币，单位投资为2400美元/kw。

台湾海洋大学李昭兴教授有关文章预计的在台湾建设地热电站，其单位投资成本为100万美元/MW（不包括前期勘探投资），发电成本为0.06美元/kwh。

综上情况，地热发电单位装机容量的投资差别较大，从2400-6000美元/kw，即240-600万美元/MW，其单位投资远高于水电项目的100-200万美元/MW。

（2）发电成本

地热发电的成本主要由两部分组成：电力生产运行及维护成本和分期偿还的初始投资（折旧摊销费用）。中国地质大学李克文教授认为，前期高额的勘探、钻井、建设等投资费用的分摊，约占地热发电成本的60%左右。

据美国统计估算，每千瓦小时的地热资源发电量的平均成本约为4.5-7美分（发电完全成本），由地热所生产的电力价格为5～11 美分/(kW·h)，为鼓励地热资源的开发利用，国家对地热发电有优惠的税收政策。 但中国西藏羊八井电站，由于运行效率低，电站度电成本在0.7元左右，该电站以每度0.25元的价格给西藏电网供电，其亏损由中国国家发改委给予补贴。有关资料介绍，羊八井地热储层分为浅层和深层两部分,目前开发利用的是地热田中补给能力有限的浅层资源；深部钻探资料表明,热田深部高温地热水具有不结垢、热焓值高、产量稳定等特点, 有很高的开发价值，如开发深部高温地热，发电成本较低,约为 0.2—0.3元/kWh, 具有较强的商业竞争力。

龙源羊易地热电站打井深度已达1450米，属干热岩层。按照之前的可研报告，该井计划稳产10-20年，预计8-10年电站可收回投资。菲律宾、印尼的地热发电成本资料没有查到，但菲律宾的售电价格为每度11披索，折合0.23美元。台湾海洋大学李昭兴教授有关文章预计的在台湾建设地热电站，其投资成本为100万美元/MW（不包括勘探投资），发电成本为0.06美元/kwh。

综上，目前地热发电的单位总成本费用高于水电项目（约为0.03美元/kwh）。

6、地热发电的技术难题

在目前困扰地热资源发电的问题中，除了地热资源的不确定性外，还存在以下几个主要技术问题：

一是饱和蒸汽中不免会带有水分，水分会冲击汽轮机，从而造成部件的部分损坏。

二是地热资源中的成分会使汽轮机叶片结垢，清理结垢叶片不得不停机，从而降低地热发电效率。

三是腐蚀问题，地热流体中含有许多化学物质,其中主要的腐蚀介质有溶解氧(O2)、H+、Cl-、H2S、CO2、NH3和SO2-4,再加上流体的温度、流速、压力等因素的影响,地热流体对各金属表面都会产生不同程度的影响,直接影响设备的使用寿命。地热电站腐蚀严重的部位多集中于负压系统,其次是汽封片、冷油器、

阀门等。腐蚀速度最快的是射水泵叶轮、轴套和密封圈。

四是回灌问题，地热水中含有有毒矿物质，地热发电后大量的热排水直接排放,会对环境产生恶劣影响。回灌不仅可以解决地热废水问题,还可以改善或恢复热储的产热能力,保持热储的流体压力,维持地热田的开采条件。但回灌技术要求复杂,且成本高。

7、地热发电的风险及收益

由于地热资源的不确定性特征，使得地热发电项目具有高风险项目的特征。地热项目要承担勘探和打井的前期风险，时常投资数百万美元只是为了验证地热资源是否有开发价值。

据有关资料介绍，前期的勘探、钻井投入大约占到整个地热发电项目投资的60%，钻井成功率将极大地影响整个发电项目的投资成本，目前国际地热钻井的成功率大约在50%-60%。菲律宾Mak—Ban地热电站，建设初期打了11口钻井，但最终只有2口钻井具有地热持续发电的能力。

而探明的地热资源属于高温资源、中高温资源还是低温资源，以及地热资源深度、蒸汽量的大小和所处地理位置，又会极大程度地影响发电技术路线、装机容量和输配电方式，进而会产生差别极大的电力成本，使得每个地热发电项目的投资收益差别很大。

讨论：

1、一般学术论文认为，地热发电项目的单位总投资高于水电项目，而发电成本会低于水电项目；

2、但从美国、菲律宾、印尼和中国的实际运营数据来看，地热发电项目投资成本、运营成本都高于水电项目；

3、地热发电项目的投资风险也比水电项目高。