地热能多级利用技术综述

黄 璜，刘 然，李 茜，汤梦阳，谌海云，张安安

（1.西南石油大学智能电网与智能控制南充市重点实验室，四川 南充 637001；2.西南石油大学电气信息学院，四川 成都 610500；3.四川电力设计咨询有限责任公司，四川 成都 610000）

在化石燃料不断减少与能源需求不断增长的今天，能源问题已越来越受到国际社会重视[1]。提升当前能源利用率和探索可再生能源成为解决未来能源问题的2 个重要途径。地热能由于环境影响度低、不受气象限制等优势，成为21世纪最具潜力的可持续能源之一。研究表明，到2050年地热资源可以为全球提供3.9%的能量，并降低800 Mt的CO2排放[2-3]。近年来，地热资源受到世界各国政府和私营部门广泛重视与开发利用。2015年底，美国在7 个州建有地热发电站，发电总量接近168 亿kW·h，占美国发电总量的0.4%[4]；土耳其地热发电上网量从2006年的0.05%增加到了2012年的0.38%，6年内增长近8 倍[5]；日本政府自2011年福岛核事故后大力实行可再生能源计划，截至2018年底共拥有17 个地热发电站，装机容量约525 MW[6]；中国政府于2017年1月发布了《地热能开发利用“十三五”规划》，明确规定将地热能作为中长期发展目标与方向，正式开启对地热资源的全面探索[7]。

根据钻井深度不同，地热资源可以分为3种，即浅层地热（1 000～2 000 m）、深层地热（3 000～5 000 m）和接近熔岩的超临界地热[8]。浅层地热资源主要面向商业进行发电或直接利用，按温度可以分为低温地热系统（<100 ℃）、中温地热系统（100～200 ℃）、高温地热系统（200～300 ℃）；深层地热资源较少用于商业开发，通常使用温度范围在100～300 ℃的增强型地热系统（enhanced geothermal systems，EGS）进行发电；超临界地热利用技术尚不成熟，目前还处于开发研究阶段[9]。

地热资源是未来可再生能源的重要组成部分，因此研究地热能开发利用技术对未来增强安全能源供应与环境保护有着重要作用。本文在全球地热装机容量不断扩展以及地热开发利用研究不断推进的背景下，对地热能应用进行了概述，对地热能直接利用、发电与综合利用的相关研究进行了梳理，并对地热能的合理开发利用进行了讨论。最后，在总结当前研究的基础上，对地热能未来研究的发展趋势进行了展望。

1 地热能利用概述

1.1 地热能利用发展

由于早期开发技术等原因，地热能被直接应用于天然温泉、烹饪等领域[10]。19世纪初，热力学的发展帮助人们将热蒸汽中的能量转变为机械能，然后通过涡轮机和发电机转变为电能，致使世界上第1 个地热发电站在意大利诞生[11-12]。1913年，Tosi公司设计并建造了第1 个名为Larderello I 的商业地热发电站。该发电站从2 口200～250 ℃的地热井中提取出高温地热流体，再利用热交换器产生饱和蒸汽，饱和蒸汽进入到涡轮机并带动发电机产生电能[13]。在不同地热能发电技术当中，普遍的观点是EGS 可以提供更多的低温热能[14-16]。全球有关EGS的研究始于1974年美国芬顿山，之后英国、德国、日本、瑞典、法国、瑞士、澳大利亚等发达国家相继投入有关研究。2006年，麻省理工学院历时3年完成了EGS 对美国影响的研究报告，中国、韩国、印度等发展中国家相继开展EGS 相关研究[17]。通过向地热井中注入水力压裂液的方式，澳大利亚于2013年率先建成了第1 个名为Habanero 的大规模商业EGS 发电站[18]。随着目前多能源耦合系统的建立与发展，地热能也被应用于其他能源系统中，以提高系统整体热利用效率和改善流体循环温度[19-21]。

1.2 地热能利用形式

不同温度梯度下的地热能，其利用形式也多种多样。对于温度低于150 ℃的浅层地热资源，开发利用形式基本以直接利用为主，各种常见的地热能直接利用形式及对应温度范围如图1所示。

图1 常见地热能直接利用形式Fig.1 Common direct uses of geothermal energy

在中低温地热系统（90～150 ℃）开发利用过程中，地热流体中的热能通常会转换为其他形式的能量而导致自身温度逐渐降低。为了提升能量的整体热效率，国内外学者提出对地热能进行梯级利用[22]，即在地热能应用过程中，将出口处的地热流体应用于下一温度梯级的能量系统。图2 展示了一个典型的地热能梯级利用系统。该系统中地热能被应用于发电、制冷和直接使用。首先，中等焓地热流体从生产井中提取并进入第一梯级系统进行发电；随后进入第二梯级系统进行制冷；在第二梯级利用完之后，低温地热流体在第三梯级系统被直接使用。

图2 典型地热能梯级利用系统Fig.2 Typical geothermal energy cascade utilization system

由于绝大多数商用型热转换器（即有机朗肯循环模块）的平均最低温度要求为93 ℃，因此该温度被确定为第一梯级产生电能的最小阈值[23]。第二梯级要求地热流体温度高于为80 ℃，利用吸收制冷机（热活化技术）制冷。最后，高于70 ℃的地热流体被直接使用。在实际应用中，地热能梯级利用的具体形式通常需要根据各梯级出口温度来确定[24]。

2 地热能直接利用潜力

直接利用是地热能最古老、最普通和最常见的利用形式之一。2018年全球约有82 个国家正在直接利用地热能，总热装机功率约70.88 GW，年增长率为7.9%，负载利用系数约为0.265[25]。地热能直接利用通常从 305 m 及以下的地热井中钻取10～150 ℃的地热流体，其利用方式包括地热热泵、地暖、温室加热、水产养殖、农业干燥、工业用途、温泉、制冷/融雪和其他[26-31]。图3 分别展示了以上9 种地热能利用方式在2015年底的装机容量与使用总能量百分比。其中，装机容量前3 位的分别是地热热泵（70.90%）、温泉（12.90%）和地暖（10.72%），使用总能量前3 位的分别是地热热泵（55.15%）、温泉（20.18%）和地暖（14.96%）。

图3 9 种方式地热能直接利用装机容量与使用总能量百分比Fig.3 The installed capacities and percentages of total energy used of nine types of direct use of geothermal energy

目前，中国、美国、瑞典、土耳其和德国分别是地热能直接使用量排名前5 的国家，装机容量约占世界总量的65.8%[32]。最近的一项统计结果表明，地热能的直接利用帮助全球节省了约5.25 亿t 石油消耗并降低了1.48 亿t CO2的排放[25]。尽管地热能直接利用能够带来较为理想的经济效益与环保效益，但由于投资初期成本较高，目前该技术在大多数国家仍旧发展缓慢。

3 地热能发电站技术

由于技术或地理位置等原因，目前世界上的地热发电站大多数为对流型地热系统（即水热型地热系统）发电站。地热能发电站技术通过生产井将地热流体提取到地表，再逐级转换成电能。同时，为了维持地热井的产出率，再将利用后的地热流体注回入地下储层。从历史的长期实践得出，所利用的地热流体温度越高，地热发电所带来的经济性也越好。世界上已开发出了3 种较为成熟的地热能商业化发电技术，即干蒸汽技术、闪蒸技术以及双循环发电技术。

3.1 干蒸汽技术

干蒸汽技术以蒸汽系统为主导，是最古老、发电成本最低的地热发电站技术。当地下环境温度高于240 ℃时，地热流体以过热蒸汽的形式存在[33]，通常采用干蒸汽技术方式进行发电。目前，全球共有63 座地热发电站采用这种技术发电，其中大部分集中在美国、意大利、印度尼西亚和日本等国家，发电量约占世界地热装机容量的22%[34]。图4 展示了一种利用干蒸汽技术的地热发电系统，该系统由控制阀、涡轮机与发电机完成发电，由冷凝器和冷却塔进行冷却。干蒸汽技术将过热蒸汽从地热生产井中开采出来，再送入除湿器中去除掉过热蒸汽中含有的水蒸气，之后直接进入涡轮机提供发电所需的动力。发电后的蒸汽离开涡轮机经过冷凝器和冷却塔的循环冷却，最后再注入回注井中[35-38]。

图4 干蒸汽技术地热发电系统Fig.4 Schematic diagram of the dry steam technology geothermal power generation system

3.2 闪蒸技术

当地下环境温度超过210 ℃时，地热储层中地热流体形态主要为气体与液体的混合物，通常采取闪蒸的技术用于发电。基于地热流体混合物的热力学特性，闪蒸分离过程通常有1 个或2 个阶段，分别称之为单闪蒸技术和双闪蒸技术。

3.2.1 单闪蒸技术

单闪蒸技术是一种相对简单的地热能-电能转换技术。图5 为一种简单的单闪蒸汽地热发电系统，基于气-液混合物的密度差异，将地热流体混合物送到分离器进行气液分离，随后主蒸汽被送入除湿器中进行干燥。干燥后的气体（干燥率约99.995%）进入蒸汽涡轮机后带动发电机发电。从分离器获得的剩余液体（也称为盐水）将被送到回注井以循环利用。

图5 一种简单单闪蒸汽地热发电系统Fig.5 Schematic diagram of a simple single flash steam geothermal power generation system

1 个功率约为30 MW 的单闪蒸地热发电站通常需要分布在地热储层中的5～6 个生产井和2～3 个注入井。在单闪蒸地热发电站发电过程中，如何减少管道摩擦导致的蒸汽气压下降是关键技术问题，会直接影响能量转换系统的效率，进而影响发电站的经济效益[39]。因此，需要进一步考虑管道直径、管道长度、管道中蒸汽密度与管道流量等变量之间的相关性。

3.2.2 双闪蒸技术

与单闪蒸技术相比，双闪蒸技术的区别主要在于增加了低压分离器和双进气涡轮机[40]。双闪蒸汽地热发电系统如图6所示。地热流体在第一级分离器中进行第1 次压降（闪蒸），随后进入第二级分离器中进行第2 次闪蒸产生低压蒸汽，低压蒸汽与高压涡轮机出口的高压蒸汽混合后进入低压涡轮机带动发电机发电。

图6 双闪蒸汽地热发电系统Fig.6 Schematic diagram of the double-flash steam geothermal power generation system

在相同温度等级地热流体下，相比于单闪蒸发电站，利用双闪蒸技术的地热发电站电能转换输出效率可达25%以上。尽管利用双闪蒸技术的地热发电站有更高的㶲效率，但该类型发电站的安装成本也更高，需要更多的操作与维护[41-42]。

3.3 双循环技术

在地热资源温度较低时（低于150 ℃），流体中存在的气体压强无法满足涡轮机的最低运行要求，通常采用双循环技术进行发电[43]。利用双循环技术的地热发电站也称为二元地热发电站（binary geothermal power plant，B-GPP）。类似于传统的化石核电站，B-GPP 通过利用低温地热流体的热能加热其他具有低沸点的流体来产生高压气体，再利用高压气体驱动涡轮机进行发电[44-45]。双循环地热发电系统如图7所示。地热流体从生产井中提取并进入热交换器，在热交换器中完成换热后流入回注井。在热交换器中，低温地热流体通过与低沸点的介质流体进行热交换，产生饱和热蒸汽，然后产生的饱和蒸汽进入涡轮机带动发电机发电。

图7 双循环地热发电系统Fig.7 Schematic diagram of the binary cycle geothermal power generation system

在B-GPP 的设计过程中，大量学者通过对热交换器中介质流体热稳定性的研究得出，B-GPP 可以利用85～170 ℃的地热流体[46-48]。当热交换器中介质流体热为有机物时（如正丁烷、正戊烷或戊烷[49]等），双循环也被称为有机朗肯循环（organic Rankine cycle，ORC）。1982年Kalina Al 使用氨水混合物代替有机物介质，将该循环命名为Kalina 循环（Kalina cycle，KC）并获取专利。KC 能有效提升地热流体的循环效率，其热效率比典型的B-GPP高出30%～40%[50-51]。表1 展示了不同介质的临界温度与临界压力[52]。

表1 双循环介质临界温度与临界压力Tab.1 Critical temperature and critical pressure of the binary circulating medium

从表1 中可以看出，用于热交换的介质流体临界温度与临界压力远低于水。由于双循环过程中地质流体与电力生产设备没有直接接触，因此双循环发电技术可以防止管道结垢和腐蚀效应。

3.4 增强型地热系统

当地热资源温度范围在100～300 ℃时，地热资源开采需要用到EGS。在过去40年中，EGS 在欧盟、日本、韩国、澳大利亚和美国相继开发起来。EGS也被称为工程地热系统，这是比水热型地热系统更复杂、难度更大的一种地热开采系统[53-55]。

传统水热型地热系统虽然不会产生大量的CO2，但地热流体当中存在较多的地底有害物质，比如H2S 气体等，会对空气造成一定污染。而EGS能有效减少有害物质的排放，是一种更环保的地热发电技术[56]。理论上用于开采高温地热资源的EGS发电过程通常与双循环发电技术所描述的相同，不同的是为了开采这种地热系统，需要额外增加地下岩石渗透的过程，既可以通过打开岩石中已有的裂缝，也可以通过形成新的岩石来创建人工储层[57]。通过将水或其他适当的介质流体（例如CO2）注入到热岩石裂隙（或人造储层）中激发强烈的热交换，来提取岩石中可用的大部分热能。随着地热钻井技术的发展，有时也将岩层中已有流体作为循环介质，将热流体从生产井中的提取泵送到建立在地面上的发电站发电，然后再回注入地下[58-60]。

4 地热能综合利用系统

地热能综合利用系统通常输入1 个或多个能源产生多种能量输出，其目的是进一步提升地热能的利用价值，并降低能量生产成本。同时，利用某些地热能综合利用系统还可以降低环境影响，增强能源利用的可持续性。

4.1 地热能-天然气系统

利用热交换器并寻找能量最优交换点建立地热能-天然气系统，可以综合利用地下流体中的热能与天然气系统中的冷能[61]。图8 为一种地热能-天然气混合系统发电流程。图8 中ORC-1 主要用于回收液态天然气中的冷量，在该循环中产生膨胀的乙烷介质气体；KC 和ORC-2 主要用于提取地热流体中的热能以及产生膨胀的异丁烷和氨气等介质气体。将液化天然气与地热流体作为热交换器中的冷凝循环液，在KC 与ORC 中产出膨胀介质气体输入涡轮机进行发电，最大化提高了能量的利用效率。

图8 地热能-天然气混合系统发电流程Fig.8 Power generation process flow of the geothermal energy-natural gas hybrid system

地热能-天然气系统的另一个应用是地热能为天然气调压升温。在天然气调压过程中，压力下降会导致运输管口出现不凝结气体，进而阻碍天然气运输。通常采取的措施是燃烧化石燃料对天然气管道口进行预热[62-63]。这种做法不仅加大了化石燃料的消耗，同时还产生了大量有害气体。通过建立地热能-天然气系统，利用热交换器提取地热流体中的热能对天然气管道口进行预热，可显著减少燃料的消耗[64]，同时减少对天然气管道的损伤。

4.2 地热能-太阳能系统

单一太阳能发电存在成本高、发电不连续、发电量不稳定等缺点，单一中低温系统发电存在难度高、发电效率低、能源品位低等缺点，而地热能-太阳能综合利用系统可以很好地解决上述问题[65]。地热能-太阳能系统的结构并不复杂，旨在利用低成本的太阳能集热器来提升地热流体温度，以增加低温地热系统的发电量。图9 展示了一个典型的地热能-太阳能系统[66]。该系统由液态低温地热流体、太阳能集热器和ORC 组成。系统中太阳能集热器吸收阳光中的热能后，可将低温地热流体从95 ℃加热到130 ℃，再通过ORC 模块产生电能。

图9 典型地热能-太阳能系统Fig.9 A typical geothermal energy-solar system

相比于其余地热能综合利用系统，地热能-太阳能系统拥有更高的可靠性与环保性，可以在没有任何环境污染的前提下提升地热能发电量[67]。随着近几年太阳能产业的不断发展，太阳能器件的成本不断降低，地热能-太阳能系统的开发也不仅仅局限于提升电力产量，还包括空间加热、工业用热和热水综合应用。在能量转换技术的不断发展下，目前地热能-太阳能系统能量利用效率最高可提升到36.6%[68]。

4.3 其他地热能综合利用系统

在目前的研究中，国内外学者相继开发出了其他地热能综合利用系统，包括地热能-化石燃料系统、地热能-废弃油气井转化技术和地热能-生物质能系统等。

对于低焓地热资源，地热能-化石燃料混合发电站可以大幅度降低化石燃料的消耗并减少温室气体排放[69]。研究表明，1 个500 MW 的混合型地热-煤发电站每年可以节省超过30 万t 煤[70]。此外，相比于单独的地热发电站，混合型地热-煤发电站的电力成本可降低33%～87%；与单独的燃煤发电站相比，混合型地热-煤发电站电力增产约19%[71]。

经过长期不断考察后发现，开采后的废弃油气井中存在巨大地热潜力。在一项研究中得出：新西兰的349 个废弃石油和天然气井可以为电力网增加1.7×109kW·h 电能[72]；美国得克萨斯州南部地区废弃油井可以产生高达3 MW 功率的电力[73]。

有关地热能与生物质能综合利用系统旨在通过地热来提高生物质转化过程的效率，实现更高的功率输出。最近的一项研究得出，相比于彼此独立发电的2 个系统，地热能-生物质能系统可提升32%的净功率[74]。

5 地热能利用与开发主要因素

普遍的观点将地热能认作是一种可再生能源[75-76]。为了实现更高的经济目标，地热资源在过去的几十年间被大规模开采[77]。然而，地热资源的开采和恢复往往是不平衡的。例如，美国在加利福尼亚州的Geysers 地热田建造了22 座地热发电站，在没有相关规划与限制下不断开采，导致地热流体不断消耗，1999年发电功率下降了约77 MW[78]。尽管后来发电站向地热井中注入了大量污水处理厂的污水以解决电量下降问题，但发电功率仍然从最初设计的2 000 MW 下降到了1 500 MW。因此，为了使地热能更好地被开发利用，必须考虑政策、地热经济学和地热再注入等多方面因素。

5.1 政策制定

以发达国家为首，世界各国制定了多种地热能开发利用政策以更合理地开发地热能。在美国，除了国家能源政策法案外，各州还通过了与地热资源开发相关的24 个州级法案[79]。欧盟建立了1 项专门针对欧盟成员国的国家级地热法案，涉及的国家包括奥地利、法国和意大利等。此外，其他具有地热开发潜力的国家，如中国，正在努力制定与地热采暖和地源热泵相关的扶持政策。尽管各国正加大地热能的开发并努力制定了相应政策，但目前在国际上还没有1 套可以被广泛使用的地热能技术使用标准。

5.2 地热经济学分析

与其他可再生能源相比，地热能开发利用的初期投入成本更高并且投资回收周期更长。同时，由于在开采前无法完全掌握地热资源质量和储量大小，使得地热投资更具有风险性。因此，在地热资源开发的各项阶段需要进行合理的地热经济学分析，以降低地热开发的不确定性，并保障运营企业经济利益最大化。图10 展示了地热能开发利用过程中的8 个阶段，要实现地热能开发利用经济性，需要严格控制每个阶段的成本。

图10 地热能开发利用8 个阶段Fig.10 The eight stages of geothermal energy development and utilization

5.3 地热再注入技术

任何地热资源开发利用过程中，都需要用到再注入技术[80]。地热再注入最开始旨在简单处理生产或发电后剩余的地热流体，现已成为地热开采过程中的一项关键技术环节。地热再注入具有以下优点：

1）可以防止废弃的地热流体污染浅层地下水；

2）可以维持储层压力，稳定生产率；

3）有助于减少和管理大规模地热流体抽取引起的沉降。

再注入技术也有以下缺点和困难：

1）回注井的选址困难；

2）处理流体量大，再注入压力大；

3）地表膨胀；

4）可能诱发地震。

地热系统再注入策略的设计是一个复杂的问题，需要考虑多个参数的影响。例如：废液处理，成本，油藏温度，油藏压力，注入流体温度，二氧化硅结垢，储层流体化学变化，沉降和注入位置的选择等。合理的再注入计划是地热能开发利用的保障，也是提升地热能经济效益的关键。因此，应当制定健全的再注入计划，确保地热能合理高效的开发利用。

6 地热能利用技术展望

与风能和太阳能相比，地热能不受季节、气候和地理等条件的影响，被认为是一种可靠的能源。如果得到合理的开发利用，地热能将有可能保证全人类未来1 000年的电力供应。本文结合目前全球不同类型地热能开发利用研究现状及应用实际，介绍并归纳了不同等级地热能的直接利用技术，发电站技术和综合利用技术。从政策、经济和可持续性3 个方面对地热能开发利用进行了讨论，并根据目前的发展趋势，预测了未来地热能开发利用进一步可能的研究方向，为地热能开发利用提供了理论支持与价值参考。

1）地球上大约 68%的地热资源温度低于130 ℃，这类地热资源可被用于各种形式的直接利用，例如地热热泵、温泉和地暖等。未来地热能直接利用技术将向着更详细、更全面的多梯度方向发展，以追求地热能能量的最大利用率。

2）对于温度更高的地热资源，地热能发电技术无疑是未来地热能开发利用的关键。目前，世界上地热能发电技术主要面向水热型地热资源，采用的技术以干蒸汽技术与闪蒸技术居多。然而，这2 类地热发电技术的钻井深度通常小于2 000 m 且钻井范围仅限于靠近地壳构造板块的边界的地区，因此地热能利用具有一定局限性。为了避免上述限制并进一步提升地热能转换效率，未来高温地热资源利用将向着更高利用率的双循环发电技术方向发展。在双循环发电技术中，一个关键影响因素是热交换效率，因此未来对热转换器的设计和优化是一项极具意义的研究方向。

3）资源循环效率、政府扶持力度和环境友好度等因素将成为未来地热能开发利用过程的主要限制因素。对地热能开发利用将需要更为细致的规划，必须充分考虑对人类社会和生态系统的影响。地热能开发利用整个过程包括钻井、施工、运营、维护和退役阶段，各阶段对环境的影响都需要进行评估，以确保对人类社会的影响最小，效益最大化。