211service.com
Wykorzystanie CO2 do pozyskiwania energii geotermalnej
Dwutlenek węgla wytwarzany przez elektrownie może znaleźć drugie życie jako płyn roboczy, który pomoże odzyskać ciepło geotermalne z kilometrów pod ziemią. Taki system nie tylko wychwytywałby dwutlenek węgla i utrzymywałby go z dala od atmosfery, ale byłby także opłacalnym sposobem wykorzystania gazu cieplarnianego do generowania nowej energii.
Gorące powietrze: Elektrownia geotermalna Soultz-sous-Fôrets w Alzacji we Francji pompuje wodę do spękanej skały, aby pozyskać ciepło i tym samym wytwarzać energię elektryczną. Naukowcy wspierani 16 milionami dolarów z federalnych funduszy stymulacyjnych starają się udowodnić, że takie elektrownie geotermalne mogą generować o 50% więcej ciepła, krążąc pod ziemią dwutlenkiem węgla.
Zwolennicy tej jeszcze niesprawdzonej koncepcji zdobyli duże poparcie i bardzo potrzebną gotówkę dzięki niedawnej nagrodzie Departamentu Energii USA w wysokości 338 milionów dolarów federalnych funduszy stymulacyjnych na badania nad energią geotermalną. Około 16 milionów dolarów z funduszy zostanie podzielonych na dziewięć projektów związanych z dwutlenkiem węgla, kierowanych przez Laboratorium Krajowe im. Lawrence'a Berkeley i inne laboratoria krajowe, Sunnyvale, firma chemii kombinatorycznej z siedzibą w Kalifornii Technologie Symyx i kilka amerykańskich uniwersytetów.
Pomysł: dwutlenek węgla, który jest przemieszczany przez gorące regiony kilometry pod ziemią, może skutecznie wyprowadzać ciepło na powierzchnię, gdzie można go wykorzystać do wytwarzania energii elektrycznej. Według kierownika projektu Symyx i materiałoznawcy Miroslava Petro, prawdopodobne jest, że proces ten pozostawi pod ziemią dużo dwutlenku węgla, a tym samym poza atmosferę. Sekwestrujesz CO₂ i jednocześnie generujesz z niego energię.
Koncepcja została po raz pierwszy zaproponowana jako sposób na ulepszenie systemów, które pompują wodę głęboko pod ziemię w celu rozbicia gorących skał, a następnie doprowadzają podgrzaną wodę do góry przez drugą studnię w celu wytworzenia energii, a następnie odprowadzają ją z powrotem w dół. Ta technologia została do tej pory udaremniona, ponieważ tak trudno jest rozbić skałę, aby dostać się do ciepła geotermalnego i utrzymać jego przepływ. Projekt Unii Europejskiej Soultz-sous-Fôrets w Alzacji we Francji, najbardziej zaawansowany tego typu projekt na świecie, zajęło 20 lat, aby osiągnąć zaledwie 1,5 megawata wytwarzania energii (wystarczająco na zaopatrzenie około 1500 domów). Proces ten antagonizował pobliskie społeczności z powodu niewielkich trzęsień ziemi wywołanych wymaganym agresywnym szczelinowaniem.
W 2000 r. fizyk z Los Alamos National Laboratory Donald Brown zaproponował zastąpienie wody nadkrytycznym dwutlenkiem węgla, formą pod ciśnieniem, która jest częściowo gazem, a częściowo cieczą. CO2 w stanie nadkrytycznym jest mniej lepki niż woda i dlatego powinien swobodniej przepływać przez skały. Brown zauważył, że efekt syfonowania powinien pomóc w obiegu dwutlenku węgla, dzięki różnicy gęstości między wypompowywanym CO2 w stanie nadkrytycznym a wynurzającym się gorętszym gazem, zmniejszając straty mocy pompowanej cieczy. Co więcej, Brown argumentował, że zamiast korzystać z cennych zasobów słodkiej wody, projekt oparty na dwutlenku węgla może przechwycić równowartość 70-letnich emisji CO2 z 500-megawatowej elektrowni węglowej.
Sześć lat później Lawrence Berkeley hydrogeolog Karsten Pruess wykonał pierwsze szczegółowe modelowanie technologii. Pruess przewidywał, że projekt taki jak Soultz-sous-Fôrets może wytworzyć około 50 procent więcej ciepła za pomocą dwutlenku węgla niż za pomocą wody. Większość projektów finansowanych przez DOE ma na celu przetestowanie optymizmu Pruess.
Według Petro najważniejsze pytanie brzmi, jak dwutlenek węgla w stanie nadkrytycznym będzie oddziaływał ze skałami i minerałami. CO2 w stanie nadkrytycznym ma również szczególnie złożony związek z wodą. Nie przewiduje się, aby nadkrytyczny CO2 sam w sobie rozpuszczał minerały ze skał, co jest głównym problemem w podejściu wodnym. Ale, mówi Petro, dodanie ułamka wody do nadkrytycznego CO2 może stworzyć super rozpuszczającą się kwaśną wodę sodową.
W międzyczasie co najmniej jeden deweloper stara się o finansowanie demonstracji w terenie geotermii opartej na dwutlenku węgla. We wrześniu deweloper geotermalny z Salt Lake City Energia zielonego ognia ogłosił wspólne przedsięwzięcie z małym producentem ropy naftowej, Ulepszone zasoby ropy naftowej , aby zbudować dwumegawatową elektrownię demonstracyjną CO2 w pobliżu granicy Arizona-Nowy Meksyk. Firmy proponują rozpoczęcie wiercenia odwiertów w 2010 roku, aby uzyskać dostęp do gorących skał leżących pod naturalnym podziemnym zbiornikiem dwutlenku węgla. Przewidują, że lokalizacja może zapewnić wystarczającą ilość ciepła, aby wytworzyć do 800 megawatów energii, a tym samym może wchłonąć większość dwutlenku węgla wytwarzanego przez sześć dużych elektrowni węglowych w regionie.
Zamiast dodawać CO2 do planów energii geotermalnej, Grupa badawcza ds. geofluidów z University of Minnesota , jeden z laureatów DOE, proponuje dodanie pozyskiwania energii geotermalnej do istniejących planów wychwytywania i składowania dwutlenku węgla. Martin Saar, geofizyk z University of Minnesota, który kieruje grupą zajmującą się geofluidami, twierdzi, że ten schemat przyniesie dodatkową wartość z operacji, które już wpompowują nadkrytyczny CO2 do głębokich warstw wodonośnych solankowych w celu ich przechowywania lub do formacji ropy i gazu w celu przyspieszenia produkcji. Jak mówi Saar, dwutlenek węgla będzie odbierał ciepło z okolicznych skał, dlaczego więc nie przepuścić jego części, aby wytworzyć energię? Eliminuje to konieczność łamania skał. Wykorzystuje też istniejący sprzęt i wywiercone studnie, zmniejszając w ten sposób koszt elektrowni geotermalnej.
Saar bada, w jaki sposób nadkrytyczny CO2 oddziałuje ze skałami, minerałami i wodą. Zrozumienie tego ostatniego ma kluczowe znaczenie dla systemu Minnesota, ponieważ dwutlenek węgla wstrzykiwany do solankowej warstwy wodonośnej miesza się z wodą. Jednak Saar mówi, że może to być mniejszym problemem, niż się wydaje, ponieważ duże ilości CO2 wstrzykiwane do solankowej warstwy wodonośnej powinny się rozdzielić, tworząc odrębną warstwę: CO2 w stanie nadkrytycznym jest w rzeczywistości mniej gęsty niż solanka, więc w warstwie wodonośnej wzrośnie i basen pod skałą.
Jeśli prace laboratoryjne potwierdzą to i inne przewidywania, mówi Saar, mogą przetestować geotermię CO2 w terenie za zaledwie trzy lata.