我国地热发电技术历史和现状

地大热能地热能+多能互补新闻网讯：地热能是蕴藏在地球内部的一种潜力巨大的可再生能源，实际上包括两类介质；一种是岩体热资源；另一种是水（矿）热资源。地热利用可以分为地热发电和地热直接利用两大类。经过几十年几代人的努力，目前，常规地热也就是水热型地热的直接开发利用，我国已处于世界先进水平，利用的地热能总量居世界前列。相对而言，地热发电近30年来发展缓慢，中低温地热发电停滞，高温地热发电装机容量很小，干热岩资源发电尚属空白。

一、地热发电技术

要让地热发电，首先要将热能转化成动能，然后将动能再转变成电能。用于发电的地热资源，主要有三种，即水热资源、地压资源、干热岩资源。目前只有水热资源用于商业发电，其余还处于试验阶段。作为地下热能的载热体可以是蒸汽或是热水，因此地热发电分为地热蒸汽发电和地下热水发电两大类。地热蒸汽发电最为简单，因为地热蒸汽既是载热体又是工质。地下热水发电须先汽水分离，水要排掉，使蒸汽进入汽轮机做功，这种系统叫闪蒸系统（减压扩容系统）；或利用地下热水来加热某种低沸点工质，进入汽轮机做功，这种系统称双流体系统（低沸点双工质系统）；还有一种全流系统，将汽水混合物直接送入一个膨胀机做功，产生机械功带动发电机发电。目前实际应用的地热能发电技术主要有扩容闪蒸法、双工质法、螺杆膨胀动力机组。

二、我国地热发电历史与现状

（一）中低温地热流体发电

20世纪70年代，我国先后在广东、江西、湖南、广西、山东、辽宁、河北等地共建成7处、利用100℃以下中低温地热流体发电的小型地热试验电站：

1970年广东丰顺县邓屋，利用92℃地下热流体采用闪蒸法发电试验成功，当时的地质部部长李四光先生还发去了贺电。首次发电装机容量为86kW。1978年采用双工质法的第二台试验机组发电量为200kW。1984年第三台300kW机组投入生产。其中1号机组、2号机组完成试验不久后都停运了，3号机组（300kW，水温92℃，闪蒸）一直运行至2008年因设备老化、腐蚀等问题停运。

1971年在江西宜春县建立的温汤地热试验发电站（2台机组装机容量100kW），是世界上因地制宜利用中低温地热水发电的范例。温汤热水温度只有67℃，设计为一套双循环地热发电试验装置，工质采用氯乙烷。由于氯乙烷的沸点只有12.5℃，当67℃的热水流入蒸发器，加热器内的低沸点工质氯乙烷立即汽化，蒸汽压力立即升高，主汽门一开，蒸汽就推动汽轮发电机组发电。厂用电只需一台7kW工质泵，就能得到50kW的净电。这是全世界地热水温度最低的一座小型地热试验电站（美国阿拉斯加Chena电站记录的世界上中低温地热发电下限为74℃），整个电站的厂用电也是最少的，非常成功，这一成果还获得了1978年全国科学大会奖。

湖南宁乡县灰汤地热试验电站也是一个比较成功的电站，1975年建成，利用98℃的温泉，年装机容量为300kW，电站由省电力系统统一管理，设备的建造和维护正规，正常运行30多年后到2008年终因设备老化停运。

河北怀来县后郝窑，利用85℃的地热流体建立发电站，也是采用双循环发电系统，工质为氯乙烷，装机容量为200kW。

辽宁营口市熊岳地热试验电站，热水温度84℃，采用正丁烷作为双循环发电系统的工质，装机容量为200 kW。

山东招远县汤东泉地热电站，热水温度98℃，装机容量为300kW。

广西象州市热水村地热电站，热水温度79℃，装机容量200kW。

从以上资料可以看出：我国的中低温地热电站基本上是在计划经济时代建立的，虽然总装机容量1.6MW微不足道，但都是当时科学工作者因地制宜、自主探索获得的宝贵经验，创造了利用67℃地热流体的世界最低温度发电历史，没用进口设备，没请外国专家，都是大学老师出图纸，工厂试生产，其技术是与世界同步的扩容闪蒸法和双工质循环法。但这些小型地热发电站均是试验研究性质，由于试验经费减少、设备腐蚀等原因，其中5处在20世纪70年代末就认为没有经济效益而停止运行，仅广东省丰顺县邓屋和湖南省宁乡县灰汤各300kW均运行至2008年，最终因设备过于老化而停运。

（二）高温地热能发电

我国高温地热能发电有西藏的羊八井、朗久、那曲、羊易，云南腾冲，台湾的清水、土场。目前仅羊八井地热电站仍在运行，其他电站均运行时间不长，因结垢等原因停运。

西藏羊八井地热电站是我国目前唯一仍在运行且效益较好的一个地热发电站。1975年发现的羊八井地热蒸汽田，位于拉萨市西北90公里青藏公路线上，为一面积30平方公里的断陷盆地，有十多个地热显示区，沸泉组成的热水湖、大小喷气孔、热水泉星罗棋布。羊八井地热蒸汽田内的第一口钻孔探至地下38~43米深时，蒸汽和热水混合物从钻杆外沿喷出，高达15米以上，井口最大压力3.1kg/cm2，蒸汽流量10t/h，井下温度达到150℃左右。羊八井地热蒸汽田是我国目前已知的热储温度最高的地热田。我国第一座地热蒸汽电站在西藏羊八井于1976年建立，第一台1MW试验机组于1977年发电成功，此后羊八井地热电站经过不断扩容，至1991年陆续组装完成了另8台3MW机组，同时第一台1MW试验机组退役。此后维持装机容量24.18MW，每年发电量1亿度左右，在当时拉萨电网中曾承担41%的供电负荷，冬天甚至超过了60%，被誉为世界屋脊上的一颗明珠。2008年“国家863计划”支持在羊八井地热电站新增安装了1MW低温双螺杆膨胀发电机组，利用电站排放的80℃废热水发电运行，2009年羊八井地热电站发电量达到1.419亿度。至今羊八井地热电站已运行40多年，每年运行6000小时以上，年均发电量超过1.2 亿度。此外羊八井还建有地热温室种植多种蔬菜，一年四季向拉萨供应新鲜蔬菜。目前西藏羊八井地热电站总装机容量为25.18 MW。

西藏的地热电站还有羊易地热电站，井口工作温度209℃，装机容量30MW；阿里朗久地热电站，2台1MW机组，总装机容量2MW；那曲地热电站1992年由联合国捐赠建设，采用美国ORMAT技术，井口工作温度110℃，装机容量1MW，但该地热电站2000年停产。

其他高温地热发电站有云南腾冲地热田，井口工作温度250℃，装机容量12MW；台湾清水地热电站于1977年建立，2台1.5MW机组，装机容量3MW；台湾土场地热电站1983年建成，井口工作温度173℃，双工质，1台机组装机容量0.3MW。

三、地热发电大有可为

目前国际上评价一个国家地热发展的程度，往往是以这个国家地热发电的产出作为判断根据。因为地热发电要求比较高的技术，地热发电能产生二次能源，为国家的经济发展提供动力。根据国际地热协会（IGA）的统计，至2015年全球有34个国家建有地热电站，总装机总容量达到18500MW，地热发电10年内增长率为13.4%。同时预测利用现有技术，世界地热发电潜力至2050年装机容量可望达到70GW；若采用新的技术（增强型地热系统EGS），则装机容量可以翻一翻（140吉瓦）。若用地热发电替代燃煤发电，至2050年将可减少二氧化碳排放每年10亿吨，若替代天然气发电则可每年减少5亿吨。

我国地热发电探索起步不算晚，但近30年来发展缓慢，在世界各国中处于较为落后的局面，地热发电装机容量世界排名第15位，年发电量排在世界第14位。从地热发电基础理论和设备装配角度看，我国利用技术水平已相当成熟。从资源储量角度分析：全国已发现地热点3200多处，其中具备高温地热发电潜力有255处，预计可获发电装机5800MW；干热岩蕴藏热能量巨大，我国大陆3000米至10000米深处干热岩资源总计为2.5×1025J，相当于860万亿吨标准煤，是我国目前年度能源消耗总量的26万倍；中低温地热资源丰富，在东南沿海、华北等地具有很好的中低温地热发电前景，目前开发利用量不到资源保有量的千分之一，总体资源保证程度相当好。

我国境内的环太平洋地热带和地中海—喜马拉雅(滇藏)地热带蕴藏有丰富的高温地热资源。我国拥有150℃以上高温温泉区近百处，主要集中分布在西藏南部、滇西地热带和台湾地热带。西藏有沸泉44个，根据地球化学温标推算高温水热对流系统有61个，估计发电潜力可达1930.11MWe30a。羊八井地热蒸汽田内的ZK4001地热井，井口工作压力15×105Pa，工作温度200℃，汽水总量302t/h，其中蒸汽流量37t/h，单井发电潜力即可达到12.58MW。羊易地热田具有30MW装机的建站条件，远景发电潜力可达50MW。高温地热蒸汽首先用于发电，地热电厂发电尾水向城市建筑物供暖，可实现高温地热发电—尾水供暖的梯级利用，达到经济、环境效益的双赢，无论从资源角度、还是从市场方面，有着广阔的前景。西藏有高温地热蒸汽发电成功经验，地热资源丰富但开发利用程度较低，进一步开发羊八井深部热能，可提高羊八井地热电站发电能力。加大加快青藏路沿线地热资源开发力度，以现有地热电站为基础，建立高温地热开发利用示范基地，以此带动云南、福建、台湾等地区的高温地热开发利用。

改进中低温（100℃以下） 地热发电技术，使经济上更具竞争力。转变“中低温地热发电在技术上可行、但经济上不可行”的历史偏见和认知误区。太阳能光伏发电10万元装机1kW，年运行2000小时；而中低温地热发电1万元装机1kW，可实现年运行6000小时以上，优势显而易见。经济性要从长远的角度看，不能只从单一的经济利益来评价地热发电，还应认识到生产的是无碳的二次能源，包括能源结构的改善、环境效益等。

另外，大量的矿山企业、燃煤电站和诸多油田废弃油井所排放的高于80℃以上的废水，采用双流体系统发电，可以物尽其才废物利用。尤其是油气田伴生的中低温地热资源总量非常巨大，综合开发利用将给我国地热发电带来新的机遇。油田区注水采油，使许多油田含水率已达90%，实际上是“水田”。地热发电成本高在于凿井费用，利用油气田已有井孔，可大量节省打井费用，减少60%投资。油气田综合开发利用地热资源，发电成本是增强地热系统（EGS）的1/4或1/5。已有统计预算：仅是我国任丘油田可供发电的中低温(90～150℃)地热资源就可建2000MW以上的地热电站。油气田区开发地热资源，可以产生油—热—电联产井综合效益，将是今后地热产业发展的一个方向。

向深部干热岩进军。干热岩资源量占全部地热资源的98%，潜力无比巨大。地壳中干热岩所蕴含的能量相当于全球所有石油、天然气和煤炭所蕴藏能量的30倍，是一种可再生能源，可以说取之不尽、用之不竭，是地热发电领域新的突破点。目前，全球众多经济发达国家对干热岩的发电研究方兴未艾。世界上第一个商用增强型地热发电厂已经在德国建成，2007 年投入运行每年可发电2200 千瓦时。建造一个干热岩发电厂一般需要5年时间，其使用寿命一般在15～20年左右。我国增强型地热系统（EGS）的具体目标是：初步将2020年作为技术成熟期，2035年形成规模开发，2050年将地热发电的目标设定为全国总装机容量的5%～10%，这是非常高的目标。为实现这一目标，地热界在努力。

科考认为西藏南部上地壳中的熔融层是寻找增强型地热系统的有利地区，羊八井深部和云南腾冲热海热田的发电潜力可达到100GWe。2007～2008年中、澳签订合作协议共同承担“中国工程地热系统资源潜力的研究”项目，两国科学家多次在云南、广东、福建、江苏等地考察，选择福建漳州和江苏北部为前景区。

2010年国土资源部启动“我国干热岩勘查关键技术研究”。2012年科技部863项目启动“干热岩热能开发与综合利用关键技术研究”。高温岩体地热资源丰富、地热梯度高的青海共和盆地作为我国干热岩优先开发地区，投入了深部地球物理勘探，实施了干热岩科学钻探，2017年8月位于青海省共和县的GR1井实施固井一次成功，井深3705米探获236℃优质干热岩，成为国内温度最高的干热岩井。

2019年自然资源部中国地质局正式印发《青海共和盆地干热岩勘查与试验性开发科技攻坚战实施方案（2018~2025）》，明确总体目标：通过协同攻关，最终突破干热岩勘查开发重大技术难题，实现干热岩勘探开发重大仪器国产化，建立中国首个可复制推广的经济型、规模化干热岩开发示范工程。一旦试验成功并广泛推广应用，则又是地热发电的一个历史里程碑。

最后，国家给予政策和财政支持。相比风能、太阳能等其他可再生能源，地热发电具有很高的利用效率。据《联合国世界能源评价报告》（2007），地热发电的利用效率高达72%～76%，是风能的3～4倍、太阳能的4～5倍。增加我国地热发电的装机容量，既可以促进经济发展，又可以在减排的国际谈判中争取话语权。建议参照其他可再生能源产业发展政策，给予地热发电上网电价补贴，鼓励和吸引更多企业和资金投入到地热发电项目中来。