Geothermisches Kraftwerk Ribeira Grande, Azoren

Die mitten im Atlantik gelegene Inselgruppe der Azoren bildet eine eigene autono – me Region von Portugal. Acht der neun Inseln sind vulkanischen Ursprungs. In der Nahe der Stadt Ribeira Grande am Sudufer der Insel Sao Miguel wird seit 1994 ein geothermisches Kraftwerk betrieben, das nach Fertigstellung der zweiten Ausbau – stufe im Jahr 1998 mit einer Leistung von 13 MWel Strom produziert. Die beiden Turbinen aus der ersten Bauphase leisten je 2,5 MWel, die zwei neueren Turbinen je 4 MWei.

Betreiber der Anlage ist die Sociedade Geotermica dos Acores (Sogeo SA), ei­ne Tochter des azoreanischen Energieversorgers Electricidade dos Acores (EDA). Das Kraftwerk produziert seit Fertigstellung der zweiten Ausbaustufe jahrlich etwa 40 % des elektrischen Energiebedarfs von Sao Miguel, der Hauptinsel der Azoren.

Aktuell werden pro Jahr 70 bis max. 85 GWhe/ erzeugt, daraus errechnet sich ei – ne Vollbenutzungsstundenzahl tBv von 5.400 bis 6.150 h/a. Die Verfugbarkeit der Anlage liegt nach Auskunft des Betreibers bei uber 98 %.

Geothermisches Kraftwerk Ribeira Grande, Azoren

Abb. 6.36 Das geothermische Kraftwerk Ribeira Grande (Sao Miguel, Azoren) arbeitet mit ei – nem ORC-Kreisprozess und verfugt uber eine elektrische Nennleistung von 13 MWe;. Im Hinter – grund der Bilder ist die Kondensatoranlage zu sehen, die aus parallel geschalteten Luft-Wasser – Warmeubertragern mit Zwangsbeluftung besteht.

Die ersten geologischen Untersuchungen zum geothermischen Potenzial der Azo­ren wurden im Jahr 1973 durch die weltweite Olpreiskrise motiviert. In der Nahe des ruhenden Vulkans Pico Vermelho fanden sich bereits in 500 m Tiefe Tempe – raturen von 200 °C. Ein erstes geothermisches Kraftwerk wurde 1980 errichtet und mit einer Turbine des japanischen Herstellers Mitsubishi mit einer Nennleistung von 3 MWC( ausgestattet. Die tatsachliche Maximalleistung uberschritt aber nie mehr als 0,8 MWC(, da die aus der Tiefe geforderte Dampfmenge geringer war als angenom – men. Das Kraftwerk erzeugt jahrlich 3 bis 5 GWhe/, der hohe Kalkgehalt in der Sole erfordert aber umfangreiche Wartungsarbeiten.

Von 1988 bis 1994 wurden an einem hoher gelegenen Standort vier neue Bohrun – gen mit einer Endteufe zwischen 900 und 1.100 m niedergebracht, die im Jahr 2000 durch eine funfte Bohrung erganzt wurden. Aus vier der Bohrungen wird ein ge – spanntes Thermalwasser-Dampf-Gemisch gefordert, das bei einem Druck von 5,2 bar eine Temperatur von 153 °C aufweist. Dessen niedrige speziflsche Enthalpie von etwa 1.100 kJ/kg ist charakteristisch fur low-enthalpy fluids. Das entwarmte Wasser wird durch die funfte Bohrung, die etwa 90 m tiefer als die Produktionsbohrungen endet, in den Untergrund reinjiziert. Unterhalb des angebohrten Wasserreservoirs beflnden sich Magmakammern, die das Thermalwasser erhitzen.

Das geforderte Thermalwasser hat einen Anteil von 2 bis 7 % an nicht konden – sierbaren Gasen (NCG)[175], der Wasserdampfgehalt x liegt bei 22 bis 40 %. Um das Zweiphasengemisch aus Wasserdampf und Gasen bzw. siedender Flussigkeit sinn – voll nutzen zu konnen, hat der Kraftwerkserbauer Ormat Technologies einen

Geothermisches Kraftwerk Ribeira Grande, Azoren

Abb. 6.37 Der Separator im Bild links trennt die Dampfphase (etwa 33 % der Forderrate) und die nicht kondensierbaren Gase (rund 5 %) von der siedenden Flussigphase. Die Gasphase wird zur Verdampfung des Pentans verwendet, die Flussigphase zur Vorwarmung. Bild rechts zeigt den Anschluss an die Bohrung mit der Bezeichnung CL 4, die zur Reinjektion des auf rund 60 °C abgekuhlten Thermalwassers in den Untergrund dient.

speziellen ORC-Kreisprozess unter dem Namen „biphase type Ormat energy con – verter“ entwickelt, der mit dem Arbeitsfluid Pentan betrieben wird.

Ein wesentliches Bauelement des Kraftwerks stellt der Separator dar, der das zwei – phasige Thermalwasser in seine Dampf – und Flussigphase trennt (Abb. 6.37, links). Das Anlagenschema des ORC-Prozesses entspricht weitestgehend der Abb. 6.20 im Abschnitt 6.2.3. Beim Kraftwerk Ribeira Grande wird der Turbinenabdampf jedoch nicht zur internen Zwischenuberhitzung genutzt. Vorwarmer, Verdampfer und die Massenstrome des Arbeitsfluids Pentan wurden von Ormat auf die Enthalpiestro – me der beiden im Separator getrennten Phasen abgestimmt, so dass die Aufheizung des Arbeitsfluids von etwa 80 °C auf die Verdampfungstemperatur von 138 °C voll – standig mit dem ruckgefuhrten Solekondensat aus dem Verdampfer und der Flus – sigphase aus dem Separator erfolgen kann. Die Verdampfung des Arbeitsfluids zu Sattdampf erfolgt im Anschluss, dabei wird die aus dem Separator entnommene Dampfphase des Thermalwassers kondensiert. Die getrennte Warmeubertragung er – moglicht eine Temperaturdifferenz von 10 K bis max. 20 K zwischen dem Arbeits­fluid der Sekundarseite und dem Primarmedium Thermalwasser. Die durch Tempe- raturdifferenzen bedingten Exergieverluste sind damit auf ein Minimum reduziert. Die nicht kondensierbaren Gase werden an der hochsten Stelle im Verdampfer ge – sammelt, in einem Kompressor verdichtet und uber die Injektionsbohrung zuruck in den Untergrund geleitet.

Insgesamt werden 115 t/h Dampf und 227,6 t/h Soleflussigkeit (brine) gefordert und auf die 4 Turbinen geleitet. Die von Ormat in der zweiten Bauphase geliefer – ten Turbinen sind bei einer Nenndrehzahl von 1.500 U/min direkt und getriebelos an den Generator angekoppelt und erreichen auf diese Weise eine hohe Effizienz. Ormat gibt den Turbinenwirkungsgrad mit 84 bis 88 % an. Der elektrische Wir – kungsgrad des Generators betragt bei Nennlast 96 %.

Der Turbinenabdampf wird in einer Reihe von luftgekuhlten Trockenverflussigern kondensiert und anschliefiend uber isolierte Rohrleitungen der Umwalzpumpe zur

Druckerhohung zugefuhrt. In Abb. 6.36 rechts sind die Verflussiger zu sehen. Prin – zipiell ware eine Nutzung der Restenthalpie des Arbeitsfluids durch Auskopplung in ein Heizwarmenetz moglich gewesen. In der Nahe des Kraftwerksstandortes gibt es jedoch keine grofieren Verbraucher, die Heizwarme benotigen.[176] Der im Jahr 1998 in der Bauphase B errichtete zweite Kraftwerksblock leistet 9,4 MWel brutto bzw. nach Abzug des Eigenstrombedarfs fur Primarpumpe, Umwalz – pumpe und Luftkuhler netto 8 MWel. Die speziflsche Enthalpie des Thermalwas – sers bei einem Druck von 5,2 bar, einer Temperatur von T1 = 153 °C und einem Dampfgehalt von etwa 21 % betragt h1 « 1090 kJ/kg, die speziflsche Enthalpie des reinjizierten Thermalwassers (bei 5,2 bar und T3 = 60 °C) noch h3 « 250 kJ/kg. Der Primarenthalpiestrom berechnet sich bei einem Primarmassenstrom von mp « 334 t/h zu ЛЯ1-3 « 78 MW(h. Damit wird ein Bruttowirkungsgrad des Anlagenteils von nel, br ~ 12 % und ein Nettowirkungsgrad von nel, ne « 10,3 % erreicht.

Der Betreiber Sogeo plant weitere geothermische Kraftwerke dieses Typs. In einer Studie wurde allein fur die Insel Sao Miguel ein Potenzial von 240 MWel ermit – telt. Im Herbst 2006 wurde am Pico Vermelho der Bau eines 11,5 MWel-ORC- Kraftwerks von oRMAT begonnen, in dem auch ein interner Warmeubertrager zum Einsatz kommen sollte. Der exergetische Wirkungsgrad dieses Kraftwerks wird bei 40,8 % liegen.

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