Planta de demonstração geotérmica de Klaipėda - Klaipėda Geothermal Demonstration Plant

Planta de demonstração geotérmica de Klaipėda
Klaipėdos LEZ.JPG
País Lituânia
Localização Klaipėda
Coordenadas 55 ° 41 2 ″ N 21 ° 12 4 ″ E  /  55,68389 ° N 21,20111 ° E  / 55.68389; 21.20111 Coordenadas : 55 ° 41 2 ″ N 21 ° 12 ″ 4 ″ E  /  55,68389 ° N 21,20111 ° E  / 55.68389; 21.20111
Status Operacional
Central geotérmica
Min. fonte temp. 38 ° C (100 ° F)
Wells 1
Máx. bem profundidade 1.100 m (3.600 pés)
Capacidade térmica 35  MWt
links externos
Local na rede Internet Geoterma

A planta de demonstração geotérmica de Klaipėda é uma planta de aquecimento geotérmico em Klaipėda , Lituânia , construída durante o final dos anos 1990 e início dos anos 2000. Foi a primeira usina de aquecimento geotérmico na região do Mar Báltico . Seu objetivo era reduzir o dióxido de carbono , dióxido de enxofre , óxido de nitrogênio e as emissões de partículas na área, bem como reduzir a dependência da Lituânia de fontes de energia estrangeiras. A planta fornece aquecimento urbano para a cidade. A construção foi financiada por um empréstimo do Banco Mundial (US $ 5,9 milhões) e uma doação do Fundo para o Meio Ambiente Global (US $ 6,9 milhões). A empresa estatal dinamarquesa Dansk Olie og Naturgas (agora DONG Energy ) forneceu suporte técnico, e a Enterprise Geoterma (EG) atuou como agência de implementação. O custo total da planta foi de US $ 19,5 milhões.

Fundo

Depois de declarar a independência da União Soviética, os Estados Bálticos da Lituânia e da Letônia ficaram com um setor de energia que dependia fortemente de gás importado, petróleo e fontes de combustível nuclear . Em 1996, quando o projeto da usina foi avaliado, as fontes de energia domésticas forneciam apenas 2% da demanda de calor da Lituânia. Os estados começaram a considerar projetos de energia renovável em resposta. Entre 1992 e 1994, o governo da Dinamarca financiou um estudo do potencial geotérmico na Lituânia e na Letônia, denominado Projeto de Energia Geotérmica do Báltico . Os aquíferos regionais nos estratos Devoniano e Cambriano foram analisados ​​juntamente com as necessidades de energia e potencial geotérmico de 12 áreas urbanas: Klaipėda, Palanga , Šiauliai , Šilalė , Šilutė , Gargzdai , Radviliškis e Joniškis na Lituânia e Liepāja , Riga , Jūrmala , e Jelgava na Letônia. Com base nas conclusões deste projeto e outras investigações, Klaipėda foi escolhida como local piloto. O Banco Mundial estimou que a planta reduziria as emissões anuais de dióxido de carbono (CO 2 ) em 47.800 toneladas e óxidos de nitrogênio (NO X ) em 1 tonelada se substituísse o gás natural como combustível, e reduziria as emissões de CO 2 em 51.940 toneladas, NO X em 11 toneladas e dióxido de enxofre em 1.160 toneladas por ano se ele também substituísse o óleo combustível pesado . Segundo essa estimativa, a usina atenderia a cerca de 10% da demanda de calor da cidade.

Projeto e operação da planta

O potencial para aquecimento geotérmico usando o aqüífero fonte surge do cinturão tectônico de Gotland e da interface do cinturão de falhas Polotsk - Kurzeme na área, o que gera anomalias térmicas.

A planta usa água a 38 ° C (100 ° F) de um poço perfurado em um aquífero Devoniano a cerca de 1.100 metros (3.600 pés) abaixo da superfície. O calor é extraído por meio de uma bomba de calor de absorção e circula em circuito fechado. Em seguida, contribui para o sistema de aquecimento urbano existente.

Durante a construção, surgiram dificuldades quando o gesso entupiu os filtros do poço, mas esses problemas foram superados e, em 2004, a Comissão Estadual confirmou uma capacidade de usina de 35  MWt , dos quais 13,6 MWt geotérmicos. 103.000  MWh de calor foram produzidos em 2001, aumentando para 215.000 MWh em 2003.

A Enterprise Geoterma passou por dificuldades financeiras, chegando perto da falência em 2007. A empresa planejava reconstruir a planta durante 2008, possivelmente adicionando capacidade de geração elétrica.

A produção anual aumentou de 100 MW th em 2001 para seu máximo de 230 MW th , antes de diminuir para 10 MW th em 2008. Ela aumentou para 120 MW th em 2010, então diminuiu gradualmente antes da usina ser desligada em 2017 devido a fatores econômicos desfavoráveis ambiente e problemas com a injeção de água geotérmica usada. A reconstrução planejada da usina geotérmica é vista como a única forma de resolver os problemas de injeção e reiniciar a operação da usina.

Referências

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