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全球地熱發展歷史

世界能源危機以來，各先進國家莫不積極進行各種替代能源的開發研究。近來國際原油價格飆漲，對國際經濟已造成劇烈衝擊。我國能源進口依賴度達97%以上，積極尋找可行的替代能源是國家重要政策方針。

地熱為不會造成空氣污染較淨潔之再生能源，發電技術成熟且已商業化，過去地熱能的應用多以淺層、較易開採之地熱來源為主，隨著技術的進展，可探勘、開採的地熱田與電廠逐年增加中，各國逐漸重視地熱能的開發。全球地熱資源的分布主要集中在三個地帶：第一個是環太平洋帶，東邊是美國西海岸，南邊是紐西蘭，西邊有印尼、菲律賓、日本還有臺灣；第二個是大西洋中洋脊帶，大部分在海洋，北端穿過冰島；第三個是地中海到喜馬拉雅山，包括義大利和中國西藏。義大利早在1904年即率先應用地熱蒸汽成功運轉10 kWe的發電機發電，為全世界第一個地熱發電國家，接著美國在1922年建立世界第二座地熱發電廠，全球開發應用的風潮在二次世界大戰之後正式展開。截至2010年為止，全世界有25個國家設有地熱發電廠，總裝置容量約10,717 MWe（IGA網站, 2013）。

臺灣位處環太平洋火山帶，國內共有百餘處溫泉與地熱徵兆，地熱發電開發潛能甚高，為再生能源推廣目標不能忽視的一環。根據臺灣地熱資源初步評估結果（工研院, 1994），國內具開發地熱潛能區有26處，理論蘊藏量約有1,000 MWe，其中大屯火山區約具500 MWe，係屬火山型地熱系統，熱液酸性成分太高，較不利發電應用；非火山型地熱系統生產井產能較低，可發電量較少。因此，如能尋得適宜廠址，克服火山型地熱系統酸性成分高與非火山型地熱系統產能不足兩項瓶頸，則地熱發電在臺灣地區將會有較好的發展前景。

國外地熱發電應用實例

截至2010年為止，全世界有25個國家設有地熱發電廠，總裝置容量約10 GWe（表 1），地熱發電量前八大國分別為：美國- 3,093 MWe、菲律賓- 1,904 MWe、印尼- 1,197 MWe、墨西哥- 958 MWe、義大利- 843 MWe、紐西蘭- 628 MWe、冰島- 575 MWe、日本- 536 MWe，占全球九成左右的地熱裝置量。以目前的開發技術估計，至2050年，全球可開發的熱液型地熱能約有70 ~ 80 GWe，在未來仍具相當之發展之潛力（IEA, 2012b）。

表1 全球地熱發電裝置容量(摘自TGE Research網站, 2018)

傳統熱液型地熱系統

(1)美國

截至2010年底，美國境內的地熱發電裝置容量已達近3 GWe，居全球第一位，約占全球地熱裝置容量之30%。地熱發電廠分布於阿拉斯加、加州、夏威夷、愛達荷州、內華達州、新墨西哥州、俄勒岡州、猶他州、懷俄明州，年總發電量約17 TWh，占再生能源發電供應量4%。其中以加州之裝置容量最高，約占全美國地熱裝置容量82%，美國加州主要地熱區之地理位置見圖1，美國全境之地熱電廠概況及機組裝置容量見表2。

圖1 美國加州主要地熱區。The Geyser (A), 1,585 MWe; East Mesa (B), 120 MWe; Salton Sea (C), 329 MWe; Coso (D), 270 MWe; Heber (E), 205 MWe; Honey Lake (F), 4 MWe; Mammoth (G), 40 MWe。（摘自Ruggero, 2010）

由表2可知美國加州的The Geysers地熱區為世界最大的熱田，也是美國最重要的地熱區。該地熱區自1960年起開始生產，商業運轉至今已超過50年，僅次於義大利1948年商轉的Lardarello地熱電廠及紐西蘭1958年商轉的Wairakei地熱電廠。The Geysers地熱區屬乾蒸汽型地熱田，位舊金山北方約116公里處，地熱田跨越加州的Sonoma郡、Lake郡、Mendocino郡，座落於Mayacamas群山中，面積約100平方公里；距地表約7公里深處有一岩漿庫，岩漿庫以上為硬砂岩（graywacke）構成的地熱儲集層，此地熱儲集層所生產之熱液熱焓值介於2,600 ~ 2,800 kJ/kg間，為品質良好的乾蒸汽，採用直接蒸汽循環之發電系統發電；地熱區內有22座地熱電廠，26組乾蒸汽發電機組，總裝置容量約1.6 GWe。The Geysers地熱電廠分布及其地理位置見圖2。

表2 美國地熱電廠概況（摘自Lund et al, 2010）

地區	地熱田	機組數目	總裝置容量(MWe)
加州(California)	The Geyser	26(乾蒸氣式)	1,585	2,553
	Imperial Valley-East Mesa	6	120
	Imperial Valley-Heber	25(雙循環式)	205
	Imperial Valley-Salton Sea	13	333
	Coso	9	270
	Mammoth	10	40
	Honey Lake	3(雙循環式)	4
內華達州(Nevada)	Beowave	1	17	442
	Brady	3	26
	Blue Mountain	1(雙循環式)	50
	Desert Peak	2(雙循環式)	23
	Dixie Valley	1	67
	S. Emidio	4	5
	Salt Wells	1(雙循環式)	24
	Soda Lake	10	26
	Steamboat		140
	Steamboat Hills	1	14
	Stillwater	2(雙循環式)	48
	Wabuska	2(雙循環式)	2
猶他州(Utah)	Roosevelt	2(雙循環式)	36	46
	Thermo Hot Springs	50(雙循環式)	10
夏威夷(Hawaii)		10(雙循環式)	35	35
愛達荷州(Idaho)		1(雙循環式)	16	16
阿拉斯加(Alaska)	Chena Hot Springs	3(雙循環式)	0.7	0.7
俄勒岡州(Oregon)		1(雙循環式)	0.3	0.3
新墨西哥州(New Mexico)		1(雙循環式)	0.2	0.2
懷俄明州(Wyoming)	Teapot Dome oil field	1(雙循環式)	0.2	0.2
Total				3,093

由表 2可知美國加州的The Geysers地熱區為世界最大的熱田，也是美國最重要的地熱區。該地熱區自1960年起開始生產，商業運轉至今已超過50年，僅次於義大利1948年商轉的Lardarello地熱電廠及紐西蘭1958年商轉的Wairakei地熱電廠。The Geysers地熱區屬乾蒸汽型地熱田，位舊金山北方約116公里處，地熱田跨越加州的Sonoma郡、Lake郡、Mendocino郡，座落於Mayacamas群山中，面積約100平方公里；距地表約7公里深處有一岩漿庫，岩漿庫以上為硬砂岩（graywacke）構成的地熱儲集層，此地熱儲集層所生產之熱液熱焓值介於2,600 ~ 2,800 kJ/kg間，為品質良好的乾蒸汽，採用直接蒸汽循環之發電系統發電；地熱區內有22座地熱電廠，26組乾蒸汽發電機組，總裝置容量約1.6 GWe。The Geysers地熱電廠分布及其地理位置見圖2。

The Geysers地熱區內第一座地熱發電系統於1921年完工，發電裝置容量約250 kWe，供應當時的度假村使用。1960年，美國太平洋瓦斯與電力公司（Pacific Gas and Electric Company, PG&E）應用油氣井鑽探技術，鑽取地熱田蒸汽，建立12 MWe級的商業級地熱電廠；1987年，地熱電廠發電量達到巔峰，最大裝置容量達2,043 MWe，最大發電量可達1,500 MWe（Khan, 2010）。1989年Calpine公司於開始掌管The Geysers地熱區中的15座地熱電廠，其它電廠由北加州電力公司（Northern California Power Agency, NCPA）負責營運。Calpine公司掌管的地熱生產井約335口，回注井約53口，最深的地熱井約3,932公尺，平均深度約2,591公尺，平均儲集層蒸汽溫度約183℃，平均蒸汽壓力約6.3 kg/cm2，每口生產井之產能約17 t/h；85天約可完成一口井，一口井平均需花費約650萬美元（相當於1.95億台幣，以台幣30元兌換1美元換算）（Calpine網站, 2013）。

(2)菲律賓

菲律賓境內的火山約有120餘座，計有53座仍為活火山，這些活火山在20世紀期間噴發次數超過140次。地熱資源主要分布在以菲律賓斷層兩側的非活動火山帶上（Inactive volcano），屬於火山型地熱區，地熱儲集層溫度約在250 ~ 320℃之間，鑽井深度2,000 ~ 3,000公尺，蒸氣含量約45%、每口井之發電量約為5 ~ 7 MWe/井。活躍的火山活動造就了菲律賓蓬勃發展的地熱發電產業，1990年，菲國的地熱電廠總裝置容量即達891 MWe，僅次於美國的2,744.6 MWe，為世界第二大地熱發電國；2010年，全國地熱電廠總裝置容量達1,904 MWe，站全球第二，年總發電量約10 TWh，占全國發電供應量17%。各地熱區之地理位置見圖 3，電廠概況及機組裝置容量見表3。

圖3 菲律賓主要地熱區。Bac-Man (A), 152 MWe; Mak-Ban (B), 458 MWe; Mindanao (C), 103 MWe; North Negros (D), 49 MWe; Palinpinon (E), 192 MWe; Tiwi (F), 234 MWe; Tongonan (G), 716 MWe。（摘自Ruggero, 2010）

表3 菲律賓地熱電廠概況（摘自Ogena, 2010）

地區	地熱田	電廠數目	閃發式機組數目	總裝置容量(MWe)
呂宋島群區(Luzon)	Makban	6	10(單閃發式)	458
	Tiwi	2	4(單閃發式)	234
	Bacman	3	4(單閃發式)	152
維莎雅島群區(Visayas)	Palinpinon	4	7(單閃發式)	192
	Northern Negros	1	1(雙閃發式)	49
	Leyte	5	10(9組單閃發式，1組雙閃發式)	716
民答那峨島群區(Mindanao)	Mindanao	2	2(1組單閃發式，1組雙閃發式)	103
Total				1,904

菲國境內之地熱田主要座落於呂宋島群區、維莎雅島群區及民答那峨島群區，已開發之地熱田計有Makan、Tiwi、Bacman、Palinpinon、Northern Negros、Leyte、Mindanao等7處，共有23座地熱電廠；由於地熱田條件相當優越，因此電廠之發電機組以閃發式為主（表 3）。其中，萊特地熱區（Leyte Geothermal Production Field, LGPF）為全球規模最大的濕蒸氣地熱生產區，地熱電廠之總發電裝置容量達716 MWe，約占全國地熱總發電裝置容量之38%。萊特地熱區內有5座地熱電廠，分別為：
(1) Tongonan : 3座單閃發式發電機組，總裝置容量112 MWe
(2) Upper Mahiao: 4座雙循環式發電機組，總裝置容量142 MWe
(3) Malitbog: 3座單閃發式發電機組，總裝置容量234 MWe
(4) Mahanagdong: 3座單閃發式發電機組，總裝置容量177 MWe
(5)Optimization Plants: 1座雙閃發式發電機組及6座背壓式渦輪機，總裝置容量51 MWe

萊特地熱區之開發與營運管理者為能源開發公司（Energy Development Corporation, EDC），EDC公司成立於1972年，成立初期之人力、技術、機具、資產主要是轉移自（Philippines National Oil Corporation, PNOC）下的油田探勘與開採團隊稱為PNOC-EDC，主要業務為地熱田之開發與營運，2009年民營化成為獨立公司。EDC公司無論在探勘鑽井技術、儲集層工程技術及電廠營運管理等方面，皆具世界級能力，目前已在印尼（Indonesia）、巴布亞新幾內亞（Papua New Guinea）、肯亞（Kenya）等國協助地熱發展，規模為僅次於Chevron公司，為世界第二大的地熱田營運公司。

(3)印尼

印尼的地熱發電裝置容量於2010年居全球第三，為1,197 MWe，僅次於美國及菲律賓。過去印尼之地熱發電不被重視，國營電力公司PLN之發電來源主要為利用石油發電（佔全部發電量之36%）、次為煤礦發電（佔31%），其次為水力及天然氣發電（各佔15%），地熱發電僅佔全部發電量之3%，地熱資源之開發僅達4.6%。相關資料指出，印尼地熱發電潛力高達28,000 MWe，為全球地熱蘊藏量最豐富之國家（佔40%），地熱主要分布在蘇門答臘（Sumatra）、爪哇（Java）及蘇拉威西（Sulawesi）島上。印尼的地熱發電開發至今已超過30年，主要地熱電廠有7處，大多分布在爪哇島上，如Kamojang、Darajat、Wayang Windu、Gunung Salak等地熱電廠位處爪哇島西部，Dieng地熱電廠位爪哇島中央，Sibayak地熱電廠位蘇門答臘島北方，Lahendong地熱電廠位蘇拉威西島北方（圖 4）。印尼各地熱區電廠概況及機組裝置容量見表 5。

位於爪哇島上的Kamojang地熱區為印尼最早進行地熱探勘的區域，Kamojang地熱區蒸汽品質極佳，屬蒸汽為主的蒸汽型地熱田。1978年，250 kWh的小型地熱發電機組即在Kamojang地熱電廠運轉；1982年，Kamojang地熱電廠成為印尼的第一座商轉電廠，機組裝置容量為30 MWe；如今，Kamojang地熱電廠已擴建到200 MWe，廠內的發電機組全為乾蒸汽式發電機組，1組30 MWe（1982年建置）、2組55 MWe（1987年建置）、1組60 MWe（2007年建置）。

圖4 印尼主要地熱區。Lahendong (A), 60 MWe; Sibayak (B), 13.3 MWe; Gunung Salak (C), 377 MWe; Kamojang (D), 200 MWe; Wayang Windu (E), 227 MWe; Darajat (F), 260 MWe; Dieng (G), 60 MWe。（摘自Ruggero, 2010）

表4 印尼地熱電廠概況（摘自Darma et al., 2010）

地區	地熱電廠	機組數目	地熱井數	裝置容量(MWe)
蘇拉威西(Sulawesi)	Lahendong	3(單閃發式)	<23	60
蘇門答臘(Sumatra)	Sibayak	3(單閃發式)	10	13.3
爪哇(Java)	Wayang Windu	3(單閃發式)	39	227
	Darajat	3(乾蒸汽式)	<56	260
	Gunung Salak	6(單閃發式)	89	377
	Dieng	1(單閃發式)	<52	60
	Kamojang	4(乾蒸汽式)	82	200
Total				1,197

(4)紐西蘭

紐西蘭位於太平洋西南部，是個島嶼國，兩大島嶼以庫克海峽分隔，南島鄰近南極洲，北島與斐濟及東加相望。地熱開發計畫廠址主要位於北島中央的Ngawha地熱區，如Wairakei、Reporoa、Mokai、Kawerau、Rotokawa等地區（圖 5）。位於Wairakei地熱區的Wairakei地熱電廠自1958年開始運轉，運轉至今已超過50年之久，為紐西蘭最早運轉的地熱電廠，亦為全世界第二座地熱發電廠，地熱發電裝置容量達232 MWe。紐西蘭地熱發電總裝置容量達628 MWe，各地熱區電廠概況及機組裝置容量見表5。

圖5 紐西蘭主要地熱區。Wairakei (A), 232 MWe; Reporoa (B), 103 MWe; Mokai (C), 111 MWe; Kawerau (D), 122 MWe; Rotokawa (E), 35 MWe; Ngawha (F), 25 MWe。（摘自Ruggero, 2010）

表5 紐西蘭地熱電廠概況（摘自Harvey et al., 2010）

地區	地熱電廠	機組數目	裝置容量(MWe)
Wairakei	Wairakei Poihipi	14(雙循環式，乾蒸汽式)	232
Kawerau	Kawerau	6(雙循環式，雙閃發式)	122
Reporoa	Ohaaki	3(單閃發式)	103
Rotokawa	Rotokawa	5(混合式，雙循環式，三閃發式)	35
Northland	Ngawha	3(雙循環式)	25
Mokai	Mokai	12(混合式，雙循環式)	111
Total			628

Wairakei地熱發電廠（圖 6）位於紐西蘭北島中部的Taupo Volcano Zone（TVZ），屬於火山型地熱田。早在1950年代，Wairakei就開始進行地熱田的探測與潛能評估開發，至今共鑽掘超過200孔地熱井，且尚有60孔以上還在生產當中，鑽井深度超過2,000公尺的井，溫度約在230 ~ 260℃之間，每天產生的產能約1,400 t/h。電廠的發展共分成三個階段，第一階段於1958年建造完成第一座蒸汽發電廠（A電廠）並開始營運，第二階段於1963年建造完成第二座蒸汽發電廠並開始運轉，2005年則建立雙循環式發電廠，機組共3座。A電廠與B電廠可發電量達到167 MWe，2005年加入雙循環式電廠以後，利用發電尾水增加了16 MWe的發電量。

圖6 紐西蘭Wairakei地熱發電廠

(5)日本

日本位處歐亞板塊、菲律賓板塊及北美洲板塊交界處，同時也座落太平洋火環帶上，其板塊構造活動頻繁度為全球之最，境內有近200多座火山，地熱資源相當豐富，為亞洲最早利用地熱發電的國家。日本的地熱開發始於1925年，第一座地熱電廠座落於日本本州東北地方岩首縣的松川（Matsukawa）地熱田，1966年開始商轉。日本境內約有20座運轉中的地熱電廠，這些電廠大多位於日本本州島上東北地區（Tohoku district）的秋田縣、岩手縣、宮城縣、福島縣等，及日本西南部的九州地區（Kyushu district），如大分縣、鹿兒島縣、熊本縣（圖 7）。其中，位於九州東北部大分縣的八丁原（Hatchobaru）地熱發電廠機組裝置容量為112 MWe，為日本最大的地熱發電廠。日本內地熱電廠概況及機組裝置容量詳見表 6。

圖7 日本主要地熱區。Akita (A), 89 MWe; Fukushima (B), 65 MWe; Hokkaido (C), 50 MWe; Iwate (D), 103 MWe; Kagoshima (E), 60 MWe; Miyagi (F), 12 MWe; Oita (G), 153 MWe; Hachijyojima (H), 3 MWe。（摘自Ruggero, 2010）

表6 日本地熱電廠概況（摘自Sugino and Akeno, 2010）

地區	地熱電廠	機組數目	裝置容量(MWe)
北海道(Hokkaido)	Mori	1(雙閃發式)	50	50
秋田縣 (Akita)	Onuma	1(單閃發式)	9.5	88
	Uenotai	1(單閃發式)	28.8
	Sumikawa	1(單閃發式)	50
岩手縣 (Iwate)	Matsukawa	1(乾蒸氣式)	23.5	104
	Kakkonda	2(單閃發式)	80
宮城縣(Miyagi)	Onikobe	1(單閃發式)	12.5	13
福島縣(Fukushima)	Yanaizu- Nishiyama	1(單閃發式)	65	65
東京都(Tokyo)	Hachijyojima	1(單閃發式)	3.3	3.3
大分縣(Oita)	Otake	1 (單閃發式)	12.5	152
	Hatchobaru	3(2組單閃發式，1組雙循環式)	112
	Suginoi	1(單閃發式)	1.9
	Takigami	1(單閃發式)	25
	Kujyukannko Hotel	1(單閃發式)	0.99
熊本縣(Kumamoto)	Takenoyu	1(乾蒸汽式)	0.05	0.05
鹿兒島縣(Kagoshima)	Kirishima Kokusai Hotel	1(雙循環式)	0.22	60
	Yamagawa	1(單閃發式)	30
	Ogiri	1(單閃發式)	30
Total				535

八丁原（Hatchobaru）地熱發電廠位於Aso-kujyu國家公園內，屬於火山型地熱田，地熱儲集層的溫度最高可達290℃，機組裝置容量110 MWe（55 MWe × 2）是日本國內最大的地熱發電廠（圖8）。八丁原地熱儲集層溫度介於250 ~ 300℃間，熱液熱焓平均值約為1125 kJ/kg，為兩相流體熱水型地熱田（two-phase, liquid-dominated）。該地熱田儲集層溫度雖高，但蒸汽品質約20%左右，因此不適用直接蒸汽發電系統。電廠內共有兩部雙閃發式（Double flash）發電機組，及一部雙循環式（Binary）發電機組。兩部閃發式發電機組的發電裝置容量各為55 MWe/組，一號機組共15口生產井、6口回注井，二號機組共13口生產井、11口回注井；雙循環式發電機組的發電裝置容量為2 MWe/組，係利用一口產能下降的生產井進行地熱發電。

圖8 八丁原地熱發電廠

八丁原雙閃發式地熱發電系統如圖 9所示。熱水自生產井透過輸送管線，將雙相流體（熱水與蒸汽）導入發電廠旁的大型分離器中，進行第一次蒸汽與熱水的分離，分離後之初級蒸汽（Primary steam）直接導引至渦輪發電機發電；自分離器分離後的熱水則導引進入閃發器中，減壓膨脹使其產生次級蒸汽（Secondary steam），此次級蒸汽亦導引至渦輪發電機。發電後的蒸汽經冷凝器（Condenser）凝結成水，以管線輸送至冷卻塔（Cooling tower）降溫後，再送回冷凝器循環使用。八丁原雙閃發式發電系統之主要設備規格及基本設計條件如下:
(1) 渦輪發電機- 額定出力：55,000 kWe
初級蒸汽- 流量：320 t/h；壓力：6.0 kg/cm2；溫度：164.2℃
次級蒸汽- 流量：110 t/h；壓力：0.3 kg/cm2；溫度：106.6℃
(2) 發電機- 容量：62,000 kVA
(3) 尾水暫存槽- 槽體大小：483 m3，2座
(4) 回注泵- 回注流量：360 t/h，190 kW，3台
(5) 冷卻塔- 流量：15,000 m3

圖9 八丁原地熱電廠雙閃發式發電系統（八丁原地熱電廠提供）

除了2部55 MWe的雙閃發式發電系統外，八丁原地熱發電廠利用一口產能下降的生產井為熱源供應井，另構建一座發電容量為2,000 kWe的雙循環式發電機組，工作流體為正戊烷（n-pentane；沸點約36℃），使用氣冷式散熱，整座機組之大小長約24公尺，寬約16公尺，高約8.5公尺（圖 10）。熱源總流量82 t/h，溫度143℃，蒸汽含量22%，流體熱焓值約1,100 kJ/kg。高溫地熱流體經汽水分離器分離後，產生流量為17.8 t/h的蒸汽，及64.1 t/h的熱水。其中，高溫蒸汽經管線直接導入熱交換器中，將低溫工作流體加熱，產生氣化工作流體推動渦輪機發電；另一方面，大部份的高溫分離熱水與冷凝後的蒸汽混合，預熱工作流體後，再經由回注井泵入地層中，以維持地層生產壓力。八丁原地熱電廠雙循環式系統規格及發電示意圖詳見表 7及圖 11。

圖10 八丁原地熱電廠雙循環式發電系統(a)示意圖；(b)實場照

表 7 八丁原地熱電廠雙循環式發電系統規格（八丁原地熱電廠提供）

圖11 八丁原地熱電廠雙循環式發電示意圖（八丁原地熱電廠提供）

(6)中國

中國目前僅一座運轉的地熱電廠-羊八井地熱電廠，該地熱電廠已連續運轉5年之久，累積發電輸出共2,270 GWh。羊八井地熱電廠位於中國西藏自治區拉薩市當雄縣下轄的羊八井鎮，羊八井鎮位於海拔4,300多公尺的藏北草原上，當地含有豐富的地熱資源，溫泉數量最多，泉溫高達93℃。羊八井地熱電廠於1977年建造完成，該年利用1組1 MWe的發電機組成功發電；隨後，在廠內陸續建構新的發電機組，到了1991年，8組3 MWe的雙閃發式發電機組建構完成，1 MWe的發電機組也隨之除役。目前，廠內的發電機組總裝置容量為24 MWe，發電機發電輸出為22.5 MWe，年發電量為150 GWh/y，容量因素（Capacity Factor, CF）約為76%（Zheng et al., 2010）。羊八井地熱田內深井鑽鑿的工作持續進行中，2004年，一口2,500公尺的深井鑽鑿完成，井內1,500 ~ 1,800公尺深的位置即可量測到250 ~ 330℃的高溫熱液，預估羊八井地熱區未來的地熱發電潛能可達50 ~ 90 MWe。

增強型（深層）地熱系統

深層地熱之研究自1960年代起即受國際重視，全世界第一個深層地熱試驗場址位於美國新墨西哥州之Fenton Hill（Duchane and Brown, 2002），自1974年起，歷經近20年的技術測試與改良，已初步驗證在地下深處開採熱能（Heat Mining）構想的可行性。許多先進國家如美國、法國、德國、澳洲、日本、俄羅斯等，已在2000年前後，陸續啟動深層地熱開發相關計畫，針對地層深部熱能的開發及利用訂下具體、長遠而宏觀的發展目標，並預計在最近幾年逐漸完成示範電廠的建構與試運轉。其中，缺乏傳統地熱資源的澳洲，更將地下深處的熱源開採視為21世紀最重要的能源。

深層地熱開發技術發展至今雖已近40年，但由於其所涉及的問題層面廣，再加上商業運轉規模之經濟評估較不理想，因此各國皆致力於開發降低成本、提升能源擷取效率之技術研究，至今尚未有商業運轉規模的電廠產生。麻省理工學院（MIT, 2006）針對地熱能發展的研究報告指出，深層地熱發電商業化須克服：（1）增加儲集層破碎體積所需之水力破裂技術；（2）降低儲集層水流阻抗以增加流體流率與取熱效率；（3）控制岩層內之沉澱與溶解問題，以免造成裂隙阻塞及回流效應(short circuiting)；（4）減少系統取熱循環用水之損失；（5）減少附屬設備如高壓泵之耗電量；（6）減少深井鑽探費用。

國際間有許多深層地熱示範場址因取熱量不足、結垢生成造成產能衰減、儲集層溫度下降迅速、研究經費不足等問題，致使試驗計畫暫時終止，如美國之Fenton Hill、日本之Hijiori、澳洲之Paralana、英國之Rosemanowes等。目前仍處試驗狀態的重要深層地熱示範場址有法國的Soultz、德國的Groß Schönebeck。以下簡述美國Fenton Hill、法國Soultz、德國Groß Schönebeck等三處深層地熱試驗場址的研究概況，藉以瞭解國際間深層地熱資源開發之相關技術，加速國內地熱發電之進展。

(1)美國Fenton Hill深層地熱試驗計畫

世界第一個深層地熱試驗場址位於美國的Fenton Hill，其位於新墨西哥州中北方的Valles Caldera，為Los Alamos研究室所執行之計畫，計畫之目的為開發出自高溫結晶花崗岩/變質岩基盤中擷取能源的經濟可行性技術。Fenton Hill計畫主要分兩個階段進行，第一階段（1974 ~ 1980年）之計畫目標為進行3公里深，儲集層溫度達200℃之現地相關技術開發及研究；第二階段（1979 ~ 1992年）之計畫目標為鑽掘4.4公里深，溫度達300℃之深井，並進行水力破裂試驗。

該計畫第一階段共鑽鑿4口地熱井（圖 12）。第一口井GT-2於1974年鑽掘，深度為2,042公尺，完井之後，進行一系列的水力破裂試驗；接著，再加深井深至2,932公尺，井底溫度達180℃。第二口井EE-1為生產井，於1975年開始為期6個月的鑽掘，深度為3,064公尺，井底溫度達180℃。水力破裂工程施作之後，由於儲集層連通性不好，故另鑽掘一口近2,500公尺深的新井GT-2A，但其連通性仍不佳，故於1977年5月封井。第一階段鑽鑿的最後一口井GT-2B在2,673公尺深的地方與井EE-1有良好的連通性，兩口井之距離約100公尺。1977年至1980年間，Fenton Hill共進行5次流體循環試驗，為期417天。試驗期間，熱水自儲集層內帶出3 ~ 5 MWt之熱能，並由雙循環式發電機組產生60 kWe之發電量。

該計畫第二階段於另一區域鑽鑿2口新井EE-2及EE-3，其中井EE-2較深，井深達4,390公尺，井底溫度達327℃。1982 ~ 1984年間，分別在此兩口井不同深度處施作水力破裂工程，並以微震監測技術監測裂隙的生長發育方向。由於儲集層深部發生意料之外的應力場位移，使得兩井間的連通性不佳。1985年，再次自井EE-3深度2,830公尺處轉向鑽鑿新井（EE-3A），最終鑽至4,018公尺深，井底溫度達265℃。此新井EE-3A與液裂工程製造的裂隙有多處相交，連接性良好（圖 13）。根據1986年所執行的30天閉迴路流量測試結果顯示，在井頭擠注壓力26.9 MPa及30.3 MPa下，對應之擠注速率分別為10.6 kg/s及18.5 kg/s。37,000立方公尺的水經由儲集層裂隙回到地表的回收率達66%，出流地熱流體之溫度達192℃，此試驗結果大幅提升深層地熱技術開發的信心。

Fenton Hill試驗計畫研究期間1974年至2000年，研究後期由於補助經費遞減，導致沒有足夠的技術人員執行儲集層長期流量測試、地熱井的重新鑽鑿及修復亦無法執行，致使計畫終止。Fenton Hill試驗計畫雖已終止，但該計畫在執行過程獲得相當重要的研究成果，如（1）水力破裂工程可在岩層內製造大於1立方公里之永久裂隙；（2）在生產井及回注井間製造連通性為深層地熱的主要困難點；（3）先進行水力破裂，再將井打入破碎區，可提升生產井及回注井間之連通機率；（4）開發高溫井下探測設備以評估地層應力、裂縫方向、井下溫度、流量、壓力等資料，為未來的重點研究方向等資訊，可供其他研究計畫參考用。

圖12 Fenton Hill試驗場址井EE-1、GT-2、GT-2A、GT-2B之井位透視圖（摘自MIT, 2006）

圖13 Fenton Hill試驗場址井EE-2、EE-3、EE-3A之井位正視圖。圖中之圓點為液裂工程施作時微震監測之數據（摘自MIT, 2006）

(2)法國Soultz深層地熱試驗計畫

歐盟深層地熱的研究及開發計畫之主要成員為法國、德國、英國、義大利、瑞士及挪威，場址位於萊茵河谷的上方之法國Soultz-sous-Forêts。試驗場址前身為Pechelbron油田，具優越的地質條件，1,400公尺厚的沉積岩覆蓋在花崗岩基盤上。場址內1,000公尺深以上的岩層具110℃/km的高異常地溫梯度，1,000 ~ 3,500公尺深的岩層則因熱對流效應使地溫梯度降至10℃/km，4,000公尺以下的地層地溫梯度平均為35℃/km，判斷由熱傳導效應所造成。Soultz計畫始於1987年中期，計畫目標為建立深層地熱系統之示範性商業電廠（>25 MWe）。Soultz地熱電廠目前仍屬試驗階段，2007年秋天在場內構建1.5 MWe的雙循環式有機朗肯循環發電系統（Organic Rankine Cycle, ORC）進行發電測試，異戊烷（iso-pentane）為其工作流體，冷卻系統使用氣冷式散熱。

場區內共計有EPS1、GPK1、GPK2、GPK3、GPK4等5口地熱井，除井EPS1為既有的廢棄油井自930公尺加深鑽鑿至2,227公尺外，其餘4口為新鑽鑿的地熱井。其中，GPK2、GPK3、GPK4深達5公里，井底溫度200℃，為試驗場內重要的生產井（GPK2、GPK4）及回注井（GPK3），各井間之井底距離約600公尺；EPS1為觀測井； GPK1為備用之回注井。鑽井工作完成後，場區內所有的井皆須施作水力破裂激勵工程及水力循環測試，並將試驗數據進行數值模擬分析，以瞭解深部基盤岩層的熱力-水力-力學及地球化學的行為。Soultz場內各井之深度與相對距離，以及三維地層模型見圖 14。

Soultz地熱電廠在井GPK2及GPK4內裝有井下幫浦（down-hole pump），將高溫鹵水自約5 km深的地層泵出，並導入ORC雙循環式發電系統中，進行發電測試。與異戊烷工作流體完成熱交換後的低溫地熱流體則自井GPK3回注至地層中。Soultz電廠之地表設備建構見圖 15a。除了深層地熱系統的流體循環測試外，該計畫目前在地熱循環的回注系統部分建置一新穎的腐蝕試驗監測設備（圖 15b），針對P265GH、P110、N80等3種不同的鋼材，探討高鹽度（100 g/L）地熱鹵水與管材間腐蝕及結垢的問題。

圖14 Soultz場內(a)地熱井之N-S剖面位置圖；(b)由震測資料繪出之三維模型（紅色面：斷層系統，藍色面：基盤岩層，紅線：井GPK2，綠線：GPK3，藍線：GPK4）。（摘自Genter et al., 2010）

圖15 (a)Soultz地熱電廠地表設備；(b)熱液回注迴路腐蝕管材測試設備。（摘自Genter et al., 2010）

(3)德國Groß Schönebeck深層地熱試驗場址

德國波茲坦地球科學研究中心GFZ（GFZ German Research Centre For Geosciences）於2009年成立地熱研究國際中心ICGR（International Centre for Geothermal Research），目的為研提具永續與經濟之能源供應創新概念，並開發出可靠的地熱發電技術。Groß Schönebeck深層地熱試驗場址為GFZ針對EGS相關技術建構的現地實驗室，場址位於北德盆地（圖 16），地質條件與西歐及中歐境內許多區域的條件相似，在此區域進行地熱發電技術相關研究，極具試驗代表性。

圖16 Groß Schönebeck深層地熱試驗場址位置圖（GFZ提供）

Groß Schönebeck試驗場內原先僅有一口深達4,240公尺的天然氣探勘井（E GrSk 3/90），該井於1990年由石油公司鑽鑿，僅鑽獲150℃的熱液，不具天然氣開發潛能，因此石油公司以3段100公尺厚的水泥封井。2000年，GFZ為建構深層地熱發電試驗系統，將井E GrSk 3/90加深鑽鑿至4,309公尺，並利用該井進行水力破裂工程、孔內溫度分布量測、注水試驗等，以取得生產地層之各項参數。井E GrSk 3/90現為試驗場內之回注井（圖 17）。試驗場內第二口深達4,440公尺的地熱井（Gt GrSk 4/05）於2006年春天開始鑽鑿，2007年年初完成鑽井，井底溫度達150℃。為了開發出最大效益的生產層，井Gt GrSk 4/05在儲集層區之鑽進傾角37 ~ 49°，方位角為288°轉296°。2006年至2011年期間，GFZ利用井Gt GrSk 4/05進行了多項試驗，如在火山岩層（井Gt GrSk 4/05底部）完成了大型激勵工程、在砂岩層（位於火山岩層上部）完成了凝膠支撐劑壓裂液測試（gel-proppant fracs）、洗井/完井工程、井下泵設置、通信試驗等先期研究。井Gt GrSk 4/05目前為試驗場內的生產井（圖17）。

Groß Schönebeck試驗場內有3座渦輪發電機組，機組之工作流體為正丁烷（n-butane）。為能配合試驗場內不同操作溫度與流量條件之情境測試，3座機組的裝置容量分別設計為500 kWe、350 kWe、150 kWe，總裝置容量為1 MWe，實際測試時將根據熱液條件（流量及溫度）選用合適之發電機組。目前3座發電機組雖已安裝完畢，但尚未正式運轉、發電。Groß Schönebeck試驗計畫至今已有相當不錯的研究成果，GFZ地熱研究團隊在場內完成一系列的水力破裂試驗，大幅提升低滲透率（沉積岩層與結晶火成岩）岩層中的熱液產能，使其具經濟效益之發電開發條件，相關技術之開發對鄰近國家發展地熱而言具相當程度正面的效益。

圖17 Groß Schönebeck深層地熱試驗場全景（GFZ提供）