Геотермальные электростанции на Мутновском месторождении: состояние и перспективы развития

Григорий ТОМАРОВ
Профессор, д. т. н.,
гендиректор ООО «Геотерм-М»
Е-mail: gr.tomarov@gmail.com

Виталий БУТУЗОВ
Профессор, д. т. н., КубГАУ
Е-mail: ets@nextmail.ru

Метаданные научной публикации

УДК 620.92

DOI 10.46920/2409‑5516_2026_03218_102

EDN: GARETO

Геотермальные электростанции на Мутновском месторождении: состояние и перспективы развития
Geothermal power plants at the Mutnovsky field (Kamchatka): state and prospects of development

Григорий ТОМАРОВ
Профессор, д. т. н.,
гендиректор ООО «Геотерм-М»
Е-mail: gr.tomarov@gmail.com

Виталий БУТУЗОВ
Профессор, д. т. н., КубГАУ
Е-mail: ets@nextmail.ru

Grigory TOMAROV
Professor, Doctor of Technical Sciences,
CEO of Geotherm-M LLC
E-mail: gr.tomarov@gmail.com

Vitaly BUTUZOV
Professor, Doctor of Technical Sciences, KubGAU
E-mail: ets@nextmail.ru

Аннотация. В настоящее время на Мутновском месторождении на полуострове Камчатка работают самые мощные и высокотехнологичные российские геотермальные электростанции: Мутновская ГеоЭС-1 (МГеоЭС-1) и Верхне-Мутновская ГеоЭС (В-МГеоЭС). Представлены особенности научно-технических разработок и основные технические характеристики геотермального оборудования для МГеоЭС-1 и В-МГеоЭС, которые до сих пор по ряду показателей превосходят мировые аналоги. Рассмотрены характеристики геотермального теплоносителя и особенности ресурсной базы Мутновского месторождения для сооружения новых геотермальных электростанций. Учитывая наличие значительных прогнозных ресурсов Мутновского месторождения и созданную инфраструктуру при строительстве МГеоЭС-1, обоснованы технические возможности сооружения новых МГеоЭС-2 и МГеоЭС-3, которые позволят довести суммарную установленную мощность геотермальной электрогенерации на Мутновском месторождении до 200 МВт и более. Рассмотрены возможности использования отечественных разработок и оборудования при сооружении МГеоЭС-2 и МГеоЭС-3.
Ключевые слова: геотермальные электрические станции (ГеоЭС), Мутновское геотермальное месторождение, прямой и обратный энергоциклы, резервы энергопотенциала Мутновской ГеоЭС и перспективы расширения.

Abstract. Currently, the most powerful and high-tech Russian geothermal power plants are operating at the Mutnovsky field (Kamchatka): Mutnovskaya geothermal power Plant-1 (MGEPP-1) and Verkhne-Mutnovskaya geothermal power Plant (V-MGEPP). The article presents the features of scientific and technical developments and the main technical characteristics of geothermal equipment for MGeoES-1 and V-MGeoES, which still surpass their global counterparts in a number of indicators. The characteristics of the geothermal coolant and the features of the Mutnovsky field resource base for the construction of new geothermal power plants are considered. Taking into account the presence of significant forecast resources of the Mutnovsky field and the infrastructure created during the construction of MGeoES-1, the technical possibilities of constructing new MGeoES-2 and MGeoES-3 have been substantiated, bringing the total installed capacity of geothermal power generation at the Mutnovsky field to 200 MW or more. The possibilities of using domestic developments and equipment in the construction of MGeoES-2 and MGeoES-3 are considered.
Keywords: geothermal power plants (GEOP), Mutnovo geothermal field, direct and reverse energy cycles, reserves of energy potential of Mutnovskaya GEOP and prospects for expansion.

Введение

По данным Всемирной геотермальной ассоциации (WGA), установленная мощность ГеоЭС России в 2023 г. составила 81,9 МВт с выработкой электроэнергии 122 ГВт·ч/год. Самыми мощными и экономичными станциями являются Верхне-­Мутновская ГеоЭС (В-МГеоЭС) и Мутновская ГеоЭС‑1 (МГеоЭС), построенные на Камчатке. Действующая с 2002 г. МГео­ЭС‑1 является флагманом отечественной геотермальной энергетики. Ряд отечественных разработок и энергетическое оборудование для МГеоЭС‑1 имеют показатели, по ряду характеристик превосходящие или соответствующие аналогам ведущих мировых производителей [1, 2]. К таким следует отнести горизонтальные сепараторы, работающие на новых физических принципах, ранее не применяемых в геотермальной энергетике, с использованием механизма гравитационного осаждения капельной влаги, что обеспечило рекордно низкую степень влажности пара (менее 0,05%) перед турбиной. Турбоустановки ПАО «КТЗ» с двухпоточными турбинами мощностью 25 МВт обладают лучшими в своем классе показателями эффективности преобразования тепловой энергии геотермального теплоносителя в электроэнергию.
В технологической схеме МГеоЭС‑1 впервые в отечественной практике применены смешивающие конденсаторы, изготовленные из коррозионностойкого биметалла. Высокую антикоррозионную защиту также обеспечило применение секционной вентиляторной испарительной градирни, где несущие и ограждающие конструкции изготовлены из стеклопластика. За фундаментальные исследования в области геотермальной энергетики и создание на их основе геотермальных электрических станций (в том числе МГео­ЭС‑1) в 2003 г. коллективу разработчиков была присуждена Госпремия РФ в области науки и техники [1].
Более 20 лет МГеоЭС‑1 демонстрирует надежную работу, обеспечивая до 25% от суммарного потребления электроэнергии в изолированном энергоузле Петропавловска-­Камчатского, что свидетельствует о правильности принятых технико-­технологических решениях при ее проектировании. В то же время, развитие современных геотермальных энерготехнологий и наличие значительных запасов геотермальных ресурсов могут обеспечить повышение эффективности использования геотермального теплоносителя МГеоЭС‑1 и сооружение новых ГеоЭС на Мутновском месторождении.
Эксплуатация МГеоЭС‑1 показала наличие значительных резервов теплового потенциала, не используемых в производстве электроэнергии сепарата и конденсата с температурой 150–170 °C, позволяющих повысить ее установленную мощность без бурения дополнительных скважин. Это можно реализовать путем их утилизации в комбинированной энергоустановке с бинарным циклом. Более масштабными являются проекты по сооружению новых МГеоЭС‑2 и МГеоЭС‑3 с доведением суммарной установленной мощности всех геотермальных электростанций на Мутновском месторождении до 200 МВт и более. Реализация этих проектов позволит обеспечить на долгосрочную перспективу дешевой и экологически чистой электроэнергией развитие Камчатки.

Ресурсная база Мутновского геотермального месторождения

В соответствии с результатами исследований Института вулканологии и сейсмологии ДВО РАН (Петропавловск-­Камчатский) прогнозные запасы Мутновского геотермального месторождения оценены до 300 МВт электрической мощности [3]. Мутновское месторождение парогидротерм расположено в Елизовском районе Камчатского края, в 70 км (по прямой) к юго-западу от г. Петропавловска-­Камчатского, к северу от Мутновского вулкана. Максимальные значения глубинного теплового потока измерены на уже освоенном Дачном участке (777 мВт/м2) и Вулканном (2120 мВт/м2). Источником тепла Мутновского месторождения является магматический очаг на глубине более 4–5 км [4]. Геотермальный теплоноситель для действующих МГеоЭС и В-МГеоЭС подается от 15–20 скважин Мутновского месторождения, которые эксплуатируются фонтанным способом парлифта.
Считается, что зона высоких значений теплового потока простирается в северо-­восточном и южном направлениях месторождения, где расположены В-МГеоЭС и МГеоЭС. На рис. 1 представлена схема расположения геотермальных скважин в районе площадки МГеоЭС [5]. Здесь продуктивные зоны геотермального резервуара находятся на глубине 800–2200 м. При этом температура пароводяной смеси из производительных скважин глубиной более 1000–2200 м может достигать 240–300 °C, а давление на устье составляет порядка 0,7–0,95 МПа. Эксплуатационные скважины имеют дебиты пароводяной смеси от 15 до 60 кг/с, включая 3–15 кг/с паровой фазы.
Результаты мониторинга свидетельствуют о том, что средние значения режимных параметров геотермального теплоносителя по Мутновскому месторождению составляют:
давление на устье – 0,7 МПа;
энтальпия – 1234 кДж/кг;
паросодержание – 26%.

Химический состав геотермальных вод в резервуаре характеризуется нейтральной или слабо щелочной реакцией, а также хлоридно-­натриевым и сульфатно-­хлоридным натриевым составом с минерализацией 1–2,5 г/л. Кроме того, в их составе имеется кремнекислота с концентрацией 450–650 мг/л и хлориды с содержанием 400–1000 мг/л. В 2017 г. запасы пароводяной смеси Мутновского месторождения были утверждены сроком на 10 лет по категориям В+С1+С2 в количестве 946 кг/с, из них 226 кг/с пара.
Потребность в паре для двух новых геотермальных электростанций суммарной мощностью около 100 МВт, принимая расход пара на один МВт 1,8 кг/с, составит около 180 кг/с. Если ориентироваться на теплоэнергетические показатели, используемые при подсчете эксплуатационных запасов, которые обеспечивают работу МГеоЭС и В-МГеоЭС, а также усредненные характеристики добычных скважин, то для получения указанного количества пара потребуется около 800 кг/с ПВС со средней энтальпией порядка 1200 кДж/кг и паросодержанием не менее 23% при рабочем давлении на устье до 0,8 МПа.
С учетом так называемого «коэффициента удачи» при бурении, который принимается равным 0,8 на основе практики работ, проведенных на Мутновском месторождении, для вывода на поверхность требуемого количества пароводяной смеси необходимо иметь ориентировочно не менее 20 скважин. Дебит одной скважины по аналогии с существующими добычными принимаем равным 12 кг/с пара (или 52 кг/с пароводяной смеси). В соответствии с результатами бурения разведочных скважин можно ожидать, что глубина эксплуатационных скважин будет достигать 1500–2000 м.

Основные технические характеристики и особенности оборудования МГеоЭС‑1

Многолетняя эксплуатация МГеоЭС‑1 подтвердила ряд важных ее технико-­экономических и экологических преимуществ [6, 7]. Так, экологическая чистота работы станции обеспечивается закачкой отработавшего геотермального теплоносителя обратно в пласт без контакта с внешней средой. В отличие от других энерготехнологий на основе возобновляемых источников (в том числе с использованием энергии солнца, ветра и др.), на производство электроэнергии на МГеоЭС‑1 не влияют климатические условия. Практика показала высокий коэффициент использования установленной мощности МГеоЭС‑1, который превышает 0,7, а в базовом режиме может достигать 0,9. МГеоЭС‑1 производит самую дешевую электроэнергию в центральном энергоузле Камчатки. Все это свидетельствует о привлекательности геотермальной электрогенерации в данном регионе.
Результаты фундаментальных научных исследований и разработок [8] позволили реализовать уникальные технологические и технические решения при проектировании и создании оборудования МГеоЭС‑1. Впервые в мировой практике были разработаны и применены высокоэффективные горизонтальные сепараторы для двухступенчатого удаления жидкой фазы из геотермальной пароводяной смеси с использованием гравитационного осаждения влаги (рис. 2). Это обеспечило рекордно низкую степень влажности пара перед турбиной (не более 0,05%).

Результаты исследования двухфазных влажно-­паровых потоков [9] были востребованы при создании высокоэкономичной двухпоточной геотермальной паровой турбины АО «КТЗ» мощностью 25 МВт с эффективной системой внутриканальной сепарации влаги и уникальной ступенью-­сепаратором в проточной части турбины (см. рис. 5). В результате удалось вывести из проточной части до 80% жидкой фазы и увеличить КПД турбины примерно на 2%. Научно обоснованный выбор эрозионно-­коррозионностойких материалов для изготовления оборудования турбоустановки [10], применение системы защиты от стояночной коррозии и внедрение других разработок обеспечили высокую надежность оборудования МГеоЭС‑1.
Эти и другие инновационные технические решения позволили достичь наилучших в своем классе технико-­экономических показателей турбоустановок МГеоЭС‑1, в том числе самого низкого значения удельного расхода пара равного 6,89 кг/кВт·ч [1]. Основные технические характеристики турбин мощностью 25 МВт для МГеоЭС‑1 показаны в таблице 1.

В технологической схеме МГеоЭС‑1 применены смешивающие конденсаторы, изготовленные из специального биметалла, что обеспечило защиту от коррозионно-­агрессивного геотермального пара с относительно высоким содержанием неконденсирующихся газов СО2 и H2S. Использование стеклопластика обеспечило высокую антикоррозионную защиту несущих и ограждающих конструкций 4‑секционной вентиляторной испарительной градирни. Многолетний опыт эксплуатации МГеоЭС‑1 подтвердил правильность принятых проектных решений, и в настоящее время станция производит до 25% электроэнергии центрального энергоузла Камчатки.

Увеличение установленной мощности МГеоЭС‑1 на основе использования тепла сбросного отработавшего теплоносителя

Актуальность данного проекта обусловлена тем, что в технологическом контуре производства электроэнергии МГеоЭС‑1 используется только паровая фаза поставляемого геотермального теплоносителя. Значительное количество сепарата (более 1000 т/ч) с температурой 150–170 °C, получаемого в результате фазового разделения пароводяной смеси из продуктивных скважин, закачивается обратно в георезервуар. При этом за счет использования тепла сбросного сепарата можно увеличить установленную мощность МГеоЭС‑1 без бурения дополнительных скважин.
Достижение этой цели технически возможно на основе сооружения на МГеоЭС‑1 утилизационного двухконтурного комплекса с паровым и бинарным циклами. Оценки показывают, что для обеспечения требуемого количества вторичного пара и сепарата на паровые и бинарные турбины соответственно можно рассмотреть дополнительно использование некондиционных скважин, которые не пригодны для турбин МГеоЭС‑1 мощностью 25 МВт из-за низкого давления. В результате для энергоблоков утилизационного комплекса может быть задействован геотермальный теплоноситель от трех источников:
сбросной сепарат из технологической схемы МГеоЭС‑1 с параметрами Gс=179 кг/с, р=0,7 МПа, t=150 °C;
сепарат из предвключенного сепаратора перед МГеоЭС‑1 с параметрами Gс=93 кг/с, р=0,7 МПа, t=170 °C;
теплоноситель от некондиционных скважин с ориентировочными параметрами пароводяной смеси Gпвс=17 кг/с, р=0,5 МПа, t=150 °C.
Расчеты показывают, что эти ресурсы геотермального теплоносителя позволяют при давлении в расширителе около 0,2 МПа получить около 22 кг/с вторичного пара для двух паровых турбин. По некоторым наблюдениям можно ожидать, что при длительной эксплуатации производительных скважин будет расти степень влажности пара, т. е. увеличиваться доля жидкой фазы в виде сбросного сепарата и вторичного пара МГеоЭС‑1.
На рис. 4 показана принципиальная тепловая схема энергетической утилизационной установки МГеоЭС‑1 мощностью 13–16 МВт в зависимости от использования бинарных энергоблоков различной единичной мощности. Первый контур представляет собой прямой паровой цикл общей мощностью 8 МВт, который включает расширитель, сепаратор на линии трубопровода от некондиционных скважин, вторичный сепаратор перед паровыми турбинами. Преобразование тепловой энергии вторичного пара в электроэнергию в первом контуре осуществляется двумя паровыми турбинам мощностью 4 МВт каждая с воздушными конденсационными установками. Поскольку в России на ПАО «КТЗ» освоено производство геотермальных паровых турбин мощностью 4 МВт, которые установлены на В-МГеоЭС, целесообразно рассмотреть их использование в этом проекте.
Первичным источником энергии для второго контура с бинарным циклом является тепло сепарата с температурой 120 °C, поступающего из расширителя и вторичного сепаратора. Второй контур может включать два бинарных энергоблока мощностью до 2,5–4 МВт каждый. Требуется отдельное рассмотрение целесообразности использования разработанного отечественного бинарного энергоблока мощностью 2,5 МВт [11] или зарубежного аналога мощностью до 4 МВт.

Бинарный энергоблок включает турбину на низкокипящем органическом рабочем теле, а также экономайзер, испаритель и пароперегреватель. Для охлаждения отработавшего в турбине пара применяются вентиляторные градирни испарительного типа. В качестве рабочего тела в бинарном цикле используется низкокипящий органический теплоноситель. Суммарная мощность утилизационной энергоустановки может составить 13–16 МВт.
На рис. 5 представлено распределение суммарного теплового потенциала исходного геотермального теплоносителя на МГеоЭС‑1 и В-МГеоЭС с учетом проекта по расширению МГеоЭС‑1 утилизационной двухконтурной энергоустановкой (мощностью 13 МВт). Пунктиром обозначены основные объекты проектируемой утилизационной двухконтурной энергоустановки с паровыми и бинарными турбинами. Предполагается, что геотермальный теплоноситель линии возврата сепарата в георезервуар (68% от суммарного теплового потенциала исходного геотермального теплоносителя на МГеоЭС‑1 и В-МГеоЭС) будет использоваться в утилизационной энергоустановке. В расширителе испаряется часть сепарата и образуется пар, тепло которого (42%) используется в паровой турбине утилизационной энергоустановки. Тепло жидкой фазы после расширителя (26%) используется в бинарной турбине второго контура. Таким образом, применение утилизационной двухконтурной энергоустановки с паровыми и бинарными турбинами позволяет получить дополнительную мощность более 13 МВт без бурения новых производительных скважин.

Сооружение новых геотермальных электростанций на Мутновском месторождении

Прогнозные ресурсы Мутновского месторождения позволяют получить не менее 300 МВт электрической мощности. Имеющийся научно-­технический задел и опыт эксплуатации геотермальных энергоблоков МГеоЭС‑1 и В-МГеоЭС [12] позволяют рассматривать технические возможности сооружения новых ГеоЭС, чтобы довести суммарную установленную мощность геотермальных электростанций на Мутновском месторождении в ближайшие годы до 200 МВт.
МГеоЭС‑1 является базовой электростанцией, имеющей закрытое высоковольтное распределительное устройство с элегазовой изоляцией (КРУЭ‑220 кВ), на которое можно принимать электроэнергию от новых геотермальных электростанций на Мутновском месторождении. Электроэнергия от КРУЭ‑220 кВ передается в энергосистему АО «Камчатскэнерго» по имеющейся ЛЭП‑220 кВ «Мутновская ГеоЭС – подстанция «Авача» длиной 77 км. Проектом сооружения МГеоЭС‑1 была предусмотрена возможность дальнейшего расширения КРУЭ‑220 кВ для приема от новых ГеоЭС на Мутновском месторождении, и передачи в энергосистему до 300 МВт электрической мощности [2].

Опыт эксплуатации МГеоЭС‑1 показал, что зимой возможны отключения ЛЭП по причине коротких замыканий из-за гололедообразования и схода снежных лавин с горных склонов по маршруту ВЛ‑220 кВ. Поэтому с целью повышения надежности работы новых ГеоЭС целесообразно предусмотреть строительство второй ЛЭП с защитой от снежных лавин.
Важным является вопрос оптимального выбора единичной мощности энергоблоков новых ГеоЭС, поскольку от этого в значительной степени зависит формирование технологической схемы и определение состава энергетического оборудования. По предварительным оценкам целесообразно строительство новых ГеоЭС суммарной мощностью около 100 МВт без учета сооружения энергоустановок с бинарным циклом для утилизации тепла сбросного геотермального теплоносителя. В мире освоено производство геотермальных энергоблоков с паровыми турбинами мощностью 20, 25 и 50 МВт. Поэтому практически возможны следующие варианты комплектации этих ГеоЭС энергоблоками: 2×50 МВт; 4×25 МВт; 5×20 МВт.
Вариант использования на новых ГеоЭС энергоблоков относительно большой мощности (50 МВт) обладает определенными преимуществами, которые связаны прежде всего с уменьшением затрат на строительство и повышением эффективности (КПД) электростанции при всех прочих равных условиях. В то же время при внезапном отключении энергоблока мощностью 50 МВт могут быть крайне негативные последствия для энергосистемы Камчатки, учитывая ее изолированность и фактически отсутствие достаточных для такой ситуации резервных мощностей. Необходимо также принимать во внимание, что турбогенератор такой мощности и другое энергетическое оборудование имеют значительный вес и габариты, что может создать дополнительные трудности и затраты на их транспортировку на площадку строительства в условиях крайне сложного рельефа района.
Учитывая сложившуюся ситуацию в мире и наметившуюся в стране стратегию по продвижению отечественных импортозамещающих технологий и оборудования, принятие решения о типе и мощности энергоблоков должно выполняться с учетом того, что российские энергомашиностроительные предприятия освоили производство геотермального оборудования энергоблоков мощностью до 25 МВт. При этом следует отметить положительный опыт сооружения и эксплуатации этих энергоблоков на МГеоЭС‑1 мощностью 25 МВт в крайне сложных климатических условиях.
Необходимо также подчеркнуть, что энергоблоки МГеоЭС‑1 обладают наилучшими в своем классе показателями по КПД и удельному расходу пара на выработку электроэнергии. Исходя из вышеизложенного, можно утверждать, что предпочтительным является вариант создания новых ГеоЭС с использованием энергоблоков мощностью 25 МВт с турбоустановками производства ПАО «КТЗ».

Таким образом, освоение ресурсов Мутновского месторождения возможно строительством двух ГеоЭС суммарной мощностью 100 МВт. Предлагается их расположить на отдельно стоящих площадках на Южном блоке Дачного участка и на Восточном блоке Мутновского месторождения, которые отличаются наиболее высокими значениями температуры геотермального теплоносителя. Целесообразность строительства двух отдельных МГеоЭС‑2 и МГеоЭС‑3, каждая из которых установленной мощностью 50 МВт, диктуется в том числе сложностями сбора на одной площадке необходимого количества геотермального теплоносителя требуемой кондиции.
При строительстве МГеоЭС‑2 и МГеоЭС‑3 возможно использование незадействованных эксплуатационных запасов геотермального тепла и необходимость бурения новых нескольких скважин в соответствие с прогнозными запасами геотермального тепла на Мутновском месторождении. Реализация проектов сооружения МГеоЭС‑2 и МГеоЭС‑3 предполагает выполнение практически идентичных по сути и одинаковых по объему работ с использованием аналогичного энергетического оборудования, которое уже успешно себя зарекомендовало на Мутновской ГеоЭС‑1.
Следует отметить, что в случае успешной реализации проекта по расширению МГеоЭС‑1 комбинированной энергоустановкой с паровым и бинарным циклом мощностью 13–16 МВт, следует рассмотреть их тиражирование после сооружения МГеоЭС‑2 и МГеоЭС‑3. По некоторым оценкам, строительство только МГеоЭС‑2 мощностью 50 МВт может снизить полезный отпуск электроэнергии Камчатских ТЭЦ на более чем 350 млн кВт·ч/год, что позволит экономить на поставках СПГ около 100 млн м³ природного газа ежегодно.

Стратегия развития геотермальной электрогенерации на Мутновском месторождении

Исходя из вышеизложенного, предлагается рассмотреть следующий вариант стратегии освоения геотермальных ресурсов Мутновского месторождения для производства электроэнергии. На первом этапе целесообразно реализовать проект по увеличению установленной мощности МГеоЭС‑1 путем утилизации тепла сбросного геотермального теплоносителя с использованием комбинированного цикла, включая две паровые турбины по 4 МВт на вторичном паре и две бинарные турбины по 2,5–4 МВт на низкокипящем органическом рабочем теле. Данный проект на сегодня является наиболее подготовленным к реализации, поскольку освоено производство отечественного основного геотермального энергетического оборудования и не требуется выполнения дорогих мероприятий по бурению дополнительных скважин (есть необходимый источник тепла). Кроме того, имеется соответствующая инфраструктура в районе МГеоЭС‑1, что крайне важно, учитывая сложные климатические условия и труднодоступность площадки строительства (рис. 1). Практическая значимость проекта заключается в отработке отечественных бинарных энерготехнологий на основе использования низкокипящих органических веществ, которые широко применяются за рубежом на ГеоЭС, а также для утилизации тепла производственных низкотемпературных сбросов.

Второй этап может заключаться в сооружении на отдельной площадке МГеоЭС‑2 мощностью 50 МВт, включая два энергоблока по 25 МВт каждый. Осуществление этого проекта и последующих возможно после выполнения соответствующих гидрогеофизических изысканий, бурения необходимого дополнительного количества скважин и соответствующей защиты эксплуатационных запасов геотермального теплоносителя в установленном порядке.
В качестве перспективного варианта третьего этапа может быть реализация проекта по увеличению на 13–16 МВт установленной мощности вновь построенной МГеоЭС‑2 путем утилизации тепла сбросного геотермального теплоносителя с использованием комбинированного цикла. Это обусловлено наличием к этому времени успешного опыта, полученного при создании и эксплуатации аналогичного утилизационного энергоблока на МГеоЭС‑1, который будет использован при осуществлении этого проекта.
В рамках выполнения четвертого этапа предполагается сооружение МГеоЭС‑3 установленной мощностью 63–66 МВт, включая два энергоблока по 25 МВт каждый и два энергоблока комбинированного цикла суммарной мощностью 13–16 МВт. Рассмотренные технические возможности и вариант стратегии поэтапного сооружения новых ГеоЭС на Мутновском месторождении могут быть использованы при обосновании технико-­технологических решений и подготовке инвестиционных геотермальных проектов развития энергоузла Петропавловска-­Камчатского.

Выводы

Анализ ресурсной базы Мутновского месторождения позволяет рассчитывать на увеличение электрогенерирующих мощностей ГеоЭС с 62 до 200 МВт и более.
Рассмотрены технологические принципы и состав основного оборудования по проекту увеличения установленной мощности на 13–16 МВт действующей Мутновской ГеоЭС‑1 на основе утилизации тепла сбросного сепарата в энергетической установке парового и бинарного циклов без бурения дополнительных дорогостоящих скважин.
Обоснованы технико-­техно­логические возможности сооружения новых МГеоЭС‑2 и МГеоЭС‑3 суммарной установленной мощностью более 100 МВт с указанием перспективных площадок строительства ГеоЭС в зонах максимальных температур геотермального поля.
Предложены концепция и вариант стратегии поэтапного сооружения новых ГеоЭС с доведением суммарной мощности геотермальных электростанций на Мутновском месторождении до 200 МВт и более.

Использованные источники

1. Геотермальная энергетика: справочно-­методическое издание / Г. В. Томаров, А. И. Никольский, В. Н. Семёнов, А. А. Шипков; под ред. П. П. Безруких. – М.: Интехэнерго – Издат, Теплоэнергетик, 2015. – 304 с.
2. Бритвин О. В., Поваров О. А., Клочков Е. Ф., Томаров Г. В. и др. Мутновский геотермальный энергетический комплекс на Камчатке // Теплоэнергетика. – 2001. – № 2. – С. 18–25.
3. Кирюхин А. В., Сугробов В. М. Геотермальные ресурсы Камчатки и ближайшие перспективы их освоения // Вулканология и сейсмология. – 2019. – № 6. – С. 50–65.
4. Нурмухамедов А. Г., Чернев И. И., Алексеев Д. А., Яковлев А. Г. Трёхмерная геоэлектрическая модель Мутновского месторождения парогидротерм // Вулканология и сейсмология. – 2021. – № 1. – С. 40–56.
5. Спектор С. В., Чернев И. И., Красников Р. В. Мутновское месторождение парогидротерм: анализ результатов многолетней эксплуатации // Разведка и охрана недр. – 2025. – № 2.
6. Бутузов В. А., Томаров Г. В. Российская геотермальная электроэнергетика: состояние и перспективы развития // Теплоэнергетика. – 2023. – № 4. – С. 23–32.
7. Томаров Г. В., Шипков А. А. Краткий обзор современного состояния и тенденций развития геотермальной энергетики // Теплоэнергетика. – 2023. – № 2. – С. 37–46.
8. Поваров О. А., Томаров Г. В., Никольский А. И., Семёнов В. Н. Фундаментальные исследования в области геотермальной энергетики // Теплоэнергетика. – 2005. – № 1.
9. Поваров О. А., Лукашенко Ю. Л. Турбины и сепараторы для геотермальных электростанций // Теплоэнергетика. – 1997. – № 1. – С. 41–47.
10. Томаров Г. В. Физико-­химические процессы и закономерности эрозии-­коррозии металла энергетического оборудования в двухфазном потоке // Теплоэнергетика. – 2001. – № 9. – С. 59–67.
11. Томаров Г. В., Никольский А. И., Семёнов В. Н., Шипков А. А. Повышение эффективности использования геотермальных ресурсов на основе применения комбинированного энергоблока с бинарной установкой на сбросном сепарате Мутновской ГеоЭС // Теплоэнергетика. – 2016. – № 5.
12. Томаров Г. В.. Разработка геотермального оборудования и сооружение Верхне-­Мутновской и Мутновской геотермальных электростанций // Вестник МЭИ. – 2022. – № 4. – С. 32–40.