Современные российские геотермальные энергетические технологии и их эффективность

Поваров О.А. , Томаров Г.В. доктора техн. наук, Никольский А.И., Семенов В.Н., кандидаты техн. наук
МЭИ — АО «Наука»

В России за последние 10 лет созданы высокоэффективные сепараторы, турбины и другое энергетическое оборудование для геотермальных электростанций, построены новые ГеоЭС на Камчатке и Курильских островах. В статье приведены конструктивные особенности основного оборудования, технологические схемы и технико-экономические показатели эффективности ГеоЭС.

На территории России разведано 47 геотермальных месторождений с запасами термальных вод дебитом более 240x103 м3/сут и парогидротерм дебитом более 105x103 м3/сут. Практически на всей территории России имеются запасы тепла Земли с температурой 30.. .40 °С, а в отдельных районах — геотермальные резервуары с температурами до 300 °С. Использование тепла Земли для выработки электроэнергии, отопления и горячего водоснабжения позволяет сэкономить значительные ресурсы органического топлива и снизить выбросы загрязняющих веществ и С02 в атмосферу.

За последние 10 лет построены новые геотермальные электростанции на Камчатке и Курильских островах. Это стало возможным благодаря объединению усилий акционерных компаний АО «Интергеотерм», АО «Наука», АО «Геотерм», АО «Энергия», которые в кооперации с научными центрами (НУЦ Гео МЭИ, ВНИИАМ), заводами (АО КТЗ, АО «ЗИО-Подольск», АО «Привод», АО ЧЗЭМ) и иностранными компаниями («Сименс» и др.) разработали и создали современное энергетическое оборудование для геотермальных электрических и тепловых станций. В основу этих разработок легли исследования, технологии и производственные возможности конверсионных предприятий, производящих оборудование для АЭС, нужд судостроения и других отраслей.

Геотермальный теплоноситель, пригодный для выработки электроэнергии на ГеоЭС, в России в основном является вододоминирующим и имеет следующие основные отличия от рабочего тела традиционных технологий получения электроэнергии и тепла на органическом топливе: относительно невысокий тепловой потенциал; низкие давление и температуру; большое влагосодержание пара; большой удельный объем; повышенное содержание примесей, вызывающих коррозию, эрозию и солеотложения; наличие неконденсирующихся газов, которые приводят к коррозии металла и другим проблемам.

Химический состав геотермального теплоносителя разных месторождений и даже отдельных скважин значительно различается. Показатели загрязненности геотермального пара многократно выше аналогичных по­казателей свежего пара традиционных тепловых электростанций [1]. Геотермальный пар характеризуется содержанием нескольких десятков различных химических элементов и соединений, в которых доминируют ионы кальция, калия, натрия и хлора. В газовом составе (2...5 % по объему) преобладают углекислый газ и сероводород, а также присутствуют аммиак, водород, метан, радон и другие газы.

Особенности физико-химических свойств геотермального теплоносителя являются причиной ряда технических проблем, которые необходимо решать при проектировании и изготовлении геотермального энергетического оборудования.

Оборудование системы подготовки пара: сепараторы, паросборники, расширители

Надежность и эффективность работы ГеоЭС в значительной мере определяются качеством поступающего в турбину пара. Чистота пара главным образом обусловлена эффективностью разделения фаз, поскольку растворимость примесей в паровой фазе при давлении около 1,0 МПа, типичном для ГеоЭС, ничтожно мала (коэффициент распределения от 10-15 до 10-4) и их подавляющая часть сосредоточена в жидкой фазе [2]. Поэтому в качестве критерия чистоты пара используется степень его сухости как показатель солесодержания.

Распространенные в мире вертикальные циклонные сепараторы обладают невысокой эффективностью сепарации (влажность пара на выходе может достигать 1,0 %). В практике эксплуатации ГеоЭС для компенсации их недостаточной эффективности нередко используют сепарирующую способность длинных трубопроводов от сепараторов к турбине. Влага с содержащимися в ней солями, двигаясь в паровом потоке, оседает на стенках трубопровода в виде пленки и дренируется по длине трубы. Такой способ очистки, безусловно, снижает солесодержание пара перед турбиной, однако он не контролируем и не может в полной мере обеспечить надежную работу турбин.

Разработанные в АО «Наука» при участии НУЦ Гео МЭИ и ВНИИАМ высокоэффективные (степень влажности пара на выходе не более 0,05 %) сепараторы, расширители и паросборники, изготовляемые АО «ЗИО-Подольск» (табл. 1), являются принципиально новыми сепараторами горизонтального типа, в основу создания которых положен опыт проектирования подобных устройств в атомной энергетике с использыванием механизма гравитационного осаждения жидких частиц.

При большей эффективности влагоудаления эти сепараторы превосходят зарубежные аналоги других типов по таким показателям, как компактность и металлоемкость. Преимуществом гравитационных сепараторов является также их нечувствительность к паросодержанию разделяемой пароводяной смеси, в то время как эффективность центробежных сепараторов зависит от паросодержания потока и с его уменьшением падает. Более предпочтительна у гравитационных систем сепарации также и зависимость между паровой нагрузкой и влажностью, которая характеризуется непрерывным уменьшением влажности по мере снижения нагрузки. Центробежные системы сепарации эффективно работают только в расчетном режиме, отклонения от него как в сторону увеличения, так и уменьшения нагрузки приводят к снижению эффективности сепарации и к повышению конечной влажности.

Конструкция сепаратора гравитационного типа представлена на рис. 1. В отличие от сепараторов ци­клонного типа, которые, как правило, снабжаются отдельным сепаратосборником (вертикальным или горизонтальным) и поплавковым предохранительным клапаном, в данном сепараторе все устройства размещены в едином корпусе. Сепарация влаги осуществляется последовательно: сначала на отбойном листе, затем в водяном объеме, на сепарационном щите и, наконец, в паровом объеме. Перед выходом осушенного пара установлен дырчатый успокоительный лист для аэродинамического выравнивания потока.

На рис. 2 приведены расчетные характеристики эффективности сепараторов гравитационного типа. Режим их работы выбирается таким образом, чтобы при номинальном расходе влажность пара на выходе не превышала 0,05 %. Особые требования, предъявляемые к чистоте поступающего в турбину пара, определяются тем, что примеси, содержащиеся в нем, оседают в проточной части и приводят к снижению вырабатываемой мощности турбины и ее экономичности. Кроме того, возникает опасность коррозионно-эрозионного воздействия на металл турбины и другого оборудования.

Для снижения количества примесей в паре используется двухступенчатая система сепарации с промывкой пара чистым конденсатом в сепараторе второй ступени. Такая схема подготовки пара (риc. 3) реализована на Мутновской ГеоЭС (МГеоЭС).

Пароводяная смесь с содержанием пара от 30 до 100% (по массе) поступает от семи продуктивных скважин по отдельным магистральным трубопроводам в два сепаратора первой ступени. Сепараторы оборудованы системами защит от превышения давления и уровня. Уровень в них поддерживается насосами реинжекции сепарата, имеющими частотно-регулируемый привод. В случае подъема уровня в сепараторе выше допустимого автоматически открывается клапан аварийного сброса сепарата в шумоглушитель. Для предотвращения заброса воды в паропроводы в конструкции сепаратора предусмотрены поплавковые клапаны, перекрывающие выход пара при аварийном заполнении сепаратора водой.

После сепараторов первой ступени пар с влажностью у < 0,0005 поступает в коллектор, из которого двумя трубопроводами по эстакаде подается к энергоблокам, расположенным в главном корпусе ГеоЭС. Номинальное давление пара в коллекторе составляет 0,65 МПа. Давление пара в системе регулируется клапанами сброса, имеющими быстродействующий электропривод. Система регулирования давления позволяет поддерживать давление в паровой системе даже при полном отключении одного или двух турбогенераторов. При этом отклонение давления в переходном процессе не превышает ± 0,04 МПа.

Перед подачей к турбинам пар проходит промывку и вторичную сепарацию в сепараторах второй ступени, расположенных в главном корпусе ГеоЭС. Для промывки пара используется чистый конденсат, образовавшийся в проточной части турбины. Отсепарированная вода с температурой около 160 °С используется для нагрева сетевой воды в системе теплоснабжения МГеоЭС, а затем при температуре 145 °С закачивается в скважины реинжекции.

В отдельные реинжекционные скважины закачивается также и конденсат пара, причем наличие в паре неконденсирующихся газов, и прежде всего С02 и H2S, приводит к тому, что показатель рН конденсата пара может составлять 2...2,5. Такая среда является высокоагрессивной и, следовательно, требуется применение специальных материалов.

В проекте МГеоЭС для трубопровода реинжекции конденсата впервые были применены трубы, изготовленные из базальтового волокна. Такие трубы дешевле труб из нержавеющей стали, способны выдерживать ббльшие механические нагрузки, не подвержены коррозии и очень перспективны для применения на ГеоЭС.

Блочно-модульные ГеоЭС малой мощности

Блочно-модульные ГеоЭС малой мощности были разработаны при поддержке Министерства промышленности, науки и технологий Российской Федерации совместными усилиями специалистов АО КТЗ, Научно-учебного центра МЭИ, АО «Наука», ВНИИАМ и других российских организаций. Эти ГеоЭС, поставляемые на площадку строительства в контейнерах вагонного типа при 100 %-ной заводской готовности, не требуют значительных строительных работ, могут быть в короткие сроки смонтированы в труднодоступных районах с суровыми климатическими условиями и предназначены для работы как в энергосистеме, так и в автономных условиях.

Первая такая ГеоЭС «Омега-500» была изготовлена и поставлена на о. Кунашир (Курильские острова) в 1993 г. [3]. Ее турбогенератор был выполнен без конденсатора, с выхлопом в атмосферу и рассчитан на начальное давление 0,7 МПа, расход пара 10 т/ч. Все оборудование блочной ГеоЭС «Омега-500», установленное рядом со скважиной у подножия вулкана Менделеевский, показало высокую надежность и успешно перенесло сильное землетрясение 1994 г.

На АО КТЗ разработаны и производятся турбогенераторы с противодавлением для блочных ГеоЭС мощностью от 0,5 до 2,5 МВт (табл. 2). Из табл. 2 видно, что данные турбоустановки могут быть созданы с турбогенераторами на 50 и 60 Гц. Особенностью этих турбин является то, что они соединены с генератором напрямую без редуктора. Турбина вместе с генератором устанавливается на общей раме, которая одновременно является маслобаком. На раме также размещены маслоохладители и другое вспомогательное оборудование.

Четыре блочных ГеоЭС с турбинами с противодавлением мощностью по 1,7 МВт изготовлены в 1994 г. и поставлены на Курильские острова для АО «Энергия». Особенностью производства турбин на Калужском турбинном заводе является то, что все выпускаемые турбогенераторы проходят стендовые испытания при полной и частичной нагрузке.

Две блочных ГеоЭС с турбогенераторами в тропическом исполнении мощностью по 2,5 МВт на 60 Гц (рис. 4) изготовлены для ГеоЭС Сан-Хасинто в Никарагуа [4].

Важно отметить, что блочные ГеоЭС, производимые на АО КТЗ, отличаются наличием пускового маслонасоса с приводом от отдельной малой турбины, работающей на геотермальном паре, и незначительными нагрузками собственных нужд. Это позволяет осуществлять их автономный пуск без внешних энергоисточников и использовать их в качестве аварийных пусковых генераторов для ГеоЭС большой мощности. Пусковая турбина (турбонасос) обеспечивает без внешнего электропитания основную турбину и систему ее регулирования маслом под давлением, достаточным для запуска основной турбины, которая имеет свой маслонасос-регулятор непосредственно на роторе. Основной насос вступает в работу при достижении определенной частоты вращения.

Геотермальные станции с турбинами, работающими без конденсатора с выхлопом в атмосферу, менее экономичны по сравнению со станциями конденсационного типа, поскольку теплоперепад при расширении пара в турбине у них на 20...30% меньше. Однако такие блочные ГеоЭС имеют и свои преимущества:
- более низкую стоимость установленного 1 кВт мощ­ности (на 30...40%);
- компактность и 100%-ный внутриблочный монтаж оборудования на заводе-изготовителе;
- простую конструкцию, транспортабельность, легкость и короткие сроки монтажа, что делает эти небольшие турбогенераторы особенно привлекательными для использования на геотермальных месторождениях на этапе их освоения и строительства ГеоЭС;
- возможность установки непосредственно на площадке геотермальной скважины без прокладки длинных трубопроводов;
- не требуют больших затрат на строительство ГеоЭС, и поэтому со временем могут быть перемещены на новые геотермальные месторождения.

Подобные ГеоЭС с турбинами с противодавлением легко могут быть преобразованы в энергоблоки комбинированного цикла путем «подстройки» бинарной части. При этом пар после паровой турбины не сбрасывается в атмосферу, а направляется в конденсатор, являющийся испарителем для низкокипящего рабочего тела второго контура, например, изопентана, аммиака, фреона и т.п. Выработка дополнительной электроэнергии в турбогенераторе бинарной части позволяет довести экономичность такой станции до уровня ГеоЭС с конденсационными турбинами.

Экологически чистая Верхне-Мутновская ГеоЭС

Созданное для реализации геотермальных проектов на Мутновском месторождении АО «Геотерм» в качестве пилотного проекта в 1995 г. приступило к созданию Верхне-Мутновской ГеоЭС, введенной в эксплуатацию в 1999 г. (рис. 5).

Труднодоступность района строительства и короткий (4 мес в году) строительный сезон, отсутствие инфраструктуры и суровые климатические условия предопределили концепцию строительства этой ГеоЭС — блочно-модульная электростанция с расположением всего оборудования в модулях-контейнерах вагонного типа, соединенных между собой закрытыми переходами [5, 6].

Для повышения экономичности ГеоЭС были созданы конденсационные турбины мощностью 4 МВт с воздушными конденсаторами.

Пароводяная смесь от трех скважин при давлении 0,8 МПа поступает в установку подготовки пара, состоящую из четырех модулей, изготовленных АО «ЗИО-Подольск», включающих в себя: сепараторы первой и второй ступеней, расширитель пара и шумоглушитель. Сепарат после первичных сепараторов подается в расширитель, где вскипает при давлении 0,4 МПа. Полученный в расширителе пар используется в эжекторах отсоса неконденсирующихся газов, а сепарат из расширителя направляется в скважину закачки.

Применение воздухоохлаждаемых конденсаторов поверхностного типа позволило создать экологически чистую ГеоЭС, в которой весь геотермальный теплоноситель, добытый из-под земли и отработавший в технологической схеме ГеоЭС (включая сепарат, конденсат пара и неконденсирующиеся газы), закачивается обратно в геотермальный резервуар.

Модульные турбогенераторы мощностью до 25 МВт

Сегодня наиболее перспективным направлением развития геотермальных электростанций является создание компактных (модульных) турбоустановок, которые поставляются на строительную площадку в собранном виде. Мощность таких конденсационных турбоустановок может быть разной и достигать 25 МВт. Именно эта концепция создания и строительства серии ГеоЭС в Никарагуа была выбрана Российско-Никарагуанской акционерной компанией «Интергеотерм» по рекомендации АО «Наука» и МЭИ.

По заданию АО «Интергеотерм» два турбогенератора с частотой 60 Гц мощностью по 23 МВт каждый были изготовлены на АО КТЗ для ГеоЭС Сан-Хасинто [4, 7]. При их создании учитывались новейшие технические достижения, а также многолетний опыт эксплуатации турбин КТЗ на Паужетской ГеоЭС. Были использованы отечественные металлы, применяемые в энергетике, в том числе атомной, а также в судостроении.

Прототипом этих турбин являются турбины АО КТЗ, которые давно и широко используются для привода питательных насосов на АЭС [8]. Эти турбины отличаются высокой экономичностью проточной части (по испытаниям на электростанциях КПД составляет 88 %) и надежностью (за 20 лет эксплуатации не было поло­мок лопаток, разрушения роторов и других аварий).

Современные отечественные научно-технические достижения позволили создать компактный, легкий и высоконадежный турбогенератор мощностью 23 МВт, общий вид которого представлен на рис. 6.

Турбина и генератор установлены на общей раме. Турбина имеет выхлоп вниз. Отработавший в турбине пар при давлении 11 кПа по выхлопному паропроводу поступает в конденсатор смешивающего типа. Конденсатор имеет барометрический слив охлаждающей воды в бассейн циркуляционной насосной станции, откуда вода подается для охлаждения в четырехсекционную вентиляторную градирню.

Удаление неконденсирующихся газов производится пароструйными эжекторами, установленными на секциях конденсатора. Парогазовая смесь отсасывается первыми ступенями эжекторов и направляется в охладители смешивающего типа. Из охладителей неконденсирующиеся газы отсасываются эжекторами второй ступени или, при массовом газосодержании более 0,8 %, водокольцевыми насосами, после чего сбрасываются в диффузоры градирни.

Высокая экономичность и надежность турбин АО КТЗ для ГеоЭС достигнуты благодаря применению высокоэкономичных профилей сопловых и рабочих лопаток, паровпускных устройств и выхлопных патрубков, а также развитой системы удаления (сепарации) влаги из проточной части турбин [9—11].

Проточная часть турбины состоит из семи ступеней. Для повышения экономичности и надежности турбины на месте четвертой ступени установлена специальная турбинная ступень-сепаратор, применение которой, в зависимости от режима работы, позволяет удалить из проточной части от 20 до 80 % влаги. Сама ступень-сепаратор по сравнению с обычной ступенью имеет несколько пониженный КПД. Однако удаление влаги из проточной части турбины (перед пятой, шестой и седьмой ступенями) повышает КПД турбины в целом на 2.. .4 % (в зависимости от условий работы). Для внутриканальной сепарации влаги применяются полые сопловые лопатки, которые обеспечивают одновременный отсос влаги через выходные кромки и щели, расположенные на спинке профилей в зоне косого среза.

Применение в проточной части турбины развитой системы влагоудаления позволяет не только повысить внутренний относительный КПД турбины благодаря снижению влажности пара и соответственно потерь от влажности, но и снизить давление за турбиной без риска эрозионного повреждения последних ступеней. Это обстоятельство является чрезвычайно важным, так как для геотермальных проектов в странах или районах с холодным климатом оно дает возможность значительно увеличить теплоперепад на турбину и соответственно повысить КПД электростанции.

Мутновская ГеоЭС

Опыт создания и эксплуатации пилотной Верхне-Мутновской ГеоЭС, строительство ВЛ 220 кВ, электроподстанции «Авача» и дороги, позволяющей доставлять на площадку строительства тяжелое и крупногабаритное оборудование, позволили приступить к реализации проекта Мутновской ГеоЭС. Многолетние геологоразведочные работы дают оценку энергетического потенциала Мутновского месторождения не менее 300 МВт(э).

Выполненное в 1997 г. по заказу Европейского банка реконструкции и развития (ЕБРР) инвестиционное технико-экономическое обоснование (Feasibility Study) подтвердило экономическую целесообразность и техническую выполнимость проекта. При этом его реализация осуществляется в две очереди. Первая очередь предполагала строительство на участке Дачный электростанции мощностью 40 МВт, использующей 320 т/ч геотермального пара. Предоставление ЕБРР кредита на строительство и инвестиции российских участников проекта позволили создать современную, полностью автоматизированную геотермальную электростанцию.

В организованном в 1999 г. АО «Геотерм» международном тендере на строительство МГеоЭС участвовали ведущие фирмы из Японии, Израиля и России. Основная борьба за присуждение контракта развернулась между японской фирмой Sumitomo Corporation, предлагавшей турбогенератор производства Fuji Electric, и российским Внешнеторговым объединением «Технопромэкспорт» с турбинами Калужского турбинного завода. Победу в тендере одержал российский оферент, предложивший более эффективную технологию и меньшую цену.

В октябре 2002 г. Мутновская ГеоЭС была пущена в эксплуатацию. При фиксированном расходе пара с геотермального поля 320 т/ч электрическая мощность, выработываемая МгеоЭС, составляет 50 МВт.

В табл. 3 представлены результаты анализа эффективности различных ГеоЭС. Были проанализированы энергоблоки с турбогенераторами мощностью от 15 до 35 МВт. В качестве показателей эффективности были выбраны:
- удельный расход пара нетто на выработку электроэнергии, определяемый как отношение расхода пара на энергоблок к мощности нетто (мощность, вырабатываемая генератором, за вычетом нагрузок собственных нужд энергоблока);
- КПД энергоблока брутто, оцениваемый как отношение электрической мощности на клеммах генератора к располагаемой тепловой мощности геотермального пара, подводимого к энергоблоку.

Как видно из приведенных в табл. 3 данных, энергоблоки Мутновской ГеоЭС имеют наивысший КПД и наименьший расход пара на выработку электроэнергии. Достижение столь высоких показателей стало возможным благодаря созданию новой двухпоточной высокоэкономичной геотермальной паровой турбины, надежно работающей при глубоком вакууме в конденсаторе.

Разработка и создание подобной турбины — это результат многолетних активных творческих связей Калужского турбинного завода с кафедрой паровых и газовых турбин Московского энергетического института, где были выполнены многочисленные научные исследования по оптимизации проточных частей турбин АО КТЗ. В результате этих исследований были найдены, теоретически обоснованы, экспериментально подтверждены и реализованы на турбинах конструктивные решения, позволяющие существенно повысить экономичность проточной части и ее надежность при работе на влажном паре [9, 10].

Конструкция турбины и применяемый лопаточный аппарат позволяют повысить (при увеличении давления) вырабатываемую турбиной мощность до 35 МВт. С увеличением в будущем длины последней лопатки в этом корпусе можно получить мощность до 50 МВт.

Продольный разрез турбины представлен на рис. 7. Турбина двухпоточная, одновальная, однокорпусная, активного типа. В каждом потоке имеется восемь ступеней, первые четыре выполнены с надбандажным лабиринтовым уплотнением. В проточной части турбины, начиная с четвертой ступени, применена развитая система периферийной сепарации влаги, а в седьмой и восьмой ступенях — внутриканальная сепарация на сопловых лопатках. Одним из наиболее эффективных методов удаления влаги является использование специальной турбинной ступени-сепаратора, которая также разработана совместно МЭИ и АО КТЗ.

Главным достоинством указанных методов сепарации является то, что с их помощью удаляется практически вся крупнодисперсная влага, которая вызывает эрозию рабочих лопаток. Кроме того, применение ступени-сепаратора позволило увеличить КПД всей турбины почти на 2,0 %. Для уменьшения потерь энергии в выхлопном патрубке за последней ступенью установлен высокоэффективный осекольцевой диффузор с косым срезом.

Российские бинарные технологии

Создание в 1967 г. советскими учеными Паратунской ГеоЭС, первой в мире электростанции с бинарным циклом, открыло возможность получения электроэнергии из низкопотенциальных источников тепла. Эта идея получила широкое распространение, и сегодня в мире на геотермальных полях работают сотни энергоблоков, использующих технологию бинарного цикла. Спустя более чем 30 лет в России вновь активно ведутся работы по созданию бинарных электростанций.

Израильская фирма ORMAT, современный лидер в стрительстве бинарных ГеоЭС, использует в качестве рабочих тел легковоспламеняющиеся и взрывоопасные углеводородные соединения (бутан, пентан, изопентан), что определяет открытые компоновки энергоблоков, расположенных вне зданий. Такие проектные решения могут быть реализованы в странах с жарким и умеренным климатом, однако они неприемлемы для России с ее продолжительными и снежными зимами.

В то же время применение в бинарных циклах органических рабочих тел, не замерзающих при низких температурах, позволяет максимально использовать суровые климатические условия России для повышения термического КПД. В АО «Наука» разработан проект новой бинарной электрической станции (рис. 8), в которой для выработки электроэнергии может использоваться низкопотенциальное тепло различных источников (геотермальная вода, горячая вода системы теплоснабжения, сбросное тепло промышленных предприятий и др.). В настоящее время ведутся работы над созданием четвертого энергоблока Верхне-Мутновской ГеоЭС с комбинированным циклом, который позволит увеличить мощность станции с 12 до 18 МВт [12].

Особенностью разработанной в АО «Наука» конструкции бинарной электростанции является круговое расположение секций воздушного конденсатора, позволяющее оптимально использовать для охлаждения силу ветра независимо от его направления. Энергетическая установка полностью автоматизирована и контролируется по безлюдной технологии с удаленного щита управления.

Первая спутниковая система связи и управления ГеоЭС

Мутновская ГеоЭС — полностью автоматизированная электростанция, оснащенная распределенной системой управления на базе программно-технологического комплекса Teleperm ME фирмы Siemens. Разработанные российской компанией «Интеравтоматика» алгоритмы и пошаговые программы позволяют нажатием одной кнопки пустить или остановить энергоблоки.

АО «Наука» предложило и совместно со специалистами ОКБ МЭИ и фирмы Siemens создало космическую систему связи и управления МГеоЭС, позволяющую в режиме реального времени вести мониторинг технологического процесса и состояния оборудования электростанции и геотермального поля [13]. Система позволяет помимо передачи данных о технологическом процессе передавать изображение с 16 управляемых видеокамер, расположенных на станции, а также обеспечивает телефонную связь по двум каналам. Операторы центра управления, находящегося в Москве, могут получить на мониторах своих компьютеров любую информацию в форме видеограмм, аналогичных тем, которые имеют операторы на электростанции.

Созданная система дает воможность силами ведущих специалистов заводов-изготовителей, проектных и научных организаций оказывать постоянную поддержку операторам ГеоЭС, особенно необходимую в период освоения нового оборудования и технологий.

Таким образом, многолетние фундаментальные исследования и научно-технические разработки российских ученых, а также объединенные усилия специалистов ведущих институтов, компаний и заводов-изготовителей вновь ввели Россию в число стран, способных самостоятельно разрабатывать самые передовые геотермальные технологии и производить все оборудование для геотермальных электрических и тепловых электростанций.

Список литературы

  1. Поваров О.А., Тома ров Г.В. Физико-химические проблемы геотермальной энергетики // Изв. РАН. Энергетика. 1997. № 4 С. 3—17.
  2. Стырикович М.А., Хабибуллин Н.Х. Цхваришвили Д.Г. Исследование растворимости солей в водяном паре высокого давле­ния // Доклады АН СССР. 1955. .№ 6. С. 1123—1127.
  3. Поваров О.А., Лукашенко Ю.Л. Турбины и сепараторы для геотермальных электростанций // Теплоэнергетика. 1997. № 1. С. 41—47.
  4. Povarov О.А., Nikolski A.I., Tsimmerman S.D. Gcothermal power plant at San Jacinto-Tizate //21st New Zeland Geothermal Work­shop, 1999. P. 205—210.
  5. Верхне-Мутновская геотермальная электрическая станция / О.В. Бритвин, О.А. Поваров, Е.Ф. Клочков и др. // Теплоэнергетика. 1999. №2. С. 2—9.
  6. Геотермальные промышленность и технологии в России / О.А. Поваров, Ю.Л. Лукашенко, Г.В. Томаров, С.Д. Циммерман // Тяжелое машиностроение. 2001. № 1. С. 14—19.
  7. Паровые турбины ОАО «КТЗ» для ГеоЭС / Ю.Л. Лукашенко, О.А. Поваров, А.И. Никольский и др. // Тяжелое машиностроение. 2002. №8. С. 46—51.
  8. Паровые турбины малой мощности КТЗ / В.И. Кирюхин, Н.М. Тараненко, Е.И. Огурцова и др. М.: Энергоиздат, 1987.
  9. Филиппов Г.А., Поваров О.А. Сепарация влаги в турбинах АЭС. М.: Энергия, 1979.
  10. Филиппов Г.А., Поваров О.А., Пряхин В.В. Исследования и расчеты турбин влажного пара. М.: Энергия, 1973.
  11. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. М.: Энергия,1968.
  12. Бинарные электрические станции / О.А. Поваров, В.А. Саа-кян, А.И. Никольский и др. //Тяжелое машиностроение. 2002. № 8. С. 13—5.
  13. Первая космическая система связи и управления геотермаль­ной электрической станцией / А.И. Никольский, А.А. Сидоров, М.В. Мухин и др. // Тяжелое машиностроение. 2002. № 8. С. 57—59