Геотермальная энергия в централизованном теплоснабжении России. Опыт Дагестана

В. А. Бутузов, Кубанский государственный аграрный университет им. И. Т. Трубилина, Краснодар

А. Б. Алхасов, Институт проблем геотермии и возобновляемой энергетики – филиал ФГБУН Объединенного института высоких температур РАН, Махачкала

Р. М. Алиев, Дагестанский государственный технический университет, Махачкала, ООО «Геоэкопром»

Г. Б. Бадавов, Институт проблем геотермии и возобновляемой энергетики – филиал ФГБУН Объединенного института высоких температур РАН, Махачкала

Дагестан стал пионером практического освоения геотермальных ресурсов в СССР – использование геотермальной энергии началось в центре Махачкалы в 1949 году, после переоборудования старой нефтяной скважины № 27 для теплоснабжения общественной бани.

Дагестанская научная школа в этой области, основанная в 1956 году, отличается многоплановостью исследований: разведка и разработка месторождений, технология бурения и реинжекции, теория создания геотермальных циркуляционных систем, разработка многопластовых месторождений, противонакипная обработка и очистка отработанных геотермальных вод, исследование экономической целесообразности и экологических рисков [2]. Научные исследования по освоению геотермальных энергетических ресурсов сосредоточены в Институте проблем геотермии и возобновляемой энергетики – филиале Объединенного института высоких температур РАН (ИПГВЭ).

Научно-технические школы

Геотермальная научная школа Дагестана была создана одной из первых в СССР членом-корреспондентом АН СССР Хабибуллой Ибрагимовичем Амирхановым (1907–1986) (фото 1) в 50-х годах прошлого века. Он отличался разносторонними научными интересами, в том числе в теплофизике, геологии, геотермии, а также выдающимися организаторскими способностями. В 1950 году он создал в Махачкале Институт физики и Дагестанский филиал АН СССР. По его предложению в 1951 году в Институте геологии Дагестана была организована лаборатория гидрогеологических и геотермальных исследований во главе с канд. техн. наук Самадом Агаевичем Джамаловым (1903–1980) (фото 2), который по совету Х. И. Амирханова в 44 года начал заниматься наукой.

Выпускник Московского высшего технического училища им. Н. Э. Баумана, руководитель строительных организаций, министр, ученый секретарь Дагестанского филиала АН СССР, член Научного совета по геотермическим исследованиям Академии наук СССР С. А. Джамалов до 1980 года возглавлял развитие геотермии в Дагестане. Он инициировал разведку геотермальных месторождений, бурение скважины для геотермальной электростанции, переоборудование ликвидированных нефтяных скважин, разработку систем геотермального теплоснабжения [3]. Развитие его идей осуществляли соратники и ученики: В. В. Суетнов, Р. А. Левкович, М. К. Курбанов, А. С. Джамалова, И. Ш. Абдуллаева, Ю. И. Султанов, А. Ш. Мейланов, А. Н. Абдуллаев, Г. Б. Бадавов, П. Н. Ригер и другие.

Второе геотермальное научно-исследовательское учреждение в Дагестане – Лаборатория геотермии – было организовано в 1963 году в составе Дагестанского научно-исследовательского отдела энергетики (ДагНИОЭ) Министерства энергетики и электрификации СССР. В 1974 году лаборатория была преобразована в Дагестанский филиал Энергетического института им. Г. М. Кржижановского (ДагЭНИН), который специализировался на разработке гидро- и геотермальных электростанций и систем геотермального теплоснабжения. Им был разработан проект Тарумовской ГеоТЭС мощностью 10 МВт, методика экономической оценки систем геотермального теплоснабжения и структуры себестоимости геотермальной воды. В монографии [4] его сотрудниками был обобщен опыт геотермального теплоснабжения в Дагестане. Плодотворная деятельность ДагЭНИНа описана его сотрудником, ныне работающим в Институте проблем геотермии, учеником С. А. Джамалова – Гасаном Басировичем Бадавовым, 1944 г. р. [2]. Трудясь в ДагЭНИНе со дня его основания и до его закрытия в 2000 году, он с трехлетним перерывом на обучение в аспирантуре Академии коммунального хозяйства им. К. Д. Памфилова в Москве занимался разработкой и созданием комбинированных систем геотермального теплоснабжения [5].

В 1980 году на базе лаборатории С. А. Джамалова был организован Институт проблем геотермии (ИПГ) Дагестанского филиала АН СССР во главе с Виталием Васильевичем Суетновым (1931–1990).

Большой вклад в научное развитие ИПГ внес доктор геол.-минерал. наук Магомед Курбанович Курбанов (1933–2011) (фото 3). Он был ученым-гидрогеологом, соединившим в своей деятельности теоретические концепции и результативную практику; он исследовал месторождения пресных, геотермальных и минеральных подземных вод на территории Дагестана и Восточного Предкавказья; обосновал концепцию создания этих месторождений на основе теории подвижек евразийской и аравийской литосферных плит, образования высокотемпературных массивов батолитов на глубинах осадочных пород 8–15 км и высокопроницаемых пароводяных структур, миграция которых в вышележащие геологические пласты лежит в основе формирования месторождений полезных ископаемых, геотермальных, минеральных и подземных вод. М. К. Курбанов выдвинул идею о сходстве геологических условий Камчатки и Восточного Предкавказья в части формирования геотермальных месторождений. М. К. Курбанов за более чем полувековую деятельность исследовал все месторождения пресных вод Дагестана, в том числе самого крупного на юге России Терско-Кумского бассейна подземных вод, 13 геотермальных месторождений, открыл уникальную Дагестанскую провинцию редкоземельной геотермии из 56 потенциальных месторождений, исследовал нефтегазоносные месторождения. Основные результаты его работы изложены в монографии [6].

Большую роль в становлении и развитии ИПГ сыграл доктор физ.-мат. наук профессор Магомед-Камиль Магомедович Магомедов (1936–2002), руководивший институтом 15 лет (1987–2002). Выпускник Московского физико-технического института, блестящий математик и физик, он внес значительный вклад в математическое моделирование геотермальных месторождений и методов создания геотермальных циркуляционных систем [7] (фото 4).

Преемником М.-К. М. Магомедова на посту директора ИПГ в 2002 году стал и остается до настоящего времени сотрудник института со дня его основания доктор техн. наук профессор Алибек Басирович Алхасов (1952 г. р.) (фото 5). За 18 лет плодотворной работы А. Б. Алхасов превратил ИПГ в главную геотермальную организацию России. Сегодня в его составе 101 сотрудник, в том числе 22 доктора и 30 кандидатов наук. А. Б. Алхасов также руководит научной школой «Актуальные проблемы освоения возобновляемых энергоресурсов им. Э. Э. Шпильрайна» и научно-образовательным центром «Возобновляемая энергетика» [1].

Практическое использование геотермальной энергии в Дагестане

Практическое использование геотермальной энергии в СССР, начатое в центре Махачкалы в 1949 году после переоборудования старой нефтяной скважины № 27 для теплоснабжения общественной бани, активно продолжалось. В 1951 году в Махачкале была переоборудована геотермальная скважина № 160 для теплоснабжения городских микрорайонов. В 1953 году от скважин № 98 и № 175 геотермальным отоплением были обеспечены здания институтов Дагестанского филиала АН СССР.

В Дагестане впервые в СССР была разработана технология переоборудования нефтяных скважин в геотермальные [5]. В результате до трети эксплуатируемых в Дагестане геотермальных скважин были созданы из ликвидированных нефтяных скважин.

В 1964 году в Махачкале была организована первая в СССР Северо-Кавказская разведочная экспедиция по бурению и реконструкции нефтегазовых скважин на термальные воды, которая в 1966 году была преобразована в Кавказское промысловое управление по использованию глубинного тепла Земли Мингазпрома СССР. В лаборатории этого управления канд. техн. наук Х. Х. Натановым были разработаны и внедрены методы обработки геотермальной воды для предотвращения коррозии и солеотложений [8].

Наибольших успехов практическая геотермия в СССР достигла в 80-е годы XX века. В 1982 году в Махачкале Мингазпромом СССР было организовано НПО «Союзбургеотермия», в состав которого были включены региональные управления по использованию глубинного тепла Земли в Махачкале (Кавказское), Петропавловске-Камчатском (Камчатское), Тбилиси (Грузинское), Грозном (Северо-Кавказское), Армавире (Кубанское). В состав НПО также был включен институт ВНИПИгеотерм.

Генеральным директором НПО был назначен Магомед Гусейнович Алиев (1928–1987), крупнейший специалист по бурению и эксплуатации нефтяных скважин [9] (фото 6). НПО эксплуатировало в СССР 52 геотермальных месторождения с 210 скважинами. В 1984 году объединение реализовало 56 млн м³ геотермальной воды и 335 тыс. т пара. В 1983 году в СССР за год бурилось около 2 200 нефтяных и газовых скважин, из которых только 885 были продуктивными.

М. Г. Алиев ставил вопрос о передаче ликвидированных нефтяных и газовых скважин для переоборудования в геотермальные. Такой опыт в Дагестане был с 1949 года. В 1981–1984 годах Мингазпром СССР ежегодно бурил и передавал на баланс НПО «Союзбургеотермия» 15 геотермальных скважин. Министерство геологии СССР бурило в год также 15 геотермальных скважин, но на баланс НПО «Союзбургеотермия» передавало 1–2 скважины. М. Г. Алиев пытался решить и этот вопрос. Крупнейшим достижением советской геотермии была обратная закачка отработанной геотермальной воды в объеме до 700 тыс. м³ в год на Ханкальском месторождении в Чеченской Республике. В 1987 году была практически готова к защите кандидатская диссертация Магомеда Гусейновича «Технологические приемы и материалы крепления высокотемпературных скважин», результаты которой востребованы и в наши дни, так как вопросы долговечности и надежности крепи скважины приобретают особую важность в связи с повышением требований к их экологической безопасности. Однако преждевременная смерть М. Г. Алиева не позволила защитить диссертацию.

Большими успехами отличалась работа единственного в СССР специализированного геотермального института «ВНИПИгеотерм». Результатом его работы стала разработка Генеральной схемы освоения термальных вод в СССР. Для регионов также были разработаны аналогичные схемы, например для Дагестана, Краснодарского и Ставропольского краев [10].

В дальнейшем НПО было преобразовано в топливно-энергетическую компанию ОАО «Геотермнефтегаз» во главе с доктором техн. наук Расулом Магомедовичем Алиевым (1958 г. р.) (фото 7) и главным геологом Ахмедом Гаджиевичем Кадыровым (1934 г. р.) (фото 8). В 1993 году Р. М. Алиев защитил докторскую диссертацию «Методы и технологические процессы геотермальной теплоэнергетики» и создал кафедру нефтегазового дела при Дагестанском государственном техническом университете. В 2010 году в связи с разделением бизнеса компания была разделена собственно на ОАО «Геотермнефтегаз» и ООО «Геоэкопром». Последняя в настоящее время осуществляет все виды геотермальной деятельности от бурения скважин до строительства и эксплуатации термораспределительных и насосных станций. В настоящее время это единственное на Северном Кавказе предприятие геотермальной отрасли, сохранившее свой технический, технологический и кадровый потенциал.

В гидрогеологическом отношении территория Предкавказья представляет собой сложную водонапорную систему, состоящую из Азово-Кубанского и Восточно-Предкавказского бассейнов, разделенных Ставропольским поднятием [1, 6]. Восточно-Предкавказский артезианский бассейн (ВПАБ) в России изучен в наибольшей степени. На нем пробурено более 10 тыс. нефтегазовых, геотермальных и артезианских скважин. Гидрогеологические и геотермальные исследования на этом бассейне выполнялись Всероссийским институтом гидрогеологии и инженерной геологии (ВСЕГИНГЕО), Институтом проблем геотермии ДНЦ РАН, Северо-Кавказским территориальным геологическим управлением (ПГО «Севкавгеология»), ОАО «Геотермнефтегаз» и другими организациями.

В вертикальном разрезе ВПАБ выделяются три гидрогеотермальных этажа: плиоценовый, миоценовый и мезозойский, изолированные друг от друга сарматскими и майкопскими глинами. В плиоценовом этаже наиболее водообильными являются акчагыльские и апшеронские горизонты. Последние заметно превосходят акчагыльские, их дебиты достигают 4 000 м³/сут., температура 55 °С, минерализация 2 г/л. Миоценовый гидрогеотермический этаж состоит из караганских, чокракских и верхних майкопских отложений из песчаников. Особенно хорошие результаты получены на Кизлярском месторождении: дебиты 5 760 м³/сут., температура 105 °С, избыточное давление на устье 14–18 бар, минерализация до 12 г/л.

Наиболее крупными разведанными месторождениями являются (табл.):

• Кизлярское месторождение (22 тыс. м³/сут.) состоит из водонасыщенных отложений чокракского, караганского и апшеронского горизонтов. На месторождении пробурено 17 скважин, в том числе семь эксплуатационных. В 2019 году добыча геотермальной воды составила 7,6 тыс. м³/сут., или 2,4 млн м³/год. Реализация тепловой энергии – 52,1 тыс. МВт•ч/год.
• Махачкала-Тернаирское месторождение расположено под Махачкалой и состоит из двух выработанных нефтяных месторождений – Махачкалинского (10,2 тыс. м³/сут.) и Тернаирского (21,5 тыс. м³/сут.). Эксплуатация месторождения была начата в 1964 году. На Махачкалинском месторождении пробурено 32 скважины, их них 17 эксплуатационных, из которых добывается 1,13 тыс. м³ геотермальной воды в сутки (или 0,6 млн м³ в год) с реализацией тепловой энергии 17,5 тыс. МВт•ч в год. На Тернаирском месторождении пробурено 22 скважины, в том числе две эксплуатационные (№ 27т и № 38т), из которых в сутки добывается 4 тыс. м³ высокотемпературной воды (749 тыс. м³ в год) с реализацией тепловой энергии 29,8 тыс. МВт•ч в год.
• Избербашское месторождение (4,54 тыс. м³/сут.) состоит из водовмещающих песчаников чокракских отложений на глубине 870–1 550 м, средняя глубина скважин 1 200 м, температура на устье 55 °С, минерализация до 5 г/л. На месторождении 16 скважин, включая три восстановленные нефтяные скважины и 13 новых, пробуренных для геотермии. В 2020 году эксплуатируются восемь продуктивных скважин. Суточная добыча геотермальной воды составляет 1,6 тыс. м³ (580 тыс. м³ в год) с реализацией тепловой энергии 8,8 тыс. МВт•ч в год.

Результаты геотермальных исследований и разработок

Наиболее полную информацию по геотермальным ресурсам и месторождениям содержат отчеты о НИР института «ВНИПИгеотерм» и ОАО «Геотермнефтегаз» (Махачкала) [11]. Опыт Дагестана и других регионов СССР был обобщен при разработке Правил разработки месторождений теплоэнергетических вод. В последней редакции [12] представлен действующий вариант таких Правил. Последняя редакция [12] была отменена в 2020 году.

В работах СССР по геотермальной электроэнергетике лидирующее положение занимал Дагестанский филиал ЭНИН им. Г. М. Кржижановского – ДагЭНИН. В 1980-е годы под научным руководством ДагЭНИНа разработан проект бинарной геотермальной электростанции мощностью 10 МВт (Дагестанская ГеоТЭС) [6, 13, 14]. Для этой цели на Тарумовском месторождении были пробурены четыре самые глубокие в СССР геотермальные скважины глубиной 5,5 км, две из которых обеспечивали дебиты пароводяной смеси по 7 000 м³/сут. с температурой 170 °С при минерализации 210 г/л с содержанием лития, рубидия, цезия, йода, брома, стронция, причем извлечение этих компонентов значительно снижала окупаемость ГеоТЭС. Содержание в геотермальной воде метана (4,5 м³ в 1 м³ теплоносителя) также улучшало энергетические показатели ГеоТЭС.

Геотермальное теплоснабжение с реинжекцией отработанного теплоносителя

Одной из проблем российской геотермии является ограниченное применение геотермальных циркуляционных систем (ГЦС) в пористых коллекторах в песчаниках и алевролитах, которые характерны для большинства российских геотермальных месторождений [6]. Основными технологическими показателями ГЦС являются температура геотермального теплоносителя, его расход, расстояние между продуктивной и реинжекционными скважинами, а также давление нагнетания отработанного теплоносителя.

Успешный многолетний опыт реинжекции накоплен на Кизлярском месторождении на чокракских отложениях. Термоводоносные горизонты здесь состоят из кварцевых песчаников. В 2002 году при добыче на месторождении 1 722,4 тыс. м³ геотермальной воды ее закачка составила 795,8 тыс. м³ (48 %) [1]. Термораспределительная станция (ТРС) с реинжекцией (рис. 2) работала более 10 лет. Геотермальный теплоноситель чокракского горизонта 1 из скважины 2 поступает в бак-газоотделитель 3 и далее насосом 4 подается в теплообменник отопления 5 и теплообменник горячего водоснабжения 6, в котором он подогревает слабоминерализованную термальную воду из апшеронского горизонта. Охлажденный теплоноситель чокракского горизонта насосом 4 закачивался в реинжекционную скважину 8 и возвращался в чокракский пласт.

Данная реинжекционная система в 1987–1989 годах была опробована на Кизлярском и Тернаирском месторождениях на самоциркуляционном режиме, работающем за счет разности плотностей геотермальной воды [15]. На Кизлярском месторождении в 1980-х годах была обустроена скважина для совместно-раздельной добычи геотермальной воды (рис. 3). Теплоноситель чокракского горизонта 4 с температурой 115 °С с минерализацией 23 г/л с глубины 1 000 м из скважины 1 поднимался к устью и в межтрубном пространстве нагревал слабоминерализованную термальную воду (2,1 г/л) апшеронского горизонта с 48 до 85 °С при дебите 24 кг/с [1].

Система геотермального теплоснабжения с водонагревательной гелиоустановкой

В Дагестане разработаны и применяются не только глубинные системы геотермального теплоснабжения (СГТ), но и поверхностные, глубиной менее 400 м. Поверхностная СГТ с водонагревательной гелиоустановкой мощностью 15 кВт действует в Махачкале (рис. 4). Гелиоустановка обеспечивает восстановление теплового режима горных пород в межотопительный период [16].

Теплоноситель насосом 4 подается в скважину-теплообменник 5 глубиной 100 м и после нагрева теплом горных пород поступает в бак-аккумулятор 2 или в тепловой насос 3 мощностью 9,4 кВт. В баке он при необходимости догревается до требуемой температуры либо теплоносителем солнечных коллекторов 1, либо электронагревателем и подается в систему горячего водоснабжения. Теплоноситель из скважины-теплообменника 5 может также подаваться в тепловой насос 3 и после него в систему отопления.

На примере опытной эксплуатации геотермальной системы было показано, что в зимнее время теплоснабжение объекта возможно осуществлять от скважины-теплообменника, а в летнее время – пополнять тепловую энергию горных пород теплоносителем гелиоустановки.

Способы предотвращения коррозии и солеотложения оборудования и трубопроводов

Специфика химического и газового составов геотермальных вод обуславливает необходимость разработки способов предотвращения коррозии и солеотложений оборудования и трубопроводов, а также очистку их при реинжекции по требованиям пластовых условий и нейтрализацию фенолов при сбросе в поверхностные водоемы. В отличие от методов, применяемых в традиционной энергетике, изменяющееся динамическое, химическое, тепловое и газовое равновесие потребовало разработки новых химических и физических способов обработки воды.

Из химических способов для поддержания значения геотермальной воды в диапазоне pH 6,5÷7,5 наилучшие результаты дало дозирование серной кислоты и полифосфатная обработка, комбинированная обработка гексаметафосфатом натрия (ГМ ФН) и силикатом натрия, добавление оксиэтиледендифосфановой кислоты [16]. Наряду с вакуумной дегазацией широкое применение в ООО «Геоэкопром» получила упрощенная схема с резким сбросом давления термальной воды и осаждением солей в атмосферных баках. Положительные результаты, полученные на Кизлярском и Тернаирском месторождениях, доказали возможность использования магнитных и ультразвуковых аппаратов для защиты оборудования от солеотложений [16–18]. В этих работах были отмечены следующие проблемы: малая степень использования теплового потенциала скважин, отсутствие водоподготовки, низкая рентабельность, несовершенство схем систем геотермального теплоснабжения. Разработана методика оценки экономической целесообразности геотермального теплоснабжения и структуры себестоимости термальной воды.

В Дагестане разработана технология очистки геотермальных вод от мышьяка и органических соединений с доведением ее качества до норм питьевой воды [20].

Геотермальное теплоснабжение Дагестана в СССР

Геотермальное теплоснабжение в СССР впервые было начато по предложению С. А. Джамалова в центре Махачкалы [3]. Ликвидированная нефтяная скважина № 27 была переоборудована в геотермальную и обеспечила теплоснабжение общественной бани. В 1951 году в Махачкале была пробурена первая в СССР специальная геотермальная скважина № 160 с дебитом 2 000 м³/сут. с температурой на устье 63 °С при избыточном давлении 15 атм. Данная скважина до настоящего времени обеспечивает отопление и горячее водоснабжение прилегающих жилых и административных зданий. В 1953 году от скважин № 98 и № 175 геотермальным отоплением были обеспечены здания Института физики и Института геологии Дагестанского филиала АН СССР [22].

Опыт геотермального теплоснабжения Дагестана был обобщен в монографии «Использование геотермальных вод для теплоснабжения» [22], не потерявшей актуальности до настоящего времени, а также в Нормах проектирования ВСН 56–87 «Геотермальное теплоснабжение жилых и общественных зданий» [23], разработанных институтом ЦНИИЭП инженерного оборудования (Москва). Были отмечены следующие проблемы: малая степень использования теплового потенциала скважин, отсутствие водоподготовки, низкая рентабельность, несовершенство схем геотермального теплоснабжения. Была разработана методика оценки экономической целесообразности геотермального теплоснабжения и структуры себестоимости термальной воды.

В последующие годы работы по этому направлению были продолжены сотрудниками Дагестанского филиала ЭНИН им. Г. М. Кржижановского (Гасан Басирович Бадавов, Павел Николаевич Ригер).

Сотрудник ДагЭНИН Г. Б. Бадавов в бытность аспирантом Академии коммунального хозяйства им. К. Д. Памфилова под руководством канд. техн. наук Владимира Антоновича Шмидта разработал и успешно апробировал в Махачкале (1973–1980) прогрессивную систему геотермального отопления жилых зданий с пиковым электрообогревом, которая впоследствии стала основной схемой теплоснабжения потребителей от термораспределительных станций в Махачкале и Кизляре [4, 24] (фото 9).

Геотермальное теплоснабжение Дагестана сегодня

В настоящее время ведутся исследования по реализации следующих геотермальных проектов: развитие систем геотермального теплоснабжения в городах Махачкала и Кизляр, сооружение в Южно-Сухокумске опытной Дагестанской ГеоТЭС, создание энергобиологического комплекса на базе разведанных геотермальных месторождений Дагестана, создание Тернаирской геотермально-парогазовой установки бинарного типа, строительство предприятия по извлечению ценных компонентов из геотермальных рассолов. Новые системы геотермального теплоснабжения в Дагестане разрабатываются в Институте проблем геотермии и возобновляемой энергетики и в ООО «Геоэкопром» [25].

В 2020 году ООО «Геоэкопром» эксплуатируются три основных геотермальных месторождения – Махачкала-Тернаирское, Кизлярское и Избербашское (табл.). В городах Махачкала, Кизляр и Избербаш имеются промысловые участки этого предприятия. Геотермальное теплоснабжение потребителей обеспечивается от восьми термораспределительных станций общей установленной мощностью 35 МВт и 60 км тепловых сетей. Годовая реализация тепловой энергии составляет 148 тыс. МВт•ч (100 %), из которых используется на нужды населения 72 %, бюджетных организаций – 21,5 %, предприятий – 6 %, транспортных организаций – 0,5 %. В настоящее время доля ООО «Геоэкопром» на рынке тепловой энергии Дагестана составляет 5,3 %.

В Махачкале с 1997 года эксплуатируются три ТРС от двух геотермальных скважин общей мощностью 13 МВт, которые отапливают 177 тыс. м² зданий и обеспечивают горячей водой 10 тыс. человек. Принципиальная тепловая схема одной из этих ТРС представлена на рис. 5. Из скважины 1 геотермальная вода подается в бак-дегазатор 2 и далее с помощью насоса 3 в теплообменники отопления и горячего водоснабжения (ГВС) 4, 5, 6. При этом производится двухступенчатый подогрев ГВС. Общий годовой отпуск тепловой энергии по месторождению составляет 29,8 тыс. МВт•ч. На 2021 год тариф на геотермальное тепло в Махачкале установлен в размере 554 руб./МВт•ч.

В Кизляре с 1970 года эксплуатируется семь скважин и три ТРС общей установленной мощностью 20,7 МВт, в том числе пять скважин, разбуренных на чокракский горизонт глубиной 2 900 м с температурой на устье 100 °С с дебитом каждой 75–145 м³/ч при давлении 7–10 бар, и две скважины на апшеронский горизонт глубиной 1 000 м с температурой на устье 46 °С с дебитом каждой 25–100 м³/ч при давлении 3,5 бар. На рис. 6 представлена принципиальная тепловая схема одной из двух ТРС, их особенность – работа скважин чокракского горизонта на подогрев открытой системы отопления и ГВС, подпитка которой производится апшеронской водой после ее подогрева чокракской. Из чокракского геотермального пласта 1 теплоноситель через скважину 2 поступает в бак-дегазатор 3, оттуда насосом 5 подается в теплообменник 4 систем отопления и ГВС. Теплоноситель из апшеронского пласта 9 из скважины 8 насосом 5 подается в теплообменник 4, где подогревается теплоносителем чокракского горизонта и направляется на подпитку системы теплоснабжения. Третья ТРС использует геотермальный теплоноситель чокракского горизонта.

Общая протяженность геотермальных тепловых сетей Кизляра – 9 км, годовой отпуск теплоэнергии 52,1 тыс. МВт•ч. Геотермальным отоплением обеспечивается 106 тыс. м² зданий (11,3 % жилого фонда города) при тарифе 206 руб./МВт•ч. На 2021 год тариф на геотермальное тепло в Кизляре установлен в размере 195 руб./МВт•ч.

В Избербаше геотермальное горячее водоснабжение обеспечивается с 1967 года от 10 скважин при температурах на устьях 43–62 °С и соответствии ГОСТу на питьевую воду. В городе работают две ТРС общей мощностью 3,9 МВт, принципиальная схема одной из них представлена на рис. 7.

Геотермальный теплоноситель из скважины 1 подается в бак-дегазатор 2, из которого насосом 3 направляется на горячее водоснабжение потребителей. Общая протяженность геотермальных тепловых сетей – 21,7 км, годовой отпуск теплоэнергии 8,8 тыс. МВт•ч, ТРС обеспечивают горячее водоснабжение 6 тыс. человек. На 2021 год тариф на геотермальное тепло в Избербаше установлен в размере 680 руб./МВт•ч.

Проблемы и перспективы использования геотермальной энергии в Дагестане

Основная проблема геотермального теплоснабжения при существующей системе тарифообразования – его низкая конкурентоспособность по сравнению с теплогенерацией на природном газе. На наш взгляд, целесообразно разработать типовую комбинированную систему теплоснабжения, в которой базовая нагрузка обеспечивается геотермальным теплоносителем, а пиковая – традиционными газовыми котлами или электроэнергией [24]. Особенностью этой СГТ является очистка охлажденного теплоносителя для обеспечения холодного водоснабжения (рис. 8) [25].

Важнейшей научно-технической проблемой геотермальной энергетики России является создание экономически обоснованных геотермальных циркуляционных систем (ГЦС). На основании теоретических работ ИПГВЭ и опыта работы ООО «Геоэкопром» необходимо развивать геотермальное теплоснабжение и ГЦС в Кизляре и Махачкале.

На основании анализа и обобщения 30-летнего опыта эксплуатации СГТ в Дагестане, в том числе тепловых, гидравлических режимов, коррозии и солеотложений трубопроводов и оборудования, необходимо разработать республиканские нормы проектирования и эксплуатации систем геотермального теплоснабжения.

Для Дагестана целесообразно разработать комплексную схему использования геотермальной энергии для теплоснабжения и холодного водоснабжения населенных пунктов, а также технологических установок по извлечению редкоземельных металлов.

В настоящее время проблемы, тормозящие развитие систем геотермального теплоснабжения, наряду с гидродинамическими и теплофизическими исследованиями в скважинах, наиболее остро стоят в областях разработки бесконтактных измерительных приборов и оборудования для учета геотермального теплоносителя, совершенствования методов регулирования теплоподачи, методов поддержания равновесного давления и температуры на устьях скважин и наземных сооружениях, способов обратной закачки отработанного теплоносителя.

Литература

1. Алхасов А. Б. Геотермальная энергетика: проблемы, ресурсы, технологии. М.: Физматлит, 2008. 376 с.

2. Бутузов В. А. Геотермальное теплоснабжение: столетний опыт работы российских научных школ // Энергия: экономика, техника, экология. 2019. № 5. С. 16–32.

3. Джамалов С. А., Левкович Р. А., Суетнов В. В. Тепло Земли и его практическое использование. М.: Наука, 1965. 110 с.

4. Гаджиев А. Г., Султанов Ю. И., Ригер П. Н. и др. Геотермальное теплоснабжение. М.: Энергоатомиздат, 1984. 120 с.

5. Бадавов Г. Б. Достижения и перспективы развития геотермального производства в Республике Дагестан // Малая энергетика. 2013. № 1–2. С. 98–101.

6. Курбанов М. К. Гидротермальные и гидроминеральные ресурсы Восточного Кавказа и Предкавказья. М.: Наука, 2001. 260 с.

7. Магомедов К. М. Теоретические основы геотермии. М.: Наука, 2001. 277 с.

8. Натанов Х. Х. Подготовка геотермальных вод к использованию. М.: Стройиздат, 1980. 80 с.

9. Коликов Ю. М. Из плеяды творцов и созидателей. Махачкала: ГУП «Типография ДНД РАН», 2008. 128 с.

10. Алиев М. Г., Омаров М. А. Основные научно-технические и практические задачи развития геотермального теплоснабжения в СССР // Сб. науч. тр. ВНИПИгеотерм и ВНИИЭгазпром. М., 1985. С. 3–11.

11. Генеральная схема освоения ресурсов термальных вод в СССР до 2000 года / Под ред. Алиева М. Г. Отчет о НИР ВНИПИгеотерм. № ГР 01840074899, Инв. № 02850047479. Махачкала, 1984.

12. Правила разработки месторождений теплоэнергетических вод (ПБ-07-599–03). Госгортехнадзор России; www.goshelp.ru.

13. Васильев В. А., Поваров О. А., Разаренов В. П. Состояние и перспективы развития геотермальной энергетики в России // Проблемы развития геотермальной энергетики в странах СНГ и деятельность Международного Геофонда // Материалы семинара 25–26 ноября 2003 г. М.: ЭНИН им. Г. М. Кржижановского, 2003. С. 95–104.

14. Алхасов А. Б., Алхасова Д. А., Рамазанов А. Ш., Каспарова М. А. Перспективы освоения высокотемпературных ресурсов Тарумовского геотермального месторождения // Теплоэнергетика. 2016. № 6. С. 25–30.

15. Алишаев М. Г., Гайдаров Г. М., Каспаров С. А., Курбанов М. К., Рамазанов Ю. М. Самоциркулирующая геотехнологическая система // Материалы Всесоюзной конференции «Народнохозяйственные и методологические проблемы геотермии». Махачкала, 1984. С. 21–25.

16. Алхасов А. Б., Алишаев М. Г., Алхасова Д. А., Каймаразов А. Г., Рамазанов М. М. Освоение низкопотенциального геотермального тепла / Под ред. академика В. Е. Фортова. – М.: Физматлит, 2017. 277 с.

17. Угрехилидзе Г. П., Николаев В. А. Периодическая обработка поверхностей теплообмена ОЭДФК для предотвращения карбонатных отложений // Теплоэнергетика. 1993. № 4. С. 59–62.

18. Абдуллаев А. Н., Бадавов Г. Б. Защита скважины от солеотложения при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых месторождений геотермальных вод // Термомеханика геотермальных систем: Сб. науч. тр. / АН СССР, Даг. фил., Ин-т пробл. геотермии; [Отв. ред. Магомедов К. М.]. Махачкала: Даг. науч. центр АН СССР, 1990. С. 51–56.

19. Слесаренко В. В., Васильев В. В. Особенности применения гидромагнитных аппаратов в системах водоподготовки // Энергосбережение и водоподготовка. 2005. № 5. С. 21–24.

20. Алхасов А. Б. Технология комплексного освоения геотермальных ресурсов Северо-Кавказского региона // Теплоэнергетика. 2018. № 3. С. 31–35.

21. Джамалов С. А. Использование термальных вод Дагестана в народном хозяйстве // Проблемы геотермии и практического использования тепла Земли // Труды I Всесоюзного совещания по геотермическим исследованиям (1–6 марта 1956). Том II. М.: Изд-во Академии наук СССР, 1961. С. 290–295.

22. Локшин Б. А. Использование геотермальных вод для теплоснабжения. М.: Стройиздат, 1974. 148 с.

23. Нормы проектирования ВСН 56–87. Геотермальное теплохладоснабжение жилых и общественных зданий. М.: Стройиздат, 1989. 50 с.

24. Султанов Ю. И., Ригер П. Н., Бадавов Г. Б., Мейланов А. Ш. Опыт эксплуатации и пути повышения эффективности геотермальных систем теплоснабжения (на примере Даг. АССР). В кн.: Альтернативные источники энергии. Материалы советско-итальянского симпозиума 1982 г. Часть III. Использование геотермальной энергии. М.: ЭНИН, 1983. С. 157–165.

25. Алхасов А. Б., Алиев Р. М., Бадавов Г. Б. Перспективы освоения геотермальных ресурсов Дагестана // Материалы XI Школы молодых ученых «Актуальные проблемы освоения возобновляемых энергоресурсов» имени Э. Э. Шпильрайна. Махачкала, 2018. С. 77–87.