Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Обзор состояния современной геотермальной энергетики и проблемы использования тепла земли 6
Постановка задачи исследований 38
Глава II. Исследование образования и течения геотермального теплоносителя на Мутновском месторождении 39
2.1. Анализ образования геотермального теплоносителя в резервуарах.. 39
2.2. Классификация геотермального теплоносителя 49
2.3. Течение геотермального теплоносителя в продуктивной скважине.. 53
2.4. Исследование физико-химических характеристик геотермального теплоносителя на выходе из продуктивных скважин 66
Верхне-Мутновской ГеоЭС 66
2.5. Измерение расхода геотермального теплоносителя 70
2.6. Трассерные исследования наМутновской ГеоЭС 74
2.7. Выбор оптимальных параметров геотермального теплоносителя 80
Глава III. Разделение фаз (сепарация) геотермального теплоносителя 86
3.1. Основные механизмы разделения фаз 87
3.2. Исследование разделения фаз в горизонтальном сепараторе 91
3.3. Исследования эффективности разделения фаз (пар-вода) в горизонтальных сепараторах Верхне-Мутновской ГеоЭС 101
Глава IV. Исследования распределения примесей и газов между паром и водой в геотермальном теплоносителе 113
4.1. Исследования химического состава ГТ, пара и сепарата 114
Верхне-Мутновской ГеоЭС 114
4.2. Определение коэффициента распределения примесей между паровой и водяной фазами в геотермальном теплоносителе 121
4.3. Исследование коэффициентов распределения примесей в геотермальном теплоносителе 124
4.4. Поведение неконденсирующихся газов при разделении фаз (сепарации) геотермального теплоносителя 132
4.5. Образование жидких растворов в перегретом паре и жидких пленках вблизи линии насыщения 136
4.6. Исследование химического состава и электропроводности жидких пленок образующихся при разных воднохимических режимах 142
Глава V. Исследования образования отложений в трубах, сепараторах и турбинах ГеоЭС и разработка методов защиты от коррозии и солеотложений металлов ГеоЭС 146
5.1. Теоретические и экспериментальные исследования осаждения твердых частиц на металлических поверхностях 146
5.2. Экспериментальные исследования образования твердых отложений в паропроводе ГеоЭС 150
5.3. Исследования образования твердых отложений в проточной части геотермальных турбин 160
5.4. Механизмы предотвращения образования твердых отложений в проточных частях геотермальных турбин 171
5.5. Нормы и контроль качества пара перед турбинами ГеоЭС 184
5.6. Разработка метода предотвращения образования отложений в линиях реинжекции и повышение экономичности ГеоЭС 187
5.7. Повышение экономичности и надежности ГеоЭС 194
Выводы 201
Список использованных источников
- Классификация геотермального теплоносителя
- Исследования эффективности разделения фаз (пар-вода) в горизонтальных сепараторах Верхне-Мутновской ГеоЭС
- Определение коэффициента распределения примесей между паровой и водяной фазами в геотермальном теплоносителе
- Экспериментальные исследования образования твердых отложений в паропроводе ГеоЭС
Введение к работе
Современное развитие энергетики в России и в мире характеризуется интенсивным внедрением и использованием передовых технологий производства электроэнергии, например, ТЭС с 111 У, к.п.д. которых уже достигает 55-60%, а также строительством новых ТЭС с закритическими начальными параметрами пара (Р0 до 30 МПа и Т0 до 700 С), к.п.д. которых может достигать 47-50%.
Однако, постоянный рост цен на органическое топливо (уголь, нефть, газ), уменьшение его запасов и, наконец, заметное глобальное потепление на Земле однозначно диктуют необходимость максимального использования местных возобновляемых источников энергии и, в первую очередь, геотермальных энергетических ресурсов для тепло- и электроснабжения, как небольших поселков, так и крупных городов.
Геотермальные запасы - уникальный дар природы для комплексного использования их в нашей стране как для энергообеспечения, так и для развития промышленности, сельского хозяйства, и особенно для жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ), а также существенного улучшения жизни людей (геотермальные ресурсы могут быть использованы в бальнеологии, тепличном хозяйстве, при разведении рыб и т.д.).
Геотермальный теплоноситель (ГТ), поступающий из недр Земли, существенно отличается по своему качеству и термодинамическим параметрам от водяного пара, который используется на традиционных тепловых и атомных электростанциях, а также в котельных. В данной работе в первую очередь рассмотрены физико-химические аспекты образования и течения геотермального пара и воды в продуктивных и реинжекционных скважинах, в паропроводах, сепараторах и турбинах геотермальных электростанций.
Особое внимание уделено изучению состава примесей и газов в ГТ на выходе из продуктивной скважины и после сепараторов влаги, т.е. непосредственно перед входом в турбину.
Диссертационная работа состоит из 5 глав, в которых содержатся проведенные автором или при его непосредственном участии исследования проблем, связанных с разделением фаз (сепарация влаги), исследования поведения мелких твердых и жидких частиц в паре, распределения примесей и газов при разных, ранее не изученных, соотношениях плотностей фаз (рв/рп), т.е в зоне низких давлений ГТ (0,2<Р<3,0 МПа) характерных для ГеоЭС.
Присутствие твердых химических соединений в геотермальном паре ведет к образованию отложений в трубопроводах и элементах энергетического оборудования геотермальных электростанций, поэтому автором были проведены исследования химического состава отложений образовавшихся в паропроводе и первой ступени соплового аппарата турбины в процессе течения слабоперегретого (АТ=Т0 - Т8=0,24-2,0 С) геотермального пара.
Большое количество примесей и газов, содержащихся в ГТ, приводит к образованию жидких агрессивных сред, которые могут вызывать коррозию и коррозионное растрескивание металла под напряжением. В заключительной части диссертационной работы рассматривается метод эффективной защиты металла энергетического оборудования геотермальных электростанций от коррозии, а также, мероприятия по снижению скорости роста солеотложении на внутренних поверхностях этого оборудования.
Геотермальная энергия представляет для нашей страны особый интерес, т.к. с одной стороны запасы тепла земли в России велики, а с другой стороны ряд регионов России имеют серьезные проблемы с энергообеспечением, хотя могут быть практически полностью обеспечены теплом и электроэнергией за счет собственных геотермальных ресурсов используя новейшие достижения науки и техники.
Классификация геотермального теплоносителя
Как отмечалось выше (Гл. I и 2.1.), параметры и химический состав геотермального теплоносителя могут существенно отличаться для разных месторождений и даже их участков. Для промышленного использования и анализа подземных вод и пара необходимо произвести классификацию геотермального теплоносителя. В данном разделе приводится классификация теплоносителя как по типу месторождения: пар, пароводяная смесь или горячая вода, так и по его химическому составу. При этом основное внимание уделено исследованию и анализу геотермального теплоносителя Мутновского месторождения.
По типу месторождения геотермальный теплоноситель можно классифицировать следующим образом: месторождения сухого пара - ресурсы сравнительно легко осваиваются, но встречаются крайне редко; месторождения влажного пара - распространены в большей степени, однако при их освоении возникают проблемы, связанные с коррозией и образованием твердых отложений в оборудовании ГеоЭС; месторождения горячей воды - ресурсы большие, используются главным образом в теплоснабжении и тепличном хозяйстве; сухие горячие горные породы - ресурсы большие, однако технология использования находится в ранней стадии освоения, можно предположить, что при использовании данной технологии можно получить ГТ с небольшим содержанием примесей и газов.
В геотермальном резервуаре происходит не только нагрев воды, но и активное ее насыщение различными примесями, минералами, солями и газами.
Как уже отмечалось выше, ГТ - многофазная и многокомпонентная среда (пар-вода-газы-примеси), которая образуется в геотермальном резервуаре в результате взаимодействия воды с минералами находящимися в горных породах.
Из многочисленных химических элементов, находящихся в недрах Земли, можно выделить около 12 основных элементов, которые входят в состав различных соединений и составляют более 95% всех известных на сегодняшний день примесей и соединений, содержащихся в ГТ (см. рис. 2.8.). Основными минералами являются силикаты и алюмосиликаты.
Геотермальный теплоноситель в первую очередь содержит такие химические соединения и элементы как: SiCb, CI", HS04", SO42", СО32", НС03 , Са2+, Mg2\ Na+, K+, Fe2+, NH4T[32].
Важным отличительным параметром геотермального теплоносителя также является присутствие неконденсирующихся газов (НКГ). Геотермальный теплоноситель содержит большое количество неконденсирующихся газов, в то время как их концентрация в питательной воде традиционных электростанций при применении деаэраторов пренебрежимо мала.
Неконденсирующиеся газы влияют на термодинамические и газодинамические процессы расширения пара в турбинах [93] и образуют коррозионно-агрессивные соединения.
В основном геотермальный теплоноситель содержит следующие газы: СОг, EbS, Нг, N2, СН4, и NH3, также возможно присутствие таких газов как: SO2, SO3, НС1, HF, Не и Аг. Концентрация НКГ на геотермальных месторождениях обычно варьируется в диапазоне от 0,1 до 5 % по массе, однако существуют ГеоЭС, на которых пар содержит до 20% по массе НКГ от общего расхода геотермального пара [13].
Выше в 2.1. была приведена классификация резервуаров по физическим и термодинамическим характеристикам. В то же время ГТ на различных геотермальных месторождениях, входящих в одну и ту же классификацию, может сильно отличатся друг от друга по химическому составу.
Следует отметить, что минерализация вод различных геотермальных месторождений колеблется в пределах от 2 до 500 г/л (см. табл. 2.1).
В зависимости от газового состава геотермальные воды подразделяются на сероводородно-углекислые, углекислые, азотно-углекислые, азотные и метановые.
Химический состав ГТ некоторых ГеоЭС, а также количество и состав неконденсирующихся газов в нем представлен в таблицах 2.1 и 2.2 [55].
Как видно из таблиц, химический состав теплоносителя на разных геотермальных месторождениях может отличаться в несколько раз, поэтому технические проблемы, связанные с эксплуатацией ГеоЭС являются специфическими для каждого месторождения.
Продуктивной скважиной называется скважина, которая под высоким давлением самопроизвольно доставляет геотермальный теплоноситель на поверхность земли. Обычно давление в пласте резервуара ниже или не превышает гидростатического давления воды в стволе только что пробуренной скважины. Поэтому в бездействующих скважинах, вскрывших перегретые подземные воды, как правило, на некоторой глубине устанавливается водный уровень. Для того чтобы «запустить» такую скважину используется эффект парлифта, сущность которого заключается в замещении столба жидкости в стволе скважины столбом кипящего теплоносителя, состоящего из пароводяной фазы. Высота поднятия кипящего теплоносителя вследствие его меньшей плотности превышает высоту поднятия охлажденной жидкости в бездействующей скважине. Во многих случаях такое превышение оказывается и над поверхностью земли, в этом случае скважина начинает самопроизвольно фонтанировать, выбрасывая пароводяную смесь.
Исследования эффективности разделения фаз (пар-вода) в горизонтальных сепараторах Верхне-Мутновской ГеоЭС
Выше (см. 3.2.) приведены результаты исследований разделения фаз (воздух-вода) проведенные на модельном сепараторе в лаборатории турбомашин МЭИ. Эти исследования дают возможность понять основные принципы и механизмы разделения фаз в горизонтальном сепараторе, который был создан совместно МЭИ и АО "Наука". Для надежной эксплуатации ГеоЭС естественно, требуются не только исследования на моделирующем рабочем теле (воздух-вода), но и полномасштабные исследования сепараторов на реальном многокомпонентном рабочем теле - геотермальном теплоносителе. Поэтому в 1997 - 1998 гг. были подготовлены и проведены при участии автора экспериментальные исследования эффективности разделения фаз (определения степени влажности пара после сепараторов) горизонтальными сепараторами Верхне-Мутновской ГеоЭС.
Во время испытаний были проведены исследования гравитационного сепаратора горизонтального типа в составе системы сбора и использования теплоносителя Верхне-Мутновской ГеоЭС. Цель испытаний состояла в комплексной проверке работоспособности и эффективности технологической схемы подготовки пара, в том числе подтверждение проектных технических характеристик сепараторов. В ССиИТ Верхне-Мутновской ГеоЭС использованы две пары последовательно установленных горизонтальных гравитационных сепараторов (см. рис. 3.8) паропроизводительностью 54 т/час каждый (рис. 3.9.). Паропроводы между сепараторами первой -1 (С-11 и С-12) и второй - 2 (С-21 и С-22) ступенями сепарации (см. рис. ЗЛО.) не имеют тепловой изоляции, за счет чего достигается дополнительная конденсация части пара и разбавление высокоминерализованных частиц влаги конденсатом, с последующим их удалением в сепараторах второй ступени. Аналогичные сепараторы, таже использованы в качестве расширителя 3 и шумоглушителя - 4.
Гравитационные сепараторы обладают рядом преимуществ по сравнению с центробежными сепараторами, используемыми на зарубежных ГеоЭС [52]. К преимуществам данных аппаратов прежде всего относятся меньшие габариты и металлоемкость, нечувствительность к влагосодержанию разделяемого потока, глубокая осушка пара, минимальные потери давления теплоносителя, высокие удельные объемные паровые нагрузки, простота конструкции и ремонтопригодность.
Во время проведения испытаний основное внимание уделялось определению влажности пара на выходе из сепаратора и влияние давления, расхода и первоначального влагосодержания геотермального теплоносителя на этот показатель.
Измерение влажности пара можно проводить различными методами, среди которых наибольшее распространение получили: калориметрический, радиоактивный и солевой методы. Влажность пара после горизонтальных сепараторов ССиИТ В-М ГеоЭС определялась по солевому методу, т.е. для определения влажности пара определялись концентрации ионов натрия в конденсате пара и сепарате.
Во время проведения испытаний на Верхне-Мутновской ГеоЭС измерялась величина pNa, однозначно связанная с концентрацией ионов Na+ соотношением: CNa=\0a 36-pNa), (3.3) где CNa - концентрация ионов натрия, мкг/л.
Для измерения значения pNa в пробах пара и сепарата был использован прибор рХ-150.1.1, являющийся новейшей разработкой приборов такого типа. Для определения концентраций ионов натрия в широком диапазоне от 1 мкг/л до 1 г/л в модификации рХ-150.1.1. предусматриваются дополнительные поддиапазоны измерения величин pNa ирН.
В основу работы данного прибора положен потенциометрический метод измерения рХ и Eh контролируемого раствора. При измерении рХ растворов используется система, состоящая из измерительного и вспомогательного электродов. В качестве измерительного электрода при измерении значения pNa использовался ионоселективный электрод ЭС-10-07, для измерения рН - электрод ЭСЛ-43-07, а в качестве вспомогательного использовался насыщенный хлорсеребрянный электрод ЭВЛ-МЗ.
Электродная система при погружении в контролируемый раствор развивает Э.Д.С, линейно зависящую от активности ионов натрия и температуры раствора. Контакт вспомогательного электрода с контрольным раствором осуществляется с помощью электролитического ключа, обеспечивающего истечение насыщенного раствора КС1 в контролируемый раствор.
Раствор хлористого калия непрерывно просачивается через электролитический ключ, предотвращая проникновение из контролируемого раствора в систему хлорсеребрянного электрода посторонних ионов, которые могли бы изменить величину Э.Д.С. этого электрода. С помощью высокоомного измерительного преобразователя Э.Д.С. электродной системы преобразуется и выводится на цифровой индикатор. Полагая, что при низком давлении, характерном для геотермального теплоносителя (Р 1,0 МПа), соли натрия растворяются только в жидкой фазе, с достаточной точностью можно определить влажность как: у-С /С Ю п- (3.4) Для определения эффективности работы всей ССиИТ необходимо измерить значение pNa в конденсате пара после сепаратора 2-ой ступени pNa„2, и значение pNa в сепарате после сепаратора 1-ой ступени pNael. Конечная влажность пара после ССиИТ может быть оценена по формуле: yCCuHT=1(/PNae].PNaJ (3 5)
Аналогичным образом, по соотношению концентраций ионов натрия в пробах конденсата пара и сепарата, определялась влажность пара после расширителя.
Точность определения влажности пара зависит не только от принятой методики измерения концентрации ионов натрия, но и от представительности отбора проб пара и воды, т.е. от конструкции пробоотборников.
Отбор проб пара и сепарата осуществлялся с учетом нормируемых требований отраслевых стандартов [41]. Соблюдались условия изокинетичности отбора проб, применялись конструкции пробоотборников, апробированные в котельной технике. Для отбора проб пара на выходе из сепараторов и расширителя применялся устьевой пробоотборник, а для отбора проб из парового объема - пробоотборник типа "колокольчик", изображенный на рисунке 3.11. На рисунке 3.12. показана схема размещения проботборньгх устройств в паровом объеме сепаратора. Отборы проб пара и сепарата осуществлялись через 15-ь20 мин после стабилизации режима.
Определение коэффициента распределения примесей между паровой и водяной фазами в геотермальном теплоносителе
Переход примесей кипящего геотермального теплоносителя в равновесный с ним насыщенный геотермальный пар или, наоборот, переход примесей насыщенного пара в воду (например, при промывки пара) происходит вследствие установления термодинамического равновесия в соответствии с законом распределения каких-либо веществ между двумя несмешивающимися растворителями (пар-вода). Количественно это равновесие характеризуется величиной коэффициента распределения Кр. КР = Qr/сів = const, (4.1) где ап и ав активность растворенного вещества в паровой и водяной фазах соответственно. Для разбавленных растворов активности могут с достаточной точностью заменяться соответствующими концентрациями: Кр = Сг/Св = const (4.2)
Этот закон справедлив для одинаковых форм соединений (молекул, ионных пар, ионов) в обеих фазах растворителя. Вода и находящийся в равновесии с ней насыщенный пар представляют собой при каждом давлении (температуре) два растворителя, имеющие одну и ту же химическую природу, но различные плотности и диэлектрические свойства.
Как было показано выше в Гл. I, свойства Н2О как растворителя неорганических соединений являются функцией термодинамических параметров, причем для системы "вода - насыщенный пар" два основных параметра - давление и температура жестко связаны между собой.
Обработка экспериментальных данных доказала, что в области отсутствия зависимости от концентрации в воде (при не слишком высоких значениях Св) коэффициенты распределения различных соединений между водой и сухим насыщенным паром являются простыми степенными функциями отношения плотностей обеих фаз [84]: Kp = C/Ce = ҐА/АГ (4.6)
В этом уравнении показатель степени п сохраняет постоянное значение в широком диапазоне параметров и характеризует разность гидратации при переходе по изотерме из фазы одной плотности в фазу другой плотности, т. е. является некоторой функцией плотностей и индивидуальных координационных чисел mnqB паровой и жидкой фазах: п =f(m, q) (4.7) Растворимость какого-либо вещества в каждой из сосуществующих фаз связана с соответствующей плотностью уравнениями: С„= Kn-ffmo(n) (4.8) Св = Ke-ffH2o(e), (4.9) где индекс п относится к паровой фазе, индекс в - к жидкой фазе. В то же время коэффициент распределения ранен отношению концентраций: Кр = С„/Св, (4.10)
Таким образом уравнение 4.2. может быть получено из уравнения 4.6. лишь при условии равенства констант равновесия (Кп и Кв) и координационных чисел (т и q) в фазах воды и пара. Это хорошо согласуется с теоретическими представлениями [81-83] о зависимости координационных чисел только от так называемой ближней гидратации, т. е. от химической природы соединений.
В логарифмических координатах зависимость 4.10. выражается прямыми линиями - лучами с различными углами наклона, определяемыми соответствующим значением п для данного соединения, лучи сходятся в критической точке воды (Рт = 22,13 МПа, 7 .=374,15 С), отвечающей Кр=\$.
Исследования растворимости неорганических соединений в насыщенном водяном паре впервые в СССР были начаты под руководством академика М.А. Стыриковича в Московском энергетическом институте в 1954-1955 гг. и активно продолжались до конца 70-х годов. Результатом этих исследований стала хорошо известная на сегодняшний день "Лучевая диаграмма" изображенная на рис. 4.2. Однако эти исследования были выполнены для ТЭС и АЭС, т.е. при давлениях 6 Р 30 МПа и температурах от 200 до 545 С. При постоянной температуре (а на линии насыщения и при постоянном давлении) Кр является величиной постоянной для данного вещества и не зависит от его начальной концентрации. Однако закон распределения строго соблюдается при условии, что форма существования растворенных веществ в обоих растворителях (фазах) одинакова, например, только молекулярная; отвечающие этому условию коэффициенты распределения являются истинными - КрСт.
В отличие от истинных коэффициентов распределения так называемые видимые коэффициенты распределения Кр представляют собой отношение общей концентрации растворенных в паре веществ к общей концентрации этих веществ в воде без учета формы их существования.
Изложенное выше приводит к выводу о наличии общих закономерностей поведения растворов в Н20 как в однофазной, так и в двухфазной областях. Действительно, повышение коэффициентов распределения, наблюдаемое с повышением параметров системы, является по существу следствием увеличения плотности и полярности насыщенного пара при одновременном уменьшении этих же свойств кипящей воды. Совершенно естественно, что по мере приближения давления к критическому в связи с уменьшением различия в свойствах двух фаз и тем самым приближением величины скачка к нулю Кр стремится к единице.
В традиционной энергетике данные по коэффициентам распределения в первую очередь необходимы для оценки чистоты пара при его генерации в пароперегревателе и интенсивности отложений, как в котле, так и в турбине [5]. Для ядерных паротурбинных установок коэффициенты распределения еще определяют и активность теплоносителя за пределами реактора; также они используются для рациональной организации водного режима современных паротурбинных установок и контроля плотности оболочек некоторых конструкций тепловыделяющих элементов водоохлаждаемых кипящих реакторов.
Экспериментальные исследования образования твердых отложений в паропроводе ГеоЭС
Проблемы образования твердых отложений в проточных частях паровых турбин, работающих в области линии насыщения (Хя1,0) в традиционной энергетике, весьма актуальны уже длительное время.
В турбинах ГеоЭС, как правило, переход пара из перегретого во влажное состояние происходит в первых ступенях проточной части турбины. Именно здесь образуются мелкие капли (dk«0,3 мкм), жидкие пленки и твердые отложения. Основным механизмом осаждения мелких частиц на поверхностях сопловых лопаток является турбулентно-диффузионный процесс, рассматриваемый в 5.1 и [79].
Геотермальный пар может поступать на вход первых ступеней турбин ГеоЭС слабо перегретым AT = (Tos) 2+5K в результате дросселирования или влажным у0 0,05 2,0%, иногда из-за недостаточно эффективной сепарации или дополнительной промывки пара (впрыск конденсата в поток поступающего в турбину пара). В зависимости от начального состояния пара и его химического состава, процессы конденсации пара в первых сопловых решетках будут отличаться.
Детальные экспериментальные и теоретические исследования турбинных решеток, работающих на перегретом и влажном паре, показали, что в сверхзвуковых турбинных решетках влага образуется в скачке конденсации, который расположен вблизи горла канала решетки. Эти скачки конденсации пара в турбинных решетках аналогичны тем, которые образуются в осесимметричных соплах.
Однако, первые турбинные ступени ГеоЭС, как правило, работают при дозвуковых скоростях расширения пара (А/ 0,95). В дозвуковых решетках образования влаги происходит в кромочных следах и косом срезе, где формируются локальные зоны с предельным переохлаждением пара. Для турбин ГеоЭС существенный вклад в процесс образования влаги вносят центры гетерогенной конденсации, т.е. примеси, содержащиеся в паре.
Процесс расширения пара в первых сопловых решетках турбин ГеоЭС сопровождается интенсивным образованием первых жидких агрессивных растворов (пленок) на поверхностях лопаток в зоне горла и косого среза.
Занос отложениями соплового канала приводит к росту потерь энергии пара, уменьшению расхода пара и снижению экономичности турбоустановок [80].
Наиболее значительные отложения солей и примесей в турбинных решетках образуются на периферии и у корня лопатки т.е. в зонах вторичных течений. Эти вихревые течения пара являются основными зонами переноса мелких частиц солей и примесей к твердым стенкам лопаток и торцевым поверхностям турбинных решеток.
Анализ химического состава отложений на поверхностях первых сопловых лопаток [106] различных геотермальных турбин дает основание утверждать, что наиболее опасными примесями, которые содержаться в геотермальном паре, являются ионы хлора, натрия, кальция, а также ионы железа возникающие в процессе интенсивной коррозии скважинного оборудования и паропроводов. Отдельно необходимо отметить соединения кремния, которые являются основными источниками образования отложений в проточных частях турбин ГеоЭС.
В табл. 5.1 представлен химический состав отложений на сопловых лопатках 1-ой ступени турбин различных ГеоЭС [106]. Видно, что образование отложений в сопловом канале отличается не только скоростью, но и их химическим составом. Данные носят больше частный характер, т.к. интенсивность образования отложений зависит от ряда параметров, таких как: химический состав геотермального пара перед турбиной, состояние (влажный или перегретый) пара на входе в канал, скорость расширения пара в канале и др.
При участии автора в 2000 г. была обследована геотермальная турбина мощностью 11,2 МВт,. ГеоЭС Вайракей [116]. Эта турбина в 1998 - 2000 г.г. работала от паровых скважин, которые производят слабоперегретый пар Д7"» 1,5 -г 2 К, и в этот период произошло значительное снижение вырабатываемой мощности (см. рис. 5.3.). При вскрытии турбины в 2000 г. был обнаружен значительный занос твердыми отложениями сопловых каналов первой турбинной решетки, общий вид которой представлен на рисунке 5.12.
Результаты химических анализов этих твердых отложений и качества пара поступающего на вход в эту турбину, проведенные автором, представлены на рис. 5.13. Видно, что в состав отложений входят такие соединения, как Na20, S1O2, CI, S, ИегОз и др. Эти результаты исследований хорошо согласуются с другими данными [77], полученными на плоском пакете сопловой решетки (рис. 5.14.). Здесь хорошо видно, что твердые отложения на поверхностях сопловых лопаток образуются в зоне горлового сечения канала и на спинке лопатки в зоне косого среза, т.е. там, где достигаются максимальные скорости течения пара и турбулентного пограничного слоя. Особый интерес представляет тот факт, что химический состав твердых отложений на спинке и вогнутой части лопатки в зоне выходной кромки принципиально сильно отличается.
