автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Образование и течение многокомпонентного теплоносителя на ГеоЭС

На правахрукописи

ПОВАРОВ КОНСТАНТИН ОЛЕГОВИЧ

ОБРАЗОВАНИЕ И ТЕЧЕНИЕ МНОГОКОМПОНЕНТНОГО ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ НА ГеоЭС.

Специальность 05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва - 2005

Работа выполнена в На\чно-исследовательском и учебном центре геотермальной энергетики Московского энергетического института Оехнического университета) (НУЦ Гео МЭИ)

Научный руководит ель: кандидат технических наук,

Лауреат Государственной премии РФ Семенов Валерий I Гиколаевич

Официальные оппоненты: — доктор технических наук, профессор,

Лауреат Государственной премии РФ Мильман Олег Ошеревич

— кандидат технических наук, доцент Гонтаренко Александр Федорович

Ведущая организация: ОАО "Всероссийский теплотехнический

научно-исследовательский институт"

Зашита состоится «16» марта 2005 года, в 14 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.157.07 при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу: г. Москва, Красноказарменная ул., д. 14, в аудитории Ж- 315

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан «Д.» февраля 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д212 157.07 к.т.н.. проф.

Лавыгин

В.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Политические и экономические преобразования в России, произошедшие в последние годы, привели к росту цен на органическое топливо, которые уже приближаются к мировым, соответственно, возрастают тарифы на тепло и электроэнергию. Анализ запасов нефти и газа показывает, что уже к 2020 г. возникнет их резкий дефицит, и мировая энергетика окажется на пороге энергетического кризиса.

Основные направления развития современной энергетики - повышение эффективности использования энергии, энергосбережение, ослабление воздействия энергетических объектов на окружающую среду и развитие нетрадиционных возобновляемых источников энергии. Здесь особую роль играет геотермальная энергия как надежный, экологически чистый и относительно дешевый источник тепла и электроэнергии. Россия располагает уникальными запасами геотермальных ресурсов. Локальные системы тепло-и электроснабжения на основе геотермальных ресурсов должны стать важнейшим направлением энергообеспечения многих регионов России, прежде всего Дальнего Востока, Северного Кавказа, Восточной Сибири и др.

После успешного развития геотермальной энергетики в СССР в 19551975 годах дальнейшее ее развитие практически прекратилось. Активизация в последние 15 лет строительства отечественных ГеоЭС и ГеоТС на Камчатке и Курильских островах вновь потребовала развития широкомасштабных научных исследований, и в первую очередь, в области изучения процессов образования и течения многокомпонентного геотермального теплоносителя (ГТ), который характеризуется большим содержанием различных коррозионно-агрессивных примесей и газов.

Цель работы. Физико-химические исследования образования и течения геотермального теплоносителя в скважинах и элементах энергетического оборудования ГеоЭС. Исследование процессов разделения фаз и распределения примесей и газов между паровой и водной фазой

геотермального теплоносителя. Разработка и внедрение новых методов повышения надежности и экономичности энергетических блоков ГеоЭС на основе улучшения качества пара и защиты поверхности металла энергетического оборудования от коррозии и солеотложений. Научная новизна работы состоит в следующем:

• экспериментально определены коэффициенты распределения примесей и газов геотермального теплоносителя между паровой и водной фазами.

• проведены исследования осаждения мелких частиц, и определен химический состав твердых отложений в паропроводах и первых турбинных ступенях геотермальных турбин, работающих на слабоперегретом паре.

• измерена электропроводность и химический состав первых жидких пленок, образующихся в проточных частях турбин на поверхностях сопловых лопаток.

• впервые использован и внедрен метод измерения массового расхода двухфазного геотермального теплоносителя в трубопроводах с использованием трассеров, и показана его высокая точность.

• разработаны методы снижения скорости коррозии металлов в условиях течения коррозионно-агрессивного ГТ и предотвращения образования твердых отложений на внутренних поверхностях сепараторов и турбин с использованием поверхностно-активных веществ.

Практическая ценность работы состоит в следующем:

• определен химический состав геотермального теплоносителя по тракту ГеоЭС, и даны рекомендации по нормам качества пара перед турбинами.

• измерены расходы двухфазного геотермального теплоносителя от всех продуктивных скважин Мутновской ГеоЭС без их вывода из эксплуатации.

• разработана технология и проведена консервация энергетического оборудования Верхне-Мутновской ГеоЭС с использованием октадециламина.

• определена эффективность промывки пара, внедренная на Верхне-Мутновской и Мутновской ГеоЭС, с целью предотвращения образования твердых отложений в проточных частях геотермальных турбин.

Достоверность полученных в работе результатов обеспечивается использованием апробированных методик проведения исследований, современного оборудования и средств измерений, совпадением результатов лабораторных и промышленных испытаний, а также согласованностью полученных выводов диссертации с данными других авторов.

Личное участие автора. Результаты исследований, представленные в работе, получены автором в Научно-исследовательском и учебном центре геотермальной энергетики МЭИ (ТУ), Геотермальном институте Оклендского университета (Н. Зеландия), АО «Наука», АО «Геотерм», а также на ряде отечественных и зарубежных ГеоЭС.

Автор новым методом измерил расход двухфазного геотермального теплоносителя Мутновской ГеоЭС без вывода продуктивных скважин из эксплуатации, определил эффективность промышленных горизонтальных сепараторов и расширителей Верхне-Мутновской ГеоЭС и измерил поля скоростей в модельном сепараторе МЭИ, измерил электропроводимость первых жидких пленок в экспериментальной турбине ЭТ-12 МЭИ и впервые опробовал на Верхне-Мутновской и Мутновской ГеоЭС метод защиты поверхностей металла геотермального энергетического оборудования от стояночной коррозии с использованием поверхностно-активных веществ.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Результаты лабораторных и промышленных испытаний новых сепараторов ГеоЭС горизонтального типа.

2. Результаты исследований химического состава первых жидких пленок и твердых отложений в первых ступенях турбин, работающих на слабоперегретом паре.

3. Результаты исследования коэффициентов распределения некоторых примесей между паровой и водной фазами геотермального теплоносителя.

4. Методика и результаты измерения массового расхода двухфазного геотермального теплоносителя продуктивных скважин Мутновской ГеоЭС в процессе их эксплуатации.

5. Результаты использования октадециламина для предотвращения образования твердых отложений на поверхностях энергетического оборудования и снижение скорости коррозии металлов при течении коррозионно-агрессивного геотермального теплоносителя.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы неоднократно докладывались на Научно-технических советах и семинарах в НУЦ Гео МЭИ, АО "Наука", АО "КТЗ", АО «Геотерм», на Международном геотермальном симпозиуме (сентябрь 1999 года, США, г. Рино), на Двадцать второй Новозеландской геотермальной конференции (ноябрь 2000 года, Н. Зеландия, г. Окленд), на Международной конференции "Возможности использования геотермальной энергии на островах Эгейского моря" (июнь 2002 года, Греция, г. Милос), на Второй Международной конференции «Тепло и свет от сердца земли» (август 2004 года, Россия, г. П.-Камчатский).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано семнадцать статей и получен один патент на изобретение.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы из 136 наименований. Общий объем работы 215 страниц, в том числе рисунков 111, таблиц 18.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность рассматриваемой проблемы, обозначены задачи исследования и пути их реализации.

В первой главе выполнен обзор современного состояния технологий использования геотермального теплоносителя для производства тепла и электроэнергии. Проведен анализ состояния проблемы снижения надежности и выхода из строя основного энергетического оборудования геотермальных электростанций мира. Показано, что в геотермальной среде происходит коррозионное растрескивание под напряжением, питинговая коррозия и эрозия-коррозия металлов ГеоЭС. Рассмотрены проблемы эксплуатации энергетического оборудования ГеоЭС.

Надежность и экономичность геотермальных электрических станций в отличие от традиционных ТЭС и АЭС в значительной степени определяются химическим составом и качеством геотермального теплоносителя. Одним из наиболее уязвимых элементов ГеоЭС является турбина. В большинстве случаев причиной аварий турбин являются коррозионные повреждения металла рабочих лопаток, а также образование солеотложений в сопловых решетках первых ступеней. В проточной части турбин отмечается абразивный износ сопловых и рабочих лопаток, имеет место коррозионное растрескивание под напряжением металлов рабочих лопаток и дисков роторов турбин.

Современный опыт эксплуатации ГеоЭС в мире показывает, что сегодня требуются детальные экспериментальные исследования основных характеристик процессов течения и взаимодействия многокомпонентных коррозионно-агрессивных геотермальных сред с металлом, а также разработка методов повышения эффективности и надежности работы энергетического оборудования ГеоЭС.

Важной проблемой совершенствования оборудования ГеоЭС является получение надежных данных по коэффициентам распределения примесей и газов между паровой и водной фазами геотермального теплоносителя в области низкого давления (Р<4 МПа), характерной для ГеоЭС. Для повышения надежности и экономичности ГеоЭС необходимо точно знать количество различных примесей, поступаюших в турбоустановку. До сих пор практически полностью отсутствуют какие-либо экспериментальные данные по этим исследованиям. Для решения проблем повышения надежности и экономичности ГеоЭС были поставлены следующие задачи исследований:

1. Анализ основных физико-химических и термодинамических закономерностей образования геотермального теплоносителя в резервуаре и его течение в продуктивных скважинах.

2. Исследование разделения фаз (сепарации) на моделях и натурных сепараторах с целью получения пара высокого качества.

3. Определение коэффициентов распределения примесей и газов между паровой и водной фазами геотермального теплоносителя при реальных параметрах геотермального теплоносителя на действующем оборудовании.

4. Исследование образования агрессивных растворов в первых жидких пленках на поверхностях металла в проточной части турбины.

5. Исследование образования твердых отложений в паропроводах и проточных частях турбин, работающих на слабоперегретом паре.

6. Опробование и внедрение трассерного метода измерения расхода двухфазного теплоносителя в трубопроводах ГеоЭС без вывода продуктивных скважин из эксплуатации.

7. Разработка и внедрение метода защиты от коррозии и солеотложений внутренних поверхностей металлов энергетического оборудования ГеоЭС с использованием пленкообразующих аминов во время его эксплуатации и останова в ремонт или резерв.

Во второй главе приводится анализ и схема образования геотермального теплоносителя в подземном резервуаре. Даны классификации геотермального теплоносителя по месторождениям и химическому составу, и рассмотрена концептуальная модель Мутновского геотермального месторождения, а также дан анализ его работы.

Главными элементами оборудования транспортировки геотермального теплоносителя из подземного резервуара на поверхность земли являются продуктивные скважины, глубина которых обычно варьируется от 500 до 3500 метров. Обычно после бурения и прогрева продуктивные скважины начинают выводить ГТ на поверхность земли самостоятельно, однако некоторые скважины перед вводом в эксплуатацию необходимо «возбуждать». Для того, чтобы «запустить» скважину в эксплуатацию, часто используется эффект парлифта, сущность которого заключается в замещении столба жидкости в стволе скважины теплоносителем, состоящим из кипящей пароводяной смеси с меньшей плотностью.

В общем случае условие существования парлифта и самопроизвольного фонтанирования геотермальной продуктивной скважины можно записать в следующем виде:

рм + ^/{М <12,

(1) (1)

' тр п V У Vси

О О

где Р3аб - давление на забое скважины, Н - глубина уровня недогретого до состояния кипения геотермального теплоносителя, Ь - глубина скважины от земной поверхности до забоя, ре - плотность воды в бездействующей скважине, g - ускорение свободного падения, Z - координата по глубине скважины, - плотность геотермального теплоносителя в произвольно рассматриваемой точке, Р - давление теплоносителя, ^^ ¿2- падение

давления за счет трения, - падение давления за счет возрастания

кинетической энергии потока.

В процессе подъема горячей воды из геотермального резервуара вверх по стволу продуктивной скважины давление ГТ падает, поэтому происходит вскипание и испарение воды с образованием влажного, а иногда и перегретого пара (см. рис. 1).

В продуктивной скважине происходит первое, естественное перераспределение примесей и газов в процессе разделения фаз (вода, насыщенный пар, неконденсирующиеся газы), в условиях неравновесного термодинамического и газодинамического процесса течения ГТ. Перераспределение примесей и газов между фазами (пар-вода) приводит к образованию различных твердых отложений (СаСОз, \<^(ОН)2, реже Ц^С^и др.) уже в стволе продуктивной скважины. В данной главе рассматриваются причины образования твердых отложений в обсадных трубах продуктивных скважин, а также методы борьбы с ними.

Рис. 1 - Изменение давления - а) и степени влажности - б) геотермального теплоносителя в процессе его течения в продуктивной скважине

1 - скважина в процессе эксплуатации; 2 - неработающая скважина; 3 - закрытая скважина, способная к самоизливу.

Определение расхода пароводяной смеси и степени влажности ГТ является важной, но довольно сложной задачей. Для периодического мониторинга состояния геотермального резервуара необходимо определять расход паровой и водной фазы ГТ, а также его энтальпию без вывода продуктивных скважин из эксплуатации. Представленный в этой главе метод определения массового расхода пара и воды, а также степени влажности ГТ, позволяет проводить данные измерения без разделения фаз и вывода продуктивных скважин из эксплуатации ГеоЭС. Данный метод основан на растворении дозируемых в трубопровод ГТ трассеров (изопропанол и бензоат натрия), которые растворяются в паровой и водной фазах ГТ в соответствии с коэффициентами распределения. Последующее определение концентраций трассеров в пробах пара и воды ГТ позволяет рассчитать массовый расход обеих фаз и общую энтальпию потока ГТ.

Во второй главе также проведена оптимизация устьевого давления продуктивных скважин Верхне-Мутновской ГеоЭС, и получена зависимость электрической мощности станции от давления на оголовках продуктивных скважин:

Ксумм1 = 25.976 + 16.818*/у16.818*Р.Д 0.0724*Р.Д (2)

где - суммарная мощность трех энергоблоков Верхне-Мутновской ГеоЭС, - устьевое давление продуктивных скважин.

В третьей главе представлены результаты лабораторных и промышленных исследований новых сепараторов ГеоЭС горизонтального типа. Лабораторные исследования проводились в МЭИ на модельном сепараторе МС Гео-1, который представляет собой модель натурного сепаратора в масштабе 1:4,62, входящего в состав системы сбора и использования геотермального теплоносителя Верхне-Мутновской ГеоЭС. Целью исследований являлось изучение распределения полей скоростей и давлений внутри сепаратора, определение потерь энергии, застойных зон и областей возвратных течений двухфазного потока. На рис. 2. представлены результаты измерения полей скоростей двухфазного потока в трех сечениях (зонды 1, 2 и 3). В нижнем сечении, под сепарационным щитом, поток имеет значительную закрутку из-за танценгиального входа и взаимодействия со стенками сепаратора. Вертикальная составляющая скорости потока в верхнем сечении (зонд 1) не превышает 1 м/с.

Выполненные лабораторные исследования позволили получить реальную картину течений двухфазного потока внутри сепаратора и разработать рекомендации по совершенствованию конструкции промышленных сепараторов для ГеоЭС.

Экспериментальные исследования сепаратора показали, что при расчетных пропускных нагрузках реализуется одно из основных условий гравитационной сепарации фаз в объеме - скорость в среднем сечении не должна превышать 1 м/с.

0[вод пара

Комбинированный зонд № 1

С !ИЬ НОЛЬ

/

Комбинированный зонд N1» 2

Рис 2 - Распределение полей скоростей двухфазного потока по высоте модельного сепаратора горизонтального типа

Исследования промышленного сепаратора горизонтального типа, созданного МЭИ и АО "Наука", проводились автором на Верхне-Мутновской ГеоЭС (см рис 3) Цель испытаний сепараторов состояла в комплексной проверке работоспособности и эффективности всей системы подготовки пара и определении сепарирующей способности новых сепараторов в реальных условиях их эксплуатации

Результаты, полученные в процессе исследований, подтвердили, что эффективность новых сепараторов горизонтального типа Верхне-Мутновской ГеоЭС, выше эффективности лучших мировых образцов

Испытания сепараторов Верхне-Мутновской ГеоЭС показали'

• влажность пара за сепаратором не превышала 0,05% (по массе);

• гидравлическое сопротивление аппарата не превышало 5 кПа;

• сепаратор оказался нечувствительным (в пределах точности измерений) к изменению нагрузки (Ы< 10%) на аппарат.

Рис. 3 - Схема горизонтального сепаратора Верхне-Мутновской ГеоЭС - а) и изменение степени влажности пара по высоте аппарата - б)

Лабораторные и натурные испытания сепараторов, установленных на Верхне-Мутновской ГеоЭС, также подтвердили возможность использования натурного гравитационного сепаратора горизонтального типа для детальных исследований процесса разделения фаз и определения коэффициентов распределения примесей между паровой и водной фазами ГГ.

В четвертой главе приведены результаты исследований химического состава геотермального теплоносителя, конденсата пара и сепарата Верхне-Мутновской ГеоЭС. Количество примесей и газов в конденсате пара и сепарате может отличаться в тысячи, и даже сотни тысяч раз. Поведение этих веществ отличается между собой и зависит от режимных параметров течения геотермального теплоносителя и, в первую очередь, от соотношения плотностей фаз (пар-вода) и природы самих соединений.

При проведении исследований сепараторов Верхне-Мутновской ГеоЭС основная цель состояла в получении экспериментальных данных по динамическим коэффициентам распределения примесей и газов между паровой и водной фазами геотермального теплоносителя

« а 1б 1е й г 1 «,з» Р, бар

Рис 4 - Изменения коэффициентов распределения К некоторых примесей между насыщенным паром и водой в области давлений ГеоЭС

Химический состав геотермального теплоносителя был определен на основании детального анализа проб конденсата пара и воды после сепараторов первой и второй ступеней разделения фаз, а также конденсата пара расширителя Полученные результаты свидетельствовали о том, что значения коэффициентов распределения некоторых примесей геотермального теплоносителя, в первую очередь С1 и SiO2 не соответствуют значениям, полученным вследствие экстраполяции лучевой диаграммы в зону низких давлений (зону давлений ГеоЭС), т.е Кр этих соединений находятся выше, чем это следует из экстраполяции их лучей Кр^(р,/р,) Этот факт был позже подтвержден в результате американских лабораторных исследований (Национальная лаборатория Оак Ридж), и были установлены еще несколько соединений, коэффициенты распределения которых не являются линейными зависимостями в зоне давлений Р<4 МПа (см. рис 4)

В пятой главе представлены исследования осаждения примесей и мелких твердых частиц в паропроводах и проточных частях геотермальных турбин, работающих на слабоперегретом геотермальном паре АТ<2°С

Результаты химанализа отложений и качества пара, поступающего в исследуемую турбину мощностью 11,2МВт, представлены на рис 5

9 МагО ЯОг а Э Ре ¡О, А1,0, КгО,

Рис 5 - Химический состав твердых отложений на поверхности турбинных сопловых лопаток первой ступени — а) и пара на входе в турбину - б)

В заключении приведены результаты влияния степени промывки пара перед турбиной на его качество с целью снижения концентраций коррозионно-агрессивных примесей, поступающих в проточную часть турбины. Также в пятой главе показано, что применение пленкообразующих поверхностно-активных аминов не только в качестве ингибитора стояночной коррозии, но и в качестве реагента, дозирование которого в геотермальный теплоноситель во время эксплуатации станции в небольших количествах позволит снизить эрозию-коррозию металла и увеличить надежность энергетического оборудования станции, а также продлить срок его службы.

На рис. 6 представлены результаты исследований по определению удельной сорбции ПАВ на поверхностях металлов энергетического оборудования Верхне-Мутновской ГеоЭС после проведения его консервации с использованием октадециламина.

Рис. 6 - Удельная сорбция ОДА на поверхности металлов оборудования системы сбора и использования ГТ и проточной части турбины № 1 В-М ГеоЭС

* - Уд сорбция ОДА на поверхности металлов, * Мин значение уд сорбция ОДА (мономолекулярный слой)

Эти исследования позволили разработать рекомендации по технологии дозирования ОДА в контур В-М ГеоЭС для предотвращения стояночной коррозии металлов и отмывки энергетического оборудования ГеоЭС от коррозионных и солевых отложений во время эксплуатации электростанции.

С целью увеличения эффективности использования геотермального теплоносителя и снижения времени ремонта скважин закачки вследствие их заноса отложениями соединениями кремния в работе предложена схема извлечения аморфного кремнезема из отработанного сепарата геотермального теплоносителя перед его обратной закачкой с последующей его продажей для использования в бумажной и асфальтобетонной промышленностях.

Выводы

1. При течении слабоперегретого геотермального пара t=(Ts - То) < 2"С в трубопроводах от «паровых» продуктивных скважин под действием турбулентных пульсаций в пограничном слое происходит активное выпадение мелких твердых частиц на внутренних поверхностях трубопровода с образованием твердых отложений.

2. В перегретом паре вблизи линии насыщения

существуют жидкие коррозионно-агрессивные растворы NaOH и №С1, которые под действием турбулентных пульсаций пограничного слоя осаждаются на сопловых и рабочих турбинных лопатках, образуя первые жидкие пленки и струи с высоким содержанием различных примесей, способных вызывать коррозию и коррозионное растрескивание металла под напряжением.

3. В области давлений геотермального теплоносителя Р < 4 МПа значения коэффициентов распределения некоторых примесей геотермального теплоносителя выше, чем это следует из экстраполяции данных "Лучевой диаграммы" в зону давлений ГеоЭС.

4. При расширении слабоперегретого геотермального пара в первых соплах турбинных решеток на лопатках образуются твердые отложения химических соединений №, С1, Бе и 8Ю2 в зоне косого среза. При этом отложения соединений № и С1 формируются на спинке лопатки, а БЮг и Бе на вогнутой части сопловой лопатки, как результат разных локальных термодинамических состояний пара и пограничных слоев.

5. Метод использования трассеров для измерения расхода геотермального теплоносителя без разделения фаз и вывода продуктивных скважин из эксплуатации является эффективным и достаточно точным.

6. Для предотвращения образования твердых отложений в первых ступенях турбины и повышения экономичности и надежности турбоустановок рекомендуется применять периодическую промывку проточной части турбины посредством впрыска на вход в турбину водной эмульсии ОДА или конденсата пара (1-К2% масс.) во время эксплуатации.

7. Дозирование в геотермальный теплоноситель поверхностно-активных веществ предотвращает коррозию и коррозионное растрескивание под напряжением металлов энергетического оборудования ГеоЭС.

8. С целью повышения надежности эксплуатации ГеоЭС необходимо использовать непрерывный химический мониторинг геотермального пара, поступающего на турбину по следующим параметрам: рН и х> а также ввести периодический мониторинг геотермального теплоносителя по следующим элементам:

9. Для предотвращения образования твердых отложений в трубопроводах и скважинах реинжекции предлагается использовать новую технологию по извлечению аморфного кремнезема из геотермального теплоносителя на базе разработанной схемы с последующей его реализацией целлюлозно-бумажным комбинатам и асфальтобетонным заводам.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Поваров К.О. Поведение примесей и газов в геотермальном теплоносителе // Энергосбережение и водоподготовка. - 2002. №3 - С. 9-14.

2. Поваров К.О. Распределение примесей и газов между паровой и водной фазами геотермального теплоносителя в области низких давлений // Труды Международного Геотермального Семинара, - 2003. - Сочи. - С. 4.10-4.16.

3. Поваров О.А., Поваров К.О. Развитие геотермальной энергетики на Камчатке и Курильских островах // Труды симпозиума по геотермальным ресурсам. - Рино, США. - 1999. Том. 23. - С. 473-478. (на англ. яз.).

4. Семенов В.Н., Поваров К.О. Проблемы снижения надежности энергетического оборудования, работающего на геотермальном паре // Труды 2-го Международного Геотермального Семинара, - 2004. - Петропавловск-Камчатский. -С. 4.12.-4.19.

5. Семенов В.Н., Агеев А.Г., Троицкий А.Н., Поваров К.О., Агапов Р.В., Фурунжиева А.В. Исследование процессов течения среды в горизонтальном сепараторе влаги // Тяжелое Машиностроение. - 2002. №8. - С. 27-31.

6. Семенов В.Н., Томаров Г.В., Поваров К.О., Безотечество М.Л. Образование отложений в проточной части турбин ГеоЭС // Тяжелое Машиностроение. - 2002. №8. - С. 40-45.

7. Семенюк А.В., Поваров К.О. Теоретические и экспериментальные исследования турбулентного осаждения мелких частиц на поверхности лопаток турбин ГеоЭС // Теплоэнергетика. - 2004. №6. - С. 18-24.

8. Семенюк А.В., Поваров К.О., Безотечество М.Л. Проблемы снижения мощности турбин ГеоЭС в процессе эксплуатации // Труды 2-го Международного Геотермального Семинара, - 2004. - Петропавловск-Камчатский. - С. 5.1.-5.15.

9. Потапов В.В., Поваров К.О., Подвербный В.М. Химическая обработка и комплексное использование геотермального теплоносителя // Теплоэнергетика. - 2003. №1. - С. 28-36.

Ю.Потапов В.В., Карпов ГА, Поваров К.О., Подвербный В.М. Коагуляция и выпадение кремнезема из гидротермального раствора // Стэнфордская конференция по геотермальным резервуарам: Труды 28-ой конференции,

- Стэнфорд, США, - 2003. - С. 366-373. (на англ. яз.).

11.Дули Р.Б., Семенов В.Н., Троицкий А.Н. Поваров К.О., Агапов Р.В. Измерение электропроводимости жидких пленок в проточной части турбины // Химия электрических станций. - 2002. Том 4. №1. - С. 13-17. (на англ. яз.).

12.Потапов В.В., Поваров К.О., Словцов И.Б., Харлов А.Е. Разработка способов осаждения кремнезема из гидротермального теплоносителя // Химические Технологии. - 2003. №5. - С. 8-13.

13.Потапов В.В., Поваров К.О., Подвербный В.М. Способы повышения эффективности бинарных блоков ГеоЭС // Теплоэнергетика. - 2003. №10. -С. 41-48.

14.Никольский А.И., Поваров К.О., Сапожников М.Б. Елизово - Город XXI века. Полное тепло- и электроснабжение Елизовского района на основе геотермальных ресурсов // Международная конференция "Возможности использования геотермальной энергии на островах Эгейского моря".

- Милос, Греция, 2002. - С. 145-148, (на англ. яз.).

15.Юрьев В.Г., Макарова Л.В., Нагдалиева ОА, Поваров К.О. Данные о составе рабочих сред установки по подготовке пара Верхне-Мутновской ГеоЭС // Вестник МЭИ, - 1998. №6. - С. 124-125.

16Ловаров О.А., Томаров Г.В., Шипков А.А., Поваров К.О. Поведение примесей при сепарации влаги и фазовых превращениях в технологическом контуре электростанций // Известия АН РФ. -2004. №1. - С. 147-159. П.Потапов В.В., Поваров К.О. Химическая обработка гидротермального теплоносителя // Труды 12-ой Международная конференция по атомной энергии "Атомная энергия - энергия будущего". - Вашингтон, США. — 2004. 18.Потапов В.В., Карпов Г.А., Поваров К.О. Способ осаждения кремнезема из гидротермального теплоносителя с одновременным добавлением извести

и морской воды // Пат. РФ. № 2219127, 2002. 4 4 4

Подписано в печать 302.05 Зак. ¿1/. Т и ¡Йи-П л . £ '} Полиграфический центр МЭИ (ТУ) Красноказарменная ул., д. 13

Введение.

Глава I. Обзор состояния современной геотермальной энергетики и проблемы использования тепла земли.

Постановка задачи исследований.

Глава II. Исследование образования и течения геотермального теплоносителя на Мутновском месторождении.

2.1. Анализ образования геотермального теплоносителя в резервуарах.

2.2. Классификация геотермального теплоносителя.

2.3. Течение геотермального теплоносителя в продуктивной скважине.

2.4. Исследование физико-химических характеристик геотермального теплоносителя на выходе из продуктивных скважин.

Верхне-Мутновской ГеоЭС.

2.5. Измерение расхода геотермального теплоносителя.

2.6. Трассерные исследования на Мутновской ГеоЭС.

2.7. Выбор оптимальных параметров геотермального теплоносителя.

Глава III. Разделение фаз (сепарация) геотермального теплоносителя

3.1. Основные механизмы разделения фаз.

3.2. Исследование разделения фаз в горизонтальном сепараторе.

3.3. Исследования эффективности разделения фаз (пар-вода) в горизонтальных сепараторах Верхне-Мутновской ГеоЭС.

Глава IV. Исследования распределения примесей и газов между паром и водой в геотермальном теплоносителе.

4.1. Исследования химического состава ГТ, пара и сепарата.

Верхне-Мутновской ГеоЭС.

4.2. Определение коэффициента распределения примесей между паровой и водяной фазами в геотермальном теплоносителе.

4.3. Исследование коэффициентов распределения примесей в геотермальном теплоносителе.

4.4. Поведение неконденсирующихся газов при разделении фаз (сепарации) геотермального теплоносителя.

4.5. Образование жидких растворов в перегретом паре и жидких пленках вблизи линии насыщения.

4.6. Исследование химического состава и электропроводности жидких пленок образующихся при разных воднохимических режимах.

Глава V. Исследования образования отложений в трубах, сепараторах и турбинах ГеоЭС и разработка методов защиты от коррозии и солеотложений металлов ГеоЭС.

5.1. Теоретические и экспериментальные исследования осаждения твердых частиц на металлических поверхностях.

5.2. Экспериментальные исследования образования твердых отложений в паропроводе ГеоЭС.

5.3. Исследования образования твердых отложений в проточной части геотермальных турбин.

5.4. Механизмы предотвращения образования твердых отложений в проточных частях геотермальных турбин.

5.5. Нормы и контроль качества пара перед турбинами ГеоЭС.

5.6. Разработка метода предотвращения образования отложений в линиях реинжекции и повышение экономичности ГеоЭС.

5.7. Повышение экономичности и надежности ГеоЭС.

Выводы.

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 (Ро 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 (рц/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=0,2ч-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 солеотложений 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.

201 Выводы

1. При течении слабоперегретого геотермального пара А^(Т8 - Т0) < 2°С в трубопроводах от «паровых» продуктивных скважин под действием турбулентных пульсаций в пограничном слое происходит активное выпадение мелких твердых частиц на внутренних поверхностях трубопровода с образованием твердых отложений.

2. В перегретом паре вблизи линии насыщения х=1,0 при Л^(Т8 - То) < 20°С существуют жидкие коррозионно-агрессивные растворы ЫаОН и ЫаС1, которые под действием турбулентных пульсаций пограничного слоя осаждаются на сопловых и рабочих турбинных лопатках, образуя первые жидкие пленки и струи с высоким содержанием различных примесей, способных вызывать коррозию и коррозионное растрескивание металла под напряжением.

3. В области давлений геотермального теплоносителя Р < 4 МПа значения коэффициентов распределения некоторых примесей геотермального теплоносителя выше, чем это следует из экстраполяции данных "Лучевой диаграммы" в зону давлений ГеоЭС.

4. При расширении слабоперегретого геотермального пара в первых соплах турбинных решеток на лопатках образуются твердые отложения химических соединений Ыа, С1, Бе и 8102 в зоне косого среза. При этом отложения соединений № и С1 формируются на спинке лопатки, а 8Юг и Ее на вогнутой части сопловой лопатки, как результат разных локальных термодинамических состояний пара и пограничных слоев.

5. Метод использования трассеров для измерения расхода геотермального теплоносителя без разделения фаз и вывода продуктивных скважин из эксплуатации является эффективным и достаточно точным.

6. Для предотвращения образования твердых отложений в первых ступенях турбины и повышения экономичности и надежности турбоустановок рекомендуется применять периодическую промывку проточной части турбины посредством впрыска на вход в турбину водной эмульсии ОДА или конденсата пара (1-^2% масс.) во время эксплуатации.

7. Дозирование в геотермальный теплоноситель поверхностно-активных веществ предотвращает коррозию и коррозионное растрескивание под напряжением металлов энергетического оборудования ГеоЭС.

8. С целью повышения надежности эксплуатации ГеоЭС необходимо использовать непрерывный химический мониторинг геотермального пара, поступающего на турбину по следующим параметрам: Ыа; рН и %, а также ввести периодический мониторинг геотермального теплоносителя по следующим элементам: С1; 8Ю2; 804; Са; М§; ¥; 02; Н28 и С02.

9. Для предотвращения образования твердых отложений в трубопроводах и скважинах реинжекции предлагается использовать новую технологию по извлечению аморфного кремнезема из геотермального теплоносителя на базе разработанной схемы с последующей его реализацией целлюлозно-бумажным комбинатам и асфальтобетонным заводам.

1. Акользин ПЛ., Коррозия и защита металла теплоэнергетического оборудования. // М.: Энергоиздат, 1982. - 304 с.

2. Акользин П.А., Богачев А.Ф., Гинзбург Э.С. Коррозионная стойкость сталей в условиях работы геотермальных установок // Теплоэнергетика. 1966. №11. С. 54-58.

3. Айлер Р. Химия кремнезема. // М.: Мир, 1982, ч.1, 2, 1127 с.

4. Беляев Е.И., Шищенко В.В., Саморядов Б.А. Стабилизация геотермальных вод. // Теплоэнергетика. 1989. - № 9. - С. 77-78.

5. Белянин B.C., Григорьева Т.В., Иванникова H.A. Константы и коэффициенты распределения компонентов водного теплоносителя АЭС при температурах 25ч-325 °С. // Теплоэнергетика. 1991. - №11. С. 61-65.

6. Богуславский Э.И. Классификация тепловых ресурсов недр. Проблемы горной теплофизики. // -Д.: ЛГИ, 1980. Вып. 12.

7. Бинарные электрические станции. // O.A. Поваров, В.А. Саакян, А.И. Никольский и др. // Тяжелое машиностроение. 2002. - №8, С. 13-15.

8. Василенко Г.В. Водно-химические факторы коррозионных повреждений рабочих лопаток и дисков турбин // Теплоэнергетика. 1991. № 11. С. 51-54.

9. Влияние октадециламина на переход хлоридов и продуктов коррозии железа из кипящей воды в равновесный с ней насыщенный пар. О.С. Ермаков, О.И. Мартынова, Т.И. Петрова, A.A. Зонов. Теплоэнергетика. 1991. - № 11. -С. 70-73.

10. Вукалович М.П., Ривкин С. А., Александров A.A. Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара. М.: Изд. Стандартов. -1969. 408 с.

11. Геотермическая карта СССР 1:5000000 масштаба с объяснительной запиской (гл. ред. Ф.А. Макаренко) М,: ГУГК СМ СССР, 1972.

12. Данные о составе рабочих сред установки по подготовке пара Верхне-Мутновской ГеоЭС. В.Г. Юрьев, JI.B. Макарова, O.A. Нагдалиева, К.О. Поваров. Вестник МЭИ. 1998. № 6. С. 124-125.

13. Дворов И.Н. Геотермальная энергетика. // М.: Наука, 1976. 192 с.

14. Дейч М.Е. Техническая газодинамика, Энергия, М. 1974, 593 стр.

15. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред // М.: Энергоиздат, 1981,472 с.

16. Доброхотов В.И., Поваров O.A. "Использование геотермальных ресурсов в энергетике России", Теплоэнергетика № 1, 2003, стр. 4-10.

17. Дикий H.A. Энергоустановки геотермальных электростанций // Киев. Высшая школа. 1989. 200 с.

18. Дубровский И .Я., Катковская К.Я. К вопросу об экспериментальном изучении распределения неорганических соединений между кипящей водой и ее паром. // Энергетика, Известия Вузов. №12, 1971, С. 87-93.

19. Дубровский И.Я., Баталина JI.H. Некоторые аспекты термолиза октадециламина в энергетической установке. // Энергетика. Известия вузов. -1982.-№2.-С. 65-69.

20. Дубровский И.Я., Лошкарев В.А. и др. Адсорбция октадециламина на металлических поверхностях. // Тр. Моск. энерг. ин-т. 1989. Вып. 208. - С. 34-41.

21. Дубровский И.Я., Ескин Н.Б., Тугов А.Н., Аникеев A.B. Адсорбция октадециламина на стали прямоточных котлов докритических праметров. // Теплоэнергетика. 2003, — № 7.

22. Дядькин Ю.Д., Парийский Ю.М. Извлечение и использование тепла Земли. //-ЛГИ, 1977.-114 с.

23. Забарный Г.Н., Кудряшов В.А., Гайдаров Г.М. Механизм работы пароводяной скважины и метод его моделирования. // П-К.: ВНИПИ ИГТ, 1990.-58 с.

24. Игнатевская JI.A., Рабенко B.C. Влияние процессов переноса на образование коррозионно-опасных пленок в турбинной ступени вблизи линии насыщения // Теплофизика высоких температур. 1986. Т. 24. №6. С. 1195-1202.

25. Изучение коррозионно-усталостного поведения титанового сплава ТС-5 и стали 15X11МФ для использования в оборудовании геотермальных энергосистем Поваров O.A., Томаров Г.В., Калахан О.С., Смирнова И.А. Теплоэнергетика. 1994, - № 8, С. 30-35.

26. Использование тепла земли для локального теплоснабжения // Поваров O.A., Бритвин О.В., Никольский и др. // Тяжелое машиностроение. 2002. -№8, С. 5-12.

27. Использование пленкообразующих аминов для консервации энергетического оборудования ТЭЦ-23 ОАО Мосэнерго. Петрова Т.И., Рыженков В.А., Куршаков A.B. и др. // Теплоэнергетика, 2003. №9.

28. Испытания системы подготовки пара Верхне-Мутновской ГеоЭС: Отчет о НИР / АО "Наука"; Руковод. работы O.A. Поваров. 1997. 178 с. Исполн. Никольский А.И., Чертушкин В.Ф., Поваров К.О. и др.

29. Исследование процессов течения среды в горизонтальном сепараторе влаги. В.Н. Семенов, А.Н.Троицкий, А.Г. Агеев, К.О. Поваров и др. // Тяжелое Машиностроение, 2002,№8, С. 27-33.

30. Исследование процессов генерации пара из геотермальных высокоминерализованных вод: Отчет о НИР / МЭИ; Руковод. работы Н.И. Тимошенко. № ГР 92273041. М., 1985. - 78 с. - Исполн. Тишин A.C., Лавыгин В.М.

31. Исследование вертикального жалюзийного аппарата в сочетании с предвключенным паровым объемом. А.Г. Агеев, И.С. Дубровский, В.Б. Карасев и др. // Теплоэнергетика, 1979, №2, С. 39-41.

32. Кононов В.И. Геохимия термальных вод областей современного вулканизма. //-М.: Наука, 1983, 216 с.

33. Кострикин Ю.М. Изменение pH в конденсатных растворах угольной кислоты // Теплоэнергетика. 1966. №10. С. 85-86.

34. Кирюхин A.B. "Моделирование эксплуатации геотермальных месторождений", Владивосток: Дальнаука, 2002, 216 с.

35. Курбанов М.К. Геотермальные и гидротермальные ресурсы Восточного Кавказа и Предкавказья. // М.: Наука, 2001, 260 с.

36. Кутателадзе С.С., Розенфельд JI.M. Принципы энергетического использования геотермальных источников // Изв. СО. АН СССР, Новосибирск, 1965. №1. С. 12-15.

37. Манькина H.H., Семенова О.В., Загретдинов И.Ш. Опыт применения парокислородной очистки, пассивации и консервации проточных частей паровых турбин. // Теплоэнергетика. 2004. - № 8.

38. Маргулова Т.Х., Мартынова О.И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций. М.: Высшая школа, 1987. - 320 с.

39. Мартынова О.И., Васина Л.Г., Богловский A.B. Моделирование процессов образования твердой фазы при упаривании воды // Тр. Моск. Энерг. Ин-т. -1979. Вып. 405.-С. 28-35.

40. Мартынова О.И., Рогацкин Б.С. Отложение солей и продуктов коррозии в проточной части турбин сверхкритических параметров. // Теплоэнрегетика. — 1970.-№5. -С. 50-54.

41. Метод отбора проб. Производственные воды тепловых электростанций. // ОСТ 34-70-953.1-88. М.: ВТИ, 1988 г.

42. Мутновский геотермальный энергетический комплекс на Камчатке / О.В. Бритвин, ОА. Поваров, Е.Ф. Клочков и др. // Теплоэнергетика. 2001. - №2. -С. 4-10.

43. Нагдалиева O.A. Исследование влияния физико-химических факторов на работу одноконтурной ГеоЭС // Автореф. дис. канд. техн. наук. Москва. МЭИ. 1999. 34 с.

44. Натанов Х.Х. Подготовка геотермальных вод к использованию. М. Стройиздат. 1980. С. 186.

45. Некоторые закономерности перехода слабых минеральных кислот в насыщенный пар. Стырикович М.А., Мартынова О.И., Хайбуллин И.Х., Мингулина Э.И. // Теплоэнергетика 1959. №9. С. 50-56.

46. Об использовании октадециламина в теплоэнергетике. Дубровский И.Я., Баталина JI.H., Куршаков A.B., Лошкарев В.А. и др. // Вестник МЭИ. 2000. -№2, С. 79-82.

47. Образование растворов агрессивных сред в проточной части ЦНД турбины К-300-240. О.И. Мартынова, O.A. Поваров, Л.Я. Россихин, E.H. Полевой // Теплоэнергетика, 1988. №1. С. 45-49.

48. Петрова Т.И., Нагдалиева O.A. Проблемы водно-химического режима одноконтурных геотермальных электростанций // Вестник МЭИ. 2001. С. 2730.

49. Поваров К.О. Поведение примесей и газов в геотермальном теплоносителе // Энергосбережение и водоподготовка, №3, 2002. С. 9-14.

50. Поваров К.О. Распределение примесей и газов между паровой и водной фазами геотермального теплоносителя в области низких давлений // Международный Геотермальный Семинар. Сочи. - 2003. - Сборник трудов семинара, из-во АО "Наука". - С. 4.10-4.16.

51. Поваров O.A. Образование агрессивных сред в паре и проблемы эрозии-коррозии металла//Препринт. Новосибирск, 1988. -№173. 39 с.

52. Поваров O.A., Лукашенко Ю. Л. "Турбины и сепараторы для геотермальных электростанций", Теплоэнергетика 1997. №1. С. 41-47.

53. Поваров O.A., Рабенко B.C., Семенов В.Н. "Влияние примесей в паре на образование жидкой фазы в турбинах", Теплоэнергетика №6, 1984, С. 16-20.

54. Поваров O.A. Семенов В.Н. Богомолов Б.В. Влияние агрессивных сред на надежность паровых турбин // Теплоэнергетика 1986. № 10. С. 33-38.

55. Поваров O.A., Томаров Г.В., Кутырев С.Ю. "Проблемы солеотложений и износ элементов геотермальных энергетических установок", Обзор ЦНИИТЭИтяжмаш, 1991, Вып. 2, 44 с.

56. Поваров O.A., Томаров Г.В. "Проблемы многофазных сред геотермальных теплоносителей", Теплоэнергетика №5, 1992, с. 66-70.

57. Поваров O.A., Томаров Г.В., Кутырев С.Ю. "Причины повреждений и пути повышения надежности оборудования ГеоЭС", Теплоэнергетика, №5, 1992, с. 14-20.

58. Поведение примесей при сепарации влаги и фазовых превращениях в технологическом контуре электростанций Поваров O.A., Томаров Г.В., Шипков A.A., Поваров К.О. // Известия АН РФ №1, 2004. С. 147-159.

59. Попов A.C. Исследование распределения и растворимости кремниевой кислоты в процессе генерации насыщенного пара в широком диапазоне параметров // Автореферат, Ростов-на-Дону. 1979. - 28 с.

60. Потапов В.В., Поваров К.О., Подвербный В.М. Химическая обработка и комплексное использование геотермального теплоносителя // Теплоэнергетика №1, 2003, С. 28-36.

61. Потапов В.В., Карпов Г.А., Поваров К.О. Способ осаждения кремнезема из гидротермального теплоносителя с одновременным добавлением извести и морской воды Пат. РФ, № 2219127, 2002.

62. Потапов В.В., Поваров К.О., Подвербный В.М. Способы повышения эффективности бинарных блоков ГеоЭС // Теплоэнергетика №10, 2003. С. 4148.

63. Потапов В.В., Кашпура В.Н., Алексеев В.И. Исследование роста твердых отложений в геотермальных теплоэнергетических системах. Теплоэнергетика. -2001.-№5. с.49-54.

64. Потапов В.В. Электрохимическая обработка гидротермального теплоносителя перед обратной закачкой // Теплоэнергетика. 2002. - № 1. С. 38-44.

65. Потапов В.В., Кашпура В.Н. Использование геотермального кремнезема для изготовления жидкого стекла. Химическая технология. 2002, № 4, с. 7-14.

66. Предупреждение отложений карбоната кальция в системах геотермального теплоснабжения. Натанов Н.Х., Чалаев Д.Р., Магамедов М.А., Керихманов З.А. // Изв. Сев. Кавк. Научного центра высш. шк.: Техн. Н.: 1988, С. 18-22.

67. Проведение отмывки от солеотложений и консервации энергетического оборудования Верхне-Мутновской ГеоЭС: Отчет о НИР / АО "Наука"; Руковод. работы O.A. Поваров. 2001. 98 с. Исполн. Семенов В.Н., Чертушкин В.Ф., Поваров К.О.

68. Производственные воды тепловых электростанций. Метод отбора проб. // ОСТ 34-70-953.1-88. М.: ВТИ, 1988 г. 112 с.

69. Разработка способов осаждения кремнезема из гидротермального теплоносителя. Потапов В.В., Поваров К.О., Словцов И.Б., Харлов А.Е. // Химические Технологии №5, 2003. С. 8-13.

70. Резинских В.Ф., Вайман А.Б., Меламед М.М. О механизме повреждений металла лопаток паровых турбин, работающих в зоне фазового перехода // Теплоэнергетика. 1993. № 11. С. 14-17.

71. Рихтер JI.A., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. // М.,Энергоатомиздат. 1987. - 216 с.

72. Свойства водных эмульсий поверхностно-активного вещества (октадециламина) при параметрах энергетических установок // О.И. Мартынова, А.И. Дубровский, Ю.М. Третьяков и др. // Изв. ВУЗов. Энергетика. 1984. - №9. - С. 96-99.

73. Соколов В.А. Методы анализа газов. М:; Гостоптехиздат. 1958. - 512 с.

74. Семенов В.Н. Определение основных закономерностей влияния агрессивных сред на надежность проточных частей турбин // Автореф. дис. канд. техн. наук, Москва, МЭИ, 1985, 33 с.

75. Семенов В.Н., Поваров К.О. Проблемы снижения надежности энергетического оборудования, работающего на геотермальном паре // Международный Геотермальный Семинар. Петропавловск-Камчатский. -2004. - Сборник трудов семинара, из-во ГЭО. - С. 4.12-4.19.

76. Семенов В.Н., Троицкий В.Н., Агапов Р.В. Образование коррозионно-агрессивных жидких сред в проточных частях турбин. // Тяжелое машиностроение. 2002. №8. С. 22-26.

77. Семенов В.Н., Томаров Г.В., Поваров К.О. Образование отложений в проточной части турбин ГеоЭС // Тяжелое Машиностроение, №6, 2002. С. 4045.

78. Семенюк A.B. Турбулентное осаждение влаги на лопатках турбомашин. // Рабочие процессы теплоэнергетических установок. Владивосток: ДВНЦ АТР. ДВОРАН. 1993. С. 21-25.

79. Семенюк A.B., Поваров К.О. Теоретические и экспериментальные исследования турбулентного осаждения мелких частиц на поверхности лопаток турбин ГеоЭС // Теплоэнергетика №6, 2004. С. 18-24.

80. Семенюк A.B., Поваров К.О., Безотечество М.Л. Проблемы снижения мощности турбин ГеоЭС в процессе эксплуатации // Международный Геотермальный Семинар. Петропавловск-Камчатский. - 2004. - Сборник трудов семинара, из-во ГЭО,- С. 5.1.-5.15.

81. Стырикович М.А., Хайбуллин И.Х., Цхвирашвили Д.Г. Исследование растворимости солей в водяном паре высокого давления. // Доклады АН СССР, 1955, Том 100, №6, С. 1123-1126.

82. Стырикович М.А., Мартынова О.И., Хайбуллин И.Х., Мингулина Э.И. Некоторые закономерности перехода слабых минеральных кислот в насыщенный пар // Теплоэнергетика, 1959. №9. С. 50-56.

83. Стырикович М.А., Мартынова О.И., Белова З.С. Некоторые закономерности перехода хлористого натрия из кипящей воды в пар // Теплоэнергетика. 1965. - №9. - С. 86-89.

84. Стырикович М.А., Мартынова О.И., Миропольский 3.JI. Процессы генерации пара на электростанциях // Москва, Энергия 1969. С. 312.

85. Томаров Г.В. Эрозия-коррозия конструкционных материалов турбин насыщенного пара // Теплоэнергетика. 1989. № 7. С 33-38.

86. Томаров Г.В. Повышение надежности и эксплуатационного ресурса энергетического оборудования, работающего в двухфазных и многокомпонентных потоках. // Автореф. дис. . докт. техн. наук. — М., 2003. -48 с.

87. Томаров Г.В. Физико-химические процессы и закономерности эрозии-коррозии металла энергетического оборудования в двухфазном потоке // Теплоэнергетика. 2001. - №9. С. 59-67.

88. Филиппов Г.А., Поваров О.А. Сепарация влаги в турбинах АЭС // М., Энергия. - 1980. 320 с.

89. Филиппов Г.А., Поваров О.А., Пряхин В.В. Исследования и расчеты турбин АЭС, Энергия. М. 1973, 283 стр.

90. Филиппов Г.А., Салтанов Г.А., Кукушкин А.Н. Гидродинамика и массообмен в присутствии поверхностно-активных веществ // М., 1988. - 144 с.

91. Энергообеспечение Камчатской области на основе экологически чистых геотермальных энергетических теплоносителей / О.В. Бритвин, О.А. Поваров, Г.В. Томаров и др. // Экология энергетики 2000: Межд. науч.-практ. конф. 2000 г. М., 2000. - С. 340-344.

92. Эффективность применения октадециламина для защиты турбоустановок от стояночной коррозии. О.А.Поваров, И.Я.Дубровский, Г.В.Томаров, Е.В. Величко // Тяжелое машиностроение №6, 1990. С. 22-25.

93. Akiba М., Omori Т., Natori К. "Performance characteristics of steam turbine applied to geothermal fluid with noncondensable gases", ASME Paper, 86-JPGC-PWR-29, 1986, c. 1-7

94. Allmon W.E. Dynamic deposition and solubility of Sodium chloride in superheated steam. Annual 44th International Meeting of Water Conference. USA. 1983, pp. 110-117.

95. Bangma P. The development and performance of a steam-water separator for use on geothermal bores // United Nations Conference on New Source of Energy, 1961, E/conf. 35/G/13.

96. Behavior of Ammonium Salts in Steam Cycles. EPRI, Palo Alto, 1993, Final Report TR-102377.

97. Bogie I, Barnett P.R. "East African Geothermal Prospects", Transactions of the 2nd KenGen Geothermal Conference, 2003, printed by Kenya Electricity Generation Company.

98. Brown K. "Environmental Aspects of Geothermal Development" Pisa, 1995, P. 135-140

99. Corrosion and turbine steam chemistry generation of early liquid films in turbines. EPRI, Palo Alto, 1993, Report TR-102377.

100. Dickson M.H., Fanelli M. Geothermal Energy. Utilization and technology. // UNESCO Publishing, 2003, 205 p.

101. DiPippo R. "Geothermal Energy as a Source of Elecricity", New York Hong Kong, 2002, 397 p.

102. Fleming B.A., Crerar D.A. Silicic acid ionization and calculation of silica solubility at elevated temperature and pH (application to geothermal fluid processing and re-injection). Geothermics, vol. 11, 1982, № 11, pp. 15-29.

103. Fridleifsson, I.B., Stefansson V. Status of geothermal development in Europe and worldwide // Paper presented at the EC DGXVII conference "Renewable Energy Policies for Central and Eastern Europe", Linz, Austria, 1997.

104. Giggenbach W.F. "Geothermal gas equilibria", Geochimica et Cosmochimica Acta, Vol. 44. 1980. P. 2021-2032.

105. Hibara Y., Hara N., Sakanashi H. "Steam purities of geothermal plant", Geothermal Resources Council Transactions, Vol. 13,1989, c. 597-603.

106. Huttrer G.W. "The status of world geothermal power generation 1995-2000" Geothermics, 30,2001, pp. 1-27.

107. Lovelock B. G., Stowell A. Flow measurement by alcohol tracer dilution // Proc. of the World Geothermal Congress 2000, WGC-2000, Japan, pp. 2701-2707.

108. Lindal B. "Industrial and other applications of geothermal energy, except power production and district heating" Geothermal Energy, Earth Sciences, 12, 1973, pp. 135-148.

109. Lund J.W., Freeston D.H. "World-wide direct uses of geothermal energy 2000", Proceedings World Geothermal Congress 2000, Japan, 2000, pp. 1-21.

110. Marshall W.L. Amorphous silica solubilities. I. Behavior in aqueous sodium nitrate solutions: 25-K300 °C, 0-6 molal // Geochimica et Cosmochimica Acta, Vol. 44. 1980. P. 907-913.

111. Measurement of the liquid film conductivity in turbine flow path. Dooley B.A., Semenov V.N., Troitsky A.N. Povarov K.O.// Power plant chemistry № 1, 2000. pp. 13-17.

112. Moisture nucleation in steam turbines, Povarov O.A., Semenov V.N., Rostunov N.V. Proc., Workshop 1995 (published 1997), EPRI TR-108942, P. 11-1.

113. Moskvicheva V.N., Popov A.E. "Geothermal Power Plant on the Paratunka River" Pisa, Vol. 2,1970, pp. 1567-1571.

114. Povarov K.O. Deposition of solids in steam pipelines from Wairakei dry wells and scaling in the turbine inlets. // Thesis of the Diploma Course of the Geothermal Institute the University of Auckland, Auckland, New Zealand, 2000, 38 pp.

115. Povarov O.A., Povarov K.O. "Geothermal energy development in Kamchatka and Kuril Islands", Geothermal Resource Council, Annual Meeting, USA, Reno 1999. pp. 396-401.

116. Povarov O.A., Semenov V.N., Troitsky A.N. "Generation of liquid films and corrosion solutions on blades and disks of turbines stages", Workshop on Corrosion of Steam Turbine Blading and Disks in the Phase Transition, EPRI, Palo Alto. 1998. p. 209-221.

117. Povarov O.A., Semenov V.N., Rostunov N.V., Moisture generation in nozzle cascade, stage, and flowpath of steam turbine. // Proc. of Moisture Nucleation in Steam Turbines Workshop. EPRI, Palo Alto. 1997. P. 1-11.

118. Povarov O.A. Styrikovich M.A. Behavior of Impurities in Turbine Flowpath. In book: Heat-and-Mass Transfer and Hydrodynamics in Two-Phase Flows at Nuclear Power Plants. M., Nauka. 1982. P. 300-308.

119. Sawyer J.W. Sawyer's turbomachinery maintenance handbook. Vol. II. Turbomachinery International Publications, 1980, c. 3-21

120. Smith J.H. "Casing failures in geothermal bores at Wairakei", Rome, 1961, Vol. 3, pp. 254-261.

121. Silica Coagulation and Precipitation in Hydrothermal Solution. Potapov V.V., Karpov G.A., Povarov K.O., Podverbny V.M. // Proceedings of the Twenty-Eight Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, 2003. pp. 366-373.

122. Steltz W.G., Lee P.K., Lindsay W.T. The Verification of consentrated impurities in low pressure steam turbines. NY ASME, 1981, pp. 73-82.

123. Tenzer H. Development of hot dry rock technology // GHC Bulletin, № 12, 2001.

124. The new approach to the volatility of impurities in water/steam cycles. Ball M., Bursik A., Dooley R.B., et al. EPRI Sixth International Conference on Cycle Chemistry in Fossil Plants, USA, 2000. pp. 1-14.

125. Triyono S. A permanent turbine washing system on Kamojang geothermal power plant. // Thesis of the Diploma Course of the Geothermal Institute the University of Auckland, Auckland, NZ, 1998, 52 pp.

126. Tilling, Heliker , 1987, and Wright, 1976, Map of active volcanoes, plate tectonics, and the "Ring of Fire", United States Geological Surveys/Cascades Volcano Observatory, Vancouver, Washington, USA.

127. Tsutsumi Y., Vchiyama M., Katagiri K. Chemical injection tube mounting structure for geothermal well. US Patent, №4625797, E 21B37/06, 2.12.1986.

128. Vapor-Liquid Partitioning of Sulfuric Acid and Ammonium Sulfate. EPRI Final Report TR-112359, 1999. USA.

129. Vasilenko G.V., Sutovsky G.P. Interphase distribution coefficient of chemical compound in process of steam generation and condensation // Iron-Based Materials with Water and Steam: Proc. EPRI-VGB Inter, conf. Heidelberg, Germany. 1992. -20 p.

130. Volatility of Aqueous Sodium Hydroxide, Bisulfate and Sulfate. EPRI Final Report TR-105801, 1999, USA.

131. Viswanathan R., Rosario D.A., Wells C.H., Licina G.J. "Stress corrosion cracking of steam turbine rotors", Proceedings of Specialist Workshop on Corrosion of LP.

132. Weres O., Tsao K., Wood B. "Resource, Technology, and Environment at The Geysers", Rep. No. LBL-5231, Lawrence Berkeley Laboratory, Berkley, 1977. USA.

133. When liquid-dominated reservoir turned vapor-dominated: the sixteen-year production history of Tongonan geothermal field. Farelli L. Siega, Victoria M. et al. //21st PNOC-EDC Geothermal conference. Philippines. 2000. P. 9-18.