JP2004012303A

JP2004012303A - Method for measuring degree of gas-liquid separation

Info

Publication number: JP2004012303A
Application number: JP2002166471A
Authority: JP
Inventors: Chisato Tsukahara; 塚原　千幸人
Original assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 2002-06-07
Filing date: 2002-06-07
Publication date: 2004-01-15

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a method for precisely and easily measure the degree of gas-liquid separation. <P>SOLUTION: This method for measuring the degree of separation in a gas-liquid separator 14 for separating a mixed two-phase flow comprising steam 1 and hot water 2 from a production well 101 in the ground 100 has a liquid collecting process for cooling a part of the separated hot water 2 to be collected as normal temperature water 3, an unseparated liquid collecting process for collecting and cooling unseparated water 4 by collecting the separated steam 1, a solute in-liquid measuring process for measuring the content concentration of the dissolved substance such as chloride ions in the collected normal temperature water 3, a dissolved substance in unseparated-liquid measuring process for measuring the content concentration of the dissolved substance such as chloride ions in the collected unseparated water 4, and a separation degree calculating process for finding wetness of the steam 1 based on the ratio of the content concentration of the dissolved substance such as the chloride ions in the collected normal temperature water 3 to the the content concentration of the dissolved substance such as the chloride ions in the collected unseparated water 4 to calculate the degree of the gas-liquid separation. <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、液体と当該液体の蒸気との混合物の液体と蒸気との分離度を測定する気液分離度測定方法に関し、特に、地中からの加熱された水と水蒸気との混合二相流の分離度を測定する場合に適用すると有効である。
【０００２】
【従来の技術】
地熱発電プラントは、地中から取り出した水蒸気を利用してタービンを回転させることにより、発電機を作動させて発電を行うようにしている。このような水蒸気は、熱水と共に二相流となって地中から取り出され、当該熱水を気液分離器で分離された後にタービンに供給されている。上記熱水は、土壌中の各種成分（例えば、硫化物、鉄化合物、シリカ、塩化ナトリウム、炭酸塩等）を多量に含んでいることから、水蒸気中に多量に混在してしまうと、タービン等にスケーリングや腐食等を短期間で発生させてしまう。そのため、従来は、下記のような方法により、気液分離器で分離された後の水蒸気中の熱水のミスト（未分離水）の量（湿り度）を求めて、気液分離器の分離度を把握するようにしている。
【０００３】
（１）気液分離器で分離された後の水蒸気の一部を採取し、大気圧までの減圧後の乾き蒸気の圧力及び温度から水蒸気のエンタルピを算出して水蒸気の湿り度を求める（カロリメータ法）。
【０００４】
（２）気液分離器で分離された後の水蒸気が流通する配管内に、炭酸マグネシウム等の吸湿性の粉末を固着させた板を設置し、通常は当該粉末が水蒸気と触れないようにシールしておき、測定時に、上記シールを開放（１〜２秒程度）して上記粉末を水蒸気に瞬間的に接触させることにより、水蒸気中の熱水のミスト（未分離水）による上記粉末の溶解玉の数及びそのサイズから水蒸気中の熱水のミスト（未分離水）の量を算出して水蒸気の湿り度を求める（溶解玉法）。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、前述したような従来の方法においては、以下のような問題があった。
【０００６】
（１）カロリメータ法は、測定結果が周辺の天候などで異なってしまうため、精度が高くなく、適用が非常に難しかった。
【０００７】
（２）溶解玉法は、瞬間的な測定であるために精度が非常に悪いと共に、使用する装置構造が複雑であるので、実用的でなかった。
【０００８】
このようなことから、本発明は、気液分離度を精度よく簡単に測定することができる方法を提供することを目的とする。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
前述した課題を解決するための、第一番目の発明による気液分離度測定方法は、液体と当該液体の蒸気との混合物の液体と蒸気との分離度を測定する方法であって、前記液体を採取する液採取工程と、分離された前記蒸気を採取して冷却することにより未分離液を採取する未分離液採取工程と、採取された前記液中の溶解物の含有濃度を測定する液中溶解物測定工程と、採取された前記未分離液中の溶解物の含有濃度を測定する未分離液中溶解物測定工程と、前記液中の前記溶解物の含有濃度に対する前記未分離液の前記溶解物の含有濃度の割合に基づいて、前記蒸気の分離度を算出する分離度算出工程とを行うことを特徴とする。
【００１０】
第二番目の発明による気液分離度測定方法は、第一番目の発明において、前記未分離液採取工程が、分離された前記蒸気の流速と同一の流速で当該蒸気を採取することを特徴とする。
【００１１】
第三番目の発明による気液分離度測定方法は、第一番目または第二番目の発明において、前記液体が、地中からの加熱された水であることを特徴とする。
【００１２】
第四番目の発明による気液分離度測定方法は、第三番目の発明において、前記溶解物が、シリカ、塩素イオン、鉄、全溶解固形物のうちの少なくとも一つであることを特徴とする。
【００１３】
【発明の実施の形態】
本発明による気液分離度測定方法を地熱発電プラントの気液分離器の気液分離度の測定に適用した場合の実施の形態を図１〜３を用いて説明する。図１は、地熱発電プラントの概略構成図、図２は、図１の要部の抽出拡大図、図３は、図２のサンプリングノズルの抽出拡大図である。なお、本発明は以下の実施の形態に限定されるものではない。
【００１４】
図１に示すように、地盤１００に形成された生産井１０１は、ブロー用サイレンサ１３に配管１１ａ及びバルブ１２ａを介して連結すると共に、気液分離器１４の受入口に配管１１ｂ及びバルブ１２ｂを介して連結している。気液分離器１４の液体送出口は、地盤１００に形成された還元井１０２に配管１１ｃ及びバルブ１２ｃを介して連結している。気液分離器１４の気体送出口は、水蒸気貯蔵タンク１５の受入口に配管１１ｄを介して連結している。
【００１５】
前記水蒸気貯蔵タンク１５の送出口は、粉粒物等の固体物７を分離するスケールセパレータ１６の受入口に連結している。スケールセパレータ１６の底部には、固体物７を排出する固体排出口が設けられている。スケールセパレータ１６の蒸気送出口は、タービン１７の蒸気受入口に連結している。タービン１７の出力軸は、発電機２２の入力軸に連結している。タービン１７の蒸気送出口は、第一のコンデンサ１８の蒸気受入口に連結している。
【００１６】
前記第一のコンデンサ１８の液体回収部（ホットウェル）は、空冷塔１９内の上部の散水管１９ａに送給ポンプ２０を介して連結しており、当該空冷塔１９は、内部に空気８を送風することにより、散水管１９ａから散水された温水５を常温程度にまで冷却することができるようになっている。空冷塔１９の送水口は、前記第一のコンデンサ１８内の上部の散水管１８ａに連結している。
【００１７】
つまり、タービン１７から第一のコンデンサ１８内に送出された水蒸気１は、空冷塔１９からの冷却水６が当該コンデンサ１８の上記散水管１８ａから散水されることにより冷却されて温水５となって回収され、当該温水５がポンプ２０を介して空冷塔１９の散水管１９ａから散水されることにより冷却されて冷却水６となり、第一のコンデンサ１８での水蒸気１の冷却に利用されるようになっているのである。
【００１８】
前記第一のコンデンサ１８の上部は、第二のコンデンサ２１の蒸気受入口にエジェクタ２１ｂを介して連結しており、当該エジェクタ２１ｂには、前記スケールセパレータ１６の蒸気送出口も連結している。第二のコンデンサ２１内の上部の散水管２１ａは、前記空冷塔１９の送水口に連結されている。第二のコンデンサ２１の液体回収部（ホットウェル）は、前記第一のコンデンサ１８の前記液体回収部（ホットウェル）に連結している。
【００１９】
つまり、第一のコンデンサ１８内で液化されなかった水蒸気１は、前記スケールセパレータ１６からの水蒸気１の一部と共に上記エジェクタ２１ｂを介して第二のコンデンサ２１内に送出され、散水管２１ａから散水される前記空冷塔１９からの冷却水６により再度冷却されて温水５となって回収され、前記第一のコンデンサ１８で回収された温水５と共に空冷塔１９で冷却されて冷却水６として利用されるようになっているのである。
【００２０】
他方、図１，２に示すように、気液分離器１４の気体送出口と水蒸気貯蔵タンク１５の受入口との間を連結する前記配管１１ｄの途中には、流量計３９と、当該配管１１ｄの径方向に沿って軸心方向を向けたサンプリングノズル３１の先端側が当該配管１１ｄの周方向に沿って所定の間隔（本実施の形態では等間隔）で複数（本実施の形態では２つ）差し込まれている。図３に示すように、サンプリングノズル３１の水蒸気１の流通方向上流側の周面には、当該サンプリングノズル３１の軸心方向に沿って、すなわち、前記配管１１ｄの径方向に沿って所定の間隔で吸引口３１ａが複数形成されている。サンプリングノズル３１の軸心部分には、上記吸引口３１ａと連通する連絡孔３１ｂが形成されている。
【００２１】
図１，２に示すように、前記サンプリングノズル３１の基端側は、バルブ３２ａを介して集合配管３３の先端側に連結している。集合配管３３の途中には、冷却器３４、バルブ３２ｂ、流量計３６がそれぞれ設けられている。集合配管３３の基端側は、サンプリング容器３７に連絡している。また、図１に示すように、前記気液分離器１４の液体送出口には、冷却器４４、バルブ４２を有する配管４３が接続されている。この配管４３は、サンプリング容器４７に連絡している。
【００２２】
このような本実施の形態にかかる地熱発電設備においては、生産井１０１から送出された水蒸気１と熱水２との二相流を配管１１ｂ及びバルブ１２ｂを介して気液分離器１４で水蒸気１と熱水２とに分離して、熱水２を配管１１ｃ及びバルブ１２ｃを介して還元井１０２に排出して地盤１００に戻す一方、水蒸気１を配管１１ｄを介して水蒸気貯蔵タンク１５に送給して一旦貯蔵した後、スケールセパレータ１６で粉粒物等の固体物７を分離してからタービン１７に送給して、タービン１７を回転させることにより、発電機２２が作動して発電する。
【００２３】
タービン１７で使用された水蒸気１は、第一のコンデンサ１８に送給され、散水管１８ａから冷却水６を散水されることにより液化されて温水５となり、先に説明したように、空冷塔１９に送給されて空気８で空冷されることにより冷却水６となって再利用される。さらに、第一のコンデンサ１８で液化されなかった水蒸気１は、先に説明したように、前記スケールセパレータ１６からの水蒸気１の一部と共に上記エジェクタ２１ｂを介して第二のコンデンサ２１内に送出され、散水管２１ａから冷却水６を散水されることにより液化されて温水５となり、前記第一のコンデンサ１８の温水５と共に空冷塔１９に送給されて空気８で空冷されることにより冷却水６となって再利用される。
【００２４】
このようにして生産井１０１からの水蒸気１を利用して発電を行うと共に、前記バルブ４２を調整して気液分離器１４内の熱水２のごく一部を配管４３を介して冷却器４４で冷却して常温水３としてサンプリング容器４７に採取する（液採取工程）一方、前記配管１１ｄ内を流通する水蒸気１の流速と同一の流速で、当該配管１１ｄ内を流通する水蒸気１をサンプリングノズル３１の吸引口３１ａから吸引するように、前記流量計３６，３９を確認しつつ前記バルブ３２ａ，３２ｂを調整し、集合配管３３を介して冷却器３４で冷却することにより、水蒸気１中の熱水２のミストを凝縮させて未分離水４としてサンプリング容器３７に採取する（未分離液採取工程）。
【００２５】
具体的には、配管１１ｄ内を流通する水蒸気１の単位時間当たりの流量をｍ_１とし、配管１１ｄの内径をＤとし、サンプリングノズル３１の吸引口３１ａの直径をｄとし、全サンプリングノズル３１の吸引口３１ａの合計数をｎとすると、サンプリングノズル３１の吸引口３１ａから吸引する流量ｍ_１ｘは、下記の式（１）から求められるので、下記の式（１）を満足するように、前記流量計３６，３９を確認しつつ前記バルブ３２ａ，３２ｂを調整する（等速吸引法）。
【００２６】

【００２７】
このようにして採取された前記常温水３及び前記未分離水４中の、シリカ（ＳｉＯ_２）、塩素イオン（Ｃｌ⁻）、鉄（Ｆｅ）、全溶解固形物（Ｔｏｔａｌ　Ｓｏｌｉｄ）のうちの少なくとも一つの溶解物の含有濃度を測定する（液中溶解物測定工程及び未分離液中溶解物測定工程）。
【００２８】
具体的には、シリカ（ＳｉＯ_２）を測定する場合には、例えば、モリブデン青吸光光度法（ＪＩＳ　Ｋ０１０１）を適用する（測定範囲：０．０１〜０．１ｍｇ）。
【００２９】
塩素イオン（Ｃｌ⁻）を測定する場合には、例えば、チオシアン酸第二水銀吸光光度法（ＪＩＳ　Ｋ０１０１）、硝酸銀滴定法（ＪＩＳ　Ｋ０１０１）、イオンクロマトグラフ法のいずれかを含有濃度に応じて適用する（測定範囲：チオシアン酸第二水銀吸光光度法の場合には０．０２〜０．５ｍｇ、硝酸銀滴定法の場合には０．５ｍｇ以上、イオンクロマトグラフ法の場合には０．１〜１５μｇ）。
【００３０】
鉄（Ｆｅ）を測定する場合には、例えば、２，４，６−トリ−２−１，３，５−トリアジン（ＴＰＴＺ）吸光光度法（ＪＩＳ　Ｋ０１０１）を適用する（測定範囲：０．０１〜０．０５ｍｇ）。
【００３１】
全溶解固形物（Ｔｏｔａｌ　Ｓｏｌｉｄ）を測定する場合には、例えば、重量法の溶解性蒸発残留物（ＪＩＳ　Ｋ０１０１：重量既知の白金皿に試料を入れて秤量し、加熱して乾固させた後、再び秤量して白金皿上の残留物の重量を測定することにより、試料中の全溶解固形物の含有濃度を求める。）を適用する（測定範囲：１ｍｇ以上）。
【００３２】
以上のような分析方法を適用することにより、常温水３及び未分離水４中の溶解物の含有濃度を容易に求めることができる。なお、いずれの溶解物の含有濃度を測定するかは、地盤１００の地質ごとによって異なり、熱水２中に最も多く含まれる溶解物を中心に選定して測定すればよく、通常は塩素イオン（Ｃｌ⁻）を中心に選定して測定すると好ましい。
【００３３】
このようにして常温水３及び未分離水４中の前記溶解物の含有濃度を求めたら、常温水３中の前記溶解物の含有濃度に対する未分離水４中の前記溶解物の含有濃度の割合を算出するとにより、配管１１ｄ内を流通する水蒸気１の湿り度を求めることができる（分離度算出工程）。この理由を以下に説明する。
【００３４】
配管１１ｄを流通する水蒸気１の単位時間当たりの流量をｍ_１とし、水蒸気１の当該流量ｍ_１中のミストの量、すなわち、未分離水４の量をｍ_４とすると、配管１１ｄを流通する水蒸気１の湿り度Ｗ_ｓは、下記の式（２）で表される。
【００３５】
Ｗ_ｓ＝ｍ_４／ｍ_１　・・・（２）
【００３６】
ここで、常温水３中の溶解物ａの含有濃度［ａ］_３と未分離水４中の溶解物ａの含有濃度［ａ］_４とは等しいことから、配管１１ｄを流通する単位時間当たりの水蒸気１中の溶解物ａの含有量ｍ_１ａは、下記の式（３）で表される。
【００３７】

【００３８】
上記式（２），（３）から、下記の式（４）に示す関係が成り立つ。
【００３９】
Ｗ_ｓ＝［ａ］_４／［ａ］_３　・・・（４）
【００４０】
よって、常温水３中の溶解物ａの含有濃度［ａ］_３に対する未分離水４中の溶解物ａの含有濃度［ａ］_４の割合を算出することにより、配管１１ｄを流通する水蒸気１の湿り度Ｗ_ｓを求めることができる。
【００４１】
以上のようにして配管１１ｄ内を流通する水蒸気１の湿り度Ｗ_ｓを所定時間ごとに求めることにより、気液分離器１４で分離された後の水蒸気１中の熱水２のミストの量（湿り度）を定期的に測定することができ、気液分離器１４の気液分離度を継続して把握することが容易にできる。
【００４２】
したがって、本実施の形態によれば、カロリメータ法のように、測定結果が周辺の天候などで異なってしまうことがないのはもちろんのこと、溶解玉法のように、瞬間的な測定ではなく連続的なサンプリングに基づいて測定すると共に、比較的簡単な装置構成で実施することができるので、気液分離度を精度よく簡単に測定することができる。
【００４３】
なお、本実施の形態では、前記配管１１ｄの途中には、サンプリングノズル３１を配管１１ｄの周方向に沿って等間隔で２本設けたが、サンプリングノズル３１の本数等は、配管１１ｄの直径Ｄや配管１１ｄ内を流通する水蒸気１の流速等の諸条件に応じて適宜選定される。
【００４４】
また、本実施の形態では、地熱発電プラントの気液分離器の気液分離度の測定に適用した場合について説明したが、本発明はこれに限らず、液体と当該液体の蒸気との混合物の液体と蒸気との分離度を測定する場合であれば、液体等に含まれる溶解物の含有濃度等を測定することにより本実施の形態の場合と同様にして適用することができる。
【００４５】
【発明の効果】
第一番目の発明による気液分離度測定方法は、液体と当該液体の蒸気との混合物の液体と蒸気との分離度を測定する方法であって、前記液体を採取する液採取工程と、分離された前記蒸気を採取して冷却することにより未分離液を採取する未分離液採取工程と、採取された前記液中の溶解物の含有濃度を測定する液中溶解物測定工程と、採取された前記未分離液中の溶解物の含有濃度を測定する未分離液中溶解物測定工程と、前記液中の前記溶解物の含有濃度に対する前記未分離液の前記溶解物の含有濃度の割合に基づいて、前記蒸気の分離度を算出する分離度算出工程とを行うことから、カロリメータ法のように、測定結果が周辺の天候などで異なってしまうことがないのはもちろんのこと、溶解玉法のように、瞬間的な測定ではなく連続的なサンプリングに基づいて測定すると共に、比較的簡単な装置構成で実施することができるので、気液分離度を精度よく簡単に測定することができる。
【００４６】
第二番目の発明による気液分離度測定方法は、第一番目の発明において、前記未分離液採取工程が、分離された前記蒸気の流速と同一の流速で当該蒸気を採取するので、サンプリング精度を高めることができ、気液分離度の精度をさらに向上させることができる。
【００４７】
第三番目の発明による気液分離度測定方法は、第一番目または第二番目の発明において、前記液体が、地中からの加熱された水であるので、上述した効果を最も発現することができる。
【００４８】
第四番目の発明による気液分離度測定方法は、第三番目の発明において、前記溶解物が、シリカ、塩素イオン、鉄、全溶解固形物のうちの少なくとも一つであるので、地中からの加熱された水と水蒸気との分離度を最も確実に求めることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明による気液分離度測定方法を適用する地熱発電プラントの実施の形態の概略構成図である。
【図２】図１の要部の抽出拡大図である。
【図３】図２のサンプリングノズルの抽出拡大図である。
【符号の説明】
１　水蒸気
２　熱水
３　常温水
４　未分離水
５　温水
６　冷却水
７　固体物
８　空気
１１ａ〜１１ｄ　配管
１２ａ〜１２ｃ　バルブ
１３　ブロー用サイレンサ
１４　気液分離器
１５　水蒸気貯蔵タンク
１６　スケールセパレータ
１７　タービン
１８　第一のコンデンサ
１８ａ　散水管
１９　空冷塔
１９ａ　散水管
２０　送給ポンプ
２１　第二のコンデンサ
２１ａ　散水管
２１ｂ　エジェクタ
２２　発電機
３１　サンプリングノズル
３１ａ　吸引口
３１ｂ　連通孔
３２ａ，３２ｂ　バルブ
３３　集合配管
３４　冷却器
３６　流量計
３７　サンプリング容器
３９　流量計
４２　バルブ
４３　配管
４４　冷却器
４７　サンプリング容器[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a gas-liquid separation degree measuring method for measuring the separation degree between a liquid and a vapor of a mixture of a liquid and a vapor of the liquid, and particularly to a mixed two-phase flow of heated water and steam from the ground. It is effective when applied to the case where the degree of separation is measured.
[0002]
[Prior art]
The geothermal power plant is configured to generate electricity by operating a generator by rotating a turbine using steam extracted from the ground. Such steam is taken out of the ground as a two-phase flow together with the hot water, and is supplied to the turbine after the hot water is separated by a gas-liquid separator. The hot water contains a large amount of various components (for example, sulfide, iron compound, silica, sodium chloride, and carbonate) in the soil. In addition, scaling, corrosion, etc. are generated in a short period of time. Therefore, conventionally, the amount (wetness) of hot water mist (unseparated water) in steam after being separated by a gas-liquid separator is determined by the following method, and the separation of the gas-liquid separator is performed. I try to grasp the degree.
[0003]
(1) A part of the water vapor separated by the gas-liquid separator is collected, and the enthalpy of the water vapor is calculated from the pressure and the temperature of the dry vapor after the pressure is reduced to the atmospheric pressure to obtain the wetness of the water vapor (calorimeter) Law).
[0004]
(2) A plate to which a hygroscopic powder such as magnesium carbonate is fixed is installed in a pipe through which the water vapor separated by the gas-liquid separator flows, and a seal is usually provided so that the powder does not come into contact with the water vapor. In the meantime, at the time of measurement, the seal is opened (about 1 to 2 seconds) and the powder is instantaneously brought into contact with water vapor, thereby dissolving the powder with hot water mist (unseparated water) in the water vapor. The amount of hot water mist (unseparated water) in the steam is calculated from the number and size of the balls to determine the wetness of the steam (dissolution ball method).
[0005]
[Problems to be solved by the invention]
However, the conventional method as described above has the following problems.
[0006]
(1) The calorimeter method is not highly accurate and very difficult to apply because the measurement results are different depending on the surrounding weather and the like.
[0007]
(2) The melting ball method is impractical because it is an instantaneous measurement and has very poor accuracy, and the device structure used is complicated.
[0008]
Therefore, an object of the present invention is to provide a method capable of easily and accurately measuring the degree of gas-liquid separation.
[0009]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the above-described problems, a gas-liquid separation degree measurement method according to a first invention is a method for measuring the separation degree between a liquid and a vapor of a mixture of a liquid and a vapor of the liquid, wherein the liquid A non-separated liquid collecting step of collecting an unseparated liquid by collecting and cooling the separated vapor, and a liquid for measuring the concentration of a dissolved substance in the collected liquid. In the lysate measurement step, the lysate measurement step in the unseparated liquid to measure the concentration of the lysate in the collected unseparated liquid, A separation degree calculating step of calculating the separation degree of the vapor based on the ratio of the concentration of the dissolved substance.
[0010]
The gas-liquid separation degree measuring method according to a second invention is characterized in that, in the first invention, the non-separated liquid collecting step collects the vapor at the same flow velocity as the flow velocity of the separated vapor. I do.
[0011]
A gas-liquid separation degree measuring method according to a third invention is characterized in that, in the first or second invention, the liquid is heated water from underground.
[0012]
The gas-liquid separation degree measuring method according to a fourth invention is characterized in that, in the third invention, the dissolved material is at least one of silica, chloride ion, iron, and all dissolved solids. .
[0013]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
An embodiment in which the method for measuring the degree of gas-liquid separation according to the present invention is applied to the measurement of the degree of gas-liquid separation of a gas-liquid separator of a geothermal power plant will be described with reference to FIGS. 1 is a schematic configuration diagram of a geothermal power plant, FIG. 2 is an enlarged enlarged view of a main part in FIG. 1, and FIG. 3 is an enlarged enlarged view of a sampling nozzle in FIG. Note that the present invention is not limited to the following embodiments.
[0014]
As shown in FIG. 1, a production well 101 formed on a ground 100 is connected to a blow silencer 13 via a pipe 11 a and a valve 12 a, and a pipe 11 b and a valve 12 b are connected to a receiving inlet of a gas-liquid separator 14. Are linked through. The liquid outlet of the gas-liquid separator 14 is connected to a reduction well 102 formed in the ground 100 via a pipe 11c and a valve 12c. The gas outlet of the gas-liquid separator 14 is connected to the inlet of the steam storage tank 15 via a pipe 11d.
[0015]
The delivery port of the steam storage tank 15 is connected to a receiving port of a scale separator 16 that separates a solid 7 such as a granular material. At the bottom of the scale separator 16, a solid discharge port for discharging the solid matter 7 is provided. The steam outlet of the scale separator 16 is connected to the steam inlet of the turbine 17. The output shaft of the turbine 17 is connected to the input shaft of the generator 22. The steam outlet of the turbine 17 is connected to the steam inlet of the first condenser 18.
[0016]
The liquid recovery section (hot well) of the first condenser 18 is connected to an upper water sprinkling pipe 19a in the air cooling tower 19 via a feed pump 20, and the air cooling tower 19 stores the air 8 therein. By blowing air, the warm water 5 sprinkled from the sprinkling pipe 19a can be cooled to about room temperature. The water outlet of the air cooling tower 19 is connected to the upper water sprinkling pipe 18 a in the first condenser 18.
[0017]
That is, the steam 1 sent from the turbine 17 into the first condenser 18 is cooled by the cooling water 6 from the air cooling tower 19 being sprinkled from the water spray pipe 18 a of the condenser 18 to become the hot water 5. The collected hot water 5 is cooled by being sprayed from the water pipe 19 a of the air cooling tower 19 via the pump 20 to become the cooling water 6, and is used for cooling the steam 1 in the first condenser 18. It has become.
[0018]
The upper part of the first condenser 18 is connected to a vapor inlet of the second condenser 21 via an ejector 21b, and the vapor outlet of the scale separator 16 is also connected to the ejector 21b. The upper water sprinkling pipe 21 a in the second condenser 21 is connected to the water outlet of the air cooling tower 19. The liquid recovery part (hot well) of the second condenser 21 is connected to the liquid recovery part (hot well) of the first condenser 18.
[0019]
That is, the steam 1 not liquefied in the first condenser 18 is sent out into the second condenser 21 via the ejector 21b together with a part of the steam 1 from the scale separator 16, and is sprayed from the water pipe 21a. Is cooled again by the cooling water 6 from the air cooling tower 19 to be collected as the hot water 5 and is cooled together with the hot water 5 recovered by the first condenser 18 in the air cooling tower 19 and used as the cooling water 6. It is becoming so.
[0020]
On the other hand, as shown in FIGS. 1 and 2, in the middle of the pipe 11 d connecting between the gas sending port of the gas-liquid separator 14 and the receiving port of the steam storage tank 15, a flow meter 39 and the pipe 11 d A plurality (two in the present embodiment) of the tip side of the sampling nozzle 31 oriented in the axial direction along the radial direction at predetermined intervals (equal intervals in the present embodiment) along the circumferential direction of the pipe 11d. It is plugged in. As shown in FIG. 3, the peripheral surface of the sampling nozzle 31 on the upstream side in the flow direction of the steam 1 has a predetermined interval along the axial direction of the sampling nozzle 31, that is, along the radial direction of the pipe 11 d. , A plurality of suction ports 31a are formed. A communication hole 31b communicating with the suction port 31a is formed in the axis of the sampling nozzle 31.
[0021]
As shown in FIGS. 1 and 2, the proximal end of the sampling nozzle 31 is connected to the distal end of the collecting pipe 33 via a valve 32a. A cooler 34, a valve 32b, and a flow meter 36 are provided in the middle of the collecting pipe 33. The base end of the collecting pipe 33 is connected to a sampling container 37. As shown in FIG. 1, a pipe 43 having a cooler 44 and a valve 42 is connected to a liquid outlet of the gas-liquid separator 14. This pipe 43 communicates with a sampling container 47.
[0022]
In the geothermal power generation equipment according to the present embodiment, the two-phase flow of the steam 1 and the hot water 2 sent from the production well 101 is converted into the steam 1 by the gas-liquid separator 14 via the pipe 11b and the valve 12b. The hot water 2 is discharged to the reduction well 102 via the pipe 11c and the valve 12c and returned to the ground 100, while the steam 1 is supplied to the steam storage tank 15 via the pipe 11d. Then, once stored, the solids 7 such as powder and granules are separated by the scale separator 16 and then sent to the turbine 17 to rotate the turbine 17 to operate the generator 22 to generate power.
[0023]
The steam 1 used in the turbine 17 is supplied to the first condenser 18 and liquefied by spraying the cooling water 6 from the water spray pipe 18a to become the hot water 5, and as described above, the air cooling tower 19 And cooled by air 8 to be used as cooling water 6 for reuse. Further, the steam 1 not liquefied by the first condenser 18 is sent into the second condenser 21 via the ejector 21b together with a part of the steam 1 from the scale separator 16 as described above. The cooling water 6 is liquefied by being sprayed with the cooling water 6 from the water spray pipe 21 a to become the hot water 5. The hot water 5 is sent to the air cooling tower 19 together with the hot water 5 of the first condenser 18 and air-cooled by the air 8. And reused.
[0024]
In this manner, power is generated using the steam 1 from the production well 101, and the valve 42 is adjusted so that a small portion of the hot water 2 in the gas-liquid separator 14 is cooled through the pipe 43 into the cooler 44. Then, the water vapor 1 flowing through the pipe 11d is sampled at the same flow rate as the water vapor 1 flowing through the pipe 11d at the same flow rate as the water vapor 1 flowing through the pipe 11d. By adjusting the valves 32a and 32b while checking the

flow meters

36 and 39 so as to suck through the suction port 31a of the base 31, and cooling by the cooler 34 through the collecting pipe 33, the heat in the steam 1 is The mist of the water 2 is condensed and collected in the sampling container 37 as unseparated water 4 (unseparated liquid collecting step).
[0025]
Specifically, the flow rate of the steam 1 flowing through the pipe 11 d per unit time is m ₁ , the inner diameter of the pipe 11 d is D, the diameter of the suction port 31 a of the sampling nozzle 31 is d, When the total number of the suction port 31a is n, the flow rate m _1x for sucking from the suction port 31a of the sampling nozzle 31, so obtained from the following equation (1), so as to satisfy the equation (1) below, the The valves 32a and 32b are adjusted while checking the flow meters 36 and 39 (constant-speed suction method).
[0026]

[0027]
At least one of silica (SiO ₂ ), chloride ion (Cl ⁻ ), iron (Fe), and all dissolved solids (Total Solid) in the room temperature water 3 and the unseparated water 4 thus collected. The concentration of one lysate is measured (the step of measuring the lysate in liquid and the step of measuring the lysate in unseparated liquid).
[0028]
Specifically, when measuring silica (SiO ₂ ), for example, molybdenum blue absorption spectrophotometry (JIS K0101) is applied (measurement range: 0.01 to 0.1 mg).
[0029]
When measuring chloride ion (Cl ⁻ ), for example, any one of mercuric thiocyanate absorption spectrophotometry (JIS K0101), silver nitrate titration (JIS K0101), and ion chromatography is applied according to the content concentration. (Measurement range: 0.02 to 0.5 mg for mercuric thiocyanate absorption spectrophotometry, 0.5 mg or more for silver nitrate titration, 0.1 to 15 μg for ion chromatography) ).
[0030]
When iron (Fe) is measured, for example, 2,4,6-tri-2-1,3,5-triazine (TPTZ) absorption spectrophotometry (JIS K0101) is applied (measurement range: 0.01). -0.05 mg).
[0031]
In the case of measuring the total dissolved solid (Total Solid), for example, a sample is put into a platinum dish of known weight (JIS K0101: weight by weight method), weighed, heated, and dried to dryness. (The concentration of all dissolved solids in the sample is determined by weighing again and measuring the weight of the residue on the platinum dish.) (Measurement range: 1 mg or more).
[0032]
By applying the above analysis method, the concentration of the dissolved substance in the normal temperature water 3 and the unseparated water 4 can be easily obtained. It should be noted that which concentration of the dissolved substance is to be measured depends on the geology of the ground 100, and may be measured by selecting mainly the dissolved substance contained most in the hot water 2, and usually, chlorine ions ( It is preferable to select and measure mainly on Cl ⁻ ).
[0033]
When the concentration of the dissolved substance in the normal temperature water 3 and the unseparated water 4 is determined in this manner, the ratio of the concentration of the dissolved substance in the unseparated water 4 to the concentration of the dissolved substance in the normal temperature water 3 is determined. Is calculated, the wettability of the steam 1 flowing through the pipe 11d can be obtained (separation degree calculating step). The reason will be described below.
[0034]
The flow rate per unit of time water vapor 1 flowing through the pipes 11d and m _1, the amount of mist in the flow rate m ₁ of water vapor 1, i.e., when the amount of unseparated water 4 and m _4, flowing through the pipe 11d wetness _{W s} of water vapor 1 is expressed by the following equation (2).
[0035]
W _s = m ₄ / m ₁ (2)
[0036]
Here, since the concentration [a] ₃ of the dissolved substance a in the normal temperature water 3 is equal to the concentration [a] ₄ of the dissolved substance a in the unseparated water 4, the concentration per unit time flowing through the pipe 11d is The content m _1a of the dissolved material a in the steam 1 is represented by the following equation (3).
[0037]

[0038]
From the above equations (2) and (3), the relationship shown in the following equation (4) is established.
[0039]
W _s = [a] ₄ / [a] ₃ (4)
[0040]
Therefore, by calculating the ratio of the content [a] ₄ of the dissolved substance a in the unseparated water 4 to the content [a] ₃ of the dissolved substance a in the room temperature water 3, the steam 1 flowing through the pipe 11 d is calculated. it is possible to find the wetness W _s.
[0041]
By determining the wetness W _s of water vapor 1 flowing through the pipes 11d as described above at predetermined time intervals, the amount of mist of hot water 2 vapor in 1 after being separated by the gas-liquid separator 14 ( Wetness) can be measured periodically, and the degree of gas-liquid separation of the gas-liquid separator 14 can be easily grasped continuously.
[0042]
Therefore, according to the present embodiment, the measurement result does not differ depending on the surrounding weather and the like as in the calorimeter method, and it is not an instantaneous measurement but a continuous measurement as in the melting ball method. Since the measurement can be performed based on a simple sampling and the measurement can be performed with a relatively simple device configuration, the degree of gas-liquid separation can be easily and accurately measured.
[0043]
In the present embodiment, two sampling nozzles 31 are provided at equal intervals along the circumferential direction of the pipe 11d in the middle of the pipe 11d, but the number of the sampling nozzles 31 and the like are equal to the diameter D of the pipe 11d. And the flow rate of the steam 1 flowing through the pipe 11d.
[0044]
Further, in the present embodiment, the case where the present invention is applied to the measurement of the gas-liquid separation degree of the gas-liquid separator of the geothermal power plant is described, but the present invention is not limited to this, and the mixture of the liquid and the vapor of the liquid is used. In the case of measuring the degree of separation between liquid and vapor, the present invention can be applied in the same manner as in the present embodiment by measuring the concentration of a dissolved substance contained in a liquid or the like.
[0045]
【The invention's effect】
The gas-liquid separation degree measurement method according to the first invention is a method for measuring the separation degree between a liquid and a vapor of a mixture of a liquid and a vapor of the liquid, wherein a liquid collection step of collecting the liquid and a separation step An unseparated liquid collecting step of collecting an unseparated liquid by collecting and cooling the collected vapor, a liquid dissolved matter measuring step of measuring the content concentration of the dissolved substance in the collected liquid, And measuring the content concentration of the dissolved substance in the unseparated liquid, and the ratio of the concentration of the dissolved substance in the unseparated liquid to the concentration of the dissolved substance in the liquid. And the separation degree calculating step of calculating the separation degree of the vapor based on the above method. Therefore, unlike the calorimeter method, the measurement result does not differ depending on the surrounding weather and the like. Continuous instead of instantaneous measurement With measured based on a sampling, a relatively simple because it can be implemented in the device configuration, it is possible to accurately easily measure the vapor-liquid separation.
[0046]
In the gas-liquid separation degree measuring method according to the second invention, in the first invention, since the unseparated liquid collecting step collects the vapor at the same flow rate as the flow velocity of the separated vapor, the sampling accuracy is improved. And the accuracy of the gas-liquid separation degree can be further improved.
[0047]
In the gas-liquid separation degree measuring method according to the third invention, in the first or second invention, since the liquid is heated water from underground, the above-described effects can be best exhibited. it can.
[0048]
The gas-liquid separation degree measuring method according to the fourth invention is the third invention, wherein the dissolved material is at least one of silica, chloride ion, iron, and all dissolved solids. The degree of separation between heated water and steam can be determined most reliably.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic configuration diagram of an embodiment of a geothermal power plant to which a gas-liquid separation degree measuring method according to the present invention is applied.
FIG. 2 is an enlarged enlarged view of a main part of FIG. 1;
FIG. 3 is an enlarged drawing of the sampling nozzle of FIG. 2;
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Steam 2 Hot water 3 Room temperature water 4 Unseparated water 5 Hot water 6 Cooling water 7 Solid matter 8 Air 11a-11d Piping 12a-12c Valve 13 Blow silencer 14 Gas-liquid separator 15 Steam storage tank 16 Scale separator 17 Turbine 18 One condenser 18a Water pipe 19 Air cooling tower 19a Water pipe 20 Feeding pump 21 Second condenser 21a Water pipe 21b Ejector 22 Generator 31 Sampling nozzle 31a Suction port 31b Communication holes 32a, 32b Valve 33 Collective pipe 34 Cooler 36 Flow rate Total 37 Sampling container 39 Flow meter 42 Valve 43 Piping 44 Cooler 47 Sampling container

Claims

A method for measuring the degree of separation between a liquid and a vapor of a mixture of a liquid and a vapor of the liquid,
A liquid collecting step of collecting the liquid,
An unseparated liquid collecting step of collecting an unseparated liquid by collecting and cooling the separated vapor,
Dissolved substance measurement step in the liquid to measure the concentration of the dissolved substance in the collected liquid,
A dissolved substance measurement step in the unseparated liquid for measuring the concentration of the dissolved substance in the collected unseparated liquid,
A separation degree calculating step of calculating a separation degree of the vapor based on a ratio of a concentration of the dissolved substance in the unseparated liquid to a concentration of the dissolved substance in the liquid. Separation degree measurement method.

In claim 1,
The method for measuring the degree of gas-liquid separation, wherein the unseparated liquid collecting step collects the vapor at the same flow rate as the flow rate of the separated vapor.

In claim 1 or claim 2,
The method for measuring a gas-liquid separation degree, wherein the liquid is heated water from underground.

In claim 3,
The method for measuring the degree of gas-liquid separation, wherein the dissolved substance is at least one of silica, chloride ion, iron, and all dissolved solids.