WO2024171837A1 - 地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法 - Google Patents
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Classifications
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- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
-
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- F03G4/00—Devices for producing mechanical power from geothermal energy
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- F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
- F24T—GEOTHERMAL COLLECTORS; GEOTHERMAL SYSTEMS
- F24T50/00—Geothermal systems
Definitions
- the present invention relates to a method for removing scale in a geothermal power plant.
- Geothermal power generation involves extracting high-temperature geothermal fluids (geothermal water and geothermal steam) from production wells and generating electricity using the steam separated from the geothermal fluid.
- Geothermal fluids extracted from production wells contain more dissolved silica than well water or river water.
- the dissolved silica in the geothermal water collected from production wells is concentrated by reducing pressure, and as it flows through the pipes it is cooled, decreasing its solubility.
- the silica in the geothermal water becomes supersaturated, it polymerizes and turns into amorphous silica, which precipitates as silica scale.
- Silica scale adheres to the inner walls of the pipes and can cause blockages in the pipes, making the deposition of silica scale a problem in geothermal power plants.
- Patent Document 1 discloses a method of removing the scale by contacting the scale with a scale removal solution containing tropones and an acid such as hydrochloric acid, sulfuric acid, or nitric acid.
- One aspect of the present invention provides a method for removing scale that can reduce poor cleaning of the scale.
- One aspect of the present invention is a method for removing scale that has precipitated and adhered to a geothermal fluid containing dissolved silica in a geothermal power plant that includes a feedwater pump that draws up the geothermal fluid from a production well, a steam-water separator that separates the geothermal fluid into geothermal water and geothermal steam, and a turbine that rotates by supplying the geothermal steam separated by the steam-water separator, which is arranged in this order from the upstream side of the geothermal fluid, and in a first region from the production well to the turbine, the surface of the part of the geothermal power plant that comes into contact with the geothermal fluid is formed from diamond-like carbon, and in regions other than the first region, at least the surface of the part of the geothermal power plant is formed from at least one material selected from diamond-like carbon, polytetrafluoroethylene, and polyvinyl chloride, and a scale removal liquid is injected into a flow path including the surface of the part.
- 1 is a schematic configuration diagram of a geothermal power plant according to one embodiment.
- 1 is a graph showing the amount of silica scale attached to each material piece.
- 1 is a SEM image showing the surface of a PVC material piece.
- 1 is a SEM image showing the surface of a material piece made of 13% Cr steel.
- FIG. 1 is a schematic diagram of a geothermal power plant according to one embodiment.
- the geothermal power plant 100 includes a feedwater pump 2 that pumps up geothermal fluid from a production well 1, a steam-water separator 3 that separates the geothermal fluid into geothermal water and geothermal steam, and a turbine 4 that rotates by supplying the geothermal steam separated by the steam-water separator 3, which are arranged in this order from the upstream side of the geothermal fluid.
- the area from the production well 1 to the turbine 4 is defined as a first area 10. That is, the first area 10 includes the production well 1, the feedwater pump 2, the steam-water separator 3, and the turbine 4.
- the turbine 4 is connected to a generator 5.
- the first area is an area in the geothermal power plant 100 that is under a high-temperature and high-pressure environment.
- the geothermal power plant 100 may include a pipe L1 that introduces geothermal fluid (geothermal water and geothermal steam) pumped from a production well 1 to a feedwater pump 2, a pipe L2 that introduces geothermal fluid discharged from the feedwater pump 2 to an air-water separator 3, and a pipe L3 that introduces geothermal steam separated in the air-water separator 3 to a turbine 4. That is, the first area 10 may include pipes L1 to L3.
- geothermal fluid geothermal water and geothermal steam
- the geothermal power plant 100 may include a condenser 6 that condenses the geothermal steam discharged from the turbine 4, a cooling tower 7 that cools the condensed water condensed in the condenser 6, and a circulation pump 8 that sends the cooling water cooled in the cooling tower 7 to the condenser 6.
- the area from the condenser 6 to where the condensed water is cooled and returned to the condenser 6 is defined as the second area 20. That is, the second area 20 may include the condenser 6, the cooling tower 7, and the circulation pump 8.
- the second area is an area in the geothermal power plant 100 that is in a low-temperature, low-pressure environment.
- the geothermal power plant 100 may include a pipe L4 that introduces condensed water (hot water) condensed in the condenser 6 into the cooling tower 7, a pipe L5 that introduces cooling water cooled in the cooling tower 7 into the circulation pump 8, and a pipe L6 that returns the cooling water discharged from the circulation pump 8 to the condenser 6. That is, the second area 20 may include pipes L4 to L6.
- the geothermal power plant 100 may include a retention tank 9 arranged in a flow path through which the geothermal water separated by the water-steam separator 3 flows, and a reduction pump 11 that returns the geothermal water discharged from the retention tank 9 to the reduction well 14.
- the retention tank 9 advances the polymerization reaction of silica in the geothermal water, and retains the water until the silica-based insoluble components are sufficiently coagulated and precipitated.
- the third area 30 the area from the outlet of the water-steam separator 3 through which the geothermal water flows out to the reduction well 14 is defined as the third area 30. That is, the third area 30 may include the retention tank 9, the reduction pump 11, and the reduction well 14.
- the third area is an area in the geothermal power plant 100 that is in a high-temperature, medium-pressure or medium-temperature, high-pressure environment.
- the geothermal power plant 100 may include a pipe L7 that introduces the geothermal water separated in the steam-water separator 3 into the retention tank 9. That is, the third area 30 may include the pipe L7.
- the production well 1 is a well that delivers geothermal water, geothermal steam, or a mixture of these (geothermal fluid) from an underground geothermal reservoir to the surface.
- the geothermal fluid pumped from the production well 1 is introduced into the feedwater pump 2 through pipe L1 and sent to the steam-water separator 3 through pipe L2.
- the steam-water separator 3 the fluid is separated into geothermal steam, which is a gas component, and geothermal water, which is a liquid component.
- the separated geothermal steam is sent to the turbine 4 through pipe L3 and is used to rotate the turbine 4, generating electricity with the generator 5.
- the geothermal steam that has passed through the turbine 4 is sent to the condenser 6 where it is condensed, and the condensed water is further sent to the cooling tower 7 via pipe L4 where it is cooled.
- the cooled cooling water is introduced into the circulation pump 8 via pipe L5 and returned to the condenser 6 via pipe L6, and is used as cooling water for the geothermal steam that has passed through the turbine 4.
- the geothermal fluid contains dissolved silica.
- a method for removing scale (silica scale or amorphous silica) that has precipitated and adhered to the geothermal fluid is to form the surface of the geothermal power plant 100 that comes into contact with the geothermal fluid in the first region 10 from diamond-like carbon, and in regions other than the first region, at least the surface of the geothermal power plant 100 that comes into contact with the geothermal fluid from at least one material selected from diamond-like carbon, polytetrafluoroethylene, and polyvinyl chloride, and to inject a scale removal liquid into the flow path including the surface that comes into contact with the geothermal fluid.
- the piping, turbines, and other parts of a geothermal power plant that come into contact with geothermal fluid are made of steel, and silica is easily bonded to the hydroxyl groups on the surface of the steel, so silica scale is easily deposited on the parts that come into contact with the geothermal fluid.
- the inventors have therefore noted that the surfaces of diamond-like carbon materials, polytetrafluoroethylene materials, and polyvinyl chloride materials have fewer hydroxyl groups that are easily bonded to silica, compared to the surface of steel, and that the surface of diamond-like carbon materials in particular has fewer hydroxyl groups.
- the surface of the part that comes into contact with the geothermal fluid is formed of diamond-like carbon, thereby effectively reducing the starting point of silica scale deposition on the surface of the part that comes into contact with the geothermal fluid, and reducing the bonding force between the surface and the silica scale.
- at least the surface of the area in contact with the geothermal fluid is made of at least one material selected from diamond-like carbon, polytetrafluoroethylene, and polyvinyl chloride, thereby reducing the bonding force between the surface of the area in contact with the geothermal fluid and the silica scale. Therefore, by injecting a scale removal liquid into the flow path including the surface of the area in contact with the geothermal fluid, the silica scale can be easily peeled off, dissolved, and removed, and poor cleaning of the scale can be suppressed.
- the surface of the part that comes into contact with the geothermal fluid is formed from diamond-like carbon, which has excellent heat and pressure resistance, thereby preventing the surface from deteriorating or changing and reducing the bonding strength between the surface and silica scale.
- at least the surface of the part that comes into contact with the geothermal fluid is formed from at least one material selected from diamond-like carbon, polytetrafluoroethylene, and polyvinyl chloride, thereby preventing the surface of the part that comes into contact with the geothermal fluid from deteriorating or changing and reducing the bonding strength between the surface and silica scale.
- the method for removing scale in the geothermal power plant 100 may include forming the inner circumferential surfaces of the pipes L1 to L3 and the outer circumferential surface of the turbine 4 in the first region 10 from diamond-like carbon, forming at least the inner circumferential surfaces of the pipes L4 to L7 in the second and third regions from at least one selected from diamond-like carbon, polytetrafluoroethylene, and polyvinyl chloride, and injecting a scale removal liquid into a flow path including the inner circumferential surfaces of the pipes L1 to L7 and the outer circumferential surface of the turbine 4.
- the material used for the pipes L4 to L7 in the second and third regions is polytetrafluoroethylene or polyvinyl chloride
- the coating layer may peel off and expose the base material such as steel, which may strengthen the bonding force between the inner surface of the pipe and the silica scale.
- the entire pipe is made of polytetrafluoroethylene or polyvinyl chloride, even if the inner surface of the pipe is peeled off or damaged, the bonding force between the inner surface of the pipe and the silica scale can be reduced. Therefore, by injecting a scale removal liquid into the flow path including the surface of the part that comes into contact with the geothermal fluid, the silica scale can be more easily peeled off, dissolved, and removed, and poor cleaning of the scale can be further suppressed.
- the scale removal liquid may be an acid or an alkali.
- silica scale can be more easily peeled off, dissolved, and removed, and poor cleaning of the scale can be further suppressed.
- the acid is not particularly limited, but examples thereof include organic acids such as formic acid, oxalic acid, and acetic acid, and inorganic acids such as hydrochloric acid, sulfuric acid, and nitric acid.
- the alkali is not particularly limited, but examples thereof include hydroxides such as sodium hydroxide and potassium hydroxide, carbonate compounds such as sodium carbonate, bicarbonate compounds such as sodium bicarbonate and potassium bicarbonate, sodium acetate, potassium acetate, ammonia, and organic amines.
- the scale removal liquid contains at least one selected from hydrochloric acid, sulfuric acid, hydroxides, carbonate compounds, bicarbonate compounds, and salts thereof.
- a scale removal liquid can be sprayed into the geothermal steam and mixed at the points where the geothermal steam comes into contact.
- the scale removal liquid can be sprayed into the geothermal steam and mixed. This allows the scale removal liquid to be diffused along with the flow of the geothermal steam and come into contact with the entire points where the geothermal steam comes into contact. This makes it easier to peel off, dissolve and remove silica scale, and further reduces poor cleaning of the scale.
- a scale removal liquid can be supplied to and mixed into the geothermal water at points of contact with the geothermal water.
- the scale removal liquid can be supplied to and mixed into the geothermal water in pipes L1 and L2 in the first region 10, pipes L4 to L6 in the second region, and pipe L7 in the third region. This allows the scale removal liquid to be diffused as the geothermal water flows and to come into contact with the entire area where the geothermal water is in contact. This makes it easier to peel off, dissolve, and remove silica scale, and further reduces poor cleaning of the scale.
- a scale removal liquid is supplied to the geothermal fluid flowing through the flow path, and while the geothermal power plant 100 is stopped, the flow path may be filled with scale removal liquid or geothermal water mixed with scale removal liquid and allowed to stand.
- scale removal work can be performed while the geothermal power plant 100 is in operation.
- scale removal work can be performed intensively even if there is scale that cannot be completely removed during operation. This allows the scale to be peeled off, dissolved, and removed more easily, and poor cleaning of the scale can be further suppressed.
- a scale removal liquid into at least one of the flow paths between the production well 1 and the feedwater pump 2, the flow path between the steam-water separator 3 and the turbine 4, the flow path between the condenser 6 and the cooling tower 7, and the flow path between the steam-water separator 3 and the retention tank 9 while the geothermal power plant 100 is in operation.
- This allows the scale removal liquid to be injected into the flow paths where temperature drops are likely to occur and silica scale is likely to form, further reducing poor cleaning of the scale.
- a scale removal liquid may be injected into the most upstream flow path in each of the first region 10, the second region 20, and the third region 30 while the geothermal power plant 100 is in operation. This can further reduce poor cleaning of the scale.
- a scale removal liquid into at least the flow path between the production well 1 and the feedwater pump 2 and the flow path between the steam-water separator 3 and the retention tank 9 while the geothermal power plant 100 is in operation. This can further reduce poor cleaning of the scale.
- the geothermal power plant 100 may have scale removal liquid tanks 12 connected to each of the pipes L1, which constitutes the flow path between the production well 1 and the feedwater pump 2, L3, which constitutes the flow path between the steam-water separator 3 and the turbine 4, L4, which constitutes the flow path between the condenser 6 and the cooling tower 7, and L7, which constitutes the flow path between the steam-water separator 3 and the retention tank 9.
- Each of the scale removal liquid tanks 12 is connected to the pipes L1, L3, L4, and L7 via a pump (not shown). It is preferable that the scale removal liquid tank 12 is located further upstream in each of the pipes L1, L3, L4, and L7.
- the scale removed by the scale removal liquid may be collected downstream of the position where the scale removal liquid is supplied into the geothermal fluid. This makes it possible to capture and collect scale fragments that have detached from the surfaces of the areas in contact with the geothermal fluid, such as the inner surfaces of the pipes, and are floating in the geothermal fluid, thereby further reducing poor cleaning of the scale.
- the geothermal power plant 100 may have a collector 13 connected to a pipe L7 that forms a flow path between the steam-water separator 3 and the retention tank 9.
- the collector 13 may be, for example, a container with a wire mesh inside that captures scale fragments, or a container that has the same function as the retention tank 9.
- the geothermal power plant 100 may further have a collector 13 connected to a pipe L6 that forms a flow path between the circulation pump 8 and the condenser 6.
- the supply flow rate or concentration of the scale removal liquid may be controlled according to the mass of the collected scale. This allows the cleaning power to be adjusted according to the amount of scale generated, and poor cleaning of the scale can be further suppressed.
- the geothermal power plant 100 may have a mass meter that measures the mass of the collected scale, a flow meter that detects the supply flow rate of the scale removal liquid, and a control unit that controls the supply flow rate or concentration of the scale removal liquid. The control unit determines the supply flow rate or concentration of the scale removal liquid based on the mass obtained from the mass meter.
- the control unit calculates the supply flow rate of the scale removal liquid based on the determined concentration and the flow rate of the geothermal fluid. The control unit then operates a pump (not shown) connected to the scale removal liquid tank 12 to achieve the determined supply flow rate or concentration.
- a scale remover may be supplied to the geothermal fluid before supplying a scale remover to the geothermal fluid flowing through the flow path.
- the scale remover reaches the surface of the part of the geothermal power plant 100 that comes into contact with the geothermal fluid, and can further reduce the bonding force between the surface of that part and the silica scale. Therefore, after further reducing the bonding force between the surface of that part and the silica scale, the scale remover can be injected into the flow path including the surface of that part, where the silica scale can be more easily peeled off, dissolved and removed, and poor cleaning of the scale can be further suppressed.
- the scale remover preferably has a high affinity with diamond-like carbon, polytetrafluoroethylene, or polyvinyl chloride that constitutes the surface of the area where the geothermal fluid comes into contact.
- scale removers include 2-(furan-2-ylmethyldisulfanylmethyl)furan, ascorbic acid, and nicotinic acid. Of these, it is preferable that the scale remover contains 2-(furan-2-ylmethyldisulfanylmethyl)furan. This can further reduce the bonding strength between the silica scale and the surface of the area where the geothermal fluid comes into contact in the geothermal power plant 100.
- the amount of silica scale adhesion was evaluated by performing elemental analysis on five randomly selected points on the surface of each material piece using an energy dispersive X-ray spectroscopy (EDX) attached to a scanning electron microscope (SEM) and calculating the average value of the five points.
- EDX energy dispersive X-ray spectroscopy
- SEM scanning electron microscope
- Figure 2 is a graph showing the amount of silica scale attached to each material piece. The amount of silica scale attached on the vertical axis is shown in logarithm. As shown in Figure 2, compared to 13% Cr steel, DLC-1, DLC-2, DLC-3, PVC, and PTFE had a smaller amount of silica scale attached, and it was confirmed that the bonding strength between the surfaces of these material pieces and the silica scale was weak. In particular, it was confirmed that DLC and PVC had a significantly smaller amount of silica scale attached, and the bonding strength between the surfaces of these material pieces and the silica scale was significantly weaker, compared to 13% chromium steel.
- FIG. 3 is an SEM image showing the surface of the PVC piece
- Figure 4 is an SEM image showing the surface of the 13% Cr steel piece.
- Figure 3 is an image observed at a magnification of 3630 times
- Figure 4 is an image observed at a magnification of 11150 times.
- the SEM images also confirmed that compared to 13% chromium steel, PVC had a significantly smaller amount of silica scale attached, and the bonding strength between the surface of the PVC piece and the silica scale was significantly weaker.
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Abstract
本発明の一態様は、生産井から前記地熱流体を汲み上げる給水ポンプと、前記地熱流体を地熱水と地熱蒸気に分離する気水分離器と、前記気水分離器で分離された前記地熱蒸気を供給することにより回転するタービンとを備える地熱発電プラントにおいて、溶存シリカを含有する前記地熱流体から析出し付着したスケールを除去する除去方法であって、前記生産井から前記タービンに至る第１領域においては、前記地熱発電プラントの前記地熱流体が接する箇所の表面をダイヤモンドライクカーボンで形成し、前記第１領域以外の領域においては、前記地熱発電プラントの前記箇所の少なくとも表面をダイヤモンドライクカーボン、ポリテトラフルオロエチレン及びポリ塩化ビニルから選択される少なくとも１種で形成すると共に、前記箇所の表面を含む流路にスケール除去液を注入する。
Description
本発明は、地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法に関する。
地熱発電は、生産井から高温の地熱流体（地熱水及び地熱蒸気）を採取し、地熱流体から分離した蒸気を利用して発電を行うものである。生産井から採取される地熱流体は、井戸水や河川水よりも溶存シリカを多く含んでいる。
生産井から採取した地熱水中の溶存シリカは、地熱発電プラントにおいて、減圧されることにより濃縮され、配管内を流通するうちに冷やされ、溶解度が低下する。そして、地熱水に含まれるシリカが過飽和状態となると、重合して非晶質シリカとなり、シリカスケールとして析出する。シリカスケールは、配管の内壁等に付着して、配管の閉塞等を生じる可能性があるため、地熱発電プラントにおいて、シリカスケールの付着が問題となっている。
シリカスケールが付着した配管等に、シリカスケールを溶解、洗浄するための薬剤として、塩酸、硫酸、硝酸、フッ酸などの酸化剤や水酸化ナトリウム、炭酸ナトリウム、炭酸水素ナトリウム等のアルカリ剤を配管等に注入する方法が知られている。例えば、特許文献１には、トロポン類と塩酸、硫酸、硝酸等の酸を含むスケール除去溶液をスケールに対して接触させて除去する方法が開示されている。
しかしながら、従来のスケールの除去方法では、スケールに薬剤を接触させても、特にスケールの厚さが大きい箇所では、薬剤がスケールの付着面まで到達し難く、スケールが配管の内壁等に残存し洗浄不良が発生する可能性がある。
本発明の一態様は、スケールに対する洗浄不良を抑制することができるスケールの除去方法を提供する。
本発明の一態様は、地熱流体の上流側から順に配置された、生産井から前記地熱流体を汲み上げる給水ポンプと、前記地熱流体を地熱水と地熱蒸気に分離する気水分離器と、前記気水分離器で分離された前記地熱蒸気を供給することにより回転するタービンとを備える地熱発電プラントにおいて、溶存シリカを含有する前記地熱流体から析出し付着したスケールを除去する除去方法であって、前記生産井から前記タービンに至る第１領域においては、前記地熱発電プラントの前記地熱流体が接する箇所の表面をダイヤモンドライクカーボンで形成し、前記第１領域以外の領域においては、前記地熱発電プラントの前記箇所の少なくとも表面をダイヤモンドライクカーボン、ポリテトラフルオロエチレン及びポリ塩化ビニルから選択される少なくとも１種で形成すると共に、前記箇所の表面を含む流路にスケール除去液を注入する。
本発明の一態様によれば、スケールに対する洗浄不良を抑制することができる。
以下、本発明を実施するための形態について図面を参照しながら説明する。
図１は、一実施形態による地熱発電プラントの概略構成図である。図１に示すように、地熱発電プラント１００は、地熱流体の上流側から順に配置された、生産井１から地熱流体を汲み上げる給水ポンプ２と、地熱流体を地熱水と地熱蒸気に分離する気水分離器３と、気水分離器３で分離された地熱蒸気を供給することにより回転するタービン４とを備える。地熱発電プラント１００において、以上の生産井１からタービン４に至る領域を第１領域１０とする。即ち、第１領域１０は、生産井１と、給水ポンプ２と、気水分離器３と、タービン４とを含む。タービン４は、発電機５に接続されている。第１領域は、地熱発電プラント１００において高温高圧の環境下にある領域である。
地熱発電プラント１００は、生産井１から汲み上げられた地熱流体（地熱水及び地熱蒸気）を給水ポンプ２へ導入する配管Ｌ１と、給水ポンプ２から排出された地熱流体を気水分離器３へ導入する配管Ｌ２と、気水分離器３で分離された地熱蒸気をタービン４へ導入する配管Ｌ３とを備えていてよい。即ち、第１領域１０は、配管Ｌ１～Ｌ３を含んでいてよい。
地熱発電プラント１００は、タービン４から排出された地熱蒸気を凝縮する復水器６と、復水器６で凝縮された凝縮水を冷却する冷却塔７と、冷却塔７で冷却された冷却水を復水器６へ送る循環ポンプ８とを備えていてよい。地熱発電プラント１００において、以上の復水器６から、凝縮水が冷却されて復水器６に戻るまでの領域を第２領域２０とする。即ち、第２領域２０は、復水器６と、冷却塔７と、循環ポンプ８とを含んでいてよい。第２領域は、地熱発電プラント１００において低温低圧の環境下にある領域である。
地熱発電プラント１００は、復水器６で凝縮された凝縮水（温水）を冷却塔７に導入する配管Ｌ４と、冷却塔７で冷却された冷却水を循環ポンプ８へ導入する配管Ｌ５と、循環ポンプ８から排出された冷却水を復水器６へ戻す配管Ｌ６とを備えていてよい。即ち、第２領域２０は、配管Ｌ４～Ｌ６を含んでいてよい。
地熱発電プラント１００は、気水分離器３で分離された地熱水が流通する流路において配置された滞留槽９と、滞留槽９から排出された地熱水を還元井１４に返送する還元ポンプ１１とを備えていてよい。滞留槽９は、地熱水中のシリカの重合反応を進行させ、シリカ系不溶成分が十分に凝集し沈殿するまで滞留させる。地熱発電プラント１００において、気水分離器３における地熱水が流出する出口から、還元井１４に至る領域を第３領域３０とする。即ち、第３領域３０は、滞留槽９と、還元ポンプ１１と、還元井１４とを含んでいてよい。第３領域は、地熱発電プラント１００において高温中圧又は中温高圧の環境下にある領域である。
地熱発電プラント１００は、気水分離器３で分離された地熱水を滞留槽９に導入する配管Ｌ７を備えていてよい。即ち、第３領域３０は、配管Ｌ７を含んでいてよい。
次に、地熱発電プラント１００における地熱流体の流れについて説明する。図１において、地熱流体の流れを各配管中に実線の矢印で示す。生産井１は、地中の地熱貯留層にある地熱水、地熱蒸気、またはこれらの混合物（地熱流体）を地上に導き出す井戸である。生産井１から汲み上げられた地熱流体は、配管Ｌ１を通じて給水ポンプ２に導入され、配管Ｌ２を通じて気水分離器３に送られる。気水分離器３では、気体成分である地熱蒸気と、液体成分である地熱水に分離される。分離された地熱蒸気は、配管Ｌ３を通じてタービン４に送られ、タービン４の回転に使用されて、発電機５によって発電される。
タービン４を通過した地熱蒸気は、復水器６に送られて凝縮され、凝縮された凝縮水は、更に配管Ｌ４を通じて冷却塔７に送られて冷却される。冷却された冷却水は、配管Ｌ５を通じて循環ポンプ８に導入され、配管Ｌ６を通じて復水器６に戻され、タービン４を通過した地熱蒸気の冷却水として使用される。
地熱流体は、溶存シリカを含有する。地熱発電プラント１００における、地熱流体から析出し付着したスケール（シリカスケール又は非晶質シリカ）の除去方法は、第１領域１０においては、地熱発電プラント１００の地熱流体が接する箇所の表面をダイヤモンドライクカーボンで形成し、第１領域以外の領域においては、地熱発電プラント１００の地熱流体が接する箇所の少なくとも表面をダイヤモンドライクカーボン、ポリテトラフルオロエチレン及びポリ塩化ビニルから選択される少なくとも１種で形成すると共に、地熱流体が接する箇所の表面を含む流路にスケール除去液を注入する。
一般的に、地熱発電プラントの配管、タービン等の地熱流体が接する箇所は、鋼材で形成されており、鋼材の表面の水酸基とシリカが結合し易いため、地熱流体が接する箇所にシリカスケールが付着し易い。そこで、本発明者は、ダイヤモンドライクカーボン材料、ポリテトラフルオロエチレン材料及びポリ塩化ビニル材料の表面においては、鋼材の表面と比較して、シリカと結合し易い水酸基が少なく、特に、ダイヤモンドライクカーボン材料の表面においては、水酸基がより少ないことに着目した。本実施形態では、地熱発電プラント１００のうち、溶存シリカ濃度が高い第１領域において、地熱流体が接する箇所の表面をダイヤモンドライクカーボンで形成することにより、地熱流体が接する箇所の表面におけるシリカスケールの付着の起点を効果的に低減することができ、当該表面とシリカスケールの結合力を低減することができる。第１領域以外の領域においては、地熱流体が接する箇所の少なくとも表面をダイヤモンドライクカーボン、ポリテトラフルオロエチレン及びポリ塩化ビニルから選択される少なくとも１種で形成することにより、地熱流体が接する箇所の表面とシリカスケールの結合力を低減することができる。よって、地熱流体が接する箇所の表面を含む流路にスケール除去液を注入することにより、シリカスケールを容易に剥離及び溶解し除去することができ、スケールに対する洗浄不良を抑制することができる。
また、地熱発電プラント１００の中でも高温高圧の環境下にある第１領域において、地熱流体が接する箇所の表面を耐熱性及び耐圧性に優れるダイヤモンドライクカーボンで形成することにより、地熱流体が接する箇所の表面が劣化又は変化することを抑制し、当該表面とシリカスケールの結合力を低減することができる。第１領域以外の領域においては、地熱流体が接する箇所の少なくとも表面をダイヤモンドライクカーボン、ポリテトラフルオロエチレン及びポリ塩化ビニルから選択される少なくとも１種で形成することにより、地熱流体が接する箇所の表面が劣化又は変化することを抑制し、当該表面とシリカスケールの結合力を低減することができる。
地熱発電プラント１００の地熱流体が接する箇所の表面としては、具体的には、配管Ｌ１～Ｌ７の内周面、及びタービン４の外周面等が挙げられる。即ち、地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法は、第１領域１０における、配管Ｌ１～Ｌ３の内周面、及びタービン４の外周面をダイヤモンドライクカーボンで形成し、第２領域及び第３領域における、配管Ｌ４～Ｌ７の少なくとも内周面をダイヤモンドライクカーボン、ポリテトラフルオロエチレン及びポリ塩化ビニルから選択される少なくとも１種で形成すると共に、配管Ｌ１～Ｌ７の内周面及びタービン４の外周面を含む流路にスケール除去液を注入してもよい。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法は、第２領域及び第３領域における、配管Ｌ４～Ｌ７に使用する材料が、ポリテトラフルオロエチレン又はポリ塩化ビニルである場合、配管Ｌ４～Ｌ７をポリテトラフルオロエチレン又はポリ塩化ビニルで形成することが好ましい。一般的に、内周面に樹脂材料からなるコーティング層を設けた配管では、コーティング層が剥離して鋼材等の母材が露出し、配管の内周面とシリカスケールの結合力が強くなる場合がある。本実施形態のスケールの除去方法では、配管全体が、ポリテトラフルオロエチレン又はポリ塩化ビニルで構成されるため、配管の内周面が剥離したり、損傷を受けた場合においても、配管の内周面とシリカスケールの結合力を低減することができる。よって、地熱流体が接する箇所の表面を含む流路にスケール除去液を注入することにより、シリカスケールをより容易に剥離及び溶解し除去することができ、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。
スケール除去液は、酸又はアルカリであってよい。スケール除去液が、酸又はアルカリであることにより、シリカスケールをより容易に剥離及び溶解し除去することができ、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。
酸としては、特に限定されないが、例えば、ギ酸、シュウ酸、酢酸等の有機酸、又は塩酸、硫酸、硝酸等の無機酸が挙げられる。アルカリとしては、特に限定されないが、例えば、水酸化ナトリウム、水酸化カリウム等の水酸化物、炭酸ナトリウム等の炭酸化合物、炭酸水素ナトリウム、炭酸水素カリウム等の炭酸水素化合物、酢酸ナトリウム、酢酸カリウム、アンモニア、有機アミン類等が挙げられる。これらの中でも、スケール除去液は、塩酸、硫酸、水酸化物、炭酸化合物、炭酸水素化合物及びこれらの塩から選択される少なくとも１種を含むことが好ましい。これにより、ダイヤモンドライクカーボン、ポリテトラフルオロエチレン、又はポリ塩化ビニルで形成された、地熱流体が接する箇所の表面が、スケール除去液によって、溶解又は変化し、当該箇所の表面とシリカスケールの結合力が強くなることを抑制することができる。よって、地熱流体が接する箇所の表面を含む流路にスケール除去液を注入することにより、シリカスケールをより容易に剥離及び溶解し除去することができ、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法では、地熱流体が地熱蒸気である場合、地熱蒸気が接する箇所において、スケール除去液を地熱蒸気中にスプレー供給して混合することができる。具体的には、例えば、第１領域１０の配管Ｌ３及びタービン４において、スケール除去液を地熱蒸気中にスプレー供給して混合することができる。これにより、地熱蒸気の流れに伴い、スケール除去液を拡散させ地熱蒸気が接する箇所の全体に亘って接触させることができる。よって、シリカスケールをより容易に剥離及び溶解し除去することができ、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法では、地熱流体が地熱水である場合、地熱水が接する箇所において、スケール除去液を地熱水中に供給して混合することができる。具体的には、例えば、第１領域１０の配管Ｌ１及びＬ２、第２領域の配管Ｌ４～Ｌ６、第３領域の配管Ｌ７において、スケール除去液を地熱水中に供給して混合することができる。これにより、地熱水の流れに伴い、スケール除去液を拡散させ地熱水が接する箇所の全体に亘って接触させることができる。よって、シリカスケールをより容易に剥離及び溶解し除去することができ、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法では、地熱発電プラント１００の運転中は、流路を流れる地熱流体にスケール除去液を供給し、地熱発電プラント１００の停止中は、流路をスケール除去液又はスケール除去液を混合した地熱水で満たして静置してもよい。これにより、地熱発電プラント１００を運転しながら、スケールの除去作業を行うことができる。同時に、地熱発電プラント１００の停止中は、運転中に除去しきれないスケールがある場合においても、集中的にスケールの除去作業を行うことができる。よって、スケールをより容易に剥離及び溶解し除去することができ、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法では、地熱発電プラント１００の運転中、生産井１と給水ポンプ２との間の流路、気水分離器３とタービン４との間の流路、復水器６と冷却塔７との間の流路、及び気水分離器３と滞留槽９との間の流路のうち、少なくとも１つの流路に、スケール除去液を注入することが好ましい。これにより、温度の低下が生じ易く、シリカスケールが発生し易い流路にスケール除去液を注入することができ、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法では、地熱発電プラント１００の運転中、第１領域１０、第２領域２０、及び第３領域３０それぞれの領域における最も上流側の流路に、スケール除去液を注入してもよい。これにより、スケールに対する洗浄不良を更に抑制することができる。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法では、地熱発電プラント１００の運転中、少なくとも生産井１と給水ポンプ２との間の流路及び気水分離器３と滞留槽９との間の流路に、スケール除去液を注入することがより好ましい。これにより、スケールに対する洗浄不良を更に抑制することができる。
上述した各流路にスケール除去液を注入するための構成の一例について説明する。図１に示すように、地熱発電プラント１００は、生産井１と給水ポンプ２との間の流路を構成する配管Ｌ１、気水分離器３とタービン４との間の流路を構成するＬ３、復水器６と冷却塔７との間の流路を構成するＬ４、及び気水分離器３と滞留槽９との間の流路を構成するＬ７のそれぞれに接続されたスケール除去液タンク１２を有していてよい。それぞれのスケール除去液タンク１２は、図示しないポンプを介して、配管Ｌ１、Ｌ３、Ｌ４、及びＬ７に接続されている。スケール除去液タンク１２は、各配管Ｌ１、Ｌ３、Ｌ４、及びＬ７において、より上流側に配置されていることが好ましい。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法では、スケール除去液を地熱流体中に供給する位置よりも下流側で、スケール除去液により除去されたスケールを捕集してよい。これにより、配管の内周面等、地熱流体が接する箇所の表面から剥離して地熱流体中に浮遊するスケールの砕片を捕捉し回収することができるため、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法では、気水分離器３と滞留槽９との間の流路において、スケールを捕集することが好ましい。これにより、温度の低下が生じ易くシリカスケールが発生し易い流路において、効果的にスケールを捕集することができ、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。更に、循環ポンプ８と復水器６との間の流路において、スケールを捕集してもよい。
上述したスケールを捕集するための構成の一例について説明する。図１に示すように、地熱発電プラント１００は、気水分離器３と滞留槽９との間の流路を構成する配管Ｌ７に接続された捕集器１３を有していてよい。捕集器１３としては、例えば、内部にスケールの砕片を捕捉する金網を有する容器、又は滞留槽９と同様の機能を有する容器であってもよい。地熱発電プラント１００は、循環ポンプ８と復水器６との間の流路を構成する配管Ｌ６に接続された捕集器１３を更に有していてよい。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法では、捕集したスケールの質量に応じて、スケール除去液の供給流量又は濃度を制御してもよい。これにより、スケールの発生量に応じて洗浄力を調整することができ、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。地熱発電プラント１００は、捕集したスケールの質量を測定する質量計と、スケール除去液の供給流量を検出する流量計と、スケール除去液の供給流量又は濃度を制御する制御部とを有していてよい。制御部は、質量計から得られた質量に基づきスケール除去液の供給流量又は濃度を決定する。スケール除去液の濃度を決定した場合は、制御部は、決定された濃度と地熱流体の流量に基づき、スケール除去液の供給流量を算出する。そして、制御部は、決定された供給流量又は濃度となるよう、スケール除去液タンク１２に接続された図示しないポンプを作動させる。
地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法では、流路を流れる地熱流体にスケール除去液を供給する前に、予め、地熱流体にスケール剥離剤を供給してもよい。スケール剥離剤は、地熱発電プラント１００における、地熱流体が接する箇所の表面まで達し、当該箇所の表面とシリカスケールの結合力をより低減させることができる。よって、当該箇所の表面とシリカスケールの結合力をより低減させた後に、当該箇所の表面を含む流路にスケール除去液を注入することにより、シリカスケールをより容易に剥離及び溶解し除去することができ、スケールに対する洗浄不良をより抑制することができる。
スケール剥離剤は、地熱流体が接する箇所の表面を構成するダイヤモンドライクカーボン、ポリテトラフルオロエチレン、又はポリ塩化ビニルと親和性が高いことが好ましい。スケール剥離剤としては、例えば、２－（フラン－２－イルメチルジスルファニルメチル）フラン、アスコルビン酸、ニコチン酸等が挙げられる。これらの中でも、スケール剥離剤は、２－（フラン－２－イルメチルジスルファニルメチル）フランを含むことが好ましい。これにより、地熱発電プラント１００における地熱流体が接する箇所の表面とシリカスケールの結合力を更に低減させることができる。
次に、地熱発電プラント１００におけるスケールの除去方法の実験例について説明する。１３％クロム鋼（１３％Ｃｒ鋼）からなる材料片を１つ、１３％クロム鋼の表面に厚さ１ｍｍのダイヤモンドライクカーボン（ＤＬＣ）層を形成した材料片を３つ（ＤＬＣ－１、ＤＬＣ－２、ＤＬＣ－３）、ポリ塩化ビニル（ＰＶＣ）からなる材料片を１つ、ポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）からなる材料片を１つ準備した。各材料片は、同じ大きさとした。各材料片を地熱発電プラントの滞留槽に設置し、１０７日（２６７５時間）日経過後取り出し、超音波洗浄した後、各材料片に対するシリカスケール付着量を評価した。
シリカスケール付着量の評価は、各材料片の表面のランダムに選択した５点について、走査電子顕微鏡（ＳＥＭ）に付帯のエネルギー分散型Ｘ線分光法（ＥＤＸ）にて元素分析を行い、５点の平均値を算出することにより行った。得られた１３％Ｃｒ鋼からなる材料片に対するシリカスケール付着量を１００％として正規化し、各材料片に対するシリカスケール付着量を比較した。
図２は、各材料片に対するシリカスケール付着量を示すグラフである。なお、縦軸のシリカスケール付着量は、対数表示である。図２に示すように、１３％Ｃｒ鋼と比較して、ＤＬＣ－１、ＤＬＣ－２、ＤＬＣ－３、ＰＶＣ、及びＰＴＦＥは、シリカスケール付着量が少なく、これらの材料片の表面とシリカスケールとの結合力が小さいことを確認した。特に、ＤＬＣ及びＰＶＣは、１３％クロム鋼と比較して、シリカスケール付着量が格段に少なく、これらの材料片の表面とシリカスケールとの結合力が格段に小さいことを確認した。
また、超音波洗浄した後の１３％Ｃｒ鋼からなる材料片とＰＶＣからなる材料片について、その表面を走査電子顕微鏡（ＳＥＭ）にて観察した。図３は、ＰＶＣからなる材料片の表面を示すＳＥＭ観察像であり、図４は、１３％Ｃｒ鋼からなる材料片の表面を示すＳＥＭ観察像である。図３は、３６３０倍の倍率で観察した像であり、図４は、１１１５０倍の倍率で観察した像である。図３及び図４に示すように、ＳＥＭ観察像からも、１３％クロム鋼と比較して、ＰＶＣは、シリカスケール付着量が格段に少なく、ＰＶＣからなる材料片の表面とシリカスケールとの結合力が格段に小さいことを確認した。
以上の通り、実施形態を説明したが、上記実施形態は、例として提示したものであり、上記実施形態により本発明が限定されるものではない。上記実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の組み合わせ、省略、置き換え、変更などを行うことが可能である。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると共に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
本国際出願は２０２３年２月１６日に出願された日本国特許出願２０２３－０２２９４３号に基づく優先権を主張するものであり、その全内容を参照によりここに援用する。
１ 生産井
２ 給水ポンプ
３ 気水分離器
４ タービン
５ 発電機
６ 復水器
７ 冷却塔
８ 循環ポンプ
９ 滞留槽
１０ 第１領域
１１ 還元ポンプ
１２ スケール除去液タンク
１３ 捕集器
１４ 還元井
２０ 第２領域
３０ 第３領域
１００ 地熱発電プラント
Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３、Ｌ４、Ｌ５、Ｌ６、Ｌ７ 配管
２ 給水ポンプ
３ 気水分離器
４ タービン
５ 発電機
６ 復水器
７ 冷却塔
８ 循環ポンプ
９ 滞留槽
１０ 第１領域
１１ 還元ポンプ
１２ スケール除去液タンク
１３ 捕集器
１４ 還元井
２０ 第２領域
３０ 第３領域
１００ 地熱発電プラント
Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３、Ｌ４、Ｌ５、Ｌ６、Ｌ７ 配管
Claims (12)
- 地熱流体の上流側から順に配置された、生産井から前記地熱流体を汲み上げる給水ポンプと、前記地熱流体を地熱水と地熱蒸気に分離する気水分離器と、前記気水分離器で分離された前記地熱蒸気を供給することにより回転するタービンとを備える地熱発電プラントにおいて、溶存シリカを含有する前記地熱流体から析出し付着したスケールを除去する除去方法であって、
前記生産井から前記タービンに至る第１領域においては、前記地熱発電プラントの前記地熱流体が接する箇所の表面をダイヤモンドライクカーボンで形成し、
前記第１領域以外の領域においては、前記地熱発電プラントの前記箇所の少なくとも表面をダイヤモンドライクカーボン、ポリテトラフルオロエチレン及びポリ塩化ビニルから選択される少なくとも１種で形成すると共に、
前記箇所の表面を含む流路にスケール除去液を注入することを特徴とする地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。 - 前記スケール除去液が、酸又はアルカリである、請求項１に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。
- 前記スケール除去液が、塩酸、硫酸、水酸化物、炭酸化合物、炭酸水素化合物及びこれらの塩から選択される少なくとも１種を含む、請求項２に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。
- 前記地熱流体が地熱蒸気である場合、前記地熱蒸気が接する前記箇所において、前記スケール除去液を前記地熱蒸気中にスプレー供給して混合する、請求項１に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。
- 前記地熱流体が地熱水である場合、前記地熱水が接する前記箇所において、前記スケール除去液を前記地熱水中に供給して混合する、請求項１に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。
- 前記スケール除去液を前記地熱流体中に供給する位置よりも下流側で、前記スケール除去液により除去された前記スケールを捕集する、請求項５に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。
- 捕集した前記スケールの質量に応じて、前記スケール除去液の供給流量又は濃度を制御する、請求項６に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。
- 前記地熱発電プラントの運転中は、前記流路を流れる前記地熱流体に前記スケール除去液を供給し、
前記地熱発電プラントの停止中は、前記流路を前記スケール除去液又は前記スケール除去液を混合した地熱水で満たして静置する、請求項１に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。 - 前記地熱発電プラントは、前記タービンから排出された前記地熱蒸気を凝縮する復水器と、前記復水器で凝縮された凝縮水を冷却する冷却塔と、前記気水分離器で分離された前記地熱水が流通する前記流路において配置された滞留槽と、を備え、
前記地熱発電プラントの運転中、前記生産井と前記給水ポンプとの間の前記流路、前記気水分離器と前記タービンとの間の前記流路、前記復水器と前記冷却塔との間の前記流路、及び前記気水分離器と前記滞留槽との間の前記流路のうち、少なくとも１つの前記流路に、前記スケール除去液を注入する、請求項４から８のいずれか一項に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。 - 前記気水分離器と前記滞留槽との間の前記流路において、前記スケールを捕集する、請求項９に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。
- 前記流路を流れる前記地熱流体に前記スケール除去液を供給する前に、予め、前記地熱流体にスケール剥離剤を供給する、請求項１０に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。
- 前記スケール剥離剤は、２－（フラン－２－イルメチルジスルファニルメチル）フランを含む、請求項１１に記載の地熱発電プラントにおけるスケールの除去方法。
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