Сепаратор влаги турбины АЭС

Самокомпенсация трубопровода 201, 207 Сбросная свеча газопровода 247 Себестоимость отпущенной электроэнергии 281 Сепаратор влаги турбины АЭС 46 [c.324]

Кроме внутренней сепарации в турбинах АЭС широко применяют выносные сепараторы-пароперегреватели с жалюзийными сепарационными пакетами, в которых осаждение влаги происходит на поверхностях криволинейных каналов. Основным недостатком таких сепараторов являются большие габариты, обусловленные низкими скоростями (2—3 м/с). В последнее время проводятся работы по применению центробежных (циклонных) сепараторов, имеющих существенные преимущества по сравнению с жалюзийными. [c.184]

Методика расчета схемы турбоустановки АЭС с сепарацией влаги и паровым промежуточным перегревом имеет свои особенности, в значительной мере отличающие ее от методики расчета ПТС ТЭС на органическом топливе. Особенность методики расчета АЭС обусловливается вводом дренажей из сепаратора влаги и промежуточных перегревателей в регенеративную схему ПВД и ПНД турбо-установки, процессом работы пара в турбине в области влажного пара. Это существенно осложняет применение обычной методики расчета ПТС и особенно оптимизацию параметров тепловой схемы. Ниже приведена методика расчета ПТС АЭС с использованием в качестве определяющей величины доли расхода рабочего пара через промежуточные перегреватели а .п. [c.165]

В турбинах АЭС для снижения конечной влажности применяют промежуточную сепарацию влаги из пара (линия 2—4 на рис. 1.33), промежуточный перегрев пара либо сепарацию с последующим перегревом отсепарированного пара (линия 2—4—6 на рис. 1.33). Промежуточная сепарация влаги разделяется на внешнюю [когда удаление влаги происходит в сепараторах (С), установленных вне турбины] и внутриканальную в проточной части турбины, которая будет рассмотрена в гл. 4. [c.35]

Как и в турбинах с промежуточным перегревом пара для ТЭС, Б турбинах АЭС из-за большого объема и протяженности паропроводов между цилиндрами при сбросе нагрузки может увеличиться скорость вращения ротора. В турбинах насыщенного пара к этому добавляется вскипание и испарение влаги, сконденсировавшейся на поверхностях ротора, неподвижных деталях турбины, в сепараторе и т.п. [c.155]

Для существующих АЭС характерен низкий перегрев пара. Пар поступает в турбину насыщенным, поэтому при достижении предельной влажности (по условиям эрозионного износа лопаток 8—12 %) он выводится из промежуточных ступеней турбины и пропускается через сепаратор для отделения влаги, а иногда и через пароперегреватель, затем пар снова поступает в последующие ступени турбины. [c.190]

Атомные электростанции классифицируют в первую очередь по числу контуров. Схемы одно-, двух- и трехконтурной АЭС показаны на рис. 2.10 — 2.12. Здесь 1 — реактор, т. е. аппарат, где вследствие деления ядер урана-235 развивается тепло, передаваемое кипящей воде. Насыщенный пар, образующийся в реакторе, в одноконтурной АЭС направляется непосредственно в турбину, а конденсат из конденсатора возвращается обратно в реактор, пройдя предварительно конденсатоочистку, регенеративные подогреватели и деаэратор. Для непрерывной очистки продувочной воды реактора имеется специальная установка, состоящая из циркуляционного насоса и системы теплообменников и фильтров. Очищенная в этих фильтрах продувочная вода не выбрасывается, а вновь возвращается в реактор. Так как турбины на АЭС работают на насыщенном паре, то после первых ступеней турбины пар становится влажным. Для удаления влаги перед последними ступенями турбины устанавливается сепаратор, отводящий влагу в деаэратор или в регенеративный подогреватель. Добавочная вода готовится на водоочистке. [c.45]

АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, как правило, имеют сепаратор влаги, расположенный между цилиндрами турбины в большинстве случаев за сепаратором находится промежуточный перегреватель (промпере-греватель), конструктивно объединенный с ним. Перегрев осуществляется в одну или чаще в две ступени первая ступень—паром из отбора цилиндра высокого давления, вторая — свежим паром. Из-за невысокого давления перегреваемого пара (обычно 1,0—1,2 МПа) коэффициенты теплоотдачи к нему малы и поверхность пароперегревателя имеет температуру стенки, близкую к температуре конденсирующего нара 220 С в первой ступени и 240 С — во второй. Низкое давление и как следствие громадные объемы пара, проходящего через сепаратор, осложняют задачу достижения малой остаточной влажности. [c.30]

Сегодня нет однозначного решения о выборе схем внешних сепараторов. В качестве примера на рис. 8.27 показаны некоторые сепараторы турбин АЭС. Видно, что в применяемых сепараторах используются различные методы отделения влаги (под действием центробежных сил в закрученном потоке влажного пара, осаждение влаги на развитых поверхностях пластин и жалюзийиых элементов или сеток и др.). Поэтому внешние сепараторы суш ественно отличаются по конструкции, размерам и расположению в машинном зале. [c.336]

Характерной особенностью турбин АЭС, выпускаемых зарубежными фирмами, является то, что практически все установки мощностью более 400—500 Мет выполняются тихоходными, на 1 500—1 800 об1мин. Разделительное давление между цилиндрами выбирается достаточно высоким (порядка 10 кгс см ), находящимся в зоне оптимума по к, п. д. Все мощные установки, как правило, имеют выносной сепаратор или сепаратор-перегреватель. При этом в проточной части предусматривается также сепарация влаги по ступеням и повышенная зрозионнак защита рабочих лопаток и корпусов. С этой целью в турбинах АЭС широко применяется эрозионностойкие стали. [c.209]

Внешняя сепарация предполагает отвод из турбины всего потока пара к специальному сепаратору, который обычно располагается между ЦВД и ЦНД влажно-паровой турбины АЭС. Сепараторы отличаются небольшим гидравлическим сопротивлением и соответственно малыми скоростями движения пара при сепарации. Осаждение влаги в сепараторах осуществляется в различного типа жалю-зийных каналах, на сетках из проволок диаметром 250—300 мкм с относительным объемом пустоты [c.132]

В тех редких случаях, когда промперегреватель отсутствует (в новых блоках АЭС он почти всегда имеется), чистота поступающего в турбину пара будет очень сильно зависеть от КПД сепаратора, однако в этих случаях чистота пара не оказывает существенного влияния на опасность коррозионных повреждений турбины, поскольку последняя работает полностью в зоне влажного пара и по мере расширения влажность пара непрерывно растет, а следовательно, концентрация примесей в каплях влаги, которая первоначально очень низка, быстро падает. В итоге даже при наличии в паре коррозионно-агрессивных примесей (например, свободной щелочи NaOH) их концентрации по всему тракту турбины остаются много ниже допустимых по условиям коррозии. Иначе обстоит дело в большинстве случаев, когда за сепаратором расположен промперегреватель и в первых ступенях ЦНД пар находится в перегретом состоянии. Соответственно отдельные примеси в паре на входе в турбину могут находиться в форме сильно упаренных капель (например, NaOH), твердых частиц соли (например, Na l), а в части, отвечающей растворимости их в паре,— в форме истинного раствора. Естественно, что в таких условиях частота пара значительно влияет на надежность работы ЦНД турбины, так же как и в турбинах высоких параметров, имеющих промперегрева- [c.35]

В заключение следует отметить, что сепараторы и сепараторы-пароперегреватели все еще находятся в стадии развития новых конструкций. Очевидно, после изучения процессов сепарации влаги проточных частей турбин и организации влагоудаленпя в перепускных трубах предоставится возможность создать наиболее компактные и падежные турбоустановки для АЭС, работающих но влажном паре. [c.347]

МПа (47 кгс/см ) и температурой 260°С. Потеря давления пара в паропроводах составляет около 0,4 МПа (4 кгс/см ), и, следовательно, перед турбиной пар имеет давление 4,3 МПа (43 кгс/см ) и температуру 255°С. Насыщенный пар такого давления при расщиртии в турбине до давления в коиденсаторе будет иметь высокую конечную влажность (около 18%), недопустимую для нормальной работы последних ступеней турбины. Поэтому в схеме предусмотрена установка между цилиндрами высокого и среднего давления турбины специального турбинного сепаратора 10, в котором влага отделяется от пара. После отделения влаги пар поступает в промежуточный пароперегреватель 11, где свежим паром из парогенератора дополнительно подсушивается перед поступлением в цилиндр среднего давления. К концу 1973 г. общая электрическая мощность четырех установленных на Нововоронежской АЭС реакторов составила 1465 МВт. [c.13]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...