Сепарация влаги на АЭС

Глава 8 СЕПАРАЦИЯ ВЛАГИ НА АЭС [c.309]

Глава 8. Сепарация влаги на АЭС [c.310]

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]

В СССР на АЭС с ВВЭР нашли широкое применение парогенераторы горизонтального типа с жалюзийными сепараторами (см. табл. 8.1), например на Нововоронежской АЭС. Парогенераторы отечественного производства имеют две ступени сепарации влаги. Отделение влаги на первой стадии происходит под действием гравитационных сил, а вторая ступень сепарации имеет жалюзийные сепарационные блоки (рис. 8.8). [c.318]

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]

Первые три этапа расчета ПТС выполняют аналогично расчету ПТС КЭС (см. 11.2). Основной исходной величиной расчета является мощность генератора N3. Начальное давление пара и температуру питательной воды, так же как и конечное давление пара определяют по данным технико-экономиче-ских расчетов. Для современных АЭС эти параметры находятся в пределах ро= 6- 7 МПа, Рк=44-6 кПа, = 220- 230 °С (двухконтурные АЭС с ВВЭР и АЭС с реакторами на быстрых нейтронах). Разделительное давление перед сепарацией влаги и промежуточным перегревом зависит от начального давления. Его оптимальное значение, МПа, можно определить из выражения р,=0,6754-0,12 (ро-4,5). [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]

В настоящее время на АЭС с водо-водяными реакторами широкое распространение получили горизонтальные однокорпусные парогенераторы с естественной циркуляцией. Принципиальная конструктивная схема такого парогенератора показана на рис. 150. Основными элементами парогенератора являются корпус / с патрубками 13 подвода питательной воды и 12 отвода пара коллектора теплоносителя с подводящими и отводящими патрубками 7 и 6, трубная теплообменная поверхность 9, устройство сепарации влаги 2, коллектора 14 раздачи питательной воды, штуцера 5 продувок, <9 дренажей и к уровнемерам. [c.247]

В Советском Союзе, особенно в связи со строительством АЭС, в течение последних двадцати лет были развернуты исследования влажнопаровых турбин в БИТМ, ЛПИ, МЭИ, ЦКТИ, а также на ЛМЗ, ХТГЗ и КТЗ. В этих и других организациях продолжается и в настоящее время изучение различных аспектов этой проблемы. Крупные исследования выполняются также за рубежом. Можно отметить два главных направления этих исследований 1) изучение кинетики фазовых превращений в турбинных ступенях 2) изучение движения пленок и капель в проточных частях турбин, процессов сепарации влаги и эрозии лопаток. [c.226]

Эксплуатация турбинной установки АЭС осложняется тем, что отсутствует контроль за эффективностью сепарации влаги, так как в настоящее время еще не внедрены измерители стенени влажности пара на входе в ЦВД турбины. В то же время значительная доля влаги на входе в турбину движется в виде пленки, а отвод ее не организован. В большей степени изучены процессы образования, движения и сепарации влаги в проточных частях турбины. Отвод влаги из проточной части турбины повышает экономичность и надежность турбины, а также уменьшает эрозионный износ лопаток ЦНД и размыв диафрагм в зоне высокого давления пара. [c.309]

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]

Анализ простых тепловых схем АЭС позволяет выявить основные закономерности оптимизации их параметров. Простые тепловые схемы АЭС с ограниченной (например, двухступенчатой) регенерацией отражают основные особенности паротурбинных установок на насыщенном паре внешняя сепарация влаги, паровой промежуточный перегрев свежим и отборным naipoM (рис. 5.19). Приняты подогреватели регенерации смешивающего типа. Сложность расчета такой схемы обусловлена вводом в систему регенерации влаги из сепаратора и конденсата греющего пара (дренажа) из паровых промежуточных перегревателей. Расчет такой схемы следует производить, используя в качестве определяющей долю расхода пара через промежуточные перегреватели Оп.п. Из уравнений теплового баланса подо-гревателей получают выражение для расходов пара на них в виде линейных функций ашм-Подставляя эти выражения в уравнение для Оп.п, определяют значение ап.п в зависимости от параметров схемы, после чего находят доли отборов пара, отводимой из сепаратора влаги, пропуска пара в конденсатор ак. [c.68]

Следует отметить, что окружная скорость крупнодисперсной влаги за рабочими лопатками, как правило, выше, чем перед ними. Поэтому эффективность влагоудаления за рабочими лопатками существенно выше, чем за сопловыми лопатками. На эффективность периферийной сепарации существенное влияние оказывает давление в потоке. Так, в ЦВД влажно-паровых турбин АЭС эффективность влагоудаления существенно ниже, чем в ЦНД, и, кроме того, снижение аэродинамического качества периферийной части ступени за счет влагоотводящих камер приводит к дополнительным потерям энергии. Поэтому в ЦВД турбин АЭС целесообразно организовывать влагоудаление за ступенями, где производится отбор пара на регенерацию. В ЦВД [c.131]

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]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...