Вологість пара

1. У техніці
2. Способи зниження вологості пара
3. Паровміст і швидкості фаз в двофазних потоках
4. Примітки

Наши партнеры ArtmMisto

Вологість пара - відношення міститься в насиченому парі крапельної рідини до загальної кількості суміші фаз

,

де - маса рідкої фази, - маса сухого пара. Аналогічно визначається сухість пара

.

Обидві величини можуть, очевидно, приймати значення від 0 до 1. У розширеному розумінні сухість пара, або паровміст рідинно-парової суміші, можна визначити через ентальпію середовища і ентальпії насиченою рідини і сухого насиченої пари як

.

Дана величина може бути негативною для недогріти до кипіння води і перевершувати одиницю для перегрітої пари .

У техніці

При утворенні насиченого пара в котлі частина води залишається в краплинному стані. також теплові втрати в трубопроводах приходять до додаткового утворення конденсату , Кількість якого тим більше, чим вище був початковий рівень крапельної вологи. У свою чергу, підвищення частки конденсату веде до більш інтенсивним тепловим втратам. Крім того, в котлах з перегрівом пара винесення вологи в пароперегреватель призводить до його швидкого забруднення солями , розчинність яких у воді набагато вище, ніж в парі.

Для запобігання виносу вологи в барабанах парових котлів прагнуть створити якомога більше дзеркало випаровування для зниження швидкості середовища, а також застосовують спеціальні сепараційні пристрої . Вологість пара на виході з барабана вдається знизити до 0,1-0,15% [1] . Перед паро-паровим перегрівачів на АЕС також використовується сепаратор, з якого волога віддаляється в систему регенерації , А пар з високою сухістю йде на перегрів.

крупнодисперсная крапельна волога в парі надає йому абразивні властивості, призводить до швидкого зносу клапанів і всіх місць, де потік змінює напрямок (більш щільні, ніж пар, краплі мають великий інерцією і б'ють в стінку). В турбінної техніці кінцева вологість пара обмежена за умовами зносу лопаток і зниження ККД останніх відсіків величиною 8-14% (межа знижується з ростом окружної швидкості ) [2] .

Способи зниження вологості пара

За вищенаведеним і інших причин в деяких випадках в техніці допустимо застосовувати виключно повністю сухий насичений або перегрітий (Хоча б трохи) пар. У той же час багато доступні джерела пара видають злегка або сильно вологий пар ( реактори РБМК і багато парогенератори АЕС , барабанні котли на виході з барабана, випарники, більшість свердловин ГеоТЕС , низькі відбори турбін і т.п.). Для зниження і ліквідації вологості пара застосовують такі типи пристроїв:

сепаратори

механічно поділяють фази . У більшості випадків ефект заснований на тому, що при поворотах потоку більш важка рідина викидається з нього відцентровою силою , А також на її властивості прилипати до деяких матеріалів (зокрема, стали , чавуну ). Відповідно, бувають циклонні, жалюзійні паросепаратори. Вони можуть встановлюватися всередині барабана або в інших місцях. перегрів пара

Первічнией пароперегреватель встановлюється після випарної поверхні джерела тепла (котла, парогенератора) перед подачею пара до місця використання; в більшості великих сучасних котлів він є невід'ємною частиною, іноді це окремий пристрій. Після здійснення роботи в турбіні пару можна повідомити додаткову теплоту, після чого його вологість (якщо вона була) забирається, а здатність виконувати роботу ( ентальпія ) Зростає. на ТЕС і деяких АЕС (зокрема, в блоці БН-600 ) Пар повертають до джерела теплоти, де пропускають через спеціальний трубний пучок - проміжний пароперегрівач. На значній частині АЕС пар в головній частині турбіни вологий спочатку і допрацьовує до значної вологості, потім його направляють в сепаратор, де по можливості видаляють вологу. Оскільки повертати отсепарирован пар в парогенератор незручно і ненадійно, його перегрів забезпечують первинним паром в поверхневому теплообмінному апараті - паро-паровому перегрівачів.

Тиск пара скидається без здійснення роботи і відбору тепла, в результаті його ентальпія в кінці процесу перевищує ентальпію насиченої пари при цьому більш низькому тиску. Проблема полягає в тому, що при параметрах приблизно 235 / 3,08 МПа ентальпія насиченої водяної пари має максимум; якщо дросселіровать пар близько лінії насичення більш високих параметрів, його вологість спочатку буде зростати, що призведе до швидкого зносу редукционной установки і дозволить отримати сухий пар тільки низьких параметрів [3] .

Паровміст і швидкості фаз в двофазних потоках

У двофазних потоках пар і рідина можуть рухатися з різною швидкістю : Наприклад, при підйомному русі більш щільні краплі рідини відстають від пара, а при опускному випереджають його. Крім того, при розрахунку динаміки двженія таких потоків (наприклад, при розрахунку циркуляції в трубах випарної поверхні котлів) важливо співвідношення не стільки ваги, скільки обсягів фаз. [4]

швидкість циркуляції швидкість води, м / з , при температурі насичення (щільність кг / м³), відповідна витраті , кг / С, робочого тіла в каналі перетином , м² Наведена швидкість води , пара швидкість, яку мала б фаза, проходячи через повне поперечний переріз Справжні (среднерасходние) швидкості пара і води , , де , М² - площа перетину, зайнята парою. Відносна швидкість пара різницю справжніх швидкостей пара і води ( , ) Швидкість пароводяної суміші відношення об'ємної витрати, м³ / с, суміші в трубі до її перетину масове паровміст масова частка витрати пари в потоці при , . Оскільки швидкості фаз зазвичай не рівні, при заборі проби з труби виходить співвідношення, що не відображає дійсний перенесення ентальпії потоком. Об'ємне витратне паровміст об'ємна частка витрати пари в потоці при . При будь-якому співвідношенні швидкостей Істинне (напірне) паровміст частка перетину труби, зайнятого парою: . Ця величина (середня по висоті) використовується при розрахунку напору , Па, природної циркуляції: при висоті системи і щільності води в опускний трубі ,

де м / с? - прискорення вільного падіння . Оскільки рух в обігрівається трубі підйомне, , І натиск природної циркуляції менше, ніж можна було б припустити, виходячи з значення кратності циркуляції .

Примітки

1. ↑ Зах Р. Г. Котельні установки. - М.: Енергія, 1968. - С. 156-158. - 352 с.
2. ↑ Турбіни теплових і атомних електричних станцій / Под ред. А. Г. Костюка, В. В. Фролова. - М.: Видавництво МЕІ, 2001. - С. 131. - 488 с. - ISBN 5-7046-0844-2
3. ↑ Причому тим нижче, чим вище вони на вході, наприклад, з пара 7 МПа / 286 ° C з ентальпії 2772 кДж / кг може вийти за все приблизно 0,88 МПа / 174 ° C
4. ↑ Двойнішніков В. А. та ін. Конструкція і розрахунок котлів і котельних установок: Підручник для технікумів за фахом "котлобудування" / В. А. Двойнішніков, Л. В. Дєєв, М. А. Изюмов. - М.: Машинобудування, 1988. - С. 164-167. - 264 с.

джерела