Расчетное обоснование модернизации сепараторов-пароперегревателей энергоблоков АЭС тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.03, кандидат наук Легкоступова Вера Васильевна

• Легкоступова Вера Васильевна
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Легкоступова Вера Васильевна

СОДЕРЖАНИЕ

Список сокращений и условных обозначений

Введение

Глава 1 Опыт эксплуатации и модернизации СПП

1.1 Обзор конструкций и опыта эксплуатации СПП

1.1.1 Отечественные конструкции СПП

1.1.2 Зарубежные конструкции СПП

1.1.3 Перспективные конструкции СПП

1.2 Современный опыт модернизации СПП

1.3 Результаты обзора. Постановка задач исследования

Глава 2 Экспериментальные исследования СПП

2.1 Объекты и методика исследований

2.2 Исследования модели сепарационной части СПП-500-1 с жалюзийными пакетами Powervane на воздухо-водяном

стенде

2.2.1 Исследования жалюзийного пакета Powervane

2.2.2 Исследования модели Perspex на воздухо-водяном стенде

2.3 Испытания модернизированных СПП-500-1 на Ленинградской и Смоленской АЭС

2.4 Исследования модели сепарационной части СПП-500-1 с перфорированными разделителями и предварительным сепаратором Powersep на воздухо-водяном стенде

2.5 Исследования модернизированных СПП-500-1 на Курской

АЭС

2.6 Выводы по главе

Глава 3 Расчетные исследования СПП

3.1 Разработка методического комплекса

3.2 Численное моделирование сепарационной части СПП-500-1 с жалюзийными пакетами Powervane

3.2.1 Верификация расчетных моделей

3.2.2 Вычислительный эксперимент на натурной модели

3.3 Численное моделирование сепарационной части СПП-500-1 с перфорированными разделителями и предварительным сепаратором Powersep

3.3.1 Верификация расчетных моделей

3.3.2 Вычислительный эксперимент на натурной модели

3.4 Выводы по главе

Глава 4 Модернизация СПП энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР-440 и ВВЭР-1000

4.1 Предпосылки модернизации СПП

4.2 Описание проектов модернизации СПП

4.3 Расчетная оценка проектов модернизации СПП

4.4 Рекомендации по созданию перспективных конструкций СПП

4.5 Выводы по главе

103

110

Заключение

112

Список использованных источников

114

Приложение А Картограммы разрушения элементов сепарационной части СПП-500-1 турбогенераторов ТГ-1^ ТГ-6 Курской АЭС

Приложение Б Б

Б

Б

Результаты верификационных расчетов Верификация расчетных моделей на экспериментальных данных, полученных на стендовой модели Ре^рех (с жалюзийными пакетами Poweгvane) в опытах на воздухе Верификация расчетных моделей на экспериментальных данных, полученных на стендовых моделях с перфорированными разделителями и предварительным сепаратором Poweгsep в опытах на воздухе

Верификация расчетных моделей на экспериментальных данных, полученных на стендовых моделях с перфорированными разделителями и предварительным сепаратором Poweгsep в опытах на смеси воздуха с распыленной водой

121

133

136

139

Приложение В

В.1 В

Результаты вычислительного эксперимента на натурной

модели сепарационной части СПП с пакетами

Poweгvane

Графические результаты численного моделирования

Результаты обработки данных численного

моделирования

Приложение Г Результаты вычислительного эксперимента на натурной модели сепарационной части СПП с перфорированными разделителями и предварительным сепаратором Powersep

Г. 1 Графические результаты численного моделирования

Г.2 Результаты обработки данных численного

моделирования

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

АМБ - атом мирный большой;

АЭС - атомная электрическая станция;

ВВЭР - водо-водяной энергетический реактор;

ГДР - Германская Демократическая Республика;

ЗиО - АО «Машиностроительный завод «ЗиО-Подольск»;

КИУМ - коэффициент использования установленной мощности;

КПД - коэффициент полезного действия;

ЛАЭС - Ленинградская атомная электрическая станция;

ЛМЗ - Ленинградский машиностроительный завод;

НВАЭС - Ново-Воронежская атомная электрическая станция;

ЦКТИ - ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова» (ОАО «НПО ЦКТИ»);

ПНД - подогреватель низкого давления;

РБМК - реактор большой мощности канальный;

РФ - Российская Федерация;

САЭС - Смоленская атомная электрическая станция;

СПП - сепаратор-пароперегреватель;

ТГ - турбогенератор;

ТЭС - тепловая электрическая станция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

ХТГЗ - Харьковский турбогенераторный завод;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Расчетное обоснование модернизации сепараторов-пароперегревателей энергоблоков АЭС»

ВЕДЕНИЕ

Атомная энергетика является перспективным источником электроэнергии. В ближайшие десятилетия намечено значительное развитие атомной энергетики в РФ [1]. Предполагается рост единичной мощности энергоблоков и сооружение новых атомных электростанций (АЭС). Все большее значение приобретает повышение эффективности и надежности работы оборудования, для чего важно обобщение накопленного опыта разработки и эксплуатации действующего оборудования.

Необходимость обновления энергооборудования на электростанциях России продиктована прогнозом динамики энергопотребления России, отраженном в «Энергетической стратегии России до 2035 г.» [2], и связана со старением оборудования [3]. Несмотря на проводимое продление срока его службы, суммарная мощность основного энергооборудования, достигшего предельного индивидуального ресурса, к 2035 году составит примерно 21% общей установленной мощности электростанций [4].

Для российской атомной энергетики важной задачей является повышение коэффициента использования установленных мощностей (КИУМ). Такое повышение может быть достигнуто, в частности, за счет увеличения межремонтных периодов, замены низкоэффективного и малонадежного оборудования. Конкурентоспособность АЭС во многом обеспечивается надежностью работы энергоблока в течение длительного времени.

В настоящее время на АЭС в мире эксплуатируется 23 энергоблока с реакторами ВВЭР-440, 36 - с ВВЭР-1000 и 11 - с РБМК-1000. Турбины этих энергоблоков (К-220-44, К-1000-60 и К-500-65/3000 соответственно) работают на насыщенном паре и оснащены сепараторами-пароперегревателями (СПП) типа СПП-220М, СПП-1000 и СПП-500-1 соответственно. СПП предназначены для осушки и перегрева влажного пара, поступающего из цилиндра высокого давления (ЦВД) в цилиндр низкого давления (ЦНД) турбины, с целью снижения эрозионного износа в проточной части ЦНД и повышения надежности ее работы, а также повышения тепловой экономичности турбины.

Аппараты СПП-220М, СПП-1000 и СПП-500-1 были разработаны Подольским машиностроительным заводом (ЗиО) в 70-х годах прошлого столетия [5]. Конструкция этих СПП унифицирована и представляет собой аппарат вертикального типа, в верхней части которого расположен жалюзийный сепаратор, а в нижней - двухступенчатый пароперегреватель с вертикальной ориентацией пароперегревательных кассет. Однако у такой конструкции СПП есть недостатки, влияющие на надежность и экономичность турбоустановки [6-9]:

- боковой подвод влажного пара приводит к неравномерному распределению пара по блокам, значительной перегрузке отдельных блоков и, как следствие, к снижению эффективности осушки пара;

- расположение сепаратора над пароперегревателем при низкой эффективности сепарации пара и проносе влаги в пароперегреватель ведет к термоусталостному повреждению и коррозионному растрескиванию труб разводки греющего пара и труб поверхности нагрева пароперегревателя.

Повышенная влажность пара за сепаратором приводит к увеличению расхода греющего пара в пароперегревателях, что снижает экономичность турбоустановки [10, 11].

Также установлено [12], что при влажности пара за сепаратором более 2% имеют место значительные пульсации температуры стенок труб разводки и кассет пароперегревателя, которые обусловлены наличием крупно- и мелкодисперсной влаги в паре. Эти пульсации приводят к повреждению труб, что требует проведения дополнительных мероприятий по защите труб разводки с использованием защитных чехлов, козырьков и пр. [7]. Однако при наличии защиты труб разводки, пульсации температуры переносятся на трубы пароперегревателя.

Снижение электрической мощности турбоустановок из-за несоответствия параметров СПП нормируемым величинам (влажности пара за сепаратором и температуры пара за ступенями пароперегревателя) по данным исследований [13-17] составляет: 4-5 МВт - для СПП-500-1, 1 МВт - для СПП-220М и 4 МВт - для СПП-1000.

Проектная влажность пара после осушки в сепараторе СПП должна быть не более 1%, согласно требованиям [59], однако в эксплуатации она

превышает этот уровень [18, 50], что сказывается на эффективности и надежности турбин.

В связи с неудовлетворительной работой и исчерпанием проектного срока службы СПП требуют замены, либо модернизации.

В 2007-2009 гг. в рамках программы АО «Концерн Росэнергоатом» на всех энергоблоках с РБМК-1000 на Ленинградской, Смоленской и Курской АЭС была проведена модернизация сепарационной части СПП-500-1 по проектам, выполненным ОАО «НПО ЦКТИ» совместно с немецкой фирмой Ва1ске Durr. На Ленинградской и Смоленской АЭС были внедрены сепарационные блоки с пакетами Powervane. Обоснование проекта модернизации базировалось на результатах стендовых исследований. На Курской АЭС снижение влажности было опробовано с помощью предварительных сепараторов Powersep (без предварительных исследований на стендах). Результатом реализации обоих проектов модернизации СПП явилось достижение проектной влажности осушенного пара. Однако если СПП с жалюзийными пакетами Powervane показали надежную работу, то оснащение СПП предварительным сепаратором Powersep привело к резкому росту повреждений отдельных сепарационных блоков и потребовало проведения дополнительных исследований (в том числе на стенде) для поиска решения возникшей проблемы.

С развитием компьютерной техники появилась возможность численного моделирования сложных процессов, протекающих в СПП, для обоснования технологических и конструктивных решений по модернизации СПП на основе современного программного обеспечения. Вычислительный эксперимент позволяет в ряде случаев заменить натурный эксперимент расчетами на компьютере. Он позволяет в короткие сроки и без значительных материальных затрат осуществить исследование большого числа вариантов проектируемого объекта или процесса для различных режимов его эксплуатации, что значительно сокращает сроки разработки сложных систем и их внедрение в производство. Однако качество вычислительного эксперимента зависит от степени адекватности расчетных моделей, для верификации которых необходимо иметь опытные данные натурных экспериментов (на стендах или в промышленных условиях).

Цель работы - разработка методического комплекса, позволяющего исследовать гидродинамические и сепарационные процессы в СПП, обосновать и оптимизировать конструктивные и технологические решения при модернизации действующего оборудования и разработке перспективных аппаратов.

В качестве объектов исследования выбраны аппараты СПП-500-1, СПП-220М и СПП-1000.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:

1. Выполнить анализ отечественного и зарубежного опыта эксплуатации и опыта модернизации СПП энергоблоков АЭС, и на этой основе обосновать постановку задач исследований.

2. Проанализировать и обобщить результаты экспериментальных исследований СПП-500-1 на стендах и в промышленных условиях, и на этой основе сформировать базу экспериментальных данных.

3. Разработать и верифицировать на экспериментальных данных методический комплекс для численного моделирования СПП.

4. На основе вычислительного эксперимента выявить особенности и влияние элементов конструкции на гидродинамические и сепарационные процессы в СПП-500-1.

5. Предложить проекты модернизации СПП-220М и СПП-1000.

6. Обобщить результаты исследований и разработать рекомендации по модернизации существующих и созданию перспективных конструкций СПП.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработан и верифицирован на экспериментальных данных методический комплекс (расчетные модели на базе программного продукта ANSYS CFX и база экспериментальных данных) для численного моделирования двухфазных потоков в СПП.

2. На основе вычислительного эксперимента установлены закономерности и выявлены особенности протекания гидродинамических процессов в сепарационной части СПП.

3. Создана база экспериментальных данных на основе обобщения и анализа результатов экспериментальных исследований гидродинамических и сепарационных процессов в СПП.

Практическая ценность работы определяется тем, что:

1. На основе аналитического обзора публикаций выявлены тенденции развития отечественных и зарубежных конструкций СПП для энергоблоков АЭС.

2. Разработанный методический комплекс позволяет на основе численного моделирования исследовать гидродинамические и сепарационные процессы в СПП, оптимизировать и обосновать конструктивные решения при модернизации действующего и создании новых конструкций СПП для АЭС.

3. В результате численного моделирования модернизированных СПП-500-1 (Ленинградской, Смоленской и Курской АЭС) установлено влияние элементов конструкции на характер протекания гидродинамических и сепарационных процессов в СПП; полученные данные позволяют анализировать условия работы аппаратов, а также обосновать мероприятия по повышению надежности и эффективности работы оборудования.

4. Предложены проекты модернизации СПП-220М и СПП-1000 для АЭС с реакторами ВВЭР, целесообразность и эффективность которых подтверждена теплогидравлическими расчетами.

5. Разработаны рекомендации по модернизации существующих и созданию перспективных конструкций СПП.

Методы исследования: компьютерное моделирование, расчетные исследования, сбор, анализ и обобщение экспериментального материала.

Автор защищает:

1. Методический комплекс (расчетные модели на базе программного продукта ANSYS CFX и базу экспериментальных данных) для численного моделирования двухфазных потоков в СПП АЭС; результаты верификации моделей на экспериментальных данных.

2. Результаты вычислительного эксперимента на натурных моделях СПП (закономерности и особенности протекания гидравлических процессов в сепарационных элементах СПП).

3. Рекомендации по модернизации существующих и проектированию перспективных конструкций СПП.

Достоверность и обоснованность результатов работы обеспечивается применением современных компьютерных средств численного моделирования (программный комплекс ANSYS CFX, лицензия 420725) и подтверждается удовлетворительным согласованием результатов численного моделирования с известными экспериментальными данными, полученными в стендовых и эксплуатационных условиях.

ГЛАВА 1 ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ И МОДЕРНИЗАЦИИ СПП 1.1 Обзор конструкций и опыта эксплуатации СПП 1.1.1 Отечественные конструкции СПП

История атомной энергетики в нашей стране начинается 27 июля 1954 года с пуском первой в мире атомной электростанции в г. Обнинске. Развитие атомной энергетики пошло по двум направлениям. Первое основывается на реакторах канального типа с кипящим водным теплоносителем и графитовым замедлителем: первоначальное название -реактор типа АМБ - «атом мирный большой»; позднее появилось - реактор большой мощности канальный (РБМК). Второе направление базируется на реакторах корпусного типа, в котором вода под давлением является и замедлителем, и теплоносителем - водо-водяной энергетический реактор (ВВЭР).

Типоразмерный ряд турбин насыщенного пара берет начало с турбоустановок АК-70-30 и АК-75-30, мощностью 70 и 75 МВт, соответственно, рассчитанных на давление 2,95 МПа, температуру 233°С и начальную влажность не выше 1%. Эти турбины проектировались для I и II блоков НВАЭС и изготавливались на Харьковском турбогенераторном заводе ХТГЗ.

Турбины представляли собой одновальные двухцилиндровые (ЦВД и ЦНД) агрегаты конденсационного типа. Головной образец турбины АК-70-30 был выпущен в 1960 году [20]. Турбины этой серии не имели перегрева пара. Поэтому после повышения влажности пара за ЦВД до 13^14% требовалось снизить его влажность перед ЦНД до уровня не выше 1%. Это было необходимо для сведения к минимуму эрозионных повреждений лопаточного аппарата последних ступеней и повышения термического КПД турбоустановки.

Эффективных устройств для сепарации влаги из рабочего пара в проточной части турбины в тот период еще не было. Поэтому было принято решение о применении внешней сепарации в выносных сепарационных устройствах [21].

На первых этапах разработки выносных турбинных сепараторов в качестве возможной базы для их создания рассматривались результаты достаточно широких исследований, проводившихся в ЦКТИ, МОЦКТИ, МЭИ, ВТИ и ряде других организаций, по сепарации влаги из пара применительно к условиям, имеющим место в котельных агрегатах.

Зарубежные фирмы тоже проводили исследования по созданию выносных сепараторов для влажнопаровых турбоустановок АЭС, однако работы эти были закрытыми. Исследователям и конструкторам ЦКТИ пришлось искать решение этой важной проблемы самостоятельно [22]. Принципиальная схема вертикальных выносных жалюзийных сепараторов для турбоустановок 70^75 МВт в 1954 году была предложена и запатентована [69] сотрудниками ЦКТИ К.А. Блиновым и Ю.В. Лабинским. Конструкция первого сепаратора для турбины НВАЭС представлена на рисунке 1.1. Сепаратор состоит из следующих узлов: корпуса 1 (с внутренним диаметром 2,5 м), конического раздающего жалюзийного коллектора 2 и вертикального жалюзийного сепаратора 3 (с внешним диаметром 2,23 м).

Корпус имеет верхнее и нижнее конические днища 5 и 6. Верхнее днище по малому диаметру соединяется с патрубком подвода влажного пара А из ЦВД турбины, а по большому - с обечайкой корпуса. На этом днище имеется патрубок Б отвода осушенного пара. Коллектор 2 в нижней части снабжен трубой 7, по которой в водяной объем сепаратора поступает часть влаги, отсепарированной внутренними поверхностями образующих его штампованных (сварных) конических воронок-жалюзи. Основной рабочий объем сепаратора образован верхней крышкой 8, паросборным цилиндром 4 и нижним внутренним коническим днищем 9, к которому приварен патрубок 10. Патрубок 11 вместе с наружным коническим днищем 6 образуют водяной объем сепаратора. Нижние концы входящих в него концентрически расположенных относительно друг друга патрубков 7 и 10 создают систему гидрозатворов между основными зонами аппарата, в которых осуществляется процесс сепарации влаги. Гидрозатворы препятствуют проходу осушаемого пара мимо сепарирующих элементов - коллектора 2 и сепаратора 3. Отвод отсепарированной влаги осуществляется через патрубок В. В паросборном цилиндре 4 для прохода пара сделано около

10500 отверстий диаметром 10 мм. Они расположены на горизонтальных окружностях, шаг между которыми постоянно уменьшается с 51 мм между верхними рядами отверстий до 25,6 мм между их нижними рядами. Это способствует выравниванию распределения расходов влажного пара по высоте рабочего объема сепаратора и скоростей пара на входе в жалюзийный сепаратор 3.

Рисунок 1.1 - Выносной жалюзийный сепаратор конструкции ЦКТИ для турбин АК-70-30 и АК-75-30 Ново-Воронежской АЭС:

1 - корпус; 2 - конический раздающий жалюзийный коллектор; 3 - вертикальный жалюзийный сепаратор; 4 - перфорированный паросборный цилиндр; 5 - верхнее коническое днище; 6 - нижнее коническое днище; 7 - труба отвода в водяной объем

сепаратора части влаги; 8 - верхняя крышка; 9 - внутреннее коническое днище; 10 - патрубок; 11 - водяной объем сепаратора; А - подвод влажного пара; Б - отвод осушенного пара; В - отвод отсепарированной влаги

Процесс влагоотделения в сепараторе происходит следующим образом. В коллекторе 2 начинается процесс разделения пара и влаги вследствие снижения скорости движения пара в нем. Выделившаяся на этом участке влага стекает в водяной объем сепаратора, а пар поступает в каналы переменных направлений, образованных коническими воронками-жалюзи, которые и составляют коллектор. При движении влажного пара по этим каналам происходит первичная («грубая») сепарация капельной влаги. После

коллектора пар по радиальным траекториям движется с быстро уменьшающимися скоростями от центра аппарата к расположенному по периферийной окружности вертикальному жалюзийному сепаратору 3, в котором и происходит окончательная сепарация капельной влаги из пара. Осушенный пар отводится из кольцевого пространства, образованного корпусом 1 и паросборным цилиндром 4. Конструкция первого сепаратора прошла поэтапную отработку конструкции - были проведены испытания на воздухо-водяном и паровом стендах, а также промышленные испытания натурного сепаратора [21, 22].

Опыт эксплуатации этих аппаратов на турбинах АК-70-30 (три машины) I блока НВАЭС, турбинах АК-75-30 (пять машин) II блока НВАЭС и АЭС Норд в ГДР в течение 140-150 тыс. ч (всего 16 аппаратов) таков [22]: замечаний к работе аппаратов не было; необходимости проведения ремонтов (включая внеплановые ремонтные работы на данном оборудовании) в процессе всего периода эксплуатации не возникало.

После вывода из эксплуатации I и II энергоблоков НВАЭС и демонтажа аппаратов замечаний по их состоянию не было. Визуальный осмотр состояния наружной и внутренней поверхностей каждого из входных жалюзийных коллекторов сепараторов показал, что следов коррозии и эрозии металла нет, солевые отложения на металлических поверхностях отсутствуют. На рисунке 1.2 показан внешний вид после демонтажа конического восьмигранного входного коллектора, на котором осуществлялась предварительная сепарация, а на рисунке 1.3 - укрупненный внешний вид его жалюзийных элементов.

Не обнаружено следов коррозии и эрозии металла, солевых отложений и иных повреждений при осмотрах других важных элементов конструкции: кольцевых сепараторов, внутри которых проходят трубы отвода сепаратора (см. рисунок 1.4), дырчатых листов (перфорированной цилиндрической стенки внутреннего корпуса) и собственно корпусов сепараторов.

Приведенный пример конструкции сепаратора свидетельствует о высоком качестве разработки конструкции, правильной организации рабочего процесса разделения фаз, подтвержденной на модельных и натурных экспериментах, удачной компоновке аппаратов на площадке обслуживания турбины.

Рисунок 1.2 - Внешний вид конического Рисунок 1.3 - Внешний вид жалюзийных восьмигранного входного коллектора элементов коллектора [21]

после демонтажа [21]

Рисунок 1.4 - Внешний вид элементов кольцевого сепаратора [21]

В начале 70-х годов начинают применять СПП в мощных быстроходных турбинах. В СПП сепарация влаги объединяется с перегревом пара в одном аппарате. В тихоходных турбинах считается возможным ограничиться только промежуточной сепарацией без перегрева. Первые отечественные СПП представляли собой двухкорпусную конструкцию: в одном корпусе совмещены сепаратор и первая ступень пароперегревателя, а во втором - вторая ступень пароперегревателя. Данную конструкцию имел СПП-220 для турбины К-220-44 (ХТГЗ) [18].

Строительство атомных электростанций с водоохлаждающими реакторами потребовало создания турбин большой единичной мощности. Специфичность этих турбин обусловлена сравнительно низкими параметрами острого пара: установленные на Ленинградской АЭС (ЛАЭС)

турбины К-500-65/3000 мощностью 500 МВт имеют абсолютное давление насыщенного пара на входе 6,5 МПа. Для турбин, работающих на влажном паре, внешняя сепарация с промежуточным перегревом пара является необходимым условием обеспечения допустимой влажности в проточной части ЦНД.

К конструкции СПП предъявляется ряд технических и эксплуатационных требований: минимальный паровой объем при максимальной тепловой мощности, простота эксплуатации и ремонта, доступность промывки и консервации, возможность контроля плотности и обнаружения дефектов и т.п. С учетом этих требований в ЦКТИ был проведен широкий комплекс работ по проектированию, экспериментальному обоснованию и отработке СПП для турбин АЭС [23]. В результате был создан аппарат СПП-500 (конструкции ЦКТИ), обладающий большой компактностью при минимальном сопротивлении и мощностью, которая обеспечивала установку на каждый выхлоп ЦВД турбины по одному СПП (т.е. четыре СПП на турбину).

Все основные конструктивные элементы СПП-500 были исследованы и отработаны на специальных экспериментальных стендах, испытания проводились как на моделях, так и на натурных элементах, включая испытания головного аппарата.

СПП-500 представляет собой (см. рисунок 1.5) однокорпусной вертикальный аппарат, в котором размещены трубные пучки двух ступеней перегрева и сепарационное устройство. Пучки в виде спиральных змеевиков располагаются концентрично относительно центральной оси аппарата: в центре размещается пучок 5 перегревателя II ступени, а вокруг него - пучок 4 перегревателя I ступени. Сепарационное устройство, состоящее из пакетов 6 жалюзийных сепараторов и установленных перед ними (по ходу нагреваемого пара) направляющих лопаток 2, размещается по кольцу вокруг пучка I ступени перегревателя. Такая схема размещения сепаратора обеспечивает получение приемлемой скорости пара на жалюзи, отвечающей высококачественной сепарации. Как показали исследования, жалюзийные сепараторы СПП-500 работают в условиях 30%-ного запаса по нагрузке.

Рисунок 1.5 - Общий вид СПП-500 конструкции ЦКТИ для турбины К-500-65/3000 1 блока Ленинградской АЭС:

1 - корпус; 2 - направляющие лопатки; 3 - коническая парораздающая камера; 4 - трубный пучок I ступени перегрева; 5 - трубный пучок II ступени перегрева; 6 - сепарационные пакеты; А - вход влажного пара; Б - выход перегретого пара; В - вход греющего пара I ступени перегрева; Г - выход конденсата греющего пара I ступени перегрева; Д - вход греющего пара II ступени перегрева; Е - выход конденсата греющего пара II ступени перегрева; Ж - отвод сепарата из сепарационной части; З - отсос газовоздушной смеси; И - подвод воды для промывки трубных пучков

Перегреваемый пар движется в СПП по следующей схеме. Пар из ЦВД турбины через радиально расположенный во входной камере СПП патрубок А и кольцевую полость 3 вдоль стенки корпуса 1 подводится к пакетам направляющих лопаток 2 сепарационного устройства. По мере продвижения вниз пар равномерно распределяется по высоте жалюзийного сепаратора; при этом он частично осушается на направляющих лопатках и, развернувшись в радиальном направлении к центру аппарата, последовательно проходит сепарационные жалюзи 6, трубные пучки I и II ступеней перегревателя и далее через центральную цилиндрическую полость и верхний патрубок Б отводится из аппарата. После сепарационного устройства, в котором от пара отделяется большая часть влаги и осуществляется отвод сепарата из СПП, осушенный пар движется в межтрубном пространстве, омывает поперечным потоком трубные пучки и перегревается в них до заданной температуры.

Греющий пар конденсируется внутри спиральных труб. Подвод греющего пара (острого - в пучок II ступени, из отбора ЦВД - в пучок I ступени перегревателя) и отвод конденсата из каждой ступени осуществляются снизу. Таким образом, все концы спиральных труб оказываются доступными для ремонта и осмотра. При этом, как показали эксперименты на натурном аппарате [23], нижний подвод греющего пара в змеевики не влияет на устойчивость их работы, зависания конденсата в стояках и змеевиках в рабочих условиях не происходит, а конденсат, который может остаться в змеевиках или камерах во время стояночного режима, легко удаляется при подаче греющего пара.

К основным достоинствам СПП-500 относятся [24]:

- высокая единичная мощность СПП, обеспечивающая выбор минимального числа аппаратов на одну турбину при высоком перегреве пара;

- значительное уменьшение габаритов аппарата, что позволило произвести компоновку всех СПП под отметкой площадки обслуживания турбины;

- малое аэродинамическое сопротивление по тракту перегреваемого пара, составляющее 3,5% от начального давления;

- минимальный объем заполнения аппарата перегреваемым паром, что исключает необходимость установки отсечных клапанов;

- минимальная длина главных паропроводов перегреваемого пара;

- сниженный расход конструкционного материала;

- высокая технологичность изготовления аппарата, допускающая создание на заводе-изготовителе поточных линий серийного изготовления СПП и обеспечивающая унификацию как аппарата в целом, так и отдельных его узлов;

- возможность ремонта трубного пучка перегревателя без вскрытия полости аппарата и демонтажа главных паропроводов.

СПП-500 был применен на первом блоке Ленинградской АЭС в начальный период эксплуатации, в ходе которой имели место повреждения только стенок II ступени на высоте до 600 мм над трубными досками камер греющего пара [28]. Повреждения имели вид многочисленных сквозных и поверхностных поперечных трещин, развивающихся снаружи вовнутрь труб. Многие трубы имели вторичные повреждения в результате ударов и трения о

ранее оторвавшиеся трубы и дистанционирующие решетки. На всех трубах стояков наблюдались участки, на которых происходило упаривание влаги.

На основании расчетов, выполненных в ЦКТИ, а также анализа отложений и повреждений стояков в работе [24] была сформулирована гипотеза о причинах повреждений, согласно которой к повреждениям приводили пульсации температур, вызванные забросом влаги с плоского днища СПП на перегретую поверхность стояков. Попадание влаги с температурой 130°С (в пусковых режимах 40°С) на стояки II ступени, обогреваемые конденсирующимся паром с температурой 280°С, приводило к появлению термоусталостных трещин в коррозионно-активной среде на поверхности труб диаметром 18*1,4 мм. Появление влаги на днище (особенно при пуске СПП) обусловлено как особенностями его конструкции и компоновки, так и недостаточным дренажом с днища СПП. Наличие влаги было подтверждено как замерами температур нагреваемого пара, так и замерами температур днища в районе вварки в него камер греющего пара, а также специальными измерениями с помощью разработанного в ЦКТИ термопарного уровнемера.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Легкоступова Вера Васильевна, 2018 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Федеральная целевая программа «Развитие атомного энергопромышленного

комплекса». Утверждена постановлением Правительства Российской Федерации от 2 июня 2014 года № 506-12 (с изменениями, утвержденными Правительством Российской Федерации от 28 марта 2017 года № 344-11).

2. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года. - М., 2015. - 98 с.

3. Рутберг Ф.Г., Петреня Ю.К., Кругликов П.А. Технико-экономические характеристики и возможности мероприятий по обновлению энергооборудования на электростанциях России // Фундаментальные исследования в технических университетах: Материалы X Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы, 18-19 мая 2006 года, Санкт-Петербург. - СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2006. - С. 39-53.

4. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2017 г. № 1209-р.

5. Терентьев И.К. Разработка перспективных конструкций сепараторов-пароперегревателей и парогенераторов / И.К. Терентьев, А.М. Маринич, Б.Л. Паскарь [и др.] // Труды ЦКТИ. 1988. № 242. - С. 3-12.

6. Анапольский А.В. Отработка аппаратов СПП-220 в стендовых и промышленных

условиях / А.В. Анапольский, П.А. Андреев, С.А. Дмитриев [и др.] // Труды ЦКТИ. 1977. № 145. - С. 5-12.

7. Сапелов В.В. Исследование и модернизация промежуточного сепаратора-пароперегревателя СПП-500-1 на Ленинградской АЭС / В.В. Сапелов, А.И. Бакаев, Л.Л. Бачило [и др.] // Труды ЦКТИ. 1982. № 200. - С. 93-103.

8. Винер С.Л. Исследование работы пароперегревателя СПП-1000 турбоустановки

К-500-60/1500 на V блоке Нововоронежской АЭС / С.Л. Винер, Б.М. Леках, В.В. Сапелов [и др.] // Труды ЦКТИ. 1983. №.202. - С. 77-82.

9. Волков А.П. Испытания промежуточных сепараторов-пароперегревателей турбины К-220-44/3000 на Кольской АЭС / А.П. Волков, Г.Е. Келин, В.Н. Рандин [и др.] // Теплоэнергетика. 1977. № 7. - С. 28-31.

10. Теплицкий М.Г. Исследование экономичности турбоустановки К-1000-60/1500 ХТЗ и энергоблока 1000 МВт Южно-Украинской АЭС / М.Г. Теплицкий [и др.] // Теплоэнергетика. 1986. № 12.

11. Бузлуков В.А. Натурные испытания турбоустановки К-1000-60/1500-2 ПО АТ ХТЗ на Запорожской АЭС / В.А. Бузлуков [и др.] // Теплоэнергетика. 1989. № 2.

12. Дергач А.А. Исследование теплоотдачи и температурного режима при обтекании влажным паром вертикальных и горизонтальных труб / А.А. Дергач, Б.Л. Паскарь, С.В. Словцов [и др.] // Труды ЦКТИ. 1992. № 269. - С. 37-45.

13. Мухачев В.Л. Условия работы теплопередающих поверхностей сепараторов-пароперегревателей при вертикальном исполнении конденсаторов / В.Л. Мухачев, В.В. Панин // Энергомашиностроение. 1989. № 6. - С. 34-37.

14. Мухачев В.Л. Разработка промперегревателя турбоустановки с исключением дефицита расхода греющего пара в СПП / В.Л. Мухачев, Б.П. Симкин // Труды ЦКТИ. 1992. № 269. - С. 94-98.

15. Федорович Е.Д. Экспериментальное исследование возможности работы СПП в режиме с подтоплением кассет / Е.Д. Федорович, Б.С. Фокин, О.П. Кректунов // Отчет НПО ЦКТИ. 1990. № 102034/0-12588.

16. Артемов Л.Н. Параллельная работа сепараторов-пароперегревателей на четвертом блоке НВ АЭС / Л.Н. Артемов, В.Ф. Десятун, Б.А. Крейдин // Теплоэнергетика. 1977. № 12. - С. 18-23.

17. Научно-техническое сопровождение работ по обоснованию выбора устройств предварительной сепарации пара для турбин АЭС концерна «Росэнергоатом» типа К-1000-60/1500-1(2), К-500-65/3000, К-500-60/1500, К-220-44, в том числе обоснование эффективности применения предсепарации для турбин АЭС концерна «Росэнергоатом» п.7.3.6. Плана мероприятий по повышению безопасности АЭС ФГУП концерна «Росэнергоатом» на 2006 г. // Отчет ЦКТИ. 2006. №153-06/2.

18. Филиппов Г.А., Поваров О.А. Сепарация влаги в турбинах АЭС. - М.: Энергия, 1980. - 320 с.

19. Судаков А.В. Сепараторы-пароперегреватели зарубежных фирм / А.В. Судаков, В.В. Легкоступова. - СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2015. - 103 с.

20. Паротурбинные установки атомных электростанций / Под ред. Ю.Ф. Косяка. -М.: Энергия, 1978. - 312 с.

21. Пермяков В.А. Создание и эксплуатация первых выносных сепараторов турбин АЭС / В.А. Пермяков, А.В. Судаков, С.В. Словцов [и др.] // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2008. Основной выпуск № 2. - С. 166-171.

22. Пермяков В.А. Для первой промышленной АЭС / В.А. Пермяков // Энергосбережение и водоподготовка. 2005. № 2. - С. 51-54.

23. Андреев П.А. Промежуточный сепаратор-пароперегреватель для турбин Ленинградской АЭС / П.А. Андреев, Б.А. Гершевич, П.М. Парамонов [и др.] // Энергомашиностроение. 1974. № 10. - С. 1-4.

24. Шишкин А.А. Опыт эксплуатации промежуточных сепараторов-пароперегревателей турбин Ленинградской АЭС / А.А. Шишкин, Е.Д. Федорович // Труды ЦКТИ. 1981. Вып.189. - С. 3-9.

25. Андреев П.А. Сепараторы-пароперегреватели для АЭС с водоохлаждаемыми реакторами / П.А. Андреев, Л.Н. Артемов, А.Ф. Баканов [и др.] // Энергомашиностроение. 1977. № 5.- С. 22-24.

26. Машиностроение. Энциклопедия. Турбинные установки. T.IV-19 / В.А. Рассохин, Л.А. Хоменок, В.Б. Михайлов [и др.], под ред. Ю.С. Васильева. - М.: Машиностроение, 2015. - 1030 с.

27. Петкевич И.Л. Исследование надежности сепаратора-пароперегревателя для РБМК-1000 / И.Л. Петкевич, А.В. Судаков // XXXIII Неделя науки СПбГПУ. Материалы межвузовской научно-технической конференции. 2005. - С. 154155.

28. Егоров М.Ю. Теплообмен в промежуточных сепараторах-пароперегревателях типа СПП-500 влажнопаровых турбин АЭС / М.Ю. Егоров, Е.Д. Федорович // XXXVI Неделя науки СПбГПУ. Материалы межвузовской научно-технической конференции. 2007. - С. 154-155.

29. Егоров М.Ю. Варианты модернизации сепараторов-пароперегревателей Ленинградской АЭС / М.Ю. Егоров // Материалы докладов XIV Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов». 2007. - С. 104-105.

30. Гредасов П.О. Модернизация сепараторов-пароперегревателей СПП-500-1 турбоустановок Ленинградской АЭС / П.О. Гредасов // Сборник тезисов докладов XII Международной молодежной научной конференции «Полярное сияние 2009». 2009. - С. 30-34.

31. Троянский Б.М. Внешние сепараторы и промперегреватели турбин АЭС / Б.М. Троянский, О.А. Поваров // Энергохозяйство за рубежом. 1976. № 6. - С. 21-28.

32. Троянский Б.М. Новые конструкции сепараторов зарубежных турбоустановок / Б.М. Трояновский // Теплоэнергетика. 1986. № 1. - С. 70-73.

33. Сорокин Ю.Л. Тенденции в развитии сепарационных устройств промежуточных турбинных сепараторов-пароперегревателей АЭС за рубежом /

Ю.Л. Сорокин, Л.Н. Демидова, Е.М. Филатова // Энергомашиностроение. 1982. № 1. - С. 43-45.

34. Пат.№ US 7 993 426 B2 США Moisture Separator / Issaku Fujita, Nobuki Uda, Jiro Kasahara; заявитель и патентообладатель Mitsubishi Heavy IndustriesLtd., Tokyo, Japan // заявл. 10.01.2007, опубл.09.08.2011, appl.No 12/309 918. - 29 c.

35. Судаков А.В. Сепаратор-пароперегреватель для перспективных блоков АЭС с ВВЭР / А.В. Судаков, В.В. Силин, А.М. Маринич [и др.] // Надежность и безопасность энергетики. 2011. № 1(12). - С. 66-70.

36. Агеев А.Г., Карасев В.Б., Серов И.Т. и др. Сепарационные устройства АЭС. -М.: Энергоиздат, 1982. - 169 с.

37. Сорокин Ю.Л. Исследование жалюзийных сепараторов / Ю.Л. Сорокин // Энергомашиностроение. 1961. № 2. - С. 5-9.

38. Глущенко Н.Н. Исследование жалюзийного сепаратора / Н.Н. Глущенко, В.А. Шварц, Ю.Л. Сорокин [и др.] // Энергомашиностроение. 1972. № 5. - С. 37-38.

39. Белоусов В.Д. Разработка и промышленное внедрение центробежных модулей сепараторов-пароперегревателей турбоустановок АЭС / В.Д. Белоусов, В.К. Буров, В.Ф. Константинов [и др.] // Теплоэнергетика. 2008. № 5. - С. 20-23.

40. Трифонов Н.Н. Разработка технических решений по обеспечению устойчивой работы системы промежуточной сепарации и перегрева пара для турбоустановки К-1000-60/3000 / Н.Н. Трифонов, Е.В. Коваленко, Е.К. Николаева, В.Б. Тренькин // Теплоэнергетика. 2012. № 9. - С. 17-21.

41. Десятун В.Ф. Исследование устойчивости параллельно работающих пароконденсирующих систем промежуточных сепараторов-паропергревателей турбин АЭС / В.Ф. Десятун, А.Л. Лубны-Герцык // Труды ЦКТИ. 1981. Вып. 189. - С. 130-137.

42. Гольдштейн А.Д. Некоторые аспекты повышения надежности тепломеханического оборудования АЭС / А.Д. Гольдштейн, П.А. Кругликов, Е.В. Федер [и др.] // Труды ЦКТИ. 2002. Вып. 282. - С. 75-83.

43. Самусев Л.Е. Повышение надежности работы СПП-500-1 в пусковых и ремонтных режимах / Л.Е. Самусев, И.К. Гасанов, А.Н. Ананьев [и др.] // Труды ЦКТИ. 2002. Вып. 285. - С. 191-197.

44. Ананьев А.Н. Уплотнение камер СПП-500-1 турбоустановки К-500-65/3000 / А.Н. Ананьев, И.К. Гасанов, В.П. Мартынов [и др.] // Труды ЦКТИ. 2002. Вып. 285. - С. 210-212.

45. Мухачев В.Л. Условия работы модулей труб отвода конденсата СПП-500-1 на Чернобыльской АЭС / В.Л. Мухачев, А.В. Некрасов, В.Ю. Пикус [и др.] // Энергомашиностроение. 1988. № 10. - С. 38-41.

46. Судаков А.В. Модернизация сепараторов-пароперегревателей СПП-500-1 турбоустановок Ленинградской АЭС / А.В. Судаков, В.В. Легкоступова // Теплоэнергетика. 2015. № 3. - С. 16-21. - Пер. ст.: Sudakov A.V. Upgrading the SPP-500-1 Moisture Separators-Steam Reheaters Used in the Leningrad NPP Turbine Units / A.V. Sudakov, V.V. Legkostupova // Thermal Engineering. 2015. Vol. 62. No. 3. - PP. 171-176.

47. Трояновский Б.М. Турбины для атомных электростанций. - М.: Энергия, 1978. - 232 с.

48. Трояновский Б.М. Из опыта эксплуатации турбин насыщенного пара АЭС / Б.М. Трояновский, Ю.Ф. Косяк, М.А. Вирченко [и др.] // Теплоэнергетика. 1977. № 2. - C. 14-22.

49. Судаков А.В. Методика оценки эффективности работы СПП, мероприятия по совершенствованию СПП / А.В. Судаков // Безопасность атомной энергетики: материалы конференции. - М., Росэнергоатом, 2006. - С. 131-143.

50. Судаков А.В., Фокин Б.С. Парогенераторы и теплообменное оборудование АЭС. - СПб.: НПО ЦКТИ, 2005. - 254 с.

51. Kaatz M. Versuche am Wasserabscheider POWERVANE. Versuche und Stromungsoptimierung am PERSPEX-Model / M. Kaatz, H. Hoffmann // Balcke Durr. 2007. - 9 с.

52. Готовский М.А. Результаты испытаний модернизированных сепараторов-пароперегревателей турбоустановки К-500-65/3000 энергоблока № 4 Ленинградской АЭС / М.А. Готовский, Б.С. Фокин, М.Я. Беленький [и др.] // Теплоэнергетика. 2012. № 2. - С. 27-32.

53. Егоров М.Ю. Результаты модернизации сепараторов-пароперегревателей турбоустановок на четвертом блоке Ленинградской АЭС / М.Ю. Егоров, К.В. Соколов, М.А. Блинов [и др.] // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2011. № 3 (130). - С. 263-272.

54. Hoffmann H. Эксперименты с воздухом и водой на модели СПП-500 Курской АЭС / H. Hoffmann, B. Bonati // Отчет № 289. 2011. - 17 с.

55. Разработка документации, проведение испытаний головных образцов СПП ТГ-5 Курской АЭС с модернизированной пароперегревательной частью // Отчет ЦКТИ. 2012.

56. Разработка документации, проведение испытаний, анализ эффективности модернизации и разработка мероприятий по обеспечению СПП ТГ-1^4 (с установкой «входных» устройств сепарационной части), СПП ТГ-7 (модернизация пароперегревательной части) Курской АЭС // Отчет ЦКТИ. 2013.

57. Программный комплекс ANSYS CFX // База знаний студента-инженера [электр. ресурс] URL: http://student-engmeer.pro/mdex.php?page=ansys/cfx/cfx (дата обращения: 18.10.2013).

58. Хитрых Д.Н. Отвечаем на письма читателей cfd-blog.ru. Ноябрь 2015 // Гидрогазодинамика.РФ [электр. ресурс] URL: http://www.cfd-blog.ru/otvechaem-na-pisma-chitatelej-cfd-blog-ru-noyabr/ (дата обращения: 21.11.2015).

59. РТМ 108.020.107-84. Сепараторы-пароперегреватели турбин АЭС. Расчет и проектирование.

60. Легкоступова В.В. Эффективность модернизации сепаратора-пароперегревателя СПП-500-1 / В.В. Легкоступова, А.В. Судаков // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2016. № 4 (254). - С. 173-181.

61. Легкоступова В.В. Эффективность применения предварительного сепаратора на Курской АЭС: экспериментальная и расчетная оценка / В.В. Легкоступова, А.В. Судаков // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2017. № 1 (23). - С. 69-81.

62. Легкоступова В.В. Эффективность модернизации сепараторов-пароперегревателей СПП-500-1 / В.В. Легкоступова // Инновации в атомной энергетике: сб. докладов конференции молодых специалистов (23-24 мая 2017 г., Москва). - М.: Изд-во АО «НИКИЭТ», 2017. - С. 259-268.

63. Разработка документации в объёме технического предложения по модернизации СПП-220М для АЭС Ловиса // Отчет ЦКТИ. 2012.

64. Денисов К.Н. Расчетно-экспериментальное обоснование параметров и конструкции СПП для перспективных блоков АЭС с ВВЭР: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 05.14.03. ОАО «НПО ЦКТИ им. И.И. Ползунова, Санкт-Петербург, 2013.

65. Легкоступова В.В. Модернизация сепараторов-пароперегревателей энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 / В.В. Легкоступова, А.В. Судаков // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Естественные и инженерные науки. 2017. № 3 (23). - С. 61-73.

66. Легкоступова В.В. Модернизация СПП для энергоблоков АЭС с ВВЭР / В.В. Легкоступова // VII Научно-практическая конференция молодых ученых и

специалистов атомной отрасли «КОМАНДА 2017»: тезисы выступлений. -СПб.: Изд-во СПбГЭУ, 2017. - С. 113-115.

67. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1980. - 424 с.

68. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. - М.: Машиностроение, 1992. - 672 с.

69. А.с. № 10160. Линейный вертикальный паросепаратор / К.А. Блинов, Ю.В. Лабинский // 04.08.1955.

70. Судаков А.В. Модернизация сепараторов-пароперегревателей энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 / А.В. Судаков, В.В. Легкоступова, К.А. Григорьев, П.А. Кругликов // Надежность и безопасность энергетики. 2018. Т. 11. № 1. - С. 75-82.

71. Патент РФ на полезную модель № 88774. Сепаратор пароперегреватель турбины атомной электрической станции / Маринич А. М., Судаков А. В., Бальва Л. Я., Денисов К. Н., Лисянский А. С. - Заявл. 16.07.2009. Опубл. 20.11.2009. Бюл. 32.

ПРИЛОЖЕНИЕ А Картограммы разрушения элементов сепарационной части СПП-500-1 турбогенераторов ТГ-1- ТГ-6 Курской АЭС

СГП-23 Ст-21

СПП-33 СПП-31

Рисунок А.9 - Картограмма разрушения элементов СПП ТГ-5 Курской АЭС в 2011-2012 гг.

СПП-53 СПП-51

10 9 СПП-54-

СПП-63 СПП-61

10 9 СПП-64

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Результаты верификационных расчетов

Все результаты расчетов, приведенные в Приложении Б, относятся к моделям СПП-500-1, выполненным в масштабе 1:4 к натурным образцам.

Б.1 Верификация расчетных моделей на экспериментальных данных, полученных на стендовой модели Ре^рех (с жалюзийными пакетами

Powervane) в опытах на воздухе

а) б)

Рисунок Б.1 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости воздушного потока по сепарационным блокам в экспериментах и верификационных расчетах модели Регврех РУ-1 (угол подвода среды к входному патрубку модели в = 0°; усредненная степень перфорации листов, установленных на входе в

сепарационные блоки, ф = 0,28)

а) б)

Рисунок Б.2 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости воздушного потока по сепарационным блокам в экспериментах и верификационных расчетах модели Ре^рех РУ-2 (в = 0°; ф = 0,27)

а) б)

Рисунок Б.3 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости воздушного потока по сепарационным блокам в экспериментах и верификационных расчетах модели Ре^рех РУ-3 (в = 0°; ф = 0,23)

а) б)

Рисунок Б.4 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости воздушного потока по сепарационным блокам в экспериментах и верификационных расчетах модели Ре^рех РУ-4 (в = 28°; ф = 0,23)

Б.2 Верификация расчетных моделей на экспериментальных данных, полученных на стендовых моделях СПП с перфорированными разделителями и предварительным сепаратором Powersep в опытах на воздухе

Рисунок Б.5 - Распределение относительной скорости воздушного потока по сепарационным блокам в моделях исполнения А (исходная конструкция без перфорированных разделителей и предварительного сепаратора Powersep) (угол подвода среды к входному патрубку СПП в = 28°)

а)

б)

Рисунок Б.6 - Распределение относительной скорости воздушного потока по сепарационным блокам в моделях исполнения В с различными углами подвода среды к входному патрубку СПП: в = 0° (а) и в = 28° (б)

а) б)

Рисунок Б.7 - Распределение относительной скорости воздушного потока по сепарационным блокам в моделях исполнения С с различными углами подвода среды к входному патрубку СПП: в = 0° (а) и в = 28° (б)

Б.3 Верификация расчетных моделей на экспериментальных данных, полученных на стендовых моделях СПП с перфорированными разделителями и предварительным сепаратором Powersep в опытах на смеси воздуха с распыленной водой

Рисунок Б.8 - Распределение объемных долей воды, уловленной в сепарационных

блоках, в моделях СПП исполнения А (угол подвода среды к входному патрубку СПП в = 28°)

а) б)

Рисунок Б.9 - Распределение объемных долей воды, уловленной в сепарационных блоках, в моделях исполнения В с различными углами подвода среды к входному

патрубку СПП: р = 0° (а) и р = 28° (б)

а) б)

Рисунок Б.10 - Распределение объемных долей воды, уловленной в сепарационных блоках, в моделях исполнения С с различными углами подвода среды к входному

патрубку СПП: р = 0° (а) и р = 28° (б)

ПРИЛОЖЕНИЕ В Результаты вычислительного эксперимента на натурной модели сепарационной части СПП с пакетами Powervane

В.1 Графические результаты численного моделирования

Velocity

3.144е+001

- 1,572е+001

~■ 1.56Ве-003 [m s»-1]

Velocity

3.144е+001

~ 1568е-003 |ms»-1]

Velocity

1.280е+002

~ 1.034е-002 |т sM]

Velocity

1 280е+002

3.200е+001

™ 1 034е-002 [т

Velocity

■ 8.320е+001

6-240е+001

4.161е+001

2.081 е+001

L 1.613е-002

¡ms»-1]

Velocity

8.320e+001

~ 1 613e-002 [m s*-1]

тшш1

Velocity

1.690e-t-002

1.267e+002

8.449e+001

4.225e+001

~■ 2 957e-003 |m sA-1]

Velocity

1.690e+002

~ 2.957e-003 [msM]

б)

Velocity

г 6.210e+001

~■ 1-438e-003 Im sM]

Velocity

6-210e+001

~ 1 438&Ю03 [m sM]

Velocity

Ш 1.281e+002

У

L 4.097e-003 [m sM]

Velocity

ш 1-281e+002

I

L 4.097e-003 [m sM]

а) б)

\Zelocrty

г 8.365е+001

П

и 5.271 е-003 [т 84]

Уе1осЛу г 8-365е+001

— 5.271е-003 [т 5л-1]

\/е!ооИу

• 1 694е+002

1,270е+002

1 297е-002 [т «Ч)

УекюЛу

1.694е+002

1.297е-002

[т

Velocity

i.500e+001

L 0.000e+000 [msM]

Velocity

6.500e+001

~ 0.000e+000 [m sM]

Velocity

щ- 1,249e+002

: Jl ! I I

I

3.123e+001

- 1.167e-002 (m s"-1]

а) б)

Velocity

м-8.188е+001

У

L 6.458е-001 [m s*-1]

Velocity

™8.1B8e+001

У.

L 6-458e-001 [ms"-1]

Velocity I 1 651e+002

L 3.995e-002 [m s"-1]

Velocity

1.651e+002

—• 3.995e-002 [ms»-1]

а) б)

\Zelocity

¡—г 7.000е+001

1 О ОООе+ООО [т 11

\/е1осКу

шг 7.000е+001

1 О.ОООе+ООО [т зл-1]

\Zelocity

гшг 1 300е+002

.__.. . . ,,

■Л- ' - ' I -I ч: ■

1 О.ОООе+ООО (т ]

\/е1осг1у

Ш 1 -300е+002

о.ооое+ооо [тэМ]

Рисунок В.7 - Линии тока воздушного потока в моделях РУ-40 (а) и РУ-41 (б) (ф = 0,23) (на перекрытии блоков установлен перфорированный лист с ф = 0,25)

а)

б)

Рисунок В.8 - Линии тока влажного пара в моделях РУ-40 (а) и РУ-41 (б) (ф = 0,23) (на перекрытии блоков установлен перфорированный лист с ф = 0,25)

В.2 Результаты обработки данных численного моделирования

I 1

Скорость, и/с

2,0 4,0 6,0 3,0

И 4,43

И 4,30

ТЛЯ"

И 5,36

] 6,35 6,75

4"4

□ 6,73

□ (3= 0° ■ (5 = :з=

] 6.69 6,61

а)

Рисунок В.9 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости воздушного потока по сепарационным блокам в вариантах с различным углом в подвода среды во входную камеру в моделях PV-10 и PV-11 (усредненная степень перфорации листов, установленных на входе в сепарационные блоки, ф = 0,28)

I ^ =■

Скорость, м/с

4,0 6,0

5,21 5,67

■ 6,69

5.01

□ р = 0° ■ р = ;з:

В:

5,32 53

□ 5,35 Г ¡"4

6.34 ■ 7,23

6.09 ■ '6,35

6.09 ■' 6.40

□ 5,37 | 5.73

■ 6,73

13 5 "7

■ 5,37

г 7 =■

Скорость безразмерная

0,5 1,0

И 1,10

I 0,93 ■ 0,33

□ р= 0° ■ р = 23 =

0,96 I 0,97

0,96 ■ 1,00

126

0,96 ■ 1,00

□ 1,11

I 0,97

] 0.95 0,94

а) б)

Рисунок В.10 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости воздушного потока по сепарационным блокам в вариантах с различным углом в подвода среды во входную камеру в моделях PV-20 и PV-21 (ф = 0,27)

а) б)

Рисунок В.11 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости воздушного потока по сепарационным блокам в вариантах с различным углом ß подвода среды во входную камеру в моделях PV-30 и PV-31 (ф = 0,23)

а) б)

Рисунок В.12 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости воздушного потока по сепарационным блокам в вариантах с различным углом в подвода среды во входную камеру в моделях PV-40 и PV-41 (ф = 0,23) (на перекрытии блоков установлен перфорированный лист с ф = 0,25)

а)

б)

Рисунок В.13 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости влажного пара по сепарационным блокам в вариантах с различным углом ß подвода среды во входную

камеру в моделях PV-10 и PV-11 (ф = 0,28)

Рисунок В.14 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости влажного пара по сепарационным блокам в вариантах с различным углом в подвода среды во входную

камеру в моделях PV-20 и Р^21 (ф = 0,27)

Рисунок В.15 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости влажного пара по сепарационным блокам в вариантах с различным углом в подвода среды во входную

камеру в моделях PV-30 и Р^31 (ф = 0,23)

Рисунок В.16 - Распределение среднерасходной (а) и относительной (б) скорости влажного пара по сепарационным блокам в вариантах с различным углом в подвода среды во входную

камеру в моделях PV-40 и Р^41 (ф = 0,23) (на перекрытии блоков установлен перфорированный лист с ф = 0,25)

0.6

Вл но с гь осушенного пара у,%

0.7 0.8

0.5

□ 0.7 4"

I 01747

П 0.74 В 10.747

1 0.747 I о:?4^

□ 0.74В Г 3.746

И 0.745

10.74;

П0.745 Г 0.74 6

П0.745 Га. "44

ПО.-45 Г0.745

□ 0.74В Г 0.745

И 0.748 10.74 б

1 0.74" Г 0746

1 0.747 I 0.7?

а)

= 0= = 2В3

Блахвитыкртннното пара

1.6 0.7 О,В

1

2 }

4

5

6 7 В 5

10 11 12

10.73 Ш 0.745

] 0.67В

I 0744

] 0.70 В

I 0,744 10729

I 0.745

1.734 I" 0.743

1074 I 0.742

10.729 ■ 0.742

1074 I 0.742

10.734 ■ 0,743

10.73 ■I 0.743

] (1-695

I 0.742

Ю-6В

I 0.745

б)

0.5

= 0= = 2ВЭ

0.6

Бл еье. но с гь осушенного пара т,% 0,7 0,В

10,735 ■ 0,744

1 0.655

I 0.745

1 0.721 ■Н 0.744

10.732 ■I 0.743

10.73В ■ 0743

1 074 I 0.742

0741 I 0742

1 0.74 I 0.742

10.735 I 0.743

10.734 ■ 0.743

1 07Г

]0.6ВВ

I 0,742 I 0.743

в)

0.5

р = о=

В = 2В3

0.6

1

2

3

4

5

6 7 В 5

10 11 12

Ваа:кностъ осушенного пара у,%

0.7 О.В

] 0.652

] 071

I 0.744 10.721

I 0,742 I 0,744

1 0.704

1 0-655

I 0,744

ШЬ

44

10.733 ■ 0.743

1 0.741 I 0.742

10.726 Ш 0.741

1 0714

I 074

10.705

I 0.742

■ 0734 1 0.723

I 0.741

0.5

□ р = о=

■ е = 2В=

Рисунок В.17 - Распределение влажности отсепарированного пара на выходе из сепарационных блоков моделей РУ-10 и РУ-11 (а), РУ-20 и РУ-21 (б), РУ-30 и РУ-31 (в) и РУ-40 и РУ-41 (г) при различных углах в подвода среды к входному патрубку

модели

Объемная доля уловленной болы

0,070 0,07; 0,080 0,085

а)

0.083 I 0,083

0.083 I 0,083

0.083 I 0,083

0.083 I 0.083