Паросодержание

Влажность пара — отношение содержащейся в насыщенном паре капельной жидкости к общему количеству смеси фаз

,

где  — масса жидкой фазы,  — масса сухого пара. Аналогично определяется сухость пара

.

Обе величины могут, очевидно, принимать значения от 0 до 1. В расширенном понимании сухость пара, или паросодержание жидкостно-паровой смеси, можно определить через энтальпию среды и энтальпии насыщенной жидкости и сухого насыщенного пара как

.

Данная величина может быть отрицательной для недогретой до кипения воды и превосходить единицу для перегретого пара.


В технике[ | ]

При образовании насыщенного пара в котле часть воды остается в капельном состоянии. Также тепловые потери в трубопроводах приходят к дополнительному образованию конденсата, количество которого тем больше, чем выше был начальный уровень капельной влаги. В свою очередь, повышение доли конденсата ведёт к более интенсивным тепловым потерям. Кроме того, в котлах с перегревом пара унос влаги в пароперегреватель приводит к его быстрому загрязнению солями, растворимость которых в воде намного выше, чем в паре.

Для предотвращения уноса влаги в барабанах паровых котлов стремятся создать как можно большее зеркало испарения для снижения скорости среды, а также применяют специальные сепарационные устройства. Влажность пара на выходе из барабана удаётся снизить до 0,1—0,15 %[1]. Перед паро-паровым перегревателем на АЭС также используется сепаратор, из которого влага удаляется в систему регенерации, а пар с высокой сухостью идёт на перегрев.

Крупнодисперсная капельная влага в паре придаёт ему абразивные свойства, приводит к быстрому износу клапанов и всех мест, где поток изменяет направление (более плотные, чем пар, капли обладают большой инерцией и бьют в стенку). В турбинной технике конечная влажность пара ограничена по условиям износа лопаток и снижения КПД последних отсеков величиной 8—14 % (предел снижается с ростом окружной скорости)[2].

Способы снижения влажности пара[ | ]

По вышеприведённым и другим причинам в некоторых случаях в технике допустимо применять исключительно полностью сухой насыщенный или перегретый (хотя бы незначительно) пар. В то же время многие доступные источники пара выдают слегка или сильно влажный пар (реакторы РБМК и многие парогенераторы АЭС, барабанные котлы на выходе из барабана, испарители, большинство скважин ГеоТЭС, низкие отборы турбин и т. п.). Для снижения и ликвидации влажности пара применяют следующие типы устройств:

Сепараторы
Механически разделяют фазы. В большинстве случаев эффект основан на том, что при поворотах потока более тяжёлая жидкость выбрасывается из него центробежной силой, а также на её свойстве прилипать к некоторым материалам (в частности, стали, чугуну). Соответственно, бывают циклонные, жалюзийные паросепараторы. Они могут устанавливаться внутри барабана или в иных местах.
Перегрев пара

Первичный пароперегреватель устанавливается после испарительной поверхности теплоисточника (котла, парогенератора) перед подачей пара к месту использования; в большинстве крупных современных котлов он является неотъемлемой частью, иногда это отдельное устройство. После совершения работы в турбине пару можно сообщить дополнительную теплоту, после чего его влажность (если она была) убирается, а способность совершать работу (энтальпия) возрастает. На ТЭС и некоторых АЭС (в частности, в блоке БН-600) пар возвращают к источнику теплоты, где пропускают через специальный трубный пучок — промежуточный пароперегреватель. На значительной части АЭС пар в головной части турбины влажный изначально и дорабатывает до значительной влажности, затем его направляют в сепаратор, где по возможности удаляют влагу. Поскольку возвращать отсепарированный пар в парогенератор неудобно и ненадёжно, его перегрев обеспечивают первичным паром в поверхностном теплообменном аппарате — паро-паровом перегревателе.

Дросселирование
Давление пара сбрасывается без совершения работы и отбора тепла, в итоге его энтальпия в конце процесса превышает энтальпию насыщенного пара при этом более низком давлении. Проблема заключается в том, что при параметрах примерно 235/3,08 МПа энтальпия насыщенного водяного пара имеет максимум; если дросселировать пар около линии насыщения более высоких параметров, его влажность сначала будет расти, что приведёт к быстрому износу редукционной установки и позволит получить сухой пар только низких параметров[3].

Паросодержание и скорости фаз в двухфазных потоках[ | ]

В двухфазных потоках пар и жидкость могут двигаться с разной скоростью: например, при подъёмном движении более плотные капли жидкости отстают от пара, а при опускном опережают его. Кроме того, при расчёте динамики движения таких потоков (например, при расчёте циркуляции в трубах испарительной поверхности котлов) важно соотношение не столько веса, сколько объёмов фаз.[4]

Скорость циркуляции
скорость воды, м/с, при температуре насыщения (плотность кг/м³), соответствующая расходу , кг/с, рабочего тела в канале сечением , м²
Приведённая скорость воды , пара
скорость, которую имела бы фаза, проходя через полное поперечное сечение
Истинные (среднерасходные) скорости пара и воды
, ,
где , м² — площадь сечения, занятая паром.
Относительная скорость пара
разность истинных скоростей пара и воды (, )
Скорость пароводяной смеси
отношение объёмного расхода, м³/с, смеси в трубе к её сечению
Массовое паросодержание
массовая доля расхода пара в потоке при , . Поскольку скорости фаз обычно не равны, при заборе пробы из трубы получается соотношение, не отражающее истинный перенос энтальпии потоком.
Объёмное расходное паросодержание
объёмная доля расхода пара в потоке при . При любом соотношении скоростей
Истинное (напорное) паросодержание
доля сечения трубы, занятого паром: . Эта величина (средняя по высоте) используется при расчёте напора , Па, естественной циркуляции: при высоте системы и плотности воды в опускной трубе
,

где м/с² — ускорение свободного падения. Поскольку движение в обогреваемой трубе подъёмное, , и напор естественной циркуляции меньше, чем можно было бы предположить, исходя из значения кратности циркуляции.

Примечания[ | ]

  1. Зах Р. Г. Котельные установки. — М.: Энергия, 1968. — С. 156—158. — 352 с.
  2. Турбины тепловых и атомных электрических станций / Под ред. А. Г. Костюка, В. В. Фролова. — М.: Издательство МЭИ, 2001. — С. 131. — 488 с. — ISBN 5-7046-0844-2.
  3. Причём тем ниже, чем выше они на входе, например, из пара 7 МПа/286 °C с энтальпией 2772 кДж/кг может получиться всего примерно 0,88 МПа/174 °C
  4. Двойнишников В. А. и др. Конструкция и расчёт котлов и котельных установок: Учебник для техникумов по специальности «Котлостроение» / В. А. Двойнишников, Л. В. Деев, М. А. Изюмов. — М.: Машиностроение, 1988. — С. 164—167. — 264 с.

Источники[ | ]